公司业务与收入构成 - 公司对辅助服务的定义是为维持电力系统安全稳定运行、保证电能质量，由可调节资源提供的调峰、调频、备用、爬坡等服务 [1] - 公司表示，与电力生产所产生的收入相比，辅助服务对电力收入的贡献较低 [1]

行业投资评级 * 报告未明确给出统一的行业投资评级，但对具体子板块和公司给出了投资建议 [4] 核心观点 * 报告核心观点认为，国家完善发电侧容量电价机制，将推动火电商业模式从发电为主转向容量和辅助服务，火电行业或迎来容量电价超额上涨，其公用事业属性增强，业绩稳定性成为重要观测点 [2][3] * 政策将分类完善煤电、气电、抽蓄容量电价机制，并首次在国家层面明确电网侧独立新型储能容量电价机制 [2] * 火电盈利模型变革明确，区域差异将逐步扩大，需关注容量供需紧张地区容量电价的上涨，以及市场化交易对电量电价的弥补情况 [3] * 火电商业模型中，容量和辅助服务的权重增加，带动行业从关注度电利润走向关注单位装机利润（类ROE），从发电资产走向调节资源 [3] 政策关键要素总结 * **火电**：因部分地区煤电利用小时数快速下降，将补偿固定成本比例提升至不低于**50%**，并可进一步提升；煤电市场化交易电价下限不再统一执行**20%**，由各地合理确定；放宽长协签约比例要求，鼓励电价与成本变化结合 [2] * **抽水蓄能**：对**633号文**出台后开工的电站，实行弥补平均成本的一省一价的统一容量电价，电站可自主参与市场交易 [2] * **电网侧独立新型储能**：以煤电容量电价为基础，根据满功率连续放电时长/全年最长净负荷高峰持续时长确定折算比例，预计各省差异较大，例如甘肃省将最长净负荷高峰持续时长设置为**6小时** [2] * **可靠容量补偿**：在现货市场连续运行后，对本省机组可靠容量按统一原则补偿 [2] * **项目管控**：对于可靠容量充裕或用户经济承受能力较弱地区，严控新增调节性电源项目 [2] 投资建议与关注方向总结 * **整体板块**：关注板块部分权重龙头企稳，立足基本面进行布局 [4] * **关注方向一（央国企）**：关注央国企市值管理和资本运作诉求下对市值的诉求，尤其是相关计划较为明晰的公司 [4] * **关注方向二（火电）**：关注火电**Q1**业绩预期差带来的红利资产逻辑演绎；关注市值管理驱动叠加商业模式转型的火电公司，如华能国际电力股份、国电电力、华电国际电力股份、大唐发电**H**、内蒙华电、申能股份、建投能源、京能电力等 [4] * **关注方向三（水电）**：关注水电未来进入主汛期后，在低基数下的业绩改善和估值修复；报告指出长江电力股息率本周再创新高；可关注长江电力、国投电力、川投能源 [4] * **关注方向四（绿电与煤炭）**：双碳政策值得期待，绿电板块可关注年报一季报业绩发布后的补贴发放进程；若煤价在上半年电量同比低基数下有抬升，或逐步扭转电价单边向下的悲观预期，也可改善公用事业板块利润展望，建议关注煤炭行情演绎 [4] * **具体公司**：建议关注受益于煤制气及商业航天的九丰能源、水文超预期且拟收购集团资产的桂冠电力 [4]

文章核心观点 - 贵州省电力市场化改革历经十年取得显著成效 市场化交易电量从2015年的174亿千瓦时跃升至2025年的988.04亿千瓦时 十年增长4.7倍 累计交易电量超6900亿千瓦时 标志着电力从计划调配的“产品”转变为市场配置的“商品” 构建起多层次、广覆盖、高效能的“立体电力市场” [1] 交易品种：从单一到多元生态 - 交易品种实现从单一到多元的系统性突破 形成“全周期、多品种、高频率”的智慧交易生态 [2][3] - 交易周期实现全覆盖 涵盖多年、年度、多月、月度、周度及日前和实时现货 2025年4月起中长期市场按工作日连续开市 [3] - 交易品种多样化 在传统电能量交易基础上 推出绿色电力、辅助服务、需求响应等新品种 [3] - 交易方式灵活化 包括双边协商、集中竞价、挂牌、竞拍等多种方式并行 [3] - 创新市场主体不断涌现 2025年3月完成全省首份独立储能中长期交易 储能成为独立市场主体 2025年8月省内2家虚拟电厂参与填谷需求响应并实现商业化运行 [2][3] 交易规模：从量变到质变 - 绿色电力交易实现跨越式增长 从2022年0.313亿千瓦时的“零的突破” 跃升至2025年的104.69亿千瓦时 四年间增长超300倍 [4] - 市场化交易规模持续扩大 十年间市场化交易电量从174亿千瓦时跃升至近千亿千瓦时 占省内售电量比重超六成 [6] - 市场主体数量大幅增加且结构优化 市场化交易用户从498家增长至8500家 注册市场主体总数超1.1万家 市场结构从大型工业用户主导转变为大、中、小微企业共同参与 [6] - 绿电交易生态效益显著 截至目前已为贵州减少二氧化碳排放超370万吨 供给侧有172家新能源企业入市 需求侧从龙头企业延伸至社会品牌活动 [5] 交易范围：从省内到全域互联 - 跨省电力交易实现常态化 2025年7月贵州大龙电厂1机组电力转供湖南 标志着“黔电送湘”由临时支援转向跨电网经营区常态化交易 与湖南、重庆等周边省份已建立常态化交易机制 [6] - 作为“西电东送”南部通道关键枢纽长期支撑粤港澳大湾区 2016年以来“黔电送粤”累计送电量近4000亿千瓦时 “十四五”期间约达1900亿千瓦时 [7] - 积极融入全国统一电力市场建设 2025年6月贵州电力现货市场启动连续结算试运行 实现了与广东、广西、云南、海南等省在规则、机制与运营上的协同 按计划南方区域电力市场将于2026年转入正式运行 [7]

行业转型核心观点 - 火电行业正经历深刻变革，从传统强周期资产转型为电力系统核心调节资源，盈利模式从依赖电量电价转向容量电价与辅助服务主导，推动行业“公用事业化” [1] - 投资者需采用新研究框架，因传统聚焦“电量电价、煤价、装机规模、利用小时数”的周期要素框架已失效 [1] - 新框架下行业盈利稳定性大幅提升，ROE有望稳定在10%左右，估值体系将从PB估值转向股息率定价 [2][3][5] 行业逻辑重塑 - 火电功能定位从“电量提供者”转变为“调节保障者”，价值不再单纯依赖发电规模 [1] - 火电装机占比从2015年的66%降至2025年7月末的40%，发电量占比从74%降至65%，利用小时数持续下行 [1] - 市场化交易推进弱化传统要素影响，月度与现货电价占比提升，峰谷价差走阔，企业可通过优化报价策略提升度电收入 [2] 新盈利框架的三大核心 - 容量电价成为盈利压舱石，2024-2025年多数省份为100元/千瓦·年，2026年将普遍提升至165元/千瓦·年，部分省份可达230元/千瓦·年 [2] - 容量电价对华能国际、华电国际的2024年利润贡献占比分别达89%、77% [2] - 辅助服务收入持续增长，华能国际该净收入从2022年14.73亿元增至2024年24.58亿元，2025年上半年达10.81亿元，与发电量脱钩 [3] - 煤电联动机制完善使电价更及时反映煤价波动，平滑成本影响 [3] 行业积极态势与财务改善 - 多家火电企业发布市值管理方案，通过回购、增持、分红等方式稳定股价 [3] - 火电板块扣除永续债后的归母所有者权益2023-2024年增长8.2%，2025年上半年再增3.5% [4][5] - 板块永续债规模开始下降，2025年上半年已降至1982亿元 [5] - 2025年上半年A股火电板块实现经营性现金流净额1440亿元，同比增29.4%，自由现金流达389亿元 [5] - 2025年上半年火电板块分红总额同比增长91%，部分企业承诺2025-2027年较高绝对分红金额和比例 [5] 投资布局建议 - 建议围绕三条主线布局：业绩底部向上的龙头企业、承诺高分红的标杆企业、盈利稳定的区域龙头 [5]

市场建设现状 - 全国统一电力市场已初步建成，全球最大电力交易市场进入2.0阶段 [1] - 市场交易品种齐全，涵盖现货、中长期、辅助服务、绿电绿证 [1] - 交易范围覆盖全国，实现省内、省间交易，并跨越国家电网、南方电网、蒙西电网等区域 [1] 市场规则与监管 - 已形成“1+6”基础规则体系，为不同范围和品种的交易提供统一依据 [1] - 市场监管趋严，精准打击违反规则、不当干预及扰乱市场秩序等行为 [1] 市场规模与参与主体 - 市场经营主体数量突破97万家，大部分电源和全部工商业用户已进入市场 [1] - 受益于超大规模市场优势，今年前三季度市场交易电量达4.9万亿千瓦时，占全社会用电量63.4% [1] - 交易电量稳居全球首位，规模接近欧盟的两倍 [1] 价格形成机制 - 价格透明度提高，已全面取消工商业目录电价 [1] - 精准核定电网输配电价，建立起市场化电价形成机制，使电力价格更科学合理地反映供需 [1] 未来发展升级方向 - 将持续完善全国统一电力市场体系，建立健全容量补偿机制 [1] - 持续推动新能源更好参与市场，合理保障其收益并明确发展预期 [1] - 分步骤有节奏推动燃气、水电、核电等参与市场 [1] - 建立健全适应新型储能、虚拟电厂、负荷聚合商等灵活性资源参与的市场机制 [1]

论坛与报告发布 - 第二届国际能源可持续发展（ESG）论坛在崇礼举办，主办方为中国能源研究会，承办方为中国能源研究会能源金融与法律分会和北京万家绿色信用评级有限公司，协办方为上海电力大学及其能源电力发展战略研究中心 [1] - 上海电力大学副校长张波发布了《一带一路国家能源电力发展报告（2025）》，报告聚焦资源禀赋、能源供需格局演化、能源转型政策解析、能源企业简介及与华合作现状等五大核心维度，覆盖亚、欧、非、美及大洋洲的共建国家 [1] - 中国电力企业联合会会员与企业文化建设部主任毕湘薇发布了《电力行业ESG体系建设研究》报告，系统梳理了电力行业ESG发展的现状、成效及问题挑战，并提出政策建议以构建共治格局 [1] 新能源市场体系挑战 - 新能源主要依靠电能量价格获取收益，无法反映其多维价值，面临市场化加速带来的价格风险加剧问题 [2] - 支持新能源自主支撑能力提升的辅助服务和容量机制尚未建立 [2] - 新能源的绿色价值未得到充分反映 [2] 新能源市场体系构建建议 - 建议协同推进电能量、辅助服务、容量、绿证市场的机制设计，以完善体现新能源多维价值的市场体系 [3] - 在电能量市场方面，需建立适应新能源特性的中长期交易机制，丰富交易模式，优化跨省跨区交易，鼓励分布式新能源聚合参与，并落实可持续发展价格机制 [3] - 在辅助服务市场方面，需拓展新型辅助服务品类，完善成本分摊与价格传导机制，以应对高渗透系统的动态调节需求 [3] - 在容量市场方面，近期应完善容量保障机制并扩展覆盖范围，合理评估新能源可靠容量，远期探索建立容量市场 [3] - 在绿证市场方面，需激发绿证消费需求，推动全国流通，完善交易机制，并加强“电-证-碳”机制衔接 [3] - 为保障新能源高效消纳与收益优化，需激发储能等灵活调节资源潜力，并提升新能源功率预测精度和主动支撑能力 [3] 能源上市公司ESG评价 - 中国能源研究会能源金融与法律分会与北京万家绿色信用评级有限公司联合发布了《2025中国能源上市公司可持续发展（ESG）评价报告》 [4] - 报告评价体系涵盖37个定量指标和43个定性指标，首次引入关键财务指标，定量指标权重占比80%，定性指标权重占比20% [4] - 报告针对在上海、深圳、北京、香港四大交易所上市的632家能源领域上市公司（不含ST、*ST公司）开展ESG评价，历时半年编制完成 [4]

电力市场体系建设重点 - 明确提出电力市场体系建设完善重点，包括优化现货市场交易机制、明确辅助服务市场建设目标、设计容量评估机制 [3] - 支持新能源全面入市，鼓励虚拟电厂、智能微电网、储能等新型主体和用电侧主体“报量报价”参与竞争 [3] - 明确电能量、辅助服务、容量补偿的功能定位，完善交易品种设置，理顺时序、价格、结算等方面的衔接关系 [3] 市场风险防控与运营能力提升 - 随着电力市场化改革深入推进和新型电力系统加快构建，市场运营风险的维度、频度发生深刻变化，对风险防控和运营能力要求提升 [4] - 提出建立包括市场结构、市场行为、市场绩效等维度的市场评价指标体系，推动定量评价工作周期由季度向月度延伸 [5] - 国网公司开展“电力现货市场运营监测分析和风险防控能力提升三年行动”，通过三年时间加强“四个体系、一个能力”建设 [5] 零售市场建设规范 - 明确提出丰富零售市场交易方式、加强批发与零售市场价格传导、提升零售市场透明度等三大建设规范要求 [7] - 后续建设应以“服务代理购电工商业用户入市、打造电商式零售交易生态体系”为目标，遵循“市场有序竞争、信息公开透明、服务便捷高效、主体自律规范”的原则 [7] - 远期需进一步提升灵活服务支撑能力，健全批发市场与零售市场传导机制，为零售用户提供套餐高价风险的预警与管控能力支撑 [7] 全国统一电力市场建设进展 - 省间现货市场与山西、山东、甘肃、湖北、浙江5家省级现货市场转入正式运行，安徽、福建、陕西、河北、辽宁、黑龙江、江苏、吉林8家进入连续结算试运行 [2] - 13地开展试运行，年底前将实现现货结算试运行全覆盖，作为全国统一电力市场初步建成的重要标志之一 [2]

全国统一电力市场建设背景与意义 - 建设全国统一电力市场是构建新发展格局的重要支撑和深化能源管理体制改革的核心任务[1][4] - 电力作为能源体系中心环节 需通过全国统一市场解决能源安全、绿电消纳、价格疏导等区域难以平衡的问题[1] - 新能源装机比重快速提升 叠加用电负荷增长和极端气候影响 电力系统运行发生深刻变化[1] 电力市场改革进展与成效 - 全国市场化交易电量从2016年1.1万亿千瓦时增长至2024年6.2万亿千瓦时 占比由17%提升至63%[2] - 形成覆盖省际省内、多年至日内现货、电能量及辅助服务的多层次市场框架[2] - 电力中长期交易电量占市场化电量比重超90% 发挥保供"压舱石"作用[3] - 超半数新能源发电量通过市场化方式消纳 新能源利用率维持在95%以上[3] - 在全球能源价格大幅波动背景下保持用能成本总体稳定[3] 市场制度与规则建设 - 修订《电力市场运行基本规则》并出台中长期、现货、绿电、绿证交易等配套规则[2] - 统一电力市场"度量衡" 奠定全国统一电力市场制度基础[2] 现存挑战与改进方向 - 各层级市场间存在交易壁垒 多层次市场协同运行需加强[3] - 电力市场功能和交易品种有待进一步丰富[3] - 支撑新能源大规模发展的政策机制仍需完善[3] - 提升系统充裕性和灵活调节能力的市场机制需要创新[3] 发展目标与实施路径 - 2025年是新一轮电改十年 需紧盯任务目标和时间节点持续推进[1][4] - 持续健全多层次统一电力市场体系 促进能源绿色低碳转型[4]