南方能源监管局督促指导辖区电力交易机构严格落实《售电公司管理办法》，规范售电公司准入注册程 序，强化持续满足注册条件情况的动态管理。针对日常监管中发现的售电公司提供伪造资产证明材料办 理市场注册等涉嫌违规问题线索，组织相关电力交易机构进行核实，并根据核实情况，先后向广东、广 西8家售电公司下发《监管整改通知书》，对照国家有关政策指出其违规行为，要求其严格遵守国家有 关法律法规，全面组织自查自纠，做到守法、合规经营，在规定时间内完成整改。同时，指导电力交易 机构核实相关售电公司落实整改情况、实现闭环管理，并将有关违规行为纳入电力市场信用评价，发挥 市场自律作用。 为持续强化电力市场秩序监管，近日，南方能源监管局对提供虚假注册资料的售电公司采取责令整改等 监管措施，维护公平公正的电力市场秩序。 下阶段，南方能源监管局将指导电力交易机构强化售电公司准入注册管理，对相关售电公司进行重点关 注，切实从源头上维护电力市场秩序。 ...

助力夯实适应新型电力系统的电网基础 - 创新容量机制允许对以输送清洁能源为主或联网功能为主的跨省跨区专项工程探索两部制或单一容量制电价 突破单一电量电价模式 容量部分提前锁定基本收益 保障电网基础设施固定成本回收 提升通道利用效率 促进清洁能源跨省跨区消纳 [1] - 厘清输配电定价成本边界 抽水蓄能电站和新型储能电站成本费用不得计入输配电定价成本 扩大税金涵盖品种 首次将环境保护税和水资源税纳入定价成本 彰显电网生态环保价值 内部化环境成本 合理优化成本构成 [2] - 延续激励机制 实际利用小时超出核价利用小时产生收益的30%由电网企业分享 收益可用于配套调峰能力建设和输电通道优化扩容等关键领域 形成激励相容长效机制 激励电网企业提升通道利用效率和清洁电力输送能力 为高比例新能源接入提供系统支撑 [2] 助力加快推进全国统一电力市场建设 - 通过统一规则、互补定位和衔接机制构建支撑全国统一电力市场协同发展的输配电价体系 从成本源头确保透明与合理 在空间维度清晰界定各级电网功能与价格形成 在时间维度同步调整 在市场维度实现价格信号与交易行为联动 [3] - 强化跨省跨区专项工程输电价格灵活性 允许对以输送清洁能源为主或以联网功能为主的工程探索两部制或单一容量制电价 提升区域间电力调节和互济能力 促进清洁能源大范围消纳 破除省间壁垒 促进资源优化配置 [3] - 将促进跨省跨区电力市场化交易与清洁能源优化配置纳入区域电网定价原则 强调输电价格服务于跨省区资源高效流动 防止局部利益限制外送电量 要求省级电网实现省外购电用户与省内用户公平分摊准许收入 避免额外加价阻碍省外电力输入 畅通清洁能源从资源富集地区向负荷中心输送通道 [4] 助力推动新能源消纳与能源低碳转型 - 针对清洁能源外送提出两部制或单一容量制输电价格 降低清洁能源跨省跨区输送成本 提升清洁能源在统一电力市场中的竞争力 为大型风光新能源基地电力外送提供支持 促进能源结构转型 [5] - 针对新能源就近消纳场景提出探索实行单一容量制电价 推动电网企业创新服务模式 适应源网荷储一体化、绿电直供和智能微网等新业态发展需要 通过差异化定价方式促进分布式能源市场成熟与商业模式多元化 [5] - 完善超额收益共享机制 当跨省区输电工程实际利用小时数超过核定小时数时 超出收益的70%专项用于支持新能源跨省跨区外送 激励新能源发电企业提高发电效率 突破核定小时数限制 缓解部分地区弃电问题 从机制层面引导能源行业向绿色低碳转型 [6]

新能源装机与发电量增长 - 1~8月新能源新增装机1026.64万千瓦 其中风电554.54万千瓦 太阳能470.3万千瓦 生物质1.8万千瓦 [1] - 截至8月电源总装机1.15亿千瓦 同比增长21.8% 新能源装机7463.23万千瓦 同比增长25.51% 占比达65.17% [1] - 新能源发电量660.35亿千瓦时 同比增长16.42% 占比39.64% 同比提高2.58个百分点 [1] 资源禀赋与区位优势 - 风能技术可开发量5.6亿千瓦 全国第四 太阳能可开发量95亿千瓦 全国第五 [1] - 通过21条省际750千伏联络线与陕西 宁夏 青海 新疆四省区相连 [1] 电力基础设施与市场建设 - 已建成陇电入鲁 祁韶直流两条特高压 [1] - 陇电入浙甘肃段进入铁塔组立阶段 陇电入川工程前期顺利推进 [1] - 建成全国首个高比例新能源省级现货市场及西北首个正式运行电力现货市场 [1]

项目概况 - 国家电投广东公司揭阳海洋牧场"龙宫号"于9月5日18时在神泉海域完成安装 标志着广东揭阳首个风渔融合试验项目正式投运[1] - 项目总投资1.28亿元 采用桩基础重力式结构 整体尺寸为长46米 宽46米 高56.8米 总重量约3822吨 养殖水体超7万立方米[1] - 项目坐落于国家电投揭阳神泉二50.2万千瓦海上风电项目风场内 离岸距离约30千米[1] 技术特点 - 设施由上建平台（生活区 机械区）和下部养殖网箱组成 配备养殖集控 自动投喂 网衣清洗 环境检测和水下生物识别等多项功能[1] - 采用光伏和风机进行绿能供电 实现能源自给自足[1] - 率先实现本地"制造 出运 施工"全流程闭环 为前詹通用码头积累超大型海工钢结构出运经验[1] 战略意义 - 作为国家电投首个海洋牧场项目 为同类项目发展提供可借鉴样本[1] - 通过本地化制造降低运输成本 为园区带来订单 切实发挥区域产业资源联动效应[1] - 项目创新性地将海上风电与海洋渔业养殖相结合 形成风渔融合的新型产业模式[1]

公司发展规模与业绩 - 控股在运核电机组达26台 装机容量2500万千瓦 较上市时增长155.81% [3] - 累计发电量超过1.95万亿千瓦时 等效减排二氧化碳约15.5亿吨 [3] - 总资产从2632亿元增长至6597亿元 营业收入从262亿元提升至772亿元 市值超1900亿元 较"十三五"末上涨约150% [3] - 营收增长超过3倍 累计分红近250亿元 市值从上市之初527亿元最高涨至超2300亿元 [8] 行业地位与技术突破 - 核电总体规模跃居世界第一 形成自主可控三代核电产业链供应链 [4][6] - 通过华龙一号带动5300多家企业中高端装备制造业升级 设备国产化率超90% [6] - 拥有超10万人核电相关技术人才队伍 涵盖研发设计、安装建造、采购调试等领域 [6] - 从跟跑到领跑 实现中国核工业技术跨越 成为全球核电领域佼佼者 [4][6] 战略转型与创新方向 - 新"三化"战略取代老"三化"：集约化取代规模化 标准化深化内涵 数智化作为基础能力 [10][11] - 集约化实现26台机组高效协同 标准化使最佳实践快速复制到新电厂 数智化提升运维管理体系 [10] - 未来重点推动小型堆、一体化快堆等新技术落地 构建开放发展格局并扩大国际合作 [14] 产业协同与资本运作 - 承担核工业现代产业链"链长"职责 推动天然铀、核燃料、核电等全环节高质量发展 [6] - 资本运作助推在运在建机组数大幅增加 新能源实现从0到3000多万千瓦装机的突破增长 [6] - 入选上证50成分股 打造以融促产助力科技创新和股东回报价值管理的"双标杆"企业 [8] 未来发展规划 - 以新"三化"战略为引领 紧抓双碳机遇 持续推动技术创新裂变和清洁能源布局优化 [12] - 增强核心技术竞争力和市值管理 构建安全稳定高效的清洁能源体系 [14] - 目标成为技术、管理、效率、品牌全面卓越的世界一流清洁能源服务商 [12][14]

电力交易复盘的核心价值 - 电力交易复盘是售电公司提升决策质量、积累隐性经验、构建核心竞争力的关键机制，其本质是对市场信号—决策逻辑—交易结果传导链条的深度解构[1] - 复盘能帮助交易团队区分不可控风险与可改进环节，显著增强策略调整针对性，从被动应对转向主动预判[2] - 复盘可将资深交易员的直觉判断转化为多维度预警指标，纳入标准化决策流程，避免经验随人员流动流失[2] 复盘对团队协作与规则适应的作用 - 复盘使交易、风控、销售等部门的认知差异显性化，形成统一标准，避免协作推诿与低效[3] - 通过复盘规则变化对交易全流程的影响链条，可建立规则修订—影响评估—策略调整的快速响应机制[3] - 复盘不仅能被动适应规则变化，更能主动发现规则漏洞或市场机会[3] 复盘体系的分层实施框架 - 构建重大交易—常规交易—异常事件三级复盘体系：重大交易需全流程深度复盘，常规交易按周期抽样复盘，异常事件触发即时复盘[4] - 选择复盘标的需基于典型性与可复制性，通过金额影响度、规则涉及面、团队能力关联度三维度评分确保资源集中于高价值标的[4] - 采用四维穿透方法：信息完整性核查、逻辑严谨性解构、执行一致性追踪、结果归因的分层分析[5][6] 复盘成果的转化机制 - 初级转化形成交易错误清单，通过系统权限设置实现硬性约束[6] - 中级提炼条件—行动规则并嵌入决策支持系统，如当现货价格波动率超阈值且新能源出力骤降时启动需求响应储备[6] - 高级转化构建按市场场景分类的交易策略库，包含适用条件、执行步骤和风险点提示[6] 技术平台对复盘的支撑 - 需构建交易过程数字孪生系统，实时记录决策依据文档、沟通记录和系统操作日志，形成完整决策证据链[7] - 采用区块链存证技术确保复盘素材不可篡改，解决决策依据事后补全的真实性问题[7] - 开发复盘分析工具包包含策略模拟回测模块、多维度对比看板和团队协作图谱[7] 组织机制与文化设计 - 建立交易—复盘—优化刚性衔接流程，嵌入事前复盘（历史经验参照）、事中复盘（实时优化）、事后复盘（全面总结）[8] - 设置由非直接参与交易人员担任的复盘主持人角色，确保客观中立，使深层问题识别占比显著提升[8] - 区分探索性失误与程序性失误：鼓励前者复盘学习不纳入考核，严肃追责后者，形成允许试错但不重复犯错的文化[9] - 通过复盘案例匿名分享会促进经验共享，并将复盘能力纳入团队胜任力模型评估指标[10]

政策背景与目标 - 国家发展改革委和国家能源局于2025年9月12日联合发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》，旨在通过市场手段解决新能源消纳难题，为项目投资者提供可行性评估核心依据和制度保障 [1] - 政策从参数要求、费用承担、市场路径三大维度对就近消纳项目给出清晰规范，促进新能源高质量发展和规模化落地 [1] 项目建设技术要求 - 项目需形成清晰物理界面和安全责任界面，电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧，以厘清权责边界并减少对大电网的安全隐患 [2] - 新能源年自发自用电量需满足双重比例要求：占总可用发电量比例不低于60%，占总用电量比例不低于30%（2030年起新增项目不低于35%） [3] - 以年用电量1000万千瓦时的工业用户为例，需确保光伏年发电量中至少600万千瓦时（60%）被用户自用，且自用电量占用户总用电量300万千瓦时（30%）以上 [3] 项目经济性评估 - 电能量电费方面，需对比公共电网购电成本与自发自用成本：若新能源发电成本小于购电费用，则项目具有经济性优势 [4] - 输配电费改革从"与电量挂钩"转为"按容（需）量缴纳"，计算公式为：容（需）量电费=按现行政策容（需）量电费+所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量 [5] - 负荷率差异直接影响成本：若项目负荷率低于全省110千伏及以上工商业平均水平，输配电成本增加；反之则形成成本节约优势 [5] - 系统运行费暂按下网电量缴纳，自发自用电量无需缴费，但需预判未来按占用容量缴费的过渡方案带来的成本变化 [6] 市场参与路径 - 在现货市场连续运行地区，项目可通过余量上网获取收益，但需应对价格波动风险：高峰时段可能获得高额电价，低谷时段可能面临亏损甚至负电价 [7] - 在现货市场未连续运行地区，原则上不允许反向送电，投资者需通过优化发电与用电曲线匹配度提升自发自用比例（不低于60%）来实现收益 [8] 行业影响 - 政策为新能源就近消纳项目提供制度化保障，有效破解发展难题，促进新能源消纳并减轻电力系统压力 [1][8] - 高自发自用比例要求（60%以上）引导资源向真实用电场景倾斜，减少公共电网输送压力 [3] - 输配电费改革和系统运行费过渡方案要求投资者精准规划容量配置和长期成本结构 [5][6]

输配电价改革核心举措 - 国家发改委同步发布四项输配电价定价办法修订征求意见稿 包括《输配电定价成本监审办法》《省级电网输配电价定价办法》《区域电网输电价格定价办法》《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》 标志着我国首次并行修订电价监管体系 为第四监管周期输配电价改革奠定基础 [1] 发电端优化机制 - 针对省内新能源消纳探索实行单一容量制电价 精准核算系统平衡成本 激励源网荷储一体化及绿电直供项目实现自平衡 减少对大电网容量依赖 [2] - 针对跨省跨区清洁能源输送探索两部制或单一容量制电价 打破省间电力流动体制机制壁垒 提升西部北部风电光伏资源向中东部负荷中心输送效率 [2] - 通过核定跨省跨区专项工程输电价格机制 提升输电通道利用率 推动能源结构向绿色低碳转型 [2] 用电端成本控制 - 健全电网企业激励约束机制 促进降本增效 为用户提供安全高效可持续的输配电服务 [3] - 基于用户对输配电系统成本的实际耗费实现公平分摊成本 优化输配电价结构 兼顾公共政策目标 [3] - 严格规范政府定价行为 减少自由裁量权 提高定价法治化与透明度 稳定电价水平保障企业生产经营用能计划 [3] 电网端成本监管 - 细化成本监审体系 剔除抽水蓄能 新型储能 充换电服务及市场化业务等非输配电环节成本 确保输配电价专款专用 [4] - 将环境保护税 水资源税等合规税费纳入定价成本 完善成本核算范围 支持绿色低碳发展导向 [4] - 引导电网企业聚焦智能坚强电网 跨省跨区输电通道等关键工程投资 提升新能源消纳能力与运行可靠性 [4]

核心观点 - 山东率先完成全国首次新能源机制电价竞价工作 实现竞争充分和价格合理的目标 为全国电力市场化改革提供可复制的实践经验 [1][3][4][10] 竞价机制设计 - 分类设置风电和光伏两个项目组竞价 总机制电量规模94.67亿千瓦时（风电81.73亿千瓦时 光伏12.94亿千瓦时） [3] - 设置差异化竞价价格上限：风电0.094-0.35元/千瓦时 光伏0.123-0.35元/千瓦时 [3] - 执行期限按项目特性区分：深远海风电15年 其他项目10年 [3] - 设置125%申报充足率指标保障竞争强度 低于该阈值时自动缩减机制电量规模 [4] - 采用边际出清定价机制 对边际机组设置保护措施（入选电量小于机制电量50%时取消结果并采用前序价格） [4] 竞价执行与结果 - 通过每日更新问题答复清单为市场主体扫除实操障碍 [3] - 设置监督电话和邮箱保障全周期公平公正 [4] - 风电入选电量59.67亿千瓦时（占竞价规模73%） 出清价格0.319元/千瓦时 [4] - 光伏入选电量12.48亿千瓦时（占竞价规模96.4%） 出清价格0.225元/千瓦时 [4] 能源结构优化导向 - 风电机制电量占比高达86% 明确向风电倾斜的政策导向 [6] - 光伏装机9130万千瓦（全国第一）但面临严重消纳压力 发电时段出现长时间负电价 [6] - 通过差异化电量配置引导光伏有序发展 吸引风电领域投资 推动风光储多元协同 [6] 产业影响与技术进步 - 出清价格形成清晰投资信号：风电0.319元/千瓦时 光伏0.225元/千瓦时 [8] - 风电企业可依托大规模机制电量布局深远海项目 光伏企业需审慎评估竞争态势 [8] - 市场化竞价机制倒逼企业提升发电效率 控制成本 形成优胜劣汰的良性循环 [8] 全国示范效应 - 竞价未出现极端低价或价格虚高 证明科学方案可实现合理竞争目标 [10] - 山东立足本省实际（风光装机1.19亿千瓦占总量47.84%）的设计思路具有可复制性 [6][10] - 为面临资源禀赋不均或转型压力的省份提供可调整的竞价规模与价格区间设计范式 [10]

文章核心观点 - 实现双碳目标需以能源革命为核心 电力转型是关键路径 构建新型电力系统和全国统一电力市场是主要途径 信用体系作为重要保障和支点支撑市场建设[1] 政策框架与实施路径 - 以能源法为根基衔接落实多项政策文件 包括中办国办推进社会信用体系建设意见 发改委能源局建设全国统一电力市场体系指导意见 能源局信用体系政策文件[2] - 结合2024年《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》实施路径系统推进信用体系建设 建设过程体现政府主导与多方协同共建共治[2] 市场建设目标与时间节点 - 2025年初步建成全国统一电力市场体系 2030年基本建成适应新型电力系统要求的市场体系[3] - 当前建设任务紧迫艰巨 需构建多层次市场架构和完备市场体系 建立绿色低碳转型机制 完善市场监管和信用体系[3] 信用体系建设内容 - 信用体系建设是电力市场关键基础环节和行业组成部分 涉及建立主体自律与社会监督机制 完善信用制度规范与评价体系 开展信用评价工作[3] - 加强信用分级分类监管 实现信用信息共享 健全激励惩戒机制 构建基于信用的新型监管机制 保护成员权益 深化信用应用 筑牢信用文化根基[3] 标准化工作进展 - 标准化是信用体系建设基础 能源行业涉电力信用评价标准化技术委员会2020年1月成立 截至2023年完成18项标准制修订（5项行标+13项团标）[4] - 2024年完成《电力企业信用体系建设导则》等3项行标和《电力企业信用风险防控规范》等两项团标编制 已报批待公布[4] - 2024年中启动全国统一电力市场信用体系标准体系框架建设 建议稿包含7个系列44项标准 涵盖信用术语 数据规范 评价标准 信息管理 激励惩戒 技术系统 风险管理[4]