以往默认使用统一结算参考点的方式虽简单易操作，但难以让现货市场的时空价格信号充分融入中 长期交易，也不利于培育经营主体的市场意识。《方案》允许交易双方按照"位置（节点）、价格形成 方式、计算周期"三个维度自定义中长期结算参考价，匹配不同经营主体的个性化需求，更好发挥中长 期交易作用。如新能源企业在签订中长期合约时，可选择场站所在节点作为中长期结算参考点，以实现 避险需求；如电力用户位于辽宁省非负荷中心，即节点电价较低地区，可与发电企业协商签订低于目前 中长期交易均价水平的合同价格，并选择用户自身所在节点作为中长期结算参考点，以降低用能成本。 亮点二：自主选择绿电与机制电量结算优先级 《方案》在中长期交易领域的突破性探索，集中体现在结算参考点机制的灵活化设计上。交易双方 不仅可以自主约定结算参考点，还可自行约定结算参考点价格的形成方式和计算周期，也就是说中长期 结算参考价格可以选择某一节点一定周期内的全部或部分时段的加权平均价格。这一设计彻底打破了传 统中长期合约结算参考点"单一化、固定化"的限制，为市场主体提供了更灵活的交易环境。 亮点一：增强中长期交易灵活性 在《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高 ...

《方案》在中长期交易领域的突破性探索，集中体现在结算参考点机制的灵活化设计上。交易双方不仅 可以自主约定结算参考点，还可自行约定结算参考点价格的形成方式和计算周期，也就是说中长期结算 参考价格可以选择某一节点一定周期内的全部或部分时段的加权平均价格。这一设计彻底打破了传统中 长期合约结算参考点"单一化、固定化"的限制，为市场主体提供了更灵活的交易环境。 在《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号） 推动新能源全面入市的背景下，各地实施方案陆续公布。9月25日，《辽宁省深化新能源上网电价市场 化改革实施方案》（辽发改价格〔2025〕734号）（以下简称《方案》）正式出台，立足本地电力供需 格局与新能源发展实际，在中长期交易机制、绿电结算、日前市场运营等关键领域推出一系列创新举 措。这些举措不仅贴合国家电力市场改革导向，更精准破解了当前地方电力市场运行中的痛点难点，对 激发市场活力、保障能源安全、推动绿色转型具有重要意义。 亮点一：增强中长期交易灵活性 以往默认使用统一结算参考点的方式虽简单易操作，但难以让现货市场的时空价格信号充分融入中长期 交易，也不利于培育 ...

同时，《指引》 首次系统提出 "可靠容量补偿机制"，通过科学评估各类型机组及新型储能对容量充裕度的实际贡献，并探 索市场化容量电价形成路径。这既避免核定补偿电价下的固定成本补偿超额或缺额问题，也为系统容量长期充裕提供了市 场化的衔接路径 。 二、推动构建多时序、多品种、多维度协同的电力市场体系 经历现货试点自启动到正式运行的持续多年建设，我国仍面临中长期与现货交易有序衔接、电能量与辅助服务联合运行、 批发与零售价格传导突破等深层次结构性问题。 《指引》 关键突破在于进一步明确了市场体系建设共识并提炼要点、构建 了市场体系下各环节协同的总体框架。 我国自 2015 年发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》以来，电力市场体系加速构建，电力交易机构组建工作 全部完成，省级现货试点范围稳步扩大，多元主体积极参与市场，绿电、绿证交易提速发展，全国统一电力市场 格局 初步 建成，市场在资源优化配置中作用显著增强。 当前，我国电力市场改革步入深水区、新型电力系统建设加速推进 ， 国家 层面 印发了《 电力现货连续运行地区市场建设指引 》（以下简称《指引》）， 具有承前启后的重大战略意义。《指引》 的发布，是对我国多批 ...

行业背景与供给能力 - 2024年前三季度全国风电和太阳能总装机量达12.5亿千瓦，提前6年突破2030年12亿千瓦目标，并超越煤电装机总量 [1][24] - 同期风电与太阳能发电量合计1.35万亿千瓦时，占全国总发电量19%，同比增长26.3%，规模与第三产业用电量持平 [1][24] - 风电和太阳能新增装机占2024年1-9月总新增装机的82%，显示清洁能源主导地位强化 [24] 电力市场改革进展 - 2023年9月全国首部电力现货市场规则出台，山西、广东、山东、甘肃四省进入现货市场正式运行阶段，15分钟时段划分优化电价机制 [2][29] - 2023年新能源市场化交易电量达6845亿千瓦时，占新能源总发电量47.3%，较2022年提升近9个百分点 [2][32] - 绿电交易作为中长期交易组成部分，通过环境价值约定实现生态属性市场化定价 [2][32] 绿电采购机制与成本变化 - 绿电交易成为企业首选，2024年前10月国网区域交易均价降至417.48元/兆瓦时，较2023年下降6% [2] - 南网区域环境价值均价仅9元/兆瓦时，不足2023年的四成，成本优势显著 [2] - 绿证核发范围扩大至所有可再生能源项目后，价格从42.4元/张降至2024年上半年10元/张以下，部分交易低于1元/张 [3] 绿证交易与应用拓展 - 2024年1-7月绿证交易量达1.8亿张，同比增长6倍，广东、内蒙古、青海等高耗能地区企业成为采购主力 [3] - 绿证在节能考核、碳足迹核算中的应用场景持续丰富，巩固其作为环境属性"唯一凭证"地位 [3][21] 项目投资与区域挑战 - 集中式项目收益模型从固定电价转向现货波动，多年期绿电交易试点保障长期收益 [3][21] - 分布式光伏保持53%新增装机占比，但山东、河南等8省配电网容量不足制约接网承载力 [3] - 《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》提出"全额自发自用"要求，影响投资回报评估 [3] 政策与市场规则统一 - 《电力中长期交易基本规则——绿色电力交易专章》实现全国交易规则统一，蒙西电网试点补齐区域拼图 [2] - 上海、浙江允许分布式项目聚合入市，拓宽绿电供给来源 [2] - 广东、天津、浙江等地出台环境价值限价政策，规范绿电交易价格区间 [37] 国内应用场景深化 - 江苏要求2025年高耗能企业绿电占比不低于30%，电解铝行业要求可再生能源利用比例超25% [4] - 绿证成为抵扣能耗、调整碳排放配额关键工具，《2022年电力二氧化碳排放因子》明确绿电交易电量不计入排放计算 [4] 国际认可与贸易适配 - RE100对中国绿证"有条件认可"障碍消除，2024年9月政策禁止海上风电、光热项目同时申领绿证与CCER，解决双重计量问题 [4] - 跨国企业从采购国际绿证（I-REC）转向中国绿证，预计2025年I-REC逐步退出中国市场 [4] - 针对欧盟CBAM机制，钢铁、铝等出口企业可通过物理连接、购电协议证明绿电使用，降低碳成本 [5] 未来发展趋势 - 2024年开工5条跨省通道提升绿电跨区域调配能力，北京、江苏试点"小时级绿电消费清单"满足欧盟RED III指令溯源要求 [5] - 电网代理购电模式退出后，售电公司将承接更多中小企业绿电需求，提升市场灵活性与规范性 [5] - 市场从规模扩张转向质量升级，聚焦跨省跨区输电、小时级绿证匹配和零售市场规范化 [5]

国投电力2025年上半年经营与行业分析 公司概况与业绩表现 - 公司为**国投电力**，主营电力生产与销售，清洁能源装机占比达71.84%，形成以水电为主、水火风光并济的装机结构[2][4] - 总装机容量4,409万千瓦，其中水电2,130万千瓦（占比48%）、火电1,238万千瓦（占比28%）、新能源及储能1,037万千瓦（占比24%）[4] - 市值约1,180亿元，总资产3,153亿元（较去年期末增长6.31%），净资产1,164亿元（归母净资产增长11.77%）[2][4] - 上半年利润总额82亿元，归母净利润37.95亿元（同比增长1.36%），营收256.797亿元（同比下降5.18%）[2][4] - 上网电量752亿千瓦时（同比基本持平），其中水电475亿千瓦时（同比增长13%）、火电208亿千瓦时、风电36亿千瓦时、光伏33亿千瓦时[4] - 上网电价0.353元/千瓦时（同比下降）[4] 业务发展与项目进展 - 推进孟底沟、卡拉、牙根一级水电站建设，总装机372万千瓦[5] - 火电机组扩建与替代：华夏电力66万千瓦等容量替代项目于2025年7月投产，在建项目包括忻州第二发电厂3号/4号机组（2×66万千瓦）、舟山燃机（2×84.2万千瓦）、湄洲湾三期（2×66万千瓦）[5] - 雅砻江水风光一体化基地在建规模477万千瓦，新能源储备项目充足，优先开发效益好、规模化的项目[5] - 2025年计划新增新能源装机300-400万千瓦，其中雅砻江水电占比约2/3（200-300万千瓦）[3][17] - 科拉光伏一期2025年上半年发电量9.54亿千瓦时（同比增加34%），净利润超1亿元（同比增长约90%）[18] - 雅砻江公司体内风电发电量5.91亿千瓦时，光伏发电量9.76亿千瓦时，总计14.7亿千瓦时[19] 电价与市场影响 - 整体电价同比下降，分电源类型表现分化： - 大朝山水电（固定电价）同比持平[8] - 雅砻江水电因峰枯水期差异同比下降[8] - 小三峡水电（甘肃现货市场）同比提升[8] - 火电竞争加剧导致电价下降（广西降幅较大，福建相对稳定）[8] - 新能源电价降幅与全国趋势一致[8][11] - 江苏现货市场波动影响雅砻江外送电价，主因煤价下降、新能源入市及价格发现机制[6] - 风光发电市场化交易比例超70%，但因供需宽松导致价格下行[11] - 火电辅助服务收益同比增加约10%[14] 成本与采购结构 - 煤炭采购价格同比下降15%以上，长协煤占比65%，市场煤占比35%[13] - 入厂采购标煤不含税单价771元/吨（同比降幅15%）[13] 政策与风险因素 - 江苏容量电费政策调整（可能提升至50%以上）或缓解外送电价压力[6] - 四川电价降价预期强烈（2025年底现货市场试运行），但雅砻江外送比例少，销售电价仍高于均值[23] - 136号文影响新能源开发：取消绿证交易环境溢价、用户承担火电分摊费用降低绿电交易积极性[15][16] - 组件价格未达预期，行业可能面临震荡与优胜劣汰[26] - 公司对西北地区项目持谨慎态度（弃光弃风率高、电价低），重点发展云南、广西等区域[25] 电力供需与未来展望 - 全国电力供需存在时空错配（极端天气下新能源不足可能导致短缺）[28] - 公司根据国家规划调整开发节奏，十五五期间新能源装机规划尚未最终确定[9][28] - 广西钦州火电因供需宽松、竞争加剧，中长期价格下降约0.11元/千瓦时，但通过补偿机制可能提升收益[10][22] 其他关键信息 - 上半年来水情况：雅砻江偏丰30%、南塘江偏多10%、黄河减少5%[7] - 雅砻江三大水库联合调度提升水能利用效率，应对气候变化与市场供需[7] - 风电与光伏投决模型差异：风电受鼓励，光伏开发更谨慎[27] - 中长期交易新规（分时段结算等）已在多数省份实施，公司通过优化策略提升收益[20][21]

核心观点 - 四大发电央企2025年上半年净利润总额超214亿元 业绩表现分化 华能国际 大唐发电 华电国际净利润实现正增长 国电电力净利润同比下滑45.11% [1] - 煤炭价格回落 电价政策支持及新能源装机增长推动行业盈利环境改善 但企业个体表现受多种因素影响较大 [1][4] - 行业面临能源结构调整 电力市场改革 新能源项目开发难度增加等挑战 企业通过成本管控 火电转型 清洁能源扩张等措施应对 [8][9] 业绩表现 - 华能国际净利润92.62亿元 同比增长24.26% 营业收入1120亿元 同比下降5.70% 营业成本900.75亿元 同比下降10.20% [1][3] - 大唐发电净利润45.79亿元 同比增长47.35% 营业收入571.93亿元 同比下降1.93% 经营业绩创历史同期最好水平 [1][2] - 华电国际净利润39.04亿元 同比增长13.15% 营业收入599.53亿元 同比减少8.98% 连续3年上涨 [1][3] - 国电电力净利润36.87亿元 同比下降45.11% 营业收入776.55亿元 同比下降9.52% 但扣非净利润同比增长56.12% [1][5] 盈利驱动因素 - 煤炭价格回落显著降低燃料成本 环渤海5500大卡动力煤现货均价同比下降22.94% 燃料成本占火电企业成本结构60%-70% [4][8] - 市场化交易电价上涨及部分省份电价上浮带来额外盈利空间 [4] - 新能源补贴落地助推清洁能源业务盈利增长 [4] - 企业加速向清洁能源转型 风电 光伏等新能源装机占比提升 [4][8] 公司具体举措 - 大唐发电推进新能源战略性新兴产业发展 上半年新增清洁能源装机1117.45兆瓦 清洁能源装机占比提升至40.87% [8] - 华能国际把握燃料价格下行窗口 降低燃料成本 火电板块利润同比增长 新能源规模有序扩增 光伏板块利润稳中有增 [3] - 国电电力加强燃料成本管控 推进火电转型 通过"三改联动"提升机组调峰能力 获取较高电量和容量电价收入 [9] 行业挑战 - 新能源装机规模快速提升 优质项目资源日益稀缺 电网消纳能力不足 用地需求增长 生态保护要求提高等因素增加开发难度 [9] - 新能源项目上网电量全部进入电力市场 上网电价不确定性带来项目收益风险 [9] - 煤炭价格反弹 电力需求波动以及政策调整带来潜在风险 [9] 分红情况 - 大唐发电拟每股派发现金红利0.055元 预计分红金额约10.18亿元 [2] - 国电电力拟每股派发现金红利0.10元 预计分红金额17.84亿元 占上半年净利润48.38% 并发布未来三年现金分红规划 承诺每年现金分红不低于净利润60% [6]

新型储能行业发展现状 - 新型储能成为构建新型电力系统的关键支撑，具备灵活调节能力以平衡风光发电波动、保障电网稳定和提升能源效率 [2] - "十四五"期间储能装机爆发式增长，连续三年新增及累计装机增速超100%，2024年底累计装机达78.3吉瓦/184.2吉瓦时 [2][3] - 电力市场改革是推动储能迅猛发展的核心动力，2024年《电力市场运行基本规则》确立储能作为新型经营主体的法律地位 [2][3] "1+6"规则体系突破性意义 - 规则体系解决储能身份界定模糊问题，系统性赋予其参与电力市场交易的权利，包括辅助服务/现货/中长期市场 [3] - 《电力市场注册基本规则》明确储能市场准入/退出机制，允许配建储能选择整体或独立参与市场，提升灵活性 [4] - 《电力辅助服务市场基本规则》定义调峰/调频/备用/爬坡四大服务品种，确立费用传导机制实现成本精准核算 [4] 储能市场化参与进展 - 辅助服务市场仍是核心收益来源，费用按"谁受益谁承担"原则由用户用电量和未交易电量分担，超越发电侧零和博弈 [5] - 现货市场连续运行区域已允许独立储能进入，但非现货区域储能仍难以通过中长期市场获取电能量收益 [6] - 容量交易机制尚未完善，2025年夏季新型储能顶峰能力达44.53吉瓦（同比+55.7%），相当于3座三峡电站容量 [7] 现存挑战与发展方向 - 区域发展不均衡导致市场化程度差异，仅甘肃/广东等少数地区实现独立储能实质性参与调频市场 [6] - 需建立容量补偿或交易机制以回收储能容量价值，并构建多类型市场衔接机制释放"一体多用"潜能 [7] - 2025年底电力现货市场全覆盖将优化价格信号，储能通过响应价格平抑负荷曲线，形成可持续商业模式 [8]

行业核心观点 - 新型储能是构建新型电力系统的关键支撑 具备灵活调节能力 可平衡风光发电波动 保障电网安全稳定 提升能源利用效率 [1] - 电力市场改革是推动储能产业爆发式增长的关键因素 "1+6"基础规则体系解决了身份界定模糊 市场准入无据等制度瓶颈 [1][2] - 储能产业仍面临区域发展不均衡 市场化收益来源单一等挑战 需建立容量补偿机制并完善市场衔接机制 [5][6][7] 行业发展规模 - 截至2024年底全国新型储能累计装机规模达78.3吉瓦/184.2吉瓦时 连续三年新增及累计装机增速均超100% [2] - 2025年夏季国家电网经营区内新型储能可调最大电力达64.23吉瓦 实时最大放电电力达44.53吉瓦 较去年同期峰值增长55.7% [6] - 新型储能在夏季晚高峰时段平均顶峰时长约2.4小时 顶峰能力相当于近3座三峡水电站容量 [6] 市场规则突破 - 《电力市场运行基本规则》将储能确立为新型经营主体 赋予公平参与电力市场交易的权利 [2] - 《电力市场注册基本规则》明确新型储能企业市场注册条件 变更流程及退出要求 允许配建储能选择整体或独立参与市场 [3] - 《电力辅助服务市场基本规则》确立调峰 调频 备用 爬坡四大服务品种 明确辅助服务费用传导机制 [3] 收益模式演进 - 辅助服务市场是储能核心收益来源 采用"谁受益 谁承担"原则 费用由用户用电量和未参与交易的上网电量共同分担 [3][4] - 容量交易被纳入电力市场交易类型 储能可提供可靠出力能力支撑最大负荷 [6] - 储能通过现货市场响应价格信号平抑负荷曲线 实现"一体多用 分时复用"价值 [7] 区域发展差异 - 现货市场连续运行区域已普遍接纳独立储能 非现货市场区域储能难以通过中长期市场获取电能量收益 [5] - 仅甘肃 广东等少数地区实现独立储能对调频市场的实质性参与 [5] - 2025年底将基本实现电力现货市场全覆盖 新能源和电力用户全面入市 [7]

电力市场计量结算基本规则的核心观点 - 《电力市场计量结算基本规则》旨在构建与现代电力市场相匹配的"精准价值兑现体系"，强调效率与公平的统筹 [3][9] - 该规则通过标准化数据管理、清晰流程节点、精细化时序要求和公平性举措，提升电力市场整体运营质效 [4][5][6][8] - 规则首次从国家层面统一了电力市场计量结算的度量单位，规范了全流程的量、价、费数据格式 [4] 数据管理 - 计量数据是电力市场效率基石，决定电力商品交割的物理精确性 [4] - 规则专门设置结算准备小节，分类提出档案、合同、调度执行等结算所需数据，奠定统一规范的数据基础 [4] - 现货市场地区的计量结算数据具有体量大、来源广、结构复杂的特点，准确性是市场各方关注重点 [4] 流程优化 - 规则明确计算结算依据、电费账单发行、电费收付三个核心环节，界定市场经营主体、电网企业等责任边界 [5] - 流程设计既体现时序要求，又明确各节点责任主体及完成时限，提升市场运营透明度和效率 [5] 时序管理 - 规则提出"日清月结"基本要求，月度结算工作时序精确到"日" [6] - 电力交易机构需在每月第8个工作日前出具上月结算依据，电网企业需在第10个工作日前发行电费账单 [6] - 发电企业开具发票后5个工作日内，电网企业需足额支付电费，缩短资金流转周期 [6] 公平性保障 - 规则禁止设置不平衡资金池，要求每项结算项目独立记录、分类明确疏导 [8] - 电网企业需与市场经营主体协商计量装置安装位置，体现公平原则 [8] - 规则建立追退补和清算机制，确保计量数据错误时可消缺或补采，结算争议时通过平台补推 [8] 制度创新意义 - 规则是电力市场改革的重要制度创新，支撑资源高效配置和主体公平竞争 [9] - 精准计量与可信结算将成为电力市场实现低碳目标和现代化经济引擎的基石 [9]

电力市场化改革进展 - 2024年全国市场化交易电量达6.2万亿千瓦时，占全社会用电量63%，较2016年17%实现跨越式增长 [1] - 电力现货市场全面铺开，新能源发电全面入市在即，催生千亿至万亿级电力交易新业态 [3] - 2025年底前省级电力现货市场基本实现全覆盖，2026年风电光伏等新能源将全面进入市场 [4] 电力市场结构变化 - 电力市场改变传统计划电、固定价逻辑，形成多周期（年度/月度/现货）、多品种（电能量/辅助服务）的复杂交易体系 [5] - 现货市场每15分钟价格波动，中长期市场包含双边协商/集中竞价/挂牌等多种形式，技术门槛显著提高 [5] - 电网代理购电量持续缩减，角色转向保障系统安全稳定，不再主导用户市场价值挖掘 [5] 技术型售电公司发展 - 朗新科技2024年交易电量同比增五倍，连续三年履约率100%，依托数字化/AI等四大核心能力转型认知密集型服务 [5][6] - 技术型售电公司通过AI预测（气象/电价/负荷）和优化算法，在批发侧交易与零售侧用户管理中创造价值 [9] - 分布式新能源代理服务成为新增长点，朗新已接入80万座光伏电站（50GW），探索聚合代理模式参与绿电交易 [8] 新能源市场化影响 - 2025年新政明确风电光伏上网电量全部入市，2024年新能源市场化交易占比已达50% [7] - 市场化加剧收益不确定性，光伏需通过中长期锁价、储能调节、绿电溢价等策略优化盈利 [7] - 中小新能源项目面临认知与技术门槛，催生发电侧代理需求爆发 [7][8] AI技术应用前景 - AI通过时序预测大模型、多Agents协作框架等技术，在电价预测与交易决策中成效显著 [9] - 虚拟电厂/微电网等新型主体涌现，AI将在现货市场、辅助服务市场及配电网调度中发挥更大作用 [10] - 数智化技术助力中小发用电企业应对市场挑战，共享万亿级电力交易价值红利 [10]