报告行业投资评级 - 超配（维持） [1] 报告的核心观点 - 截至7月3日近两周申万公用事业指数上涨1.0%跑输沪深300指数2.2个百分点，年初至今下跌0.02%跑输沪深300指数0.9个百分点 [6][13] - 近两周申万公用事业指数子板块涨多跌少，5个子板块上涨，2个子板块下跌；年初至今也是涨多跌少，4个子板块上涨，3个子板块下跌 [15] - 申万公用事业指数包含的131家上市公司中，近两周99家股价上涨，31家下跌；年初至今部分公司涨幅或跌幅较大 [17][18] - 南方区域电力市场转入连续结算试运行，标志全国统一电力市场建设迈出关键一步 [6][42] - 火电方面今年动力煤平均价格同比下行，建议关注华电国际、国电电力；燃气方面我国天然气上下游价格联动有序推进，建议关注新奥股份、九丰能源、新天然气 [6][42] 根据相关目录分别进行总结 行情回顾 - 截至7月3日近两周申万公用事业指数上涨1.0%跑输沪深300指数2.2个百分点，在31个申万行业中排第28名；年初至今下跌0.02%跑输沪深300指数0.9个百分点，在31个申万行业中排第23名 [6][13] - 近两周申万公用事业指数子板块涨多跌少，热力服务、光伏发电等5个子板块上涨，水力发电、燃气2个子板块下跌；年初至今也是涨多跌少，热力服务、火力发电等4个子板块上涨，燃气、光伏发电等3个子板块下跌 [15] - 申万公用事业指数包含的131家上市公司中，近两周99家股价上涨，华银电力、华电辽能等涨幅靠前；31家下跌，首华燃气、万憬能源等跌幅较大；年初至今部分公司涨幅或跌幅较大 [17][18] 行业估值情况 - 截至7月3日申万公用事业板块市盈率估值为18.5倍；子板块中光伏发电板块747.3倍，热力服务板块33.9倍等 [20] - 各板块当前估值距近一年平均值、最大值、最小值有不同幅度差距 [21] 行业数据跟踪 - 截至7月3日近两周陕西榆林动力块煤（Q6000）坑口价均值为596元/吨，环比增长2.4%；秦皇岛港动力煤（Q5500）平仓价均值为613元/吨，环比增长0.4% [32] - 截至7月3日近两周秦皇岛港煤炭库存均值为572万吨，环比下降7.0%；截至6月27日今年以来秦皇岛港动力煤（Q5500）综合交易价均值为683元/吨，同比下降7.2% [33] 重要公司公告 - 7月3日中国核电公告上半年累计商运发电量和上网电量同比增长 [40] - 7月3日长源电力公告6月发电量情况，火电、水电、新能源发电量有不同变化 [40] - 7月3日龙源电力公告6月按合并报表口径发电量同比增长 [40] - 7月4日南网能源公告建筑节能业务情况及新开拓领域 [40] - 7月4日江苏国信公告电厂机组投产计划 [40] 重点行业资讯 - 6月19日银川市印发碳足迹管理工作实施方案助力“双碳”目标 [40] - 6月26日《零碳智慧变电站评价规范》团体标准发布 [40] - 6月28日南方区域电力市场连续结算试运行启动，交易范围覆盖五省区，注册主体超22万个 [44] - 7月3日四川省印发方案推动储能电池技术创新 [40][44] - 7月4日国务院新闻发布会提及水利基础设施投融资改革 [40][44] 行业周观点 - 南方区域电力市场转入连续结算试运行标志全国统一电力市场建设迈出关键一步 [6][42] - 火电方面今年动力煤平均价格同比下行，建议关注华电国际、国电电力；燃气方面我国天然气上下游价格联动有序推进，建议关注新奥股份、九丰能源、新天然气 [6][42]

中国南方区域电力市场启动连续结算试运行 - 中国南方区域电力市场于2025年6月底启动连续结算试运行，从短期交易升级为每日不间断交易，覆盖广东、广西、云南、贵州、海南五省区 [1] - 该市场是全球规模最大的统一出清电力现货市场，转为连续结算后预计日均交易规模达38亿千瓦时，超过英国、法国、德国用电量总和 [1] - 市场规则由统一规则取代省级政府制定，促进电力资源跨省流动，价格随供需波动呈现高峰高价、低谷低价、紧缺区域高价、富余区域低价的特点 [1] 价格机制与跨省电力调配 - 价格"指挥棒"效应显现，海南与广东联络线在试运行期间日均交互送电近1000兆瓦时，夜间广东送电海南，中午海南光伏大发时反向送电 [2] - 跨省交易打破省份壁垒，通过统一市场规则实现大范围资源配置，优化区域间电力供需平衡 [1][2] 新能源消纳与电力系统转型 - 统一电力市场解决西部地区新能源大基地风光消纳困难问题，促进新能源全国范围内合理流动 [3] - 南方电网区域利用各省区供需时段差异，2024年11月全网新能源利用率达99.21% [3] - 新型电力系统建设目标为适应新能源随机性与波动性，推动能源清洁低碳转型 [3] 全国统一电力市场建设规划 - 南方区域电力市场连续结算试运行是全国统一电力市场建设的关键一步，具有标杆意义 [3][4] - 《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》提出2025年初步建成全国统一市场，2029年全面建成，实现规则、监管、设施统一 [3] 市场机制设计与实践验证 - 南方区域电力市场实现市场准入畅通、规则一致、设施联通和监管协同，完成从理论到实践的全过程验证 [4] - 该市场为跨地区资源配置型市场，机制设计克服复杂矛盾，具备操作性和科学性 [4]

南方区域电力市场交易范围覆盖广东、广西、云南、贵州、海南等地，市场注册主体数量超22万 个。转为连续结算后，预计日均交易规模达到38亿千瓦时；"高峰高价、低谷低价"，市场将释放更 真实、更连续的价格信号，提升电力资源的优化配置效率。 （转自《人民日报》） 28日，经过35个月的前期准备和12轮的短期试运行测试，南方区域电力市场正式转入连续结算试 运行阶段。从之前按周、按月等短期开展交易变成可以每天不间断交易，双方根据需求随时跨省区 买卖电力。这是全国统一电力市场初步建成的重要标志性成果。 根据相关规划，到2025年，全国统一电力市场初步建成，电力市场顶层设计基本完善，实现全国基 础性交易规则和技术标准基本规范统一。 （丁怡婷） ...

南方区域电力市场连续结算试运行启动 - 南方区域电力市场正式转入连续结算试运行阶段 从短期按周/月交易升级为每日不间断交易 预计日均交易规模达38亿度 [2] - 该市场是国内首个多省区、全主体参与、统一出清的现货市场 覆盖广东、广西、云南、贵州、海南五省区 实现电力现货市场全覆盖 [2][4] - 市场注册主体超22万个 涵盖煤电、核电、新能源等全部发电类型及用户主体 市场化交易电量占比超70% [3] 市场运行机制与技术创新 - 采用自主研发的"天权"求解器 支撑超6000个模型节点和120万项出清变量的高效计算 实现跨省区多类型能源同台竞价 [4] - 现货市场作为电力市场核心引擎 通过实时价格信号反映电力时空价值 传统计划电价模式被突破 [4] - 试运行首日831家电厂和700多家用户参与 申报电量22亿千瓦时 其中501家新能源场站加入交易 [3] 市场规模与行业影响 - 南方区域电力市场交易电量规模超过英国、法国、德国三国总和 成为全球最大"电力超市" [4] - 贵州作为"西电东送"重要基地 通过现货市场建设融入全国统一电力市场 贡献区域能源优化配置经验 [5] - 计划到2025年全国统一电力市场体系初步建成 2030年基本建成 当前进展为重要标志性成果 [2] 市场主体参与动态 - 集中式新能源场站基本实现电力现货交易全覆盖 新能源参与度显著提升 [3] - 连续结算试运行推动市场从"计划与市场双轨并行"转向"市场决定资源配置"的实质性跨越 [3]

南方区域电力市场启动连续结算 - 南方区域电力市场启动连续结算，电力交易由按周、按月交易变为每天不间断、跨省区交易，标志着全国统一电力市场初步建成 [1] - 交易范围覆盖南方电网经营区域内广东、广西、云南、贵州、海南五省区 [1] - 我国首个多省区同台竞价的电力现货市场进入常态化运行 [1] 市场参与情况与能源流向 - 超过831家电厂和700多家用户参与结算，申报电量达22亿千瓦时，其中501家新能源场站参与报量报价 [2] - 云南、广西水电和新能源资源富裕，低价区向广东、海南送电，形成主要能源流向 [2] - 现货市场连续结算试运行后，每天价格波动将更加明显 [2] 电力现货市场特点与规模 - 电力难以大量储存，需实时供需平衡，现货市场中不同时间发电价格差数倍 [4] - 预计日均交易规模将超过38亿千瓦时，成为世界电量规模最大的统一出清电力市场 [4] - 市场价格信号引导电能流向需要的地方，打破省间壁垒 [4] 全国统一电力市场建设规划 - 2025年全国统一电力市场体系将初步建成，南方区域电力市场成为改革先行示范区 [6] - 统筹中长期市场、现货市场、辅助服务市场和容量市场，推动电力资源配置效率最优化 [6]

全国统一电力市场建设 - 国家电网总经理庞骁刚表示中国将在年内基本建成全国统一电力市场[1] - 2024年7月二十届三中全会提出深化能源管理体制改革和建设全国统一电力市场的决定[1] - 《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》提出2025年初步建成、2029年全面建成全国统一电力市场的目标[1] 电力系统转型与挑战 - 中国电力系统正经历重大转型，新能源大幅增加导致电网特性、形态和运行理论基础发生重大变化[1] - 新能源装机超过1325吉瓦，占比46.9%，已成为第一大电源[2] - 新能源发电间歇性和波动性大是主要挑战，需提升电网调节能力[2] 电网韧性建设措施 - 研究防范大面积停电事故，包括电网稳定性管理、新能源预测能力建设等[2] - 加强主网架和配电网建设，补强薄弱环节，提升运行技术[2] - 发展抽水蓄能电站，改造煤电厂提升灵活性，促进新能源消纳利用[2] 技术创新方向 - 进行电力系统运行仿真控制研究[2] - 开展超导输电技术和长距离柔性直流输电技术等前瞻性研究[2]

电力市场化建设进展 - 全国统一电力市场建设进入冲刺阶段，2025年是初步建成的关键节点 [2] - 市场化交易电量从2016年1.1万亿千瓦时增至2024年6.2万亿千瓦时，占比从17%提升至63% [4] - 跨省跨区市场化交易电量2024年达1.4万亿千瓦时，较2016年增长十余倍 [4] - 市场主体数量从2016年4.2万家增至81.6万家，新型经营主体超4000家 [4] 新能源与绿电发展 - 2024年新能源市场化交易电量超1万亿千瓦时，占新能源发电量55% [4] - 2024年绿电绿证交易电量达4460亿千瓦时，2025年前5月绿电交易量2209.45亿千瓦时，同比增49.2% [5] - 新能源发电装机规模突破15亿千瓦，占全国总装机44%，历史性超过火电 [8] 市场挑战与矛盾 - 各地市场规则差异大，交易品种衔接机制待加强，市场干预和壁垒尚存 [7] - 新能源面临消纳与价格双重挑战，绿证应用场景不足 [7] - 现货省份电能量市场价格普遍低于煤电标杆价且持续下行，系统成本随新能源渗透率每增1%上升1分/瓦时 [8] 统一市场建设方向 - 需统一基础规则制度和技术标准体系，推广标准化交易品种与流程 [10] - 国家电网将完善市场核心规则和运营评价体系，推动跨经营区常态化交易机制 [10] - 需加强电碳市场协同，完善绿电交易、绿证交易与碳市场衔接 [11] 行业数据与成果 - 国家电网经营区累计注册市场主体71万家，2025年1-5月市场化交易电量2.02万亿千瓦时，占比75.8% [11] - 新能源市场化交易电量占发电量比例53.6%，绿电交易1605亿千瓦时同比增72%，绿证交易4740万张同比增41% [11]

全国统一电力市场建设 - 全国统一电力市场是推动能源转型、优化电力资源配置的关键支撑，新能源发电项目从6月1日起原则上全部入市交易，电价由市场决定[1] - 新能源全面入市打破地域壁垒，促进跨省跨区交易规模扩大，电力市场建设工作进一步换挡提速[1] - 新一轮电力体制改革以来，电力市场建设稳步推进，多元竞争主体格局初步形成，市场化交易规模逐年扩大[1] 市场机制与框架 - 修订《电力市场运行基本规则》，出台电力中长期、现货、绿电、绿证交易等配套规则，统一电力市场"度量衡"[1] - 多层次市场框架基本形成，覆盖省际、省内空间，以及多年、年度、月度、月内和日前、日内现货交易[1] - 交易标的覆盖电能量、辅助服务等品种，为全国统一电力市场建设奠定制度基础[1] 市场规模与增长 - 2024年全国跨省跨区市场化交易电量1.4万亿千瓦时，较2016年增长十余倍[2] - 全国市场化交易电量由2016年的1.1万亿千瓦时增长至2024年的6.2万亿千瓦时，占全社会用电量比例由17%提升至63%[2] - 电力中长期交易电量占市场化电量比重超90%，发挥"压舱石"作用[2] 电力供应与低碳转型 - 2024年迎峰度夏期间，跨区通道最大送电达1.42亿千瓦，最大支援华东、西南1400万千瓦[2] - 安徽绿电日挂牌交易进入常态化阶段，实现绿电交易全周期覆盖[2] - 国网铜陵供电公司聚合分布式光伏、用户侧储能等6类资源超9万千瓦，参与电力市场交易[2] 绿电交易与新能源消纳 - 国网铜陵供电公司构建"中长期交易+周交易补充"复合交易模式，累计出清绿电电量97兆瓦时[3] - 2024年全国超过50%的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] - 2024年绿证绿电交易合计电量达4460亿千瓦时，同比增长364%，约四分之一新能源实现环境价值[3] 电价与国际比较 - 我国居民和工商业平均电价水平分别为全球50个主要经济体平均水平的32%、39%，均列第44位[3] 未来规划与目标 - 到2025年初步建成全国统一电力市场，实现全国基础性交易规则和技术标准基本规范统一[4] - 到2029年全面建成全国统一电力市场，推动市场基础制度规则统一、市场监管公平统一[4] - 全国统一电力市场是深化电力体制改革的核心任务，是促进能源绿色低碳转型的必然选择[5]

绿电直连政策核心观点 - 绿电直连模式通过物理溯源实现新能源（风、光、生物质）向单一用户直接供电，政策以"四应"（呼应社会诉求、响应行业发展、回应系统安全、顺应电力改革）服务国家大局，推动新质生产力发展 [2] - 政策出台背景包括国内"双碳"战略需求、欧盟碳边境调节机制（要求商品用电碳排放按物理直连或协议认定计算）及新电池法规（认可直连电力碳足迹模型）等国际压力 [3] - 国家能源局通过多份文件（如2024年1537号、93号及2025年16号文）逐步推进绿电直连机制，最终《通知》提出可操作方案，目标为满足企业绿色用能需求并提升新能源就地消纳水平 [4] 呼应社会诉求 - 政策快速响应国内人大代表、政协委员及专家关于绿电直连的建议，同时应对欧盟碳关税（要求进口商品碳排放计算与欧洲碳市场持平）和电池法规（明确直连电力为碳足迹计算模型之一）的国际规则 [3] - 文件明确绿电直连项目需提升新能源自发自用电量占比（不低于总可用发电量的60%）及上网电量限制（一般不超过20%），强化本地消纳 [7] 响应行业发展规划 - 项目建设区分四类情形：存量负荷、新增负荷、出口外向型企业、新能源消纳受限项目，其中自备电厂存量负荷需清缴可再生能源发展基金后方可实施 [6] - 规划要求风光发电规模计入省级新能源开发方案，项目需纳入省级能源电力及国土空间规划，220/330千伏接入项目需通过安全风险评估 [6] - 模式创新明确主责单位（负荷方）、投资主体（电源/线路允许主体清单）及源荷关系（非同一主体需签长期购电协议） [6] 对应系统安全管理 - 运行管理要求项目落实安全生产措施、开展风险管控、评估设备故障，电网企业需公平开放接入 [9] - 调度运行需实现"四可"（可观可测可调可控），接入负荷管理系统并执行安全防护规定 [9] - 责权划分强调安全/经济/社会责任，项目需自主申报并网容量并承担超容供电责任 [9] - 系统友好性要求项目提升内部灵活性调节能力，对外限制与大电网交换功率峰谷差率 [9] 顺应电力市场化改革 - 绿电直连项目需作为整体参与电力市场交易（源荷非同一主体时以聚合形式参与），重申其平等市场地位 [10] - 计量结算以项目接入点为参考点，禁止绕越计量装置，强调规范费用缴纳（不得违规减免） [10]

政策推动电力现货市场建设 - 国家发改委办公厅、国家能源局综合司发布《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》，明确电力现货市场建设时间表和路线图，标志着我国电力现货市场建设进入加速阶段 [1] - 政策是落实党的二十大关于构建全国统一大市场战略部署的重要举措，推动电力市场化改革向更深层次、更广范围全面加速 [1] 市场建设时间表与目标 - 湖北电力现货市场2025年6月底前转入正式运行，浙江2025年底前转入正式运行，安徽、陕西力争2026年6月底前转入正式运行 [2] - 2025年底前，福建、四川、辽宁、重庆、湖南、宁夏、江苏、河北南网、江西、河南、上海、吉林、黑龙江、新疆、蒙东、青海启动现货市场连续结算试运行 [2] - 南方区域电力现货市场启动连续结算试运行，京津冀电力市场启动模拟试运行，省间现货市场实现发电企业参与省间现货购电 [2] - 2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖，全面开展连续结算运行，发挥现货市场价格发现和供需调节作用 [2] 电力现货市场建设成效 - 已有5个省电力现货市场和1个省间电力现货市场转入正式运行，现货市场试点稳步推进，市场化机制逐步完善 [4] - 甘肃电力现货市场正式运行，参与用户从5家增至380余家，月度用电规模达51亿千瓦时，覆盖全省用电量51% [4] - 甘肃创新新能源报量报价、用户参与市场等模式，解决新能源负电价困境，通过现货市场价格信号提升新能源消纳效率 [4] - 甘肃新能源场站大规模入市，水电机组2025年全面入市，市场化程度为全国最高 [6] 区域协同与跨省交易 - 南方区域、京津冀等跨省市场试点推进，为区域间电力交易规则统一、利益协调提供实践基础 [6] - 省间现货市场将研究售电公司、电力用户直接参与机制，打破省间交易壁垒，促进资源大范围优化配置 [6] 未来挑战与建议 - 需细化市场规则与监管体系，确保公平公正，明确第三方评估标准，加强市场监管，防止市场操纵和价格垄断 [7] - 深化区域协同机制，解决省间交易壁垒，加快研究售电公司、用户直接参与机制，协调区域间利益分配矛盾 [8] - 完善中小型发电企业、用户参与市场的风险对冲工具，如电力期货，加强市场力监测，防止价格操纵等垄断行为 [8]