电力现货市场建设核心目标 - 国家发展改革委与国家能源局印发《电力现货连续运行地区市场建设指引》，旨在全面加快电力现货市场建设，目标在2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖 [2] 新能源入市与现货市场机制优化 - 新能源市场化交易电量在2024年已达到52.3%，政策要求新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场 [3] - 为支撑新能源全量入市，优化现货市场出清机制以形成反映供需关系和调节成本的分时价格信号，并完善以负荷预测和新能源功率预测为基础的可靠性机组组合环节，确保系统安全 [3] - 推动发电侧和用电侧“报量报价”参与现货市场竞争，探索按节点/分区电价申报及结算，以优化负荷侧资源配置 [4] 中长期市场交易机制完善 - 全国大多数省份中长期市场交易已常态化开市，交易频次和周期趋近运行日 [5] - 加快推动D-2连续开市与中长期交易分时段组织等精细化安排，以更好衔接现货市场并适配新能源出力特性 [5] - 支持新能源和核电企业与用户签订多年期协议，并建立中长期签约比例动态调整机制 [5] - 完善煤电中长期交易限价，使其逐步与现货市场限价范围贴近，减少套利空间，推动市场向价格信号引导转型 [6] 辅助服务市场体系健全 - 探索增加备用、爬坡等辅助服务品种，通过市场机制发现服务价值，引导资源针对性投入 [8] - 推动调频市场与电能量市场联合出清，将调频成本纳入整体优化，实现“电能量+辅助服务”协同决策以降低成本 [8] - 扩大参与辅助服务市场主体范围，鼓励新型储能、虚拟电厂等新型主体以聚合方式参与，提高系统灵活调节能力 [9] 可靠容量补偿机制建立 - 提出建立发电机组可靠容量评估机制，科学评估各类型机组及新型储能的容量系数，客观反映其对系统容量充裕度的贡献 [11] - 在此基础上研究建立面向各类电源的容量补偿机制，合理确定单位可靠容量补偿标准并动态调整，帮助机组回收固定成本 [11] - 支持有条件的地区探索通过报价竞争形成容量电价，条件成熟时建设容量市场，引导社会资本向所需容量资源倾斜 [11] 零售市场规范与发展 - 2021至2024年期间，零售市场交易电量年均增长率约达到14.9% [12] - 举措包括搭建零售线上交易平台并建立零售套餐价格事前估算机制，以降低交易成本和促进竞争 [12] - 要求定期发布批发和零售市场均价等信息以提升透明度，并鼓励灵活配置分时零售套餐，挖掘用户侧调节潜力 [12] - 鼓励创新引入绿电零售套餐等新品种，为用户消费绿色电力提供多样化方式 [12] 市场规范化建设与闭环管理 - 从完善市场干预与处置机制、提升市场运营能力、强化市场监管三方面加强规范化建设 [13] - 通过建立市场力监测与管控机制、完善信息披露、加强业务流程标准化等措施，实施“监测-评估-干预-反馈”的闭环管理，以预防市场力滥用和减少价格扭曲 [13]

输配电价改革新阶段概述 - 国家发展改革委印发四项输配电定价办法修订的征求意见稿，标志着输配电价改革即将迈入新阶段 [1] - 修订旨在健全输配电价科学形成机制，为加快建设全国统一电力市场体系和推动能源绿色低碳转型提供制度保障与新动能 [1] 适应新型电力系统的电网基础建设 - 创新提出针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，可探索通过两部制或单一容量制形成输电价格，突破单一电量电价模式 [2] - 容量机制提前锁定基本收益，保障电网基础设施固定成本回收，并有助于提升通道利用效率和促进清洁能源跨省跨区消纳 [2] - 清晰界定输配电定价成本边界，延续抽水蓄能电站、新型储能电站成本费用不得计入输配电定价成本的规定 [2] - 首次将环境保护税、水资源税等税金纳入定价成本，彰显电网生态环保价值，优化成本构成 [2] - 延续激励机制，实际利用小时数超出核价利用小时数产生的收益，30%由电网企业分享，用于调峰能力建设、通道优化扩容等关键领域 [3] 全国统一电力市场建设推进 - 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 [4] - 强化跨省跨区专项工程输电价格灵活性，允许对特定工程探索两部制或单一容量制电价，以提升区域间电力调节和互济能力 [4] - 将促进跨省跨区电力市场化交易与清洁能源优化配置明确纳入区域电网定价原则，强调输电价格应服务于跨省区资源高效流动 [4] - 要求省级电网实现省外购电用户与省内用户公平分摊相应电压等级准许收入，避免因额外加价阻碍省外电力输入 [4] 新能源消纳与能源低碳转型推动 - 针对清洁能源外送的两部制或单一容量制输电价格，有助于降低跨省输送成本，提升清洁能源在统一电力市场中的竞争力 [5] - 针对新能源就近消纳场景，探索电网企业实行单一容量制电价，推动适应源网荷储一体化、绿电直供等新业态发展 [6] - 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，超出收益中的70%将专项用于支持新能源跨省跨区外送 [6]

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]

项目里程碑 - 梅州抽水蓄能电站二期工程首台机组于8月26日投产并实现“投产即入市”[1] - 这是中国抽水蓄能电站首次实现“投产即入市”[1] 市场运营模式 - 抽水蓄能电站通过在用电低谷时以低价买电抽水，在用电高峰时以高价放水发电来获得市场收益[1] - 电站在2024年10月率先以“报量报价”方式整站参与电力现货交易[1] - 截至目前，电站已累计交易市场电量17.4亿千瓦时，响应市场需求启动4200余次[1] 市场影响与规模 - 新机组入市后，梅州抽水蓄能电站在电力市场的交易规模达到150万千瓦[1] - 150万千瓦的交易规模相当于每小时可交易电量150万千瓦时[1] - 此举对促进全国统一电力市场建设具有重要意义[1]

**中广核电力 2025 年上半年业绩与运营情况分析** 公司项目进展与资本运作 * 惠州3号机组于2025年6月10日实现FCD并进入全面施工阶段 陆丰6号机组于7月14日完成穹顶吊装并进入设备安装阶段 惠州2号机组于7月30日完成热试 为商运奠定基础[2][4] * 公司成功发行并于2025年7月25日上市A股可转债 以支持核电项目建设并优化资本结构[2][4] * 董事会批准现金收购包括惠州核电在内的四家公司股权 目标于年底前完成[2][4] * 截至2025年7月31日 公司管理共20台在建机组 其中3台处于调试阶段 3台处于设备安装 3台处于土建施工 11台处于FCD准备阶段[20] 财务业绩表现 * 2025年上半年上网电量达1133.6亿千瓦时 同比增长6.93% 其中子公司贡献892.65亿千瓦时 同比增长8.84%[2][5] * 2025年上半年营收为391.67亿元人民币 同比下降0.5% 归属于母公司股东的净利润为59.52亿元人民币 同比下降16.3% 扣非后净利润为56.09亿元人民币 同比下降约19%[2][5][21] * 电力销售收入达306.58亿元人民币 同比增长0.9% 但因市场化电价下降 其增速低于子公司上网电量增速 建设安装设计等服务收入为76.12亿元人民币 同比下降4.8%[21] * 经营成本占收入比为65% 同比上升3.6个百分点 剔除服务成本后的电力业务成本收入比为57.1% 同比上升5.3个百分点[21] * EBITDA为204.84亿元人民币 同比下降约6.6% EBITDA利润率下降约3.4个百分点 ROE下降约1.2个百分点[21] * 上半年经营活动现金流入为466.8亿元人民币 同比增长1.3% 但经营活动产生的现金流量净额为113.17亿元人民币 同比下降11.5%[22][23] * 资产负债率为60% 产权比率上升至108.7% 较年初增加3.8个百分点 利息保障倍数改善至4.9倍[23][24] * 资本性支出为114.09亿元人民币 同比增加43.37亿元人民币[24] 电力市场与电价 * 2025年上半年市场化交易电量约636.1亿千瓦时 占比56.1% 同比有所上升[15] * 含税平均市场化电价为0.36元/千瓦时 同比下降约3.2分/千瓦时 其中广东省内核电机组市场化电价为0.33元/千瓦时 同比下降6.5分/千瓦时 省外为0.37元/千瓦时 同比下降2分/千瓦时[15][16] * 广东省市场化电价（不含0.04元/千瓦时的成本补偿）与0.463元/千瓦时的标杆电价存在0.13元/千瓦时的价差 若与0.414元/千瓦时的另一基准相比 价差约为0.05元/千瓦时[32] * 广东省仅岭澳 岭东 阳江等约10台机组参与市场化交易 超过35%的发电量参与市场化 该比例基于7500利用小时的基准计算[38] 国家能源结构与行业地位 * 2025年上半年全国用电量约4.84万亿千瓦时 同比增长3.7%[2][6] * 截至2025年中 非化石能源装机容量占比超60% 发电量占比达43.1% 同比提升3.7个百分点[2][6] * 截至2025年6月 核电装机容量约占全国总装机的1.7% 发电量占比约5.2%[2][7] * 全国核电机组平均利用小时数同比增加167小时[2][7] 安全与运营表现 * 2025年初 公司管理核电机组91.07%达到WANO指标世界先进值（前1/4） 90.47%达到世界优秀值（前1/10） 同比有所提升[2][10] * 2025年上半年机组平均利用小时数为3784小时 同比增加125小时 主要因换料大修减少[2][11] * 上半年完成8次年度换料大修和2次十年大修 换料大修总天数为414天 同比减少约109天[3][12] * 2025年上半年未发生2级及以上运行事件（INES）[8][9] 环境贡献与碳中和 * 2025年上半年累计上网电量等效减少标准煤消耗约3409万吨 减少二氧化碳排放约1.07亿吨 相当于种植超过26万公顷森林[14] 国家政策与市场改革 * 国家加速建设全国统一电力市场 2025年1月7日发改委发布建设全国统一市场试行的指导意见 4月3日及8日发改委 能源局发布电力辅助服务市场基本规则和加速电力现货市场建设的通知[17][18] * 6月23日能源局会议强调年底初步建成全国统一电力市场目标 6月28日南方区域电力市场启动试连续结算[17][18] 公司未来战略与重点 * 下半年计划进行8次年度换料大修 预计总大修天数将少于去年[13] * 重点工作包括 加强重大战略问题研究 制定核能中长期发展战略 加强设备健康和运营管理 确保迎峰度夏期间安全保供 强化市场开发 推动新项目核准 确保批量化建设安全质量 维持在运机组安全稳定运行 进行8次换料大修 坚持自主核电研发 持续优化华龙一号技术 系统部署先进核能系统 加速研发进度 紧密跟踪各省电力市场变化 精细化电力营销 为2026年市场交易做准备 力争利用小时数不低于近年瓶颈值[25][28] * 公司将强化安全风险管理与控制措施 确保所有重大项目的绝对安全[27] 其他重要信息 * 公司铀供应来源多元化 CGN Mining Co Ltd（港股1164）供应约25% 其余75%来自其他矿源（包括中广核铀业在非洲控制的矿山）[44][50][51] * 所得税调整约6亿元人民币 主要因岭澳 岭东机组税收政策变化 部分税收优惠政策今年到期[39] * 目标惠州1号机组于2025年底商运 惠州2号机组预计2026年上半年商运[40] * 宁德核电净利润下降主因包括 所得税政策调整导致同比多缴税约2亿元 今年获得的增值税退税少于去年 大修次数增加[41][43] * 红沿河核电利润增长受益于辅助服务费用大幅减少 上半年辅助服务费约3.16亿元 同比减少近10亿元[49] * 其他收益下降主因增值税退税减少 阳江 防城港上半年未获得退税 但七八月已获首批退税批复正在办理[52] * 公司股息政策与往年一致 目标维持约45%的派息率 并维持去年股息水平不降低[35][37] * 对惠州及湛江项目的融资计划清晰 70-80%资金来自银行贷款 其余来自自有资金 后续无重大资本开支[34][36] * 核能供热等综合利用是战略方向 但目前收入贡献很小 首要考虑仍是确保核电机组满发[46][47]

电力市场交易量 - 7月全国电力市场交易电量达6246亿千瓦时，同比增长7.4% [1] - 1至7月全国累计电力市场交易电量3.59万亿千瓦时，同比增长3.2%，占全社会用电量比重为61.2% [1] - 7月省内交易电量4614亿千瓦时，同比增长7.3%；跨省跨区交易电量1632亿千瓦时，同比增长7.9% [1] 绿电交易表现 - 7月绿电交易电量256亿千瓦时，同比大幅增长43.2% [1] - 1至7月绿电累计交易电量1817亿千瓦时，同比大幅增长42.1% [1] 跨省跨区交易与市场建设 - 1至7月跨省跨区交易电量8558亿千瓦时，同比增长9% [1] - 南方区域电力市场于6月28日转入连续结算试运行，实现多省区电力资源统一优化配置 [1] - 全国统一电力市场建设取得新进展，国网南网建立跨电网经营区常态化交易机制 [1] 行业发展规划 - 2025年为新一轮电改10周年关键节点，亦是全国统一电力市场计划初步建成之年 [1] - 南方区域电力市场成为全球集中统一出清电量规模最大的电力市场，对构建全国统一大市场具有重要意义 [1]

全国电力市场交易数据 - 2024年7月全国完成电力市场交易电量6246亿千瓦时 同比增长7.4% [1] - 7月省内交易电量4614亿千瓦时 同比增长7.3% 跨省跨区交易电量1632亿千瓦时 同比增长7.9% [1] - 7月绿电交易电量256亿千瓦时 同比增长43.2% [1] - 1至7月全国累计完成电力市场交易电量3.59万亿千瓦时 同比增长3.2% 占全社会用电量比重61.2% [1] - 1至7月省内交易电量2.73万亿千瓦时 同比增长1.6% 跨省跨区交易电量8558亿千瓦时 同比增长9% [1] - 1至7月绿电交易电量1817亿千瓦时 同比增长42.1% [1] 全国统一电力市场建设进展 - 2025年是新一轮电改10周年关键节点 也是全国统一电力市场计划初步建成之年 [1] - 全国统一电力市场建设进一步提质增速 国网南网已建立跨电网经营区常态化交易机制 [1] - 南方区域电力市场于2024年6月28日成功转入连续结算试运行 在全国首次实现多省区电力资源统一优化配置 [1] - 南方区域电力市场成为全球集中统一出清电量规模最大的电力市场 对构建全国统一大市场 打破省间壁垒具有重要意义 [1]

能源体制机制改革 - 全国统一电力市场建设加速推进 煤电和新能源全面进入市场体系 [1] - 全部工商业用户进入电力市场 市场注册经营主体达97万家 是2020年的5倍 [1] - 油气"全国一张网"初步建成 能源法正式颁布实施 [1] 能源行业市场结构 - 民营企业成为能源转型重要力量 绝大多数光伏设备制造企业和60%以上风电整机制造企业为民营性质 [1] - 核电领域出现民营资本参与 部分项目民营企业参股比例达到20% [1] - 国家出台促进能源民营经济发展十条措施 进一步释放市场活力 [1] 能源政策体系完善 - 能源宏观调控机制持续优化 行业治理体系进一步完善 [1] - 体制机制和政策体系加快重构 为能源高质量发展提供制度保障 [1] - "十四五"期间能源改革持续深化 发展动能显著增强 [1]

全国统一电力市场建设进展 - 全国统一电力市场体系加快构建 形成品类多元功能完善的电力市场 包含省内交易和省间交易 年度月度交易和日内实时交易 电能量和调峰调频备用等辅助服务品种 实现跨电网经营区常态化交易 [1] 电力市场规则体系完善 - 全国统一电力市场规则基本完备 构建"1+6"基础规则体系 以电力市场运行基本规则为基础 以电力中长期现货辅助服务三大交易规则为主干 市场注册计量结算信息披露作支撑 解决各地市场规则碎片化差异化问题 打破地方保护和省间壁垒 实现售电公司一地注册全国共享 [2] 电力市场规模与主体发展 - 市场交易电量从"十三五"10.7万亿千瓦时增长至"十四五"23.8万亿千瓦时 实现翻倍以上增长 占全社会用电量比例从2020年40%提升至连续四年稳定在60%以上 相当于每3度电中2度通过市场交易形成 [3] - 发电侧煤电新能源发电气电核电水电全面入市 用户侧全部工商业用户进入市场 独立储能等新主体新模式新业态蓬勃发展 形成多元主体有序参与的市场格局 [3]

全国统一电力市场体系建设进展 - 全国统一电力市场体系加快构建 市场在空间上涵盖省内与省间交易 时间上覆盖年度 月度 日内及实时交易 品种上包括电能量及调峰 调频 备用等辅助服务 并实现跨电网经营区常态化交易 [1] - 全国统一电力市场规则基本完备 构建"1+6"基础规则体系 以《电力市场运行基本规则》为基础 三大交易规则为主干 市场注册等作支撑 解决规则碎片化问题 实现"一地注册 全国共享" [2] - 电力市场规模实现量质齐升 "十四五"市场交易电量达23.8万亿千瓦时 较"十三五"10.7万亿千瓦时显著增长 占全社会用电量比例从2020年40%提升至连续四年稳定在60%以上 [2] 电力市场参与主体与格局 - 市场经营主体多元化格局基本形成 发电侧煤电 新能源发电 气电 核电 水电均积极入市 用户侧全部工商业用户进入市场 [2] - 独立储能等新主体新模式新业态蓬勃发展 形成多元主体有序参与的市场格局 [2] 未来发展目标 - 国家能源局将继续推进全国统一电力市场建设 利用市场与政府手段优化电力配置 以更高水平电力供应促进实体经济与新兴产业发展 目标是将电力市场建设成全国统一大市场的排头兵 [3]