报告行业投资评级 - 增持（维持） [3] 报告的核心观点 - 风光新增装机环比骤降，供给端新增压力缓解，绿电有望迎反转；6月全社会用电量增速5.4%，三产及居民用电持续高增 [7][11][13] - 建议重视电力板块配置，关注季度业绩具备弹性的火电板块、火电灵活性改造龙头、存量项目占比较高&短期收益确定性更优以及中长期更具降本增效优势绿电运营商、低估绿电板块、水核防御标的等 [2] 根据相关目录分别进行总结 本周行业观点 - 6月风光新增装机回落，绿电有望迎来反转：6月太阳能发电和风电新增装机环比下滑，随着抢装潮过去，新能源新增装机规模有望理性回落，绿电电价风险逐步释出，绿电板块有望反转 [7][13] - 火电：煤价反弹至650元/吨 [12] - 水电：7月25日三峡入库流量同比下降21.67%，出库流量同比下降55.71% [30] - 绿电：硅料价格上升，主流硅片价格上升，本周硅料价格为42元/KG，较上周上升5元/KG，主流品种硅片价格为1.27元/PC，较上周上升0.10元/PC，长期来看光伏项目收益率有望进一步提升 [38] - 碳市场：交易价格较上周上升1.21%，本周周成交量149.01万吨，周成交额1.11亿元，最高成交价73.85元/吨，最低成交价72.92元/吨，最后一个交易日收盘价为73.70元/吨，大宗协议交易周成交量174.72万吨，周成交额1.22亿元，截至2025.7.25，累计成交量6.79亿吨，累计成交额466.41亿元 [48] 本周行情回顾 - 本周（7.21 - 7.25）上证指数报收3593.66点，上涨1.67%，沪深300指数报收4127.16点，上涨1.69%，中信电力及公用事业指数报收3015.64点，下跌0.03%，跑输沪深300指数1.72pct，位列30个中信一级板块涨跌幅榜第27位，电力及公用事业板块上市公司近半数上涨 [1][55] - 涨幅前五为大唐发电、川能动力、国投电力、龙源电力、宁波能源，涨幅分别为4.52%、4.37%、3.98%、3.55%、3.18%；跌幅前五为豫能控股、华银电力、乐山电力、西昌电力、建投能源，跌幅分别为12.56%、9.35%、8.27%、6.79%、4.77% [59] 行业资讯 行业要闻 - 国家能源局：2025年6月份全社会用电量同比增长5.4%，1 - 6月全社会用电量累计48418亿千瓦时，同比增长3.7% [62] - 中国核电成立新公司，拟出资50,000万元设立中核山东能源发展有限公司，持有100%股权 [63] - 国家能源局发布2025年1 - 6月份全国电力工业统计数据，截至6月底，全国累计发电装机容量36.5亿千瓦，同比增长18.7% [64] - 国家能源局发布《电力企业涉电应急预案管理办法》的通知，规范电力企业涉电应急预案管理工作 [64] - 国家能源局发布《浙江、河南、广东省分布式可再生能源发电项目绿证核发工作方案》的通知，探索开展分布式项目绿证核发工作 [65] - 我国首台第四代百万千瓦商用快堆初步设计完成，中核集团宣布我国首台第四代百万千瓦商用快堆CFR1000完成初步设计，具备上报审批条件 [65] 重点公司公告 - 华能国际：2024年年度股东大会同意公司在规定期限内发行不超过等值于1700亿元人民币的境内外债务融资工具，近日完成20亿元人民币的2025年度第六期超短期融资券发行 [67] - 深圳能源：全资子公司拟投资建设深能汕尾红海湾六海上风电项目，项目总投资789,703万元，公司拟增资 [67] - 乐山电力：报告期内完成发电量24,575万千瓦时，同比增长2.62%；完成售电量228,743万千瓦时，同比下降0.08%等，利润总额同比下降35.62%，归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润同比增加66.35% [67] - 天富能源：为全资子公司新疆天富天源燃气有限公司向招商银行办理业务承担连带保证责任，担保金额为5,000万元 [67] - 湖南发展：拟以发行股份及支付现金的方式购买相关公司股权，同时募集配套资金，预计构成重大资产重组和关联交易 [67]

绿电交易增长 - 广西绿电交易电量达104.15亿千瓦时，同比增长105.07% [1] - 新能源装机容量达5329万千瓦，同比增长70.7%，占全区电力总装机的48.5% [1] - 绿电平均交易价格同比下降27.15%，推动市场从"政策驱动"走向"需求驱动" [1] 新能源发展 - 广西新能源装机规模占全区电力总装机的43.5%，成为装机第一大电源 [1] - 新能源并网投产持续加快，是广西电力增量的主力 [1] 企业绿电消费 - 机械制造、铝业、钢铁等传统优势企业及外贸型企业对绿电消费热情高涨 [1] - 柳州国轩电池有限公司消纳绿电2122.6万千瓦时，相当于减少碳排量8584吨 [2] - 绿电消费帮助企业提升品牌价值和国际竞争力 [1][2] 行业转型 - 绿电交易满足用户低碳转型、绿色用能需求 [1] - 绿电消费加速全区能源的绿色低碳转型 [1]

电网建设与新能源发展 - 贵州乌撒至奢香第二回500千伏线路工程投运后每年将输送绿电70亿千瓦时 [1] - "十四五"以来南方电网在贵州累计投资超400亿元用于电网建设 [1] - 截至今年6月贵州新能源装机容量达3158万千瓦 占比39.5%超越火电成为第一大电源 [1] - 贵州已形成"火水风光储"多能互补能源体系 [1] 技术创新与消纳能力 - 贵州电网自主开发自动电压控制技术实现新能源精准调控 [1] - 2023-2025年完成集中式新能源自动电压控制全覆盖 年减少弃电损失超1亿千瓦时 [2] - 新能源利用率稳定在98%以上 [2] 绿色电力应用场景 - 遵义供电局制定"电酿酒"行业标准 推动酱香白酒产业绿色转型 [3] - 都匀供电局研发"可移动式变压器"2.0版 支持山区"电制茶"发展 [3] 绿电交易市场 - 2024年1-5月贵州绿电交易电量达33.58亿千瓦时 同比增长210.16% [4] - 绿电交易帮助企业应对碳关税 提升产品国际竞争力 [4] - 贵州电网按月披露绿电供需信息 完善市场交易机制 [4]

新能源上网电价市场化改革政策框架 - 国家发展改革委、国家能源局联合印发136号文，对新能源参与现货市场和中长期市场的交易规则和价格机制作出规定[1] - 内蒙古蒙东、蒙西及新疆已率先发布实施方案，明确新能源项目上网电量全部进入市场，并建立可持续发展价格结算机制[1] - 山东作为新能源大省，其征求意见稿提出新能源项目参与市场交易，但未区分集中式和分布式，政策指向对全国有重要影响[2] 地方政策差异与执行进展 - 蒙东方案区分存量与增量项目，通过市场交易形成价格，稳定增量项目收益预期[1] - 中东部省份对分布式新能源入市持谨慎态度，河北和山东地方政策未明确区分集中式与分布式[2] - 部分中东部省份在草案中考虑分布式特殊性，提出简化前置条件等方式[3] 市场交易机制调整 - 136号文推动现货市场与中长期市场"双轨并行"，放宽现货限价，允许电价在工商业尖峰电价与新能源成本收益间浮动[3] - 缩短中长期交易周期至"周、多日、逐日"，鼓励新能源企业与用户签订多年购电协议[3] - 推动绿电交易分离电能量与绿证价格，实现价值最大化[3] 绿证收益与供需变化 - 新政规定机制电量不重复获得绿证收益，发电企业面临机制补偿收入与绿证收入"二选一"[3] - 业内预计90%存量项目将进入机制电量，导致可流通绿证急剧减少[4] - 绿证价格从1月的2元/张涨至136号文发布后的8元/张以上[4] 行业影响与价格趋势 - 2025年新能源装机规模攀升导致电力现货市场价格明显下降，部分省份中长期价格触及基准价下浮20%的"地板价"[3] - 煤价下行等因素加剧电价下行预期，新能源发电企业将面临"阵痛期"[3] - 发电企业希望机制电价内分开电能量与绿证价格，促进绿电交易并规避执行问题[4][5]

纪要涉及的行业和公司 行业：电力行业，特别是新能源电力领域，涉及海上风电、其他风电和光伏等细分行业 公司：未提及具体公司 纪要提到的核心观点和论据 广东136号文与山东政策对比 - **共同点**：存量项目以及增量项目初期第一、二年要求衔接现有政策，参与市场比例沿用现有比例；执行期限方面，存量项目执行期限基本为生命周期，广东增量项目海上风电执行期限14年，其他新能源项目12年[2][3] - **不同点**：广东增量项目需申报比例计算参与竞价电量，且申报比例上限不超过90%；山东未明确单个主体上限比例；广东要求全电量参与日前申报出清结算，山东日前直接不参与；广东合约结算与山东以实时价格为参考价结算方式不同[4][13][18] 广东新能源增量项目规则 - **申报规则**：增量项目按申报比例乘装机和历史三年同类型半年利用小时数计算预测电量，再乘申报比例得出参与竞价电量，申报比例上限不超过90%[4] - **成交规则**：要么不中，中则按申报比例全额成交，稳定市场参与者心理预期[5] - **定价规则**：对增量项目定价规则有细微调整，较优惠；分布式增量项目投产时不满足“四可”要求，机制电量自动失效；提升了对项目“四可”要求，与经济利益挂钩，可能增加投资成本和被调控风险[6][7][8] - **结算规则**：月度结算按实际上网电量乘比例，扣除绿电交易部分，与上网电量乘机制电量比例取小；机制电量差价电费为量乘（机制电价 - 月度实时均价）；场外补贴为机制定价减去实时价格的价差；厂内结算按传统合约差价、日前和实时差量公式计算，与山东不同[9][10][11][13][30] 新能源参与电力市场交易细则差异 - **日前申报**：广东要求全电量参与日前申报出清结算，山东不需要；广东有助于提升预测准确性和鼓励投资建储能，山东方案对新能源投资储能动力较小[13][14] - **合约参与**：广东机制电量覆盖部分不参与日前申报出清结算，不参与绿电和普通中长期合约，参与合约量为（实际发电量×（1 - 机制电量比例）），山东以实时价格为参考价进行合约结算[12][16][18] - **申报价格上下限**：广东现货电能量交易申报价格上下限有改动，新能源参与市场后相关考核有保留和取消情况；山东方案与广东不同[15][18] 区域市场情况 - **概念及与单一市场区别**：广东欲与周边五省建统一区域市场，单一市场以省间年度长协交易为主，区域市场各省关系更紧密，价格会趋同[21][22] - **市场计算及影响**：区域市场在统一现货竞价平台计算，结果供省内参考；考虑输电线路输送能力；目前广西价格可能低于年度长协，云南价格相对较高，价格受供需关系影响，与国网类似[23][25][26] 存量项目相关问题 - **机制电量和电价确定**：广东存量项目机制电量和电价参考相关文件，需衔接现有政策，可能区分不同主体确定比例，山东对老项目确定方式类似但可执行性更差[33][34][36][37] - **偏差结算和回收**：新能源电站厂内按传统公式结算，日前和实时偏差有收益回收机制，偏差回收有阈值，亏的可能性更大；新能源在日前实时偏差中可能因发电量大导致价格下降[30][40][41][44] 政策制定考虑因素 政策制定考虑新能源消纳问题，消纳问题大则政策优惠力度小，消纳问题小则适当给予优惠政策，如广东政策保障力度较强，给予较长执行期限[43] 其他重要但是可能被忽略的内容 - 广东增量项目低值电量申报上限不超过90%，总量需求量将在6月份定价前公布，且低于90%[26][27] - 新能源定价分为海上风电、其他风电和光伏三类，实时加权均价参考同类型电源[31] - 申报价格上下限在实施方案中规定，目前网上无该方案，第一年定价上限一般用燃煤基准价，下限考虑先进电站固定投资成本[32] - 部分省份可能区分近海和深远海海风，有助于鼓励海风发展，可通过调整竞价需求量调节不同新能源发展[45][46][47] - 存量项目满足“四可”要求较难，对增量项目提要求相对容易[48]

碳中和政策进展 - "十四五"期间森林覆盖率提高至25%以上 新增森林面积相当于陕西省面积 贡献全球新增绿化面积四分之一[4] - 空气质量优良天数比例稳定在87% 较"十三五"时期提升3个百分点 长江黄河干流全线达二类水质标准[4] - 新能源发电装机规模历史性超越煤电 建成全球最大清洁发电体系 每3度电中有1度为绿电[4] - 钢材生产原料20%以上来自废钢循环利用 节能降碳成效显著[4] 零碳园区建设部署 - 三部门联合印发零碳园区建设通知 支持有条件地区建成零碳园区 推进园区低碳化零碳化改造[6] - 明确八项重点任务包括用能结构转型 节能降碳 产业结构调整 资源节约集约 基础设施升级 技术应用 能碳管理能力提升及改革创新[6] - 国家发改委统筹现有资金渠道支持建设 鼓励地方政府通过专项债券等资金支持符合条件的项目[6] 绿电交易机制创新 - 三部门联合印发跨电网经营区绿电交易机制方案 规定发电企业需完成可再生能源项目建档立卡及信息匹配[8] - 绿电交易采用集中竞价 挂牌和双边交易方式 实行电能量价格与绿证价格之和的"整体价格"申报模式[8] - 绿证核发由发电企业注册地交易机构汇总台账并向国家能源局申请 结算遵循绿电合同电量 用户用电量 可划转绿证量"三者取小"原则[8] 地方低碳实践 - 国家绿色发展基金联合中国电力等资本投资上海"低碳生活新时尚实践区"项目 系上海市首批20个双碳试点示范项目之一[9] - 项目聚焦嘉兴路街道系统改造 覆盖低碳数字化 建筑绿色化 能源低碳化 绿色交通及垃圾处理多领域[9] 企业循环经济举措 - 隆基与墨西哥Rafiqui合作推动光伏组件回收 构建"源头回收-智能拆解-循环再生"三步回收体系[10] - 通过专属物流链运输废弃组件至回收中心 拆解铝边框 玻璃及电缆等部件 避免填埋污染[10] 行业标准制定突破 - 昶丰新材料牵头制定国内首个合成革生态分级标准 按环保性能细分为ENF E0 E1 E2四个等级[11] - 标准从甲醛 DMF VOCs 生物基含量等维度评价 填补行业环保评价空白[11]

指数表现 - 国证绿色电力指数强势上涨1.18% [1] - 成分股京运通涨停 立新能源上涨4.08% 上海电力上涨3.63% [1] - 绿色电力ETF(159625)上涨1.03% [1] 交易与规模 - 绿色电力ETF盘中换手1.86% 成交568.91万元 [3] - 近1周日均成交2794.72万元 [3] - 近半年规模增长1.01亿元 新增规模位居可比基金第一 [3] - 近半年份额增长7320万份 新增份额位居可比基金第一 [3] 收益表现 - 绿色电力ETF近6月净值上涨8.98% [3] - 自成立以来最高单月回报9.19% 最长连涨月数6个月 最长连涨涨幅14.85% [3] 政策支持 - 国家能源局提出加快建立适应新型电力系统的市场机制 促进清洁能源高效利用 [3] - 2024年全国绿电交易总量2349亿千瓦时 同比增长237.9% [3] - 2025年1-5月绿电交易电量2209.45亿千瓦时 同比增长49.2% [3] 估值水平 - 国证绿色电力指数最新市盈率18.84倍 处于近3年19.38%分位 [4] - 前十大权重股合计占比56.91% [4] - 权重股包括长江电力(10.33%) 中国核电(9.70%) 三峡能源(9.63%) 国投电力(6.11%)等 [6] 成分股表现 - 申能股份上涨1.77% 华能国际上涨1.57% 中国核电上涨1.39% [6] - 中国广核上涨1.36% 国投电力上涨1.22% 川投能源上涨1.05% [6]

绿电交易增长 - 2025年1月至6月广东绿电交易电量达82.9亿千瓦时 同比增长60.2% [1] - 绿电价格降至6.7厘/千瓦时 反映成本优化趋势 [1] - 预计2025年广东全省绿电需求超120亿千瓦时 显示市场扩张潜力 [2] 新能源装机容量 - 截至2025年6月底广东省新能源总装机容量超7850万千瓦 占全省总装机容量近33% [1] - 海上风电装机容量突破1251万千瓦 凸显区域资源优势 [1] - 77家新能源场站（合计额定容量约590万千瓦）参与现货市场结算 增强市场流动性 [1] 电力市场化改革 - 新能源项目上网电量全部进入电力市场 电价通过市场交易形成 [2] - 企业可自主选择"报量报价"参与竞争或接受市场出清价格 提升定价效率 [2] - 截至2025年6月底广东参与交易经营主体数量达8.5万家 市场化交易电量约2945亿千瓦时 占全社会用电量68% [2] 绿证交易与国际合作 - 市场化交易电量增长推动绿证交易规模扩大 国际绿证供应合同落地东莞 [2] - 绿证业务覆盖4个国家 服务量达600万张 交易电量超60亿千瓦时 [2] - 绿证支撑出口产品价值超300亿元 体现跨境环境商品贸易潜力 [2] 行业需求分布 - 绿电消费用户集中于计算机通信和电子设备制造、互联网和相关服务、石油煤炭及其他燃料加工业等十大行业 [2] - 前十大行业约占全省绿电交易电量的70% 反映高耗能产业绿色转型需求 [2]

跨电网经营区电力交易机制 - 国家发展改革委与国家能源局联合印发《关于跨电网经营区常态化电力交易机制方案的复函》[1] - 方案明确2023年将实现跨电网经营区交易常态化开市[1] - 该机制将有力支撑夏季电力保供需求[1] - 政策将探索多年期绿色电力交易签约模式[1] 电力行业政策动向 - 政策首次提出跨经营区电力交易常态化运作[1] - 绿电交易成为机制创新的重点探索方向[1] - 政策实施时间节点与夏季用电高峰保供需求直接挂钩[1]

电力市场改革 - 国家发展改革委、国家能源局批复《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》，旨在打破国家电网和南方电网的市场分割，促进电力资源全国流动 [1] - 到2025年全国统一电力市场体系初步建成，资源配置范围从单一经营区扩展至全国主要区域 [1] - 建立覆盖全国范围的"网上电力商城"，实现两网经营主体基于统一规则跨区交易 [2] 绿电交易机制 - 绿电交易成为《方案》重点，解决西北地区绿电消纳不足与东部地区需求旺盛的供需错配问题 [3] - 绿电资源可在全国范围内交易和溯源，例如西北风光电力输送大湾区、云南水电输送长三角 [5] - 跨经营区绿电交易为外贸企业满足欧盟绿色认证要求提供支持 [3] 交易主体与流程 - 约4万家发电企业（国家电网3万家+南方电网1万家）可参与全国范围电力交易 [7] - 交易由北京电力交易中心、广州电力交易中心、国调中心、南方总调联合组织，通过平台实现购售电需求对接 [6] - 分布式能源发电企业未来可逐步参与跨区交易，购电侧初期由电网企业代理用户 [7] 输电通道与调度 - 当前主要使用"江城直流"和"闽粤直流"通道，年输送量分别为120亿千瓦时和40亿千瓦时 [8] - 2025年3月起已开展"广西云南送上海""西北华东东北送广东"等跨区交易 [8] - 迎峰度夏期间超20亿千瓦时电能通过闽粤联网工程输送至上海、浙江等地 [8] 输电定价机制 - 非闽粤交易暂按每小时2.56分/千瓦收取输电费，费用由两省用户各承担50% [10] - 闽粤直流采用单一容量电价制，跨区交易输电费用于冲抵容量电费 [10] - 未来将探索省间输电权交易试点 [10] 电网公司角色 - 需加强负荷管控、电网建设及调度能力，保障跨区交易安全稳定运行 [11] - 需完善计量装置和数据交互系统，提升市场化交易支持能力 [11] - 需强化专业人员培训，协助用户解决跨区交易问题 [11]