行业与公司 * 行业涉及电力市场 包括火电 新能源（光伏 风电） 新型储能及煤炭行业[1][2][3] * 公司层面未明确提及具体上市公司名称 但政策影响将波及所有电力行业市场参与者 包括火电企业 新能源发电企业及储能运营商[1][2][3] 核心政策：136号文件 * 文件于2025年3月出台 标志着新能源告别全额保障性收购 全面进入市场交易[2] * 总体目标是加快电力市场化进程 促进全国统一电力市场建设 缓解工商业用户成本负担 提高电网调峰 调频 调压能力[2][6] * 对电力现货市场 辅助服务市场及容量市场提出高要求[2] 对火电及煤炭需求的影响 * 新能源全面入市改变火电在现货市场中的主体地位 尤其在午间低谷时段火电面临负电价风险[1][3][7] * 辅助服务成本增加 2025年因新能源渗透率达20% 辅助服务成本每度电接近8分到1毛 进一步加剧火电经营压力[3][4] * 火电利用小时数下降 2025年1-8月同比下降约160-180小时 预计2026年趋势持续[9] * 火电角色逐步转变 未来将更多作为容量提供者 但2035年前仍占主导地位 十四五期间新增装机可能达44GW以上[10][19] * 煤电行业近期盈利主要得益于两部制电价政策实施 通过容量电价激励其从电量提供者转变为容量提供者[30] 对新能源项目的影响 * 存量项目：部分省份（如广东 山东 湖南）已开始调整存量项目机制 降低或下调标杆上网电价[5] * 增量项目：收益率显著下降 例如山东户用光伏收益率从15%降至7% 基准电价降至2毛2 而成本约为2毛6至2毛7 可能导致亏损[5] * 光伏装机：2025年预计新增278-280GW 但下半年及2026年将放缓 预计2026年新增降至180-200GW[15][17] * 风电装机：2025年新增预计90-100GW 2026年仍看好 新增至少100GW以上[16] * 长期看 通过行业洗牌和成本下降 新能源可能重拾增长趋势 十五期间年度新增装机目标高线300GW 低线250GW[17] 市场供需与价格趋势 * 当前电力市场供过于求 2025年1-8月全国用电量增长约4.6% 低于预期[9] * 供给过剩和需求疲软导致火电竞争力下降 大西北地区弃电率达40%以上[9] * 电价趋势：2025年电价在2024年基础上略有下降 明年（2026年）整体供需形势宽松甚至恶化 长协及现货市场价格预计稳中略降 现货下降更明显[14][35] * 中东部省份（如山东 河南 安徽 江浙）新能源入市后定价压力加大 拉低现货价格[34] * 长期看 随着AI 数据中心 电动汽车等新业态发展 全社会用电量可能回升 十五五期间年均增速预测约5%[20][21] 新型储能的影响 * 国家政策推动新型储能发展 通过峰谷套利（如午间充电 晚高峰放电）对火电形成竞争压力[8] * 增加了市场参与主体 间接压制晚高峰时段的市场价格 影响火电竞争力和收益[8] * 2026年新兴储能装机预计达55-60GW[35] 其他重要内容 * 电力现货市场建设加快推进 预计2026年上半年约2/3省份建立现货联系机制[11] * 火电竞价机制未来更多转向调峰角色 煤炭容量价格政策保障固定成本回收[28] * 广东省2025年降电价明显 主因供需矛盾加剧 需求放缓而供给增加[33] * 用电量增长疲软主因工业部门需求不足 2025年1-8月工业用电量同比仅增2% 居民用电增速超10%[20][23] * 暖冬和经济结构调整对用电量下滑有一定影响[23]

"新一轮电力体制改革以来，全国统一电力市场建设取得了重要的阶段性进展，现货市场从无到有、从点到面稳步发展。可以说，我们走 出了一条适合中国国情的电力市场的建设道路。"在9月23日召开的2025新型电力系统发展（崇礼）论坛圆桌对话环节，国家电力调度控 制中心副主任贺静波表示。 现货市场已成为优化资源配置的重要途径 ——2025新型电力系统发展（崇礼）论坛圆桌对话观察 据了解，自2017年启动试点建设以来，我国电力现货市场建设取得积极进展。本次圆桌对话将主题确定为"电力系统绿色转型与统一电力 市场建设"，来自电力交易中心、企业及学术界的多位专家齐聚一堂，深入探讨了电力现货市场以及新能源全面入市等方面的最新成果与 挑战，为统一电力市场建设提供了宝贵思路。 "今年是全国统一电力市场初步建成的标志性年份" 深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场是党的二十届三中全会部署的改革任务之一。"新电改"十年，在管住中间、放开两头的 体制架构下，我国电力市场建设取得显著成效。 "今年是全国统一电力市场初步建成的标志性年份。"北京电力交易中心副总经理李竹表示，"在空间上，国家电网公司和南方电网公司一 起携手，建立了跨经营区常态化 ...

中长期市场是电力市场的 "压舱石"，其成熟度决定了电力市场的稳定度与可持续性，截至2024年底，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。为实现精细化管理、进一步衔接现货市场，《指引》在交易组 织、签约期限与比例、限价等方面提出具体要求。 一是 交易组织。截至 2024年底，山西、山东、吉林等19个地区最小交易周期已达到D-2日，云南已达到D-1日，为 进一 步推动中长期市场和现货市场在交易时间尺度的有效衔接，更好体现电力市场全电量分时价值， 《指引》提出加快推动 D-2连续开市与中长期交易分时段组织等精细化安排，更好适配新能源时段性出力特性，同时有利于引导用户侧响应价格 信号、错峰用电。 二是 签约期限与比例。对于新能源和核电企业，为稳定投资预期、同时考虑用户侧绿色电力消费需求，支持相关企业与电 力用户签订多年期协议。具体在签约比例上，考虑电力保供要求、 电力 市场 建设进展 等因素，建立中长期签约比例动态 调整机制，适时调整相关要求。 中央财经委员会第六次会议强调，纵深推进全国统一大市场建设。《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》指出， 全面加快电力现货市场建设，2025 ...

近日，国家发展改革委印发《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》和《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》四项输配电定价办法修订的征求意见稿 （以下统称《办法》）。此次修订标志着我国输配电价改革即将迈入新阶段，旨在进一步健全输配电价 科学形成机制，为加快建设全国统一电力市场体系、深入推进能源绿色低碳转型提供重要制度保障与新 动能。 厘清成本边界，彰显电网生态价值。《办法》清晰界定了输配电定价成本的边界，延续了"抽水蓄能电 站、新型储能电站的成本费用"不得计入输配电定价成本的规定，使输配电价聚焦于电网输电和配电的 核心职能。与此同时，扩大了税金涵盖品种，首次将环境保护税、水资源税等税金纳入定价成本，彰显 出电网的生态环保价值，有利于合理优化成本构成。 延续激励机制，促进电网提质增效。《办法》延续了"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"的规定，此部分收益可用于配套调峰能力建设、输电通道优化扩容等关键领 域，形成良好的激励相容、良性循环的长效机制，能有效激励电网企业不断提升通道利用效率、增强清 洁电力输送能力，为更高比例新能源接入提供系统支撑。 ...

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]

在电力市场上，用电高峰时电价高，用电低谷时电价低。抽水蓄能电站"入市"，能够通过在低价时买电 抽水，高价时放水发电，获得调节电力系统负荷和消纳新能源的市场收益。2024年10月，梅州抽水蓄能 电站率先在国内以"报量报价"方式整站参与电力现货交易。截至目前，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。随着新机组"入市"，梅州抽水蓄能电站在电力市场交易规模达到150 万千瓦，相当于每小时可交易电量150万千瓦时。 本报电(记者程远州)8月26日，广东省梅州抽水蓄能电站二期工程首台机组投产，同步进入电力市场交 易全部电量。这是我国抽水蓄能电站首次实现"投产即入市"，对促进全国统一电力市场建设具有重要意 义。 ...

**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]

人民日报海外版北京电（记者廖睿灵）记者从国家能源局获悉，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%。其中，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%。绿电交易电量256亿千瓦时，同比增长43.2%。 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%，同比下降0.9个百分点。其中，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%。绿电交易电量1817亿千瓦时，同比增长42.1%。 2025年是新一轮电力体制改革实施10周年的关键节点，也是全国统一电力市场计划初步建成之年。 今年以来，全国统一电力市场建设进一步提质增速，取得一系列新进展新成效。比如，国网南网建立跨 电网经营区常态化交易机制；南方区域电力市场于今年6月28日成功转入连续结算试运行，在全国范围 内首次实现多省区电力资源统一优化配置，成为全球集中统一出清电量规模最大的电力市场，对于构建 全国统一大市场、打破省间壁垒具有重要意义。 ...

本报北京电(记者廖睿灵)记者从国家能源局获悉，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%。其中，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%。绿电交易电量256亿千瓦时，同比增长43.2%。 2025年是新一轮电力体制改革实施10周年的关键节点，也是全国统一电力市场计划初步建成之年。今年 以来，全国统一电力市场建设进一步提质增速，取得一系列新进展新成效。比如，国网南网建立跨电网 经营区常态化交易机制；南方区域电力市场于今年6月28日成功转入连续结算试运行，在全国范围内首 次实现多省区电力资源统一优化配置，成为全球集中统一出清电量规模最大的电力市场，对于构建全国 统一大市场、打破省间壁垒具有重要意义。 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%，同比下降0.9个百分点。其中，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%。绿电交易电量1817亿千瓦时，同比增长42.1%。 ...

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]