核心观点 - 全社会用电量再破万亿千瓦时 同比增长5.0% [1][2] - 火电板块受用电需求改善及政策推动 建议关注华能国际等国电企业及灵活性改造龙头 [2] - 绿电板块中风电增速加快 绿证交易价格环比上涨22.77% 推荐布局低估港股绿电及风电运营商 [2] - 水电与核电板块具防御优势 建议关注长江电力及中国核电等企业 [2] 行业表现 - 电力设备行业近1月涨幅17.7% 近3月涨幅41.0% 近1年涨幅70.0% [1] - 电子行业近1月涨幅15.7% 近3月涨幅52.6% 近1年涨幅118.4% [1] - 通信行业近1月涨幅8.4% 近3月涨幅59.0% 近1年涨幅114.4% [1] - 非银金融行业近1月跌幅9.5% 近3月涨幅6.3% 近1年涨幅34.4% [1] - 银行行业近1月跌幅7.9% 近3月跌幅9.7% 近1年涨幅19.2% [1] 电力细分领域表现 - 规上工业风电8月增速加快 水电降幅扩大 火电/核电/太阳能发电增速放缓 [2] - 8月核发绿证2.71亿个 交易价格环比上涨22.77% [2] - 火电领域推荐关注华能国际（A+H）/国电电力/宝新能源/申能股份/福能股份 [2] - 火电灵活性改造推荐青达环保/华光环能 [2] - 绿电领域推荐新天绿色能源/龙源电力/中闽能源/吉电股份 [2] - 水电领域推荐长江电力/国投电力/川投能源/华能水电 [2] - 核电领域推荐中国核电/中国广核 [2]

核心观点 - 国家能源局发布《电力现货连续运行地区市场建设指引》 标志着电力市场建设进入常态化、规范化新阶段 为连续运行地区提供政策指引[3] - 南方电网总工程师调整 原总工汪际峰由李建设接任 李建设具有丰富电力系统管理经验[1][3] - 文件围绕八个主题提出市场建设要求 包括优化现货机制、完善中长期交易、健全辅助服务市场、建立容量补偿机制、规范零售市场等[4] 市场机制建设 - 统一现货市场保安全与价格发现两项职能 明确可靠性机组组合与日前市场环节定位 实现安全稳定与价格发现有机统一[4] - 可靠性机组组合基于系统负荷和新能源预测优化机组组合 日前市场组织交易结算并形成分时价格信号 两者衔接支撑新能源全面入市和用户参与市场出清[4] - 完善用户侧参与现货市场机制 要求2025年底前实现用户侧主体参与申报、出清、结算 用户申报信息将作为出清和结算依据[6] - 发用两侧报量报价参与市场 用户申报价格反映用电需求价格接受程度 源荷储主体充分竞争形成供需关系出清价格[6] 新能源市场接入 - 支撑新能源全面入市要求 推动新能源公平参与实时市场并加快自愿参与日前市场[5] - 可靠性机组组合为现货市场接纳大规模新能源提供手段 通过市场化方式应对新能源波动对电网安全影响[5] - 新能源自愿参与日前市场背景下 日前市场与可靠性机组组合配合可释放资源配置潜力并保障电力安全供应[5] 中长期与辅助服务市场 - 完善中长期签约及限价机制 动态调整中长期签约比例要求 实现中长期限价范围与现货市场限价贴近[7] - 将目录电价中非电能量价格部分通过补偿方式独立核算 更好发挥中长期电能量市场压舱石作用[7] - 推动调频、备用等辅助服务市场与现货电能量市场联合出清 实现整体成本最优[8] - 探索建立备用市场化竞价机制 发现备用辅助服务价值 改变基于《两个细则》补偿方案无法反映市场价值现状[8] 容量补偿机制 - 研究建立可靠容量评估和补偿机制 解决新能源入市导致传统火电生存压力问题[9] - 建立容量补偿机制激励投资意愿 重点关注可靠容量评估和补偿价格两个问题[9] - 科学评估各类型机组及新型储能容量系数 客观反映对发电容量充裕度实际贡献[9] - 按回收市场边际机组固定成本原则 结合电能量和辅助服务收益确定单位可靠容量补偿标准[9][10] - 条件成熟时建设容量市场 通过市场化手段确定容量补偿电费[9][10] 零售市场建设 - 首次在国家层面文件提出零售市场建设指导性意见 对规范零售市场运营具有重要意义[11] - 当前零售市场存在秩序不规范、交易效率低、批零价差大等问题 批发市场价格波动影响售电公司收益稳定性[11] - 搭建零售线上交易平台 引导用户通过平台比选签约 促进公平竞争和规范秩序[12] - 线上平台实时公开批发电价和零售套餐 打破信息不对称 抑制售电公司批零价差套利 促进价格有效传导[12] - 完善零售套餐模板 提供标准化零售合约降低交易成本 激活中小用户参与市场竞争[12] - 推动售电公司转向增值服务竞争 如提供绿电套餐和购电方案优化服务[12] 市场运营与监管 - 提升市场运营能力 开放信息披露数据接口 完善信息披露机制破除信息壁垒[14] - 标准化管理运营业务流程和提高技术支持系统水平 解决业务流程碎片化问题 降低人力和时间成本[14] - 满足海量数据处理需求 防控运营风险 提升运营规范化、信息化和智能化水平[14] - 强化电力市场秩序监管 常态化整治不当干预行为 促进省内省外电源公平竞争[15] - 依托大数据和人工智能技术追踪资金流和信息流 智能识别市场操纵风险 提高监管效率[15] 行业活动与合作 - 2025世界清洁能源装备大会开幕 南方电网强调开放合作 推动产业链上下游供需对接和成果共享[1] - 欢迎国内外同行携新技术新产品到南方区域验证性能迭代升级 共商绿色能源技术创新和产业升级路径[1]

电力现货市场建设政策指引 - 国家发改委和国家能源局发布《电力现货连续运行地区市场建设指引》 标志着电力市场建设进入常态化、规范化新阶段 为南方区域和全国其他地区电力市场建设提供方向指引 [1] - 政策文件为全国首个指导电力现货市场连续运行地区电力市场建设工作的政策文件 根据新形势、新要求将动态修订 以加快建设全国统一电力市场体系 [1] 电力市场建设进展 - 山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北和浙江七个现货市场已转入正式运行 南方区域电力市场和八省现货市场转入连续结算试运行 [1] - 年底前其余省（区、市）现货市场将陆续转入连续结算试运行 现货市场将基本实现全覆盖 [1] 市场机制优化与创新 - 《指引》优化现货市场交易机制 支持新能源全面入市 鼓励虚拟电厂、智能微电网、储能等新型主体和用电侧主体"报量报价"参与竞争 [2] - 明确辅助服务电力市场建设目标 鼓励各地结合现货市场建设进程按需选择辅助服务交易品种和各品种开展次序 [2] - 设计容量评估机制 鼓励建立容量补偿机制 以市场化手段保障系统容量长期充裕 [2] 市场体系功能定位 - 《指引》明确电能量、辅助服务、容量补偿三大功能定位 完善交易品种设置 理顺时序、价格、结算等方面的衔接关系 [3] - 政策有助于发挥容量机制保障充裕性、现货市场价格"指南针"、辅助服务市场稳定调节器作用 为电力市场品种一体化设计提供科学指导 [3] 市场环境与监管创新 - 《指引》强调维护公平竞争市场秩序 打破地方保护和省间壁垒 常态化整治不当干预电力市场行为 [3] - 建议遏制不当市场干预行为 促进省内省外电源公平竞争 扩大市场优化配置电力资源的作用 [3] - 提出通过大数据、人工智能等技术追踪电力市场资金流和信息流 智能识别潜在市场操纵风险 提升监管效能 [3]

政策驱动新型储能发展 - 新型储能收益模式建立电能量市场价差+辅助服务+容量补偿三重机制 推动新能源+储能联合报价和独立主体参与市场 [1] - 全国新型储能装机目标2027年达1.8亿千瓦 较2025年6月末0.95亿千瓦增长89% [1] - 新型储能参与调频 备用等辅助服务市场 探索爬坡 转动惯量等新品种 [1] 绿电直连经济性优化 - 绿电直连项目按容(需)量缴纳输配电费 下网电量免缴系统备用费及输配电量电费 [2] - 系统运行费用暂按下网电量缴纳 自发自用电量暂免政策性交叉补贴新增损益 [2] - 江苏案例显示系统运行费用节省0.0581元/千瓦时 直连线路输电成本低于0.0857元/千瓦时 [2] 传统电源价值重估 - 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容量系数 [3] - 容量补偿机制对电力系统可靠容量给予合理补偿 火电 核电 大水电等受益 [3] - 完善中长期市场交易机制 缩短交易限价时间尺度 支持新能源 核电企业与用户签多年协议 [3]

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]

政策背景与文件发布 - 山东省推出新能源上网电价市场化改革实施方案及配套文件 包括396号文 278号文和市场规则征求意见稿 落实国家136号文要求 [1] 储能市场现状 - 山东省新型储能装机规模达960万千瓦 其中电网侧电化学储能占比约80% [2] - 电网侧独立储能收入构成：现货峰谷价差套利占33% 市场化容量补偿占17% 容量租赁占50% [2] - 电源侧配建储能存在弃电消纳不足和充电成本高问题 导致充放电收入倒挂和利用率低 [2] - 用户侧储能因售电公司套餐峰谷价差不足 商业模式尚不成熟 [2] 新能源全电量入市对储能影响 - 取消强制配储要求 存量项目继续实施容量租赁 增量项目租赁收入缺失可能导致独立储能收益率降至3%-4% [3] - 新能源场站不配储时收益率承压：陆风降至6%以下 光伏降至4%以下 配储后风电收益率提升1% 光伏提升2.3% [3] - 锂电成本较2021年下降约55% 技术参数显著提升 政策转变有助于行业良性发展 [4] - 现货市场限价放宽假设从-80元/兆瓦时调至-200元/兆瓦时 使100兆瓦/200兆瓦时独立储能年收入增260万 存量项目收入提升8% 增量提升17% [6] - 容量补偿机制调整为"以支定收"模式 风光统一按尖峰时段核定有效容量 凸显光伏配储价值 [7] - 辅助服务市场规则修订支持储能参与调频等服务 假设100兆瓦/200兆瓦时项目参与调频市场可年增收370万 增量项目收入提高12% 存量提高25% [9] 技术与发展方向 - 储能招标需关注长周期表现 包括循环寿命 全生命周期工作时长和转换效率 [4] - EMS和BMS系统迭代滞后 影响储能在"报量报价"模式下的参数申报和收益 [4] - 更大价差空间为光储氢一体化 长时储能技术提供更有利经济性验证环境 [6] - 储能具备毫秒级响应和双向调节能力 成为高比例新能源电网关键稳定器 [8] 行业转型与展望 - 储能行业需从依赖容量租赁转向多元化价值变现 推动从发展期走向成熟期 [9][10][11] - 市场化改革通过制度设计让各主体找到可持续价值坐标 如辅助服务市场按功能付费 [10]

行业概述 - 火力发电主要利用石油、煤炭和天然气等燃料燃烧产生的热能发电，短期内仍是电力供应的重要组成部分 [1] - 可再生能源快速发展导致火力发电在总发电量中占比持续下降，但新材料和制造工艺创新推动行业向更高性能、更环保方向发展 [1] 发展历程 - 中国火力发电行业经过70余年发展，形成以煤电为主体、气电为补充的完整产业体系 [2] - 截至2024年12月底，全国累计发电装机容量约33.5亿千瓦，同比增长14.6%，其中火电装机容量约14.5亿千瓦，同比增长3.8% [2] - 太阳能发电装机容量约8.9亿千瓦，同比增长45.2%，风电装机容量约5.2亿千瓦，同比增长18.0% [2] - "3060"双碳目标倒逼传统火电加速清洁化改造，超低排放机组占比突破90% [5] 市场竞争现状 - 全国火电市场形成"五大四小"央企主导、地方国企补充、民营资本参与的多元竞争格局 [7] - 国家能源集团、华能等头部企业通过煤电联营平抑燃料价格波动，省级能源集团凭借地方政策倾斜保持属地市场话语权 [7] - 电力现货市场试点推进使竞争焦点从装机规模转向度电成本控制，部分企业通过数字化燃料管理系统和优化机组调度策略提升边际收益 [7] - 市场竞争呈现三大趋势：头部企业兼并重组提升集中度，专业化运营公司抢占调频服务市场，跨界竞争者切入综合能源服务领域 [7] 发展趋势 - 未来十年是中国火力发电行业蜕变关键阶段，火电功能定位将从基荷电源转向调节电源 [8] - 700℃超超临界、IGCC等前沿技术商业化应用将提升行业效率，人工智能赋能智慧运维成为降本增效新突破口 [8] - 容量补偿机制完善与碳市场覆盖范围扩大将重构行业盈利模式 [8] - 火电行业需开创性定义在新型电力系统中的新角色，技术迭代和市场机制是转型关键 [8]

上海市储能发展规划 - 上海目前储能装机约30MW/70MWh，2025年首批独立储能项目规划总装机容量达414.5MW/1478MWh [1][4] - 通过规划引领、用地保障、市场机制建设和安全监管等多方面措施推动储能发展 [1] - 支持利用关停退役能源设施场址以及海上风电预留用地建设独立储能电站 [1][5] - 探索阶段性容量补偿机制分担储能容量成本 [1][7] 用地保障措施 - 独立储能按照公用设施优先安排用地，重点保留关停退役能源设施场址 [1][5] - 鼓励利用海上风电预留用地建设独立储能电站 [1][5] - 火储和户储项目鼓励结合主体项目建设，原则上不独立新征用地 [1][5] - 对符合入楼配置的储能项目适当放宽主体项目容积率要求 [1][5] - 推进建筑"光储直柔"项目试点实现节约用地 [2][6] 市场机制建设 - 支持独立储能作为独立主体参与电力市场，火储和户储随所属用户参与 [2][7] - 电力现货市场未运行时支持独储按电网调度指令充放电，确保一定调用次数 [2][7] - 制定新型电力系统调节能力扶持政策，根据实际放电量给予度电奖励 [2][7] 技术创新与产业布局 - 从全过程安全技术、储能高效集成技术等四端发力推动关键技术研发 [4] - 提升电池储能产品开发和制造能力，推动多种储能装备规模化发展 [4] - 培育储能产业空间载体，打造创新体系 [4] 安全管理机制 - 将储能纳入电力安全监管范畴，强化企业安全生产主体责任 [7] - 住建、消防等部门落实消防验收备案、消防安全等监管责任 [7] - 各区落实属地安全监管责任 [7]