文 | 河北省发改委 9月2 6日，河北省发改委正式下发《河北南网深化新能源上网电价市场化改革实施方案》 《冀北电网深化新能源上网电价市场化改革实施方案》《河北省深化新能源上网电价市场 化改革增量新能源项目竞价工作方案》。 文件提到，不得向新能源不合理分摊费用。取消新能源强制配置储能要求， 2 0 2 5年2月9 日前批复的新能源项目全生命周期配建（租赁）储能；2025年2月9日后批复的项目不再 要求强制配置储能，鼓励通过租赁独立储能容量等方式配置调节资源，提升新能源调节性 能。 参照河北南网工商业用户尖峰电价水平，各类市场主体申报和出清价格上限设为1 . 2元/千 瓦时（含税、下同）；申报和出清价格下限设为0元/千瓦时。 一、存量项目 1、电量规模 集中式风电70%、集中式光伏40%（其中扶贫部分100%）、10kV及以上并网的工商业分 布式光伏80%、其余分布式光伏和分散式风电1 0 0%。 对于同一电站兼具多种类型电量的，按相应类型容量占比加权确定其执行机制电量的最高 比例。 2、机制电价 河北南网：0 . 3 6 4 4元/千瓦时。 冀北电网：0 . 3 7 2元/千瓦时。 3、执行期限 全生命周期合 ...

入市方式 - 分布式新能源项目可通过直接参与市场交易方式进入市场 需在交易平台完成市场注册并自主参与交易[11] - 分布式新能源项目可通过聚合参与市场交易方式进入市场 需在交易平台完成市场注册并与负荷聚合商建立代理关系[11] - 分布式新能源项目可作为价格接受者参与市场交易 无需在交易平台注册[11] 市场注册 - 分布式新能源项目市场注册需满足三个条件：取得发电项目核准或备案文件 与电网企业签订并网调度协议并接入指定系统 具备相应计量能力或替代技术手段[12][13] - 满足注册条件的分布式新能源项目可通过宁夏电力交易平台办理注册 注册生效后可参与次月市场交易[13] - 未完成注册的项目将作为价格接受者参与市场交易[13] 交易组织 - 分布式新能源项目按现行市场交易规则以直接或聚合方式参与市场交易[14] - 项目直接或聚合参与中长期交易时 交易结果需提交电力调度机构进行安全校核[14] 聚合管理 - 负荷聚合商以现货市场出清节点为边界建立聚合单元 同一聚合商可按代理范围建立不同聚合单元 聚合单元内资源不超出同一现货出清节点[15] - 分布式新能源项目与负荷聚合商建立聚合关系时需签订聚合代理合同 可参考交易机构发布的合同模板[15] - 同一经营主体下的分布式新能源项目在同一合同周期内仅可与一家负荷聚合商签约[16] - 交易机构将制定聚合套餐 经市场管理委员会审议后发布 后续根据市场需求持续丰富套餐类型[16] - 负荷聚合商需提交履约保函 额度标准取以下最大值：过去12个月交易电量按不低于0.8分/千瓦时计算 或过去2个月交易电量按不低于5分/千瓦时计算[16] 计量和结算 - 电网企业需向交易平台推送分布式新能源项目的日清分及月度结算电量数据 确保数据完整准确[17] - 直接参与交易的项目和负荷聚合商按现行规则结算 通过聚合的项目按聚合套餐结算[18] - 作为价格接受者的项目执行市场交易均价 现货市场运行时取实时市场月度加权平均价格 非现货运行时取月度中长期交易加权平均价格[18] 配套措施 - 电网企业需向交易平台推送项目所在现货市场节点信息及市场注册档案信息[19] - 项目在国家能源局可再生能源管理平台完成建档立卡后可参与绿电交易[19] - 方案包含三个附件：聚合套餐示例、聚合代理合同模板、电能计量数据校验拟合规则[20] 合同规范 - 聚合代理合同明确双方权利和义务 甲方需提供发电数据及项目信息 乙方需按规则聚合交易并履行保密义务[28][29] - 合同有效期最小执行周期为自然月 电量及价格信息以交易平台填报的结构化数据为准[31][32] - 违约方需承担继续履行合同、采取补救措施及赔偿损失等责任[37] - 合同经双方法定代表人或授权代理人签字盖章 并在交易平台确认后生效[44]

论坛现场 每经记者 周逸斐 摄 每经记者｜周逸斐 每经编辑｜陈旭 每经河北崇礼9月25日电（记者周逸斐）9月22日至26日，中国电力企业联合会主办的2025新型电力系统发展（崇礼）论坛在河北崇礼举办。 一位不愿具名的电力交易机构负责人接受《每日经济新闻》记者现场采访时表示，《通知》主要是配合近期发布的《关于有序推动绿电直连发展有关事项的 通知》等政策，明确界定了各方主体应向电网支付的具体费用金额。同时文件中还包含了一些优惠减免措施，有利于推动绿电直连以及源网荷储等相关项目 的开展。 《每日经济新闻》记者在现场注意到，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，成为政府部门、企业及学术界探讨的重点。 上述负责人表示，国际上对绿电直连的认可度相对较高，而很多出口企业又面临着碳考核。随着新能源成本的下降，一些企业也开始考虑通过采用绿电直连 的方式，在一定程度上降低成本、提升效率。 今年，我国发布《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》，提出将推动新能源上网电价全面由市场形成。北京电力交易中心 副总经理李竹在大会上透露，今年1~8月，新能源参与市场化交易电量已经接近6500亿千瓦时， ...

电价下行侵蚀发电企业收益 龙源电力 披露的数据显示，今年上半年，公司所有发电业务的平均上网电价为399元/兆瓦时（不含增值 税），较2024年同期下降23元/兆瓦时。 随着电力市场化交易比重提高，国内电价下行的趋势越来越明显。 多家发电企业发布的数据显示，今年上半年，上网电价出现了不同幅度的下降，对净利润率等指标产生了 一定冲击。业内人士认为，电价下行主要是受到政策、供需、成本以及现货市场等因素影响。 日前，山东省公示了2025年度新能源机制电价竞价出清结果，既是全国首个公布机制电价的省份，也是 新能源市场化交易的关键节点，为后续省份竞价提供了重要参考。不过，本次竞价中，光伏机制电价仅为 0.225元/kWh，较煤电基准价下浮43%，这一情况也引发了业内警觉。 电价变动正深刻影响发电企业的投资决策行为。针对山东的竞价情况，一位业内人士向记者感慨，可能会 放弃在该地区投资光伏项目。也有主营光伏电站的上市公司表示，将重构光伏发电项目的测算模型。业内 人士建议，发电企业要充分发挥自身的主观能动性，主动理解并参与电力市场规则，不断强化自身的运营 能力，而不是被动地适应电价变化。 其中，风电平均上网电价422元/兆瓦时 ...

行业投资评级 - 维持推荐评级 [5] 核心观点 - 风光储网行业整体呈现复苏态势 光伏板块业绩触底回升 风电储能板块景气度上行 [1] - 行业供需格局持续优化 整治"内卷式"竞争政策进入落地阶段 产能扩张节奏显著放缓 [1][2] - 行业估值处于历史中低位 风电板块PB-LF分位数35.9% 光伏板块PB-LF分位数37.8% [33] 行业整体表现 - 2025年上半年电力设备行业营业收入7275.1亿元(同比+2.9%)和9066.0亿元(同比+6.1%) 归母净利润286.5亿元(同比-13.2%)和396.7亿元(同比+25.9%) [15] - 行业盈利能力触底回升 2025年2季度毛利率17.9% 净利率0.5% 为2023年3季度以来首次转正 [19] - 在建工程占比从2023年3季度的6.5%回落至2025年2季度的4.8% 产能扩张明显放缓 [26] 光伏板块 - 2025年2季度营收3087亿元(同比-5%) 归母净利润33亿元(同比+60%) 主产业链环节明显修复 [34] - 逆变器板块表现突出 2025年1-2季度营收同比增长43%/25% 归母净利润同比增长79%/25% [21][48] - 多晶硅价格较2024年底上涨28.2% 硅片价格上涨23.8% 产品价格企稳反弹 [45] - 2025年1-7月国内新增光伏装机223.3GW 其中5月单月新增92.9GW创历史新高 [51] 风电板块 - 2025年2季度营收1583亿元(同比+19%) 归母净利润126亿元(同比-0.7%) 复苏态势明显 [61] - 塔筒管桩环节营收同比增长75% 归母净利润同比增长79% 轴承环节营收同比增长148% 归母净利润同比增长639% [21][68] - 风机价格从2024年中1400元/kW提升至2025年6月1600元/kW 招标市场持续景气 [72] - 2025年1-7月国内新增风电装机53.7GW(同比+79%) 7月单月新增26.3GW(同比+801%) [75] 电网设备板块 - 2025年2季度营收2152亿元(同比+11%) 归母净利润136亿元(同比+17%) 保持稳定增长 [81] - 输变电设备归母净利润同比增长34% 配电设备归母净利润同比增长23% [89] - 2024年电网投资完成额6083亿元(同比+15%) 2025年1-7月投资完成额3315亿元(同比+12%) [93] - 变压器出口金额2024年67亿美元(同比+26%) 2025年1-8月56亿美元(同比+38%) [94] 储能板块 - 大储板块2025年2季度营收同比增长30% 归母净利润同比增长35% [21] - 温控板块2025年2季度营收同比增长56% 归母净利润同比增长67% [21] - 受益于136号文落地后独立储能占比提升及海外市场需求增长 [21]

报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 - 工业硅虽开工降低但整体供应过剩局面暂未改善，下游需求持平，当前行业库存仍处高位，库存消化有压力，今日工业硅继续回落但整体上升态势未变，操作上建议逢低布局多单 [2] 根据相关目录分别进行总结 期货市场 - 主力合约收盘价8925元/吨，环比 - 25；主力合约持仓量273696手，环比 - 11794；前20名净持仓 - 67515手，环比224；广期所仓单49963手，环比161；12月合约收盘价 - 400元/吨，环比 - 5；11 - 12月合约工业硅 - 400，环比 - 5 [2] 现货市场 - 通氧553硅平均价9500元/吨，环比0；421硅平均价9700元/吨，环比0；Si主力合约基差575元/吨，环比25；DMC现货价11060元/吨，环比0 [2] 上游情况 - 硅石平均价410元/吨，环比0；石油焦平均价1860元/吨，环比0；精煤平均价1850元/吨，环比0；木片平均价490元/吨，环比0；石墨电极(400mm)出场价12250元/吨，环比0 [2] 产业情况 - 工业硅产量366800吨，环比33600；工业硅社会库存55.2万吨，环比1；工业硅进口量1337.59吨，环比1220.14；工业硅出口量76642.01吨，环比2635.83 [2] 下游情况 - 有机硅DMC当周产量4.49万吨，环比0.07；海外光伏级多晶硅市场价15.75美元/千克，环比0.09；长江现货铝合金ADC12平均价20800元/吨，环比0；光伏级多晶硅周平均现货价4154.82美元/千克；未锻轧铝合金出口数量29063.7吨；有机硅DMC当周开工率71.12%，环比 - 1.59；铝合金产量163.5万吨，环比9.9；铝合金出口量29063.7吨，环比4154.82 [2] 行业消息 - 9月15日，宁夏发展改革委、国家能源局西北监管局印发《自治区深化新能源上网电价市场化改革实施方案》，推动新能源上网电量参与市场交易 [2] 观点总结 - 供应端，工业硅本期开工率33.12%，环比下降1.91%，西南地区有减产预期，部分企业因亏损减产，多数厂家开工到10月底后暂无复产计划，西北地区有电价优势，厂家开工稳定，伊犁地区大厂有复产预期，整体供应过剩局面未改善；需求端，下游集中在有机硅、多晶硅和铝合金领域，有机硅市场下行、利润减少、增产预期下滑，对工业硅需求带动为负，多晶硅行业库存和开工率上行，对工业硅需求增加，但光伏行业需求预计收缩或限制其对工业硅需求增长，铝合金库存上升、价格走平、开工稳定、需求一般，对工业硅拉动有限，三大下游行业对工业硅总需求持平 [2]

AIDC电力设备板块表现 - 近两周AIDC电力设备板块普遍上涨 涨幅前三分别为不间断电源UPS(+21.0%) 高压直流HVDC(+20.7%) 电池后备电源BBU(+15.9%) [1] - 建议关注四大方向：变压器/开关柜环节 UPS/HVDC环节 有源滤波器APF环节 服务器电源环节 [1] - 建议关注金盘科技 明阳电气 禾望电气 盛弘股份 蔚蓝锂芯 [1] 电网投资数据 - 2025年7月全国电源工程投资完成额653亿元 同比-8.9% 1-7月累计投资额4288亿元 同比+3.1% [1] - 2025年7月全国电网工程投资完成额404亿元 同比-0.7% 1-7月累计投资额3315亿元 同比+12.5% [1] - 建议关注三大方向：下半年特高压订单与交付景气 虚拟电厂与电力交易 电力设备出海 [1] 风电行业数据 - 2025年7月新增风电装机2.28GW 同比-44.0% 1-7月新增装机53.67GW 同比+79.4% [1] - 截至2025年7月末累计风电装机574.87GW 占发电装机总容量15.7% [1] - 近两周风电板块普遍上涨 涨幅前三为轴承(+14.9%) 整机(+12.5%) 叶片(+11.7%) [1] 海风发展前景 - 2025年上半年江苏 广东海风重大项目陆续开工 二季度进入交付旺季 [2] - 2025年是国管海风开发元年 规划 竞配 招标 政策下半年有望落地 [2] - "十五五"期间年均海风装机有望超20GW 远超"十四五"水平 [2] 陆风行业趋势 - 2025年陆风行业装机有望达100GW创历史新高 [2] - 年初以来零部件企业量价齐增 全年业绩有望大幅增长 [2] - 主机企业国内制造盈利磨底 三季度交付端将迎来单价和毛利率双重修复 [2] 风电投资方向 - 建议关注出口布局领先的管桩 海缆龙头 [2] - 建议关注国内盈利筑底 出口加速的整机龙头 [2] - 建议关注零部件企业2025年量利齐增机会 [2] 发电量数据 - 2025年8月规上工业发电量9363亿千瓦时 同比+1.6% [2] - 2025年1-8月规上工业发电量64193亿千瓦时 同比+1.5% [2] - 8月份规上工业风电增速加快 水电降幅扩大 火电 核电 太阳能发电增速放缓 [2] 广东新能源电价政策 - 广东省发布新能源上网电价市场化改革实施方案 [3] - 存量项目机制电价按0.453元/千瓦时执行 [3] - 增量项目分为海上风电 其他风电和光伏三类 海上风电和光伏项目分别组织竞价 [3]

文章核心观点 - 广东省发布新能源上网电价市场化改革方案 推动风电 光伏等新能源电量全面参与电力市场交易 建立可持续发展价格结算机制 区分存量和增量项目分类施策 确保2025年底前实现新能源上网电价全面市场化[1][15] 新能源上网电价市场化改革 - 2025年11月1日起全省新能源项目上网电量全部进入电力市场 上网电价通过市场交易形成[1][18] - 鼓励10千伏及以下新能源聚合后报量报价参与市场交易 其余接受市场形成的价格[1][18] - 现货市场交易出清价格上限为1.8元/kWh 申报 出清价格下限为-0.05元/kWh[2][19] - 完善适应新能源出力特点的中长期交易机制 允许供需双方自主确定中长期合同的量价 曲线等内容 不对中长期签约比例进行限制[18] 存量项目政策 - 存量项目范围为2025年6月1日前已投产的新能源项目[21] - 110千伏以下电压等级项目机制电量比例上限取100% 2025年1月1日起新增并网的110千伏及以上电压等级集中式光伏项目机制电量比例上限取50% 其他项目机制电量比例上限取70%[3][21] - 存量项目机制电价参考广东省燃煤发电基准价0.453元/千瓦时执行[4][21] - 执行期限按照20年或全生命周期合理利用小时数扣减截至2025年5月31日的累计投产时间较早者确定 到期后不再执行机制电价[5][21] 增量项目政策 - 增量项目范围为2025年6月1日起投产且未纳入过机制电价的新能源项目[22] - 每年新增纳入机制的电量规模由广东省发展改革委 广东省能源局按照相关规定确定 并在竞价前予以公布[6][22] - 集中式光伏和陆上风电项目不参与机制电量竞价 110千伏以下电压等级项目的竞价电量申报比例上限取80% 其他项目的竞价电量申报比例上限原则上与存量项目机制电量比例上限保持一致[6][22] - 海上风电项目竞价上限0.453元/千瓦时 竞价下限0.35元/千瓦时 光伏项目竞价上限0.40元/千瓦时 竞价下限0.20元/千瓦时[7][22][30] - 竞价时按报价从低到高确定入选项目 机制电价原则上按入选项目最高报价确定 但不得高于竞价上限[7][22] - 海上风电项目执行期限14年 光伏项目12年 到期后不再执行机制电价[8][22] 储能配置政策 - 鼓励新能源企业自愿按一定比例配建或租赁储能设施 提高新能源利用率[2][24] - 配置储能不再作为新建新能源项目核准 并网 上网等的前置条件[2][24] - 对2025年6月1日前已并网的新能源存量项目 继续执行配置储能政策[2][24] 政策协同机制 - 完善绿电交易规则 申报和成交价格分别明确电能量价格和相应绿色电力证书价格[24] - 纳入可持续发展价格结算机制的电量 不重复获得绿证收益[24] - 研究探索多年期绿电交易机制 引导新能源企业与用户签订多年期绿电交易合同[24] 实施时间表 - 方案自2025年11月1日起执行[27] - 2025年暂按现有参数执行 后续视情况调整[30]

9月11日，山东2025年新能源机制电价竞价结果公示，标志着全国新能源上网电价市场化改革在山东正 式落地，在落实136号文上迈出关键一步。 早在2023年，山东就在"五一"期间出现过长达20多个小时的负电价，并在此后继续上演。今年"五一"假 期期间，山东的负电价时长超过40小时，而一年前同期仅为19小时。在这些时段，无论是高耗能企业， 还是其他工业负荷进行填谷的调节空间都有限，居民和农业用电又不受市场价格影响，故弃风弃光难以 避免。 "十四五"以来，山东新能源发电装机规模以年均25%的速度快速增长，至2024年6月成为东部沿海首个 装机破亿的省份。截至今年6月底，山东的光伏发电累计并网容量达9118万千瓦，位居全国第一。但同 时也给电网运行带来了新的不确定因素——在用电负荷低、风光出力高的时段，电力富余无法就地消 纳，负电价现象由此出现。 负电价并非不可接受的异常现象。在诸多欧洲国家、澳大利亚和美国等成熟的电力市场中，负电价时有 出现，成为市场灵活调节的重要手段。负电价的出现，反映出了新能源发展对传统电力系统的冲击，也 为消纳新能源发电、促进电力系统清洁转型提供了机会。山东在8月发布的136号文省级落地实施方 ...

9月16日，宁夏发展改革委、西北能源监管局联合印发《自治区深化新能源上网电价市场化改革实施方 案》的通知（以下简称《实施方案》），推动新能源上网电价全面由市场形成，并建立健全支持新能源 高质量发展的制度机制。 据悉，《实施方案》印发后，宁夏随后将印发竞价相关细则，对机制电价竞价组织、规则、流程等事项 进一步明确，确保相关工作顺利开展。首次竞价工作初步确定于10月份开展。（杜敏） 《实施方案》提到，建立可持续发展价格结算机制。在市场外建立差价结算机制。对市场交易均价低于 或高于纳入机制的新能源电价水平（以下简称"机制电价"）的部分，纳入系统运行费用，由全体工商业 用户分摊或分享。2025年6月1日以前投产的新能源存量项目，分布式（分散式）项目上网电量全部纳入 机制电量，集中式补贴项目机制电量比例为10%；2024年6月1日前投产的集中式平价项目机制电量比例 为30%；2024年6月1日起投产的集中式平价项目机制电量比例为10%。机制电价为宁夏燃煤发电基准价 （0.2595元/千瓦时）。 责任编辑：于彤彤 《实施方案》明确，增量新能源项目机制电价通过统一竞价形成。综合考虑合理成本收益、绿色价值、 市场供需、用户承 ...