目一、市場表現(xiàn)回顧：公用事業(yè)累計漲幅滯后，關(guān)注25Q4格切換 二、電力基本面回顧：電改步入下半場，現(xiàn)貨鋪開&電源入市成為主線 8“136”號文落地與銜接各地保障機制差異較大，增量競價結(jié)果分化 8現(xiàn)貨市場試運行情況總結(jié)現(xiàn)貨市場實現(xiàn)全面覆蓋 13三、電力行業(yè)展望：電改持續(xù)深化，稀缺穩(wěn)定價值凸顯，資產(chǎn)整合或存投資機遇 14行業(yè)形勢研判：供需步入松周期，現(xiàn)貨價格顯著影響長協(xié)，稀缺穩(wěn)定價值凸顯 14投資機遇研判：電源投資期高峰或已度過，資產(chǎn)整合或存投資機遇 21四、各電源品類投資機遇：遵循行業(yè)發(fā)展趨勢和市場化原則，稀缺性穩(wěn)定性電源有望受益市場化 23火電：價減本增盈利周期部臨近，推薦煤電一體高股息 24新能源：入市影響仍未消，消納或?qū)⑦M入新階段 28水電&核電：水電兼具稀性與穩(wěn)定性，核電或?qū)⒚媾R全面入市 32投資策略：紅利高股息資稀缺性凸顯，預(yù)測及優(yōu)化服務(wù)重要性顯著提升 36風險因素 38表目表1：“136”號文總結(jié) 表2：各省“136”號文存量項機制電量與電價情況 10表3：2024-2025年部分省年度交易協(xié)定情況（元/MWh） 15表4：國家發(fā)改委對電力年中長期合同簽約要求 18表5：2025年能源電力主要國企上市公司資產(chǎn)整合案例 22表6：部分省份年度交易協(xié)情況（元/MWh） 25表7：各省級電網(wǎng)煤電容量價2026年收益增厚情況 25表8：部分省份新能源增量目機制電價競價結(jié)果（元/千瓦時） 28表9：部分省份新能源增量目機制電量出清結(jié)果（億千瓦時） 29表10：“650”號文重點內(nèi)容總結(jié) 30表11：“1192”號文重點內(nèi)容結(jié) 30表12：“1360”號文重點內(nèi)容結(jié) 31表13：近年來水風光互補政梳理 33表14：2015-2025年核電機核準情況 34表15：2024-2025年主要沿省份核電入市情況 35表16：重點上市公司估值表 36圖目圖1：申萬一級行業(yè)2025年幅排名情況（，截至2025年12月2日） 圖2：上證指數(shù)與公用事業(yè)化漲跌情況（截至2025年12月2日） 6圖3：上證指數(shù)與火電板塊幅對比（截至12月2日） 7圖4：上證指數(shù)與水電板塊幅對比（截至12月2日） 7圖5：上證指數(shù)與核電板塊幅對比（截至12月2日） 7圖6：上證指數(shù)與風電板塊幅對比（截至12月2日） 7圖7：上證指數(shù)與光伏發(fā)電塊漲幅對比（截至12月2日） 7圖8：機制電價政策下的新源項目電量收入構(gòu)成 8圖9：2024-2025M9全國分風電新增裝機情況（萬千瓦） 9圖10：2024-2025M9全國月光伏新增裝機情況（萬千瓦） 9圖11：部分省區(qū)新能源增量目競價情況匯總（元/千瓦時） 12圖12：全國省級電力現(xiàn)貨市進展情況（截至2025年1113圖13：2021-2024年全國煤機組核準及投產(chǎn)情況（萬千瓦） 14圖14：電網(wǎng)公司月度代理購價格情況（全國平均，元/MWh） 15圖15：2022-2024年各省區(qū)力現(xiàn)貨市場結(jié)算均價情況（元/兆瓦時） 15圖16：2023-2025年廣東電日前現(xiàn)貨市場周均價情況（元/兆瓦時） 16圖17：2023-2025年廣東電實時現(xiàn)貨市場周均價情況（元/兆瓦時） 16圖18：2023-2025年山西電日前現(xiàn)貨市場周均價情況（元/兆瓦時） 16圖19：2023-2025年山西電實時現(xiàn)貨市場周均價情況（元/兆瓦時） 16圖20：2023-2025年山東電日前現(xiàn)貨市場周均價情況（元/兆瓦時） 17圖21：2023-2025年山東電實時現(xiàn)貨市場周均價情況（元/兆瓦時） 17圖22：2024年至今港口現(xiàn)煤價走勢情況（元/噸，秦皇島港5500K） 17圖23：各省風電、光伏同類目現(xiàn)貨均價折價幅度與發(fā)電占比的相關(guān)性 17圖24：2023-2025年3月山日前現(xiàn)貨市場分時月均價情況（元/兆瓦時） 18圖25：2023年至今廣東月交易綜合均價與港口煤價變化情況 19圖26：2023年至今廣東年、月度及現(xiàn)貨交易價格情況對比（元/兆瓦時） 19圖27：2025年各省中長期度簽約電量占比下限要求 20圖28：2021-2024年廣東電交易占比情況 20圖29：2024-2025年江蘇月交易電價結(jié)果（元/兆瓦時） 20圖30：江2025年政府降價要求 21圖31：寧夏回族自治區(qū)發(fā)委2025年降電價要求 21圖32：電源分月投資額情況億元） 21圖33：電源投資額分月同比速情況 21圖34：多維度電力市場體現(xiàn)統(tǒng)多方面價值 23圖35：2021-2030年全社會電量增速與火電利用小時數(shù)情況 26圖36：2021-2030年火電與能源發(fā)電量占比情況 26圖37：2024M6至今秦港煤走勢情況 27圖38：2024-2025M10國內(nèi)炭分月產(chǎn)量情況（萬噸） 27圖39：2024-2025M10國內(nèi)炭分月進口情況（萬噸） 27圖40：四川省某大型水電站全成本構(gòu)成（含財務(wù)費用） 33圖41：2018-2024年中國核市場化電量及占比（億千瓦時） 35圖42：2018-2024年中國廣市場化電量及占比（億千瓦時） 35一、市場表現(xiàn)回顧：公用事業(yè)累計漲幅滯后，關(guān)注25Q4風格切換2025年初以來，電力公用漲幅相對大盤滯后。截止12月2日，公用事業(yè)板塊累計漲幅3.41%242025年以來A股市場逐級上行，在全球AI產(chǎn)業(yè)浪潮和國內(nèi)科技產(chǎn)業(yè)持續(xù)突破的共振推動下，科技板塊表現(xiàn)尤為亮眼，而公用事業(yè)行業(yè)作為穩(wěn)健防御屬性板塊，整體跑輸大盤。細分來看，Q1和Q3兩個季度的AI熱是驅(qū)動大盤和公用事業(yè)板塊行情分化的主要原因。Q4以來，受市場風格切換和電力需求持續(xù)轉(zhuǎn)好，公用事業(yè)行業(yè)相對市場的漲幅差距有所收窄。展望2026年，公用事業(yè)行業(yè)基本面有望持續(xù)保持平穩(wěn)，市場需關(guān)注風格切換后低估值板塊的補漲機遇。圖1：申萬一級行業(yè)2025年漲幅排名情況（%，截至2025年12月2日）69.0265.1069.0265.1040.6236.4536.0327.1524.7824.5021.9717.4516.1315.8815.2714.3914.2314.1813.2112.998.857.605.614.634.343.693.41-0.03-1.07-1.17-1.74-5.3870.0060.0050.0040.0030.0020.0010.000.00-10.00圖2：上證指數(shù)與公用事業(yè)年化漲跌情況（截至2025年12月2日）上證指數(shù) 公用事業(yè)25%20%15%10%5%0%-5%-10%2025-01-02 2025-02-022025-03-02 2025-04-022025-05-02 2025-06-022025-07-02 2025-08-02 2025-09-022025-10-02 2025-11-022025-12-0細分行業(yè)來看，水核等穩(wěn)健資產(chǎn)股價表現(xiàn)較弱，風光股價表現(xiàn)出現(xiàn)分化，火電受益煤價下行&月，2025A著增強，景氣投資重回視野。因而ROE與股息率較高、經(jīng)營穩(wěn)健，風險偏好較低的水電與核電等紅利資產(chǎn)相對表現(xiàn)較為弱勢。而新能源發(fā)電部分，光伏和風電發(fā)電雖均受136號文政策影響，未來收益率恐出現(xiàn)波動導(dǎo)致上半年股價表現(xiàn)偏弱，但年中以來光伏發(fā)電受益于反內(nèi)卷政策的潛在影響，未來供給預(yù)期持續(xù)轉(zhuǎn)好，導(dǎo)致下半年以來光伏股價表現(xiàn)明顯強于風電。火電板塊今年的行情演繹脈絡(luò)明晰，上半年煤價下行成本端改善催化火電板塊行情，三季度以來發(fā)電量持續(xù)轉(zhuǎn)好疊加煤價回升改善2026年電價談判預(yù)期，因而股價全年表現(xiàn)較為強勁。圖3：上證指數(shù)與火電板塊漲幅對比（截至12月2日） 圖4：上證指數(shù)與水電板塊漲幅對比（截至12月2日）火電 上證指數(shù) 水電 上證指數(shù)

30%25%20%15%10%5%0%-5%-10% 圖5：上證指數(shù)與核電板塊漲幅對比（截至12月2日） 圖6：上證指數(shù)與風電板塊漲幅對比（截至12月2日）

核電 上證指數(shù)

-5%

風電 上證指數(shù)圖7：上證指數(shù)與光伏發(fā)電板塊漲幅對比（截至12月2日）光伏 上證指數(shù)30%25%20%15%10%5%0%-5%-10%-15%二、電力基本面回顧：電改步入下半場，現(xiàn)貨鋪開&電源入市成為主線136號文落地與銜接：各地保障機制差異較大，增量競價結(jié)果分化2025年2月9日，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號），從政策端推動新能源全面入市參與交易，并設(shè)計相應(yīng)的銜接機制機制電價，以維持存量項目收益水平。136號文官宣中國新能源發(fā)電從保障性收購、有序入市正式進入到全面入市階段，這是繼2021年1439號文之截至2025年西藏外均已出臺136號文省級承接文件；山東、云南、甘肅、新疆、江西、廣東、青海、安徽、天津、上海、黑龍江等11省市自治區(qū)已完成增量項目首次競價。136號文政策簡單回顧：兼顧全面入市與穩(wěn)妥銜接新能源全面入市，新老劃斷+機制電價做好銜接。136號文橫向明確了新能源上網(wǎng)電價全面市場化后與市場體系的銜接機制，縱向分存量、增量項目建立保障機制。其明確新能源項目上網(wǎng)電量原則上全部進入電力市場，上網(wǎng)電價通過市場交易形成。同時，為保障存量項目的合理收益，136號文設(shè)立新能源機制電價作為保底，并以新老劃斷做好銜接：對2025年6月1日前投產(chǎn)的新能源存量項目以一定電量比例、以現(xiàn)行價格機制202561能源主管部門、電力運行主管部門等明確。機制電價成為現(xiàn)階段存量新能源入市的銜接過渡機制，實現(xiàn)穩(wěn)妥銜接。圖8：機制電價政策下的新能源項目電量收入構(gòu)成基山研究存量增量待遇差別較大，收益不確定引發(fā)531搶裝潮。從前述收入計算公式可以看出，未來新能源項目的保底收益主要取決于機制三要素：機制電量、機制電價水平，以及機制的執(zhí)行期限。而136號文對于新能源存量項目和增量項目（以2025年6月1日投產(chǎn)與否作為分界線）提出差別較為明顯的保底待遇。存量項目：1）電量規(guī)模由各省根據(jù)現(xiàn)行具有保障性質(zhì)的相關(guān)電量規(guī)模進行制定并妥善銜接。在規(guī)模范圍內(nèi)每年自主確定執(zhí)行機制的電量比例、但不得高于上一年。2）機制電價按現(xiàn)行價格政策執(zhí)行，不高于當?shù)孛弘娀鶞蕛r。3）執(zhí)行期限按照現(xiàn)行相關(guān)政策保障期限確定。綜合來看，136號文對存量項目的政策大方向為保穩(wěn)定，政策意為對原先保量保價部分的全額收購政策以機制名義延續(xù)，并在未來適當時機逐步縮減，實現(xiàn)存量項目的平穩(wěn)過渡。增量項目：1）2）機制電價由各地每年組織已投產(chǎn)和未來個月內(nèi)投產(chǎn)、且未納入過機制執(zhí)行范圍的項目自愿參與競價形成。3）執(zhí)行期限按照同類項目回收初始投資的平均期限確定。綜合來看，136號文對增量項目的政策保護遠不及存量，機制三要素中電量需根據(jù)消納責任權(quán)重需求確定，電價更是由新能源項目自行報價內(nèi)卷確定，量價均無保底待遇。存量項目和增量項目的機制三要素差別較大，導(dǎo)致25年上半年出現(xiàn)新能源項目搶裝531的熱潮。2025年1-5月，國內(nèi)新增光伏裝機197.85GW，同比增長149.97%；新增風電裝機46.28GW，同比增長134.21%。但6-9月新能源裝機出現(xiàn)斷崖式下跌：風電分月裝機為5.11/2.88/4.17/3.25GW，光伏分月裝機為14.36/11.04/7.36/9.66GW，環(huán)比上半年搶裝潮和同比24年數(shù)據(jù)均出現(xiàn)明顯下行。圖9：2024-2025M9全國分月風電新增裝機情況（萬千瓦） 圖10：2024-2025M9全國分月光伏新增裝機情況（萬千瓦）3,000 10,0002,5002,0001,500

9,0008,0007,0006,0005,0005000

0表1：136號文總結(jié)電量組成 交易模式 現(xiàn)行政策（保障性收購）

機制電價保量保價（存在于部分省份）電量：政府制定，在部分省份呈每年下降趨勢電價：當?shù)孛弘娀鶞蕛r（除水電大省）保量保價（存在于部分省份）電量：政府制定，在部分省份呈每年下降趨勢電價：當?shù)孛弘娀鶞蕛r（除水電大省）電量：在省級層面，可參考年度非水電可再生能源電力消納責任權(quán)重等因素決定每年機制電量總規(guī)模，并規(guī)定項目參與機制電價的電量比例上限；在項目層面，新能源項目在規(guī)模范圍內(nèi)可決定參與機制電價的電量、并且不得高于上一年。電價：機制電價按照競價中入圍最高的價格來定，結(jié)算價格按每月根據(jù)同類平均市場價格調(diào)整期限：原則上覆蓋同類項目初始投資平均回收期保障部分期限：一年一定電量：銜接現(xiàn)有政策，具體細節(jié)待定，但需全電量進入交易市場電量：政府制定保量保低價（存在于部分省份）電價：政府制定，明顯低于煤電基準價期限：一年一定電價：按照現(xiàn)行價格政策執(zhí)行電量/電價：發(fā)電和用戶雙方協(xié)定市場交易部分中長期市場期限：大部分情況下為一年現(xiàn)貨市場視實際交易情況而定基山研究各地銜接機制&銜接機制基本出臺完畢，存量項目保障差異較大。截至2025年11月，全國各省級電網(wǎng)除西藏外，均已下發(fā)136號文銜接機制的正式稿或征求意見稿。綜合來看，大部分地區(qū)的銜接政策做到了136號文中的平穩(wěn)過渡要求，即以燃煤基準價作為機制電價，并執(zhí)行至項目生命周期結(jié)束。但對于納入機制的電量體量，各地政策有所差別：包括蒙東、蒙西、新疆、甘肅、寧夏、湖北、河北南網(wǎng)等新能源裝機體量較大的省份，并未將存量項目全部電量納入機制。不同的機制電量納入比例將直接影響項目的整體收益水平。表2：各省136號文存量項目機制電量與電價情況機制電價 機制電量 執(zhí)行時間790hrs/380hrs/后）蒙東電網(wǎng) 0.3035蒙西電網(wǎng) 0.2829

635hrs/420hrs/后）1900hrs/760hrs（/后）風電特許權(quán)項目：規(guī)模按1900hrs/720hrs（現(xiàn)貨連續(xù)運行前/后）對應(yīng)的電量215hrs250hrs1220hrs1210hrs

20年/20年/20年/期合理利用小時數(shù)220kv及以上：70%110kv且2025年01月01日前并網(wǎng)：90%20250101日后并網(wǎng)：50%＜110kv：100%0.453廣東相銜接山東 0.3949 單個項目機制電量上限原則上與現(xiàn)行具有保障性質(zhì)的相關(guān)電量規(guī)模政相銜接100%

投產(chǎn)滿20年/達到全生命周期合理利用小時數(shù)湖南 0.45

光伏扶貧項目扶貧容量以外其他分布式，35kv及以下風電和集中式光伏：80%

投產(chǎn)滿20年/達到全生命周期合理利用小時數(shù)30%新疆 0.2550%

投產(chǎn)滿20年/達到全生命周期合理利用小時數(shù)甘肅

扶貧類、特許經(jīng)營權(quán)類、分布式光伏、平價示范、光熱發(fā)電項目：20年減去截至20年減去截至2025年12月31日項目已投產(chǎn)運行時間2023年以前投產(chǎn)：100%2023年投產(chǎn)：90%2024年投產(chǎn)：85%202511202553180%0.4298海南1800小時154例分配

20255月底項目剩余全生命周期合理利用小時數(shù)對應(yīng)年份與投產(chǎn)滿20年對應(yīng)年份兩者較早者確定投產(chǎn)滿20年/剩余全生命周山西 0.332 與現(xiàn)行有保性質(zhì)相關(guān)策接，按具體目核機制量2025.6.1）項目：100%

期合理利用小時數(shù)對應(yīng)年份（具體到月）寧夏 0.25952025.6.110%2024.6.130%2024.6.1起-2025.6.110%

投產(chǎn)滿20年/達到全生命周期合理利用小時數(shù)0.3749遼寧 妥善銜接我省現(xiàn)行保障性優(yōu)先發(fā)電電力電量平衡相關(guān)政策，單個項目年納入制的規(guī)模則上得于上一。0.37490.4155上海 最高100%，每年在簽訂差價協(xié)議時自主確定執(zhí)行機制的電量比例，內(nèi)不得改。年確年度制量總規(guī)后，續(xù)年不再加。0.4155規(guī)模妥善銜接現(xiàn)行具有保障性質(zhì)的相關(guān)電量政策,

20年/20年/投產(chǎn)滿20年/達到全生命周黑龍江 0.374重慶 0.3964

障性收購電量,新能源項目在規(guī)模范圍內(nèi)每年自主確定執(zhí)行機制的電量比例、但不得高于上一年。貴州0.3515100%20年貴州0.3515100%20年/

20年/青海

湖北0.4161千伏及上：80% 湖北0.4161千伏及上：80% 期合理用小數(shù)集中式：上限12.5%分布式上限80% 投產(chǎn)滿20年/到全命周期合理利用小時數(shù)光伏扶貧項目：上限100%100%其他集中式光伏：2021年1月1日—2023年7月31日全容量并網(wǎng)：云南0.335845%其他集式風：2024年7月1日—2025年5月31日容量網(wǎng)： 投產(chǎn)滿20年/到全命周期合理利用小時數(shù)分布式光伏、分散式風電、扶貧光伏：100%按項目實際上網(wǎng)電量乘以年機制電量比例確定。單個項目年機制電量比 投產(chǎn)滿20年/到全命周安徽0.3844 例，按其2024年度上網(wǎng)電量扣減當年中長期（含綠電）合同實際結(jié)算電量 期合理用小數(shù)（小于零則按零處理，下同）占當年上網(wǎng)電量的比例確定。浙江0.4153 新能源量項首次定機電比例時統(tǒng)調(diào)能源目（已展 投產(chǎn)滿20年/到全命競爭性置的能源目）得于90%，其新能項目不于100%。 期合理用小數(shù)1500小時：202111裝機等比例分配36億千瓦時機制電量5.1100%

投產(chǎn)滿20年/達到全生命周期合理利用小時數(shù)80%江西 0.4143100%40%（100%）

投產(chǎn)滿20年/達到全生命周期合理利用小時數(shù)按照全生命周期合理利用河北南網(wǎng) 0.3644

70%80%100%

小時數(shù)剩余小時數(shù)與投產(chǎn)滿20年較早者執(zhí)行（具體到月）按照全生命周期合理利用冀北電網(wǎng) 0.372 按2024.6.1-2025.5.31實非市化交易量占確定限吉林 0.3731 電量規(guī)銜接內(nèi)保性收電政策

小時數(shù)剩余小時數(shù)與投產(chǎn)滿20年較早者執(zhí)行（具體到月）20255月底項目剩余全生命周期合理利用小時數(shù)對應(yīng)時間與投產(chǎn)滿20年陜西 0.3545

2025年5月底項目剩余全生命周期合理利用小時數(shù)對應(yīng)年份與投產(chǎn)滿20年對應(yīng)年份較早者確定（具體到月）天津 0.3655

20251231）

以項目投產(chǎn)時間計算的全生命周期合理利用小時數(shù)與投產(chǎn)滿20年較早者90%江蘇 0.391100%

按項目剩余全生命周期合理利用小時數(shù)對應(yīng)年份與全容量投產(chǎn)滿20年對應(yīng)年份較早者確定（原特許權(quán)風電項目投產(chǎn)發(fā)電利用小時數(shù)為滿30000小時）福建 0.3932 納入執(zhí)范圍新能項目按網(wǎng)電的100%存量集中式新能源項目（不含甘孜州202000小時

剩余全生命周期合理利用小時數(shù)對應(yīng)時間與投產(chǎn)滿20年對應(yīng)時間較早者確定；執(zhí)行期限精確到月，當月到期后，次月退出。其中陸上風電全生命周期合理利用小時數(shù)36000小時，海上風電52000小時，光伏22000小時。按照剩余全生命周期合理四川 0.40120.4207（分布廣西 式）（目）

4年1月120244年1月1市（州）20242025531量確定分布式新能源項目：銜接現(xiàn)行具有保障性質(zhì)的相關(guān)電量規(guī)模政策，100%上網(wǎng)電量納入機制電量。2025目上網(wǎng)電量的56%納入機制電量，補貼新能源項目上網(wǎng)電量不納入機制電量。

利用小時數(shù)對應(yīng)日期和投產(chǎn)滿20年對應(yīng)日期的較早者確定分布式新能源項目：全生命周期合理利用小時數(shù)或項目投產(chǎn)滿20年已進入電力市場的新能源項目：過渡期暫定為3年,地方能源局，儲能與電力市202522個省級電網(wǎng)開展136號文增量項目競價。綜合來看，大部分地區(qū)的機制電價競價上下限均低于燃煤基準價。同時，山東、云南等11省市區(qū)也已完成首次增量項目競價。從競價結(jié)果來看，上海、江西、云南、天津、新疆的結(jié)果更接近競價上限；青海直接以上限成交；而甘肅則以下限成交。圖11：部分省區(qū)新能源增量項目競價情況匯總（元/千瓦時）0

燃煤基準價 風電機制電價 光伏機制電價山東 云南 新疆 甘肅 江西 廣東 青海 黑龍江 安徽 上海 天津能與電力市現(xiàn)貨市場試運行情況總結(jié)：現(xiàn)貨市場實現(xiàn)全面覆蓋除136號文放開新能源入市外，國家發(fā)改委國家能源局還于4月發(fā)布了《關(guān)于全面加快電力現(xiàn)貨市場建設(shè)工作的通知》（發(fā)改辦體改〔2025〕394號），要求全國范圍內(nèi)2025年底前基本實現(xiàn)電力現(xiàn)貨市場全覆蓋，全面開展連續(xù)結(jié)算運行。截至2025年11月，隨著四川、重慶、青海三地電力現(xiàn)貨市場日前轉(zhuǎn)入連續(xù)結(jié)算試運行。除京津冀電網(wǎng)（北京、天津、冀北）和西藏外，我國省級電力現(xiàn)貨市場已實現(xiàn)基本全覆蓋，394號文的目標已經(jīng)實現(xiàn)。年內(nèi)進展：現(xiàn)貨市場建設(shè)全面鋪開，推進速度明顯加快。2023年底以來，電力現(xiàn)貨市場建設(shè)進一步全面加速。目前省級現(xiàn)貨市場層面，山西、山東、廣東、甘肅、蒙西、湖北、浙江七省區(qū)現(xiàn)貨市場實現(xiàn)正式運行；陜西、安徽、河北南網(wǎng)、遼寧、黑龍江、云南、貴州、廣西、海南、江蘇、吉林、福建、河南、寧夏、江西、新疆、四川、蒙東、湖南、上海、青海、重慶等22省區(qū)目前為結(jié)算試運行。圖12：全國省級電力現(xiàn)貨市場進展情況（截至2025年11月）星電市場，家能源局西北管 注：色標為首試，黃色注為二批點，余非試點）現(xiàn)貨市場未來展望：2025-2026年全面鋪開，調(diào)節(jié)性資源持續(xù)獲益。2025年是全國統(tǒng)一電到2025年，全國統(tǒng)一電力市場體系初步建成。2025年以來，電力現(xiàn)貨市場在多省（區(qū)）全面鋪開，長周期結(jié)算試運行已擴展至十余個地區(qū)。綜合而言，當前試點地區(qū)持續(xù)完善迭代，非試點地區(qū)積極探索實踐，覆蓋全國的電力現(xiàn)貨市場進入分省落實階段。此次394號文的重要意義在于再度認可電力現(xiàn)貨市場在優(yōu)化資源配置、保證電力安全供應(yīng)、促進可再生能源消納等方面顯著作用，再次明確現(xiàn)貨市場建設(shè)時間表，督促部分省份加速推進現(xiàn)貨市場建設(shè)。我們預(yù)計，全國范圍內(nèi)的現(xiàn)貨市場連續(xù)結(jié)算試運行有望在2026年左右實現(xiàn)，現(xiàn)貨市場有望迎來全面推廣。三、電力行業(yè)展望：電改持續(xù)深化，稀缺穩(wěn)定價值凸顯，資產(chǎn)整合或存投資機遇凸顯1）能源保供初見成效，電力電量供需步入寬松周期，電價隨之進入下行周期2022H2以來火電核準開工提速，缺電問題迎來階段性緩解，煤電正步入大規(guī)模投運潮。2022年9月發(fā)改委能源局召開煤炭電力保供會議，提出今明兩年煤電每年新開工8000萬千瓦，后年保障投運煤電機組8000萬千瓦，合計1.6億千瓦，之后煤電項目核準審批2022-2024億千瓦，三個八千萬目標實現(xiàn)超額完成。考慮以煤電項目建設(shè)開工周期約24個月計算，此批新核準的煤電機組有望于2025-2026年逐步投產(chǎn)。20232024年，2024圍缺電限電事件。且因高耗能產(chǎn)業(yè)產(chǎn)量下滑拖累二產(chǎn)用電增速，疊加暖冬拖累居民用電增速，24Q425Q13.48%2.02%出力同比恢復(fù)，新能源25H1因136號文搶裝帶來增發(fā)電量的背景下，火電電量持續(xù)受到擠占。電力電量供需格局轉(zhuǎn)向?qū)捤?，電價步入下行周期。圖13：2021-2024年全國煤電機組核準及投產(chǎn)情況（萬千瓦）核準投產(chǎn)10643.59071.610643.59071.66223.94066290930051854.9152610000800060004000200002021

2022

2023

2024色和平，中電聯(lián)，各地發(fā)改委官網(wǎng)，投資項目在線審批監(jiān)管平臺，生態(tài)環(huán)境廳項目環(huán)境評價報告，信用中省份燃煤基準價2024交易電價2025交易電價同比變化廣東463省份燃煤基準價2024交易電價2025交易電價同比變化廣東463465.62391.87-73.76廣西420.7448.2341.39-106.81江蘇391452.94412.45-40.49浙江415.3463412.39-50.61安徽384.4436.3413.00-23.3河北南網(wǎng)364.4419.17415.27-3.9能源浙江管、北極電力場網(wǎng)廣西弘售電有公司光伏、柏能 理圖14：電網(wǎng)公司月度代理購電價格情況（全國平均，元/MWh）450.00440.00430.00420.00410.00400.00390.00380.00370.00360.00350.001月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月電價均價2024 電價均價2023 燃煤基準價（平均值） 燃煤基準價上浮20%（平均值） 電價均價2025極星售電2022-2025年現(xiàn)貨價格持續(xù)下行。電力現(xiàn)貨市場交易結(jié)果為分時分區(qū)（節(jié)點）的電力價格，其高頻次的出清結(jié)果主要反映分時分區(qū)（節(jié)點）的電力供需情況。根據(jù)落基山研究所相關(guān)研究，2022-2025年連續(xù)結(jié)算（試）運行省份的現(xiàn)貨市場整體延續(xù)下降趨勢。山西、廣東、202331、1084655、100/MWh，8.9%、24.3%、13.0%、18.2%16.5%202240.4%35.2%20244512.2%。圖15：2022-2024年各省區(qū)電力現(xiàn)貨市場結(jié)算均價情況（元兆瓦時） 燃煤發(fā)電基準價 2022燃煤發(fā)電基準價 2022年均價 2023年均價 2024年均價6005004003002001000山西 廣東 山東 甘肅 蒙西 湖北 浙江基山研究圖16：2023-2025年廣東電力日前現(xiàn)貨市場周均價情況（元/兆瓦時）

圖17：2023-2025年廣東電力實時現(xiàn)貨市場周均價情況（元/兆瓦時）2023 2024 2025 2023 2024 2025

147101316192225283134374043464952

147101316192225283134374043464952查 查圖18：2023-2025年山西電力日前現(xiàn)貨市場周均價情況（元/兆瓦時）

圖19：2023-2025年山西電力實時現(xiàn)貨市場周均價情況（元/兆瓦時）2023 2024 2025 2023 2024 20250

147101316192225283134374043464952

0

147101316192225283134374043464952查 查圖20：2023-2025年山東電力日前現(xiàn)貨市場周均價情況（元/兆瓦時）

圖21：2023-2025年山東電力實時現(xiàn)貨市場周均價情況（元/兆瓦時）2023 2024 2025 2023 2024 2025

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147101316192225283134374043464952查 查電力供需格局寬松是現(xiàn)貨市場價格下行的直接原因，而其后又隱含能源價格回落和新能源裝機持續(xù)高增兩點因素。從電力供需情況來看，2024Q3-2025Q1用電需求持續(xù)低迷，疊加水電出力同比恢復(fù)，新能源因136號文出現(xiàn)搶裝潮，火電三個八千萬步入投產(chǎn)期，2021-2022年電力供需緊張的局面得以緩解。此外，能源價格回落同樣帶動現(xiàn)貨報價下行。2024Q424850元/（5500K）256610元噸Q4800元/映可變成本的煤電現(xiàn)貨報價回落導(dǎo)致現(xiàn)貨均價下行。同時，新能源裝機持續(xù)高增，電量占比持續(xù)提升同樣拉低現(xiàn)貨均價。據(jù)落基山研究所相關(guān)研究，山東、山西、甘肅、蒙西四省區(qū)光伏、風電同類項目現(xiàn)貨均價相對于全市場均價，均出現(xiàn)明顯折價。且隨著零邊際成本的新能源發(fā)電量占比逐步提升，現(xiàn)貨市場的競價空間被逐步壓縮，導(dǎo)致新能源大發(fā)時段現(xiàn)貨價格明顯降低，進而也會進一步拉低全年均價。隨著現(xiàn)貨市場鋪開及新能源全面入市，各省現(xiàn)貨價格波動有望更為劇烈，我們預(yù)計新能源大發(fā)時段的現(xiàn)貨價格或?qū)⒊掷m(xù)下探。圖22：2024年至今港口現(xiàn)貨煤價走勢情況（元/噸，秦皇島港900850800750700900850800750700650600550500

圖23：各省風電、光伏同類項目現(xiàn)貨均價折價幅度與發(fā)電占比的相關(guān)性基山研究圖24：2023-2025年3月山東日前現(xiàn)貨市場分時月均價情況（元/兆瓦時）2025 2024 2023000:1500:4500:1500:4501:1501:4502:1502:4503:1503:4504:1504:4505:1505:4506:1506:4507:1507:4508:1508:4509:1509:4510:1510:4511:1511:4512:1512:4513:1513:4514:1514:4515:1515:4516:1516:4517:1517:4518:1518:4519:1519:4520:1520:4521:1521:4522:1522:4523:1523:45查中長期交易一錘定音，現(xiàn)貨鋪蓋改變電價結(jié)構(gòu)。受新一輪電力體制改革啟動前期各地穩(wěn)妥起步的保守態(tài)度影響，穩(wěn)量穩(wěn)價且可以與優(yōu)發(fā)電量穩(wěn)妥銜接的中長期交易成為電改啟動后率先開展的交易類型，也是當前我國電力交易體系中的交易量和交易總價最高的2024年全國電力市場中長期電力直接交易電量達4.65萬億千瓦時，同比增長5%，占全社會用電量的。其中，省內(nèi)電力直接交易電量占全國電力市場中長期電力直接交易電量的98%。而在未開展現(xiàn)貨交易時，圍繞中長期交易尤其是年度中長期交易的價格談判成為一年一度的關(guān)鍵。年度中長期交易作為高比例鎖價的避險交易品種，無論是要實現(xiàn)電價上漲保障火電企業(yè)合理利潤，還是要實現(xiàn)電價下行為下游工商業(yè)讓利的目標，相關(guān)博弈勢必更為激烈。月度及現(xiàn)貨交易的小電量占比對購售雙方影響有限，因而其更能真實合理地反映短期電力供需和燃料成本波動等客觀條件。但隨著反映實時電價波動的現(xiàn)貨市場全面鋪開，原先一錘定音的中長期交易占主導(dǎo)的電價結(jié)構(gòu)開始有所松動。在供需偏緊的賣方市場背景下，購電方更傾向于以高比例鎖量鎖價的年度長協(xié)鎖定未來一年大部電費，避免短時電價暴漲沖擊用能成本，而發(fā)電側(cè)更傾向于降低年度長協(xié)倉位，電量放入短期交易中搏短時高電價；而在電力供需寬松的買方市場背景下，反之亦然。對于未來電力供需的預(yù)期極大程度上影響當下中長期交易的傾向，而對于未來電力供需的預(yù)判較大程度上取決于當前短期電價的波動方向。因而現(xiàn)貨價格波動會引導(dǎo)中長期交易的價格走勢。以廣東為例，2023-2025年廣東電力市場由賣方市場轉(zhuǎn)變?yōu)橘I方市場，即出現(xiàn)現(xiàn)貨價格先行下跌，月度交易均價跟跌，年度交易價格調(diào)整的現(xiàn)象。現(xiàn)貨波動對中長期交易撮合談判的引導(dǎo)效果逐漸增強，電力供需寬松背景下中長期交易占主導(dǎo)的地位或?qū)⒃馐墁F(xiàn)貨價格的挑戰(zhàn)。時間 文件 用電側(cè) 發(fā)電側(cè)表4：國家發(fā)改委對電力年度中長期合同簽約要求時間 文件 用電側(cè) 發(fā)電側(cè)2020 2020合同簽訂工作的通知

不低于一年電量95%或三的平均電量 不低于一年電量95%或三的平均電量90%—95%90%—95%合同簽訂工作的通知不低于三年電量均的80% ? 不低于三年電量均的80%關(guān)于好2021年力中期 ? 通過后月度同簽保障簽電量不于 ? 通過后月度同簽保障簽電量不于2021?202220232023合同簽訂履約工作的通知20242024合同簽訂履約工作的通知20252025合同簽約履約工作的通知

80%90%80%90%80%90%

80%（含月內(nèi)）及以上合同簽約電量不低于上一年實際發(fā)電量的90%。80%90%80%90%國政府網(wǎng)，北極星售電網(wǎng)，國家發(fā)改圖25：2023年至今廣東月度交易綜合均價與港口煤價變化情況

圖26：2023年至今廣東年度、月度及現(xiàn)貨交易價格情況對比（元/兆瓦時）

廣東月度電力交易均價元/兆瓦時，左軸） 環(huán)渤海動力煤價格:秦島(5500K)::平

550.00500.00450.00400.00350.00300.00250.00

廣東日前現(xiàn)貨均價（元/兆瓦，左） 廣東月度電力交易均價元/瓦時左軸廣東年度交易電價（元/兆瓦，左）2023年1月3月2023年1月3月5月7月9月月5月7月9月月1月3月5月7月2025年9月2023年1月2023年3月2023年5月2023年7月2023年9月2023年11月2024年1月2024年3月2024年5月2024年7月2024年9月2024年11月2025年1月2025年3月2025年5月2025年7月2025年9月，廣電力易中 查，東電交中除電價引導(dǎo)外，年度中長期-月度中長期-現(xiàn)貨市場的電量占比同步出現(xiàn)調(diào)整。2025年，四川、山西、青海、蒙西、蒙東、寧夏等地放寬年度簽約比例下限，不再要求80%的高比例中長期合約?？紤]到電力電量供需關(guān)系逐步轉(zhuǎn)向?qū)捤?，我們預(yù)計將有更多省區(qū)放松對批發(fā)側(cè)買方主體年度簽約比例下限要求。對于發(fā)電側(cè)而言，年度中長期交易作為鎖量鎖價的避險交易品種，應(yīng)在抬高價格的同時盡可能提高成交電量；但對于購電側(cè)而言，月度及現(xiàn)貨交易的電價走低可能性較大，應(yīng)盡量減少年度中長期交易倉位，并盡可能提高更為靈活的月度及現(xiàn)貨交易占比。以廣東省為例，2022-2024年電力供需格局轉(zhuǎn)向?qū)捤傻耐瑫r，202467.17%202289.16%23.49%10.68%2025661力現(xiàn)貨市場長周期結(jié)算試運行，而江蘇5月現(xiàn)貨調(diào)電試運行的均價大約在0.2元/千瓦時3元5元66方式下跌，但7月起即恢復(fù)常態(tài)。圖27：2025年各省中長期年度簽約電量占比下限要求 圖28：2021-2024年廣東電力交易占比情況85 年度中長期 月度中長期 現(xiàn)貨80 100%90%7580%70 70%60%6550%

67.17%60 55 20%北京北京上海江蘇安徽河南海南陜西四川山西青海蒙西蒙東寧夏云南

7.46%

11.15%23.49%9.02%10.68%2021 2022 2023 2024山研究 電力易中圖29：2024-2025年江蘇月度交易電價結(jié)果（元/兆瓦時）20242025440445445440445445446435422.95427 422427421411 412405.25399410401.5395395.6312.84404204003803603403203001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月極星電力市場3）2026年電價仍面臨下行壓力，高上浮比例地區(qū)電價或?qū)⒀a跌如前所述，落和低碳轉(zhuǎn)型加速兩點因素。20252025電裝機持續(xù)投產(chǎn)，電力供需格局有望進一步寬松。同時隨著缺電限電情況緩解，下游工商20242025226江省人民政府辦公廳印發(fā)《2025年政府工作報告重點工作責任分解的通知》，提出2025年將力爭全省工商業(yè)電價較上年下降3分/千瓦時以上；2025年4月，寧夏回族自治區(qū)發(fā)改委發(fā)布了《關(guān)于進一步明確區(qū)內(nèi)火電中長期市場交易價格的通知》，提出為落實自治區(qū)兩會精神，助力自治區(qū)經(jīng)濟穩(wěn)步增長，結(jié)合近期電力市場運行情況和市場主體反映相關(guān)訴求，經(jīng)寧夏電力市場管理委員會審議通過，參考煤電聯(lián)動模式，綜合考慮電煤價格及火電企業(yè)經(jīng)營狀況，按月暫將火電區(qū)內(nèi)中長期交易電量(含年、月、旬及合同轉(zhuǎn)讓交易)度電下調(diào)1.5分，對應(yīng)電費按區(qū)內(nèi)市場化用戶當月實際用電量比例直接向終端用戶(含批發(fā)用戶、零售用戶、電網(wǎng)企業(yè)代理購電)疏導(dǎo)。盡管煤價電價Q3出現(xiàn)反彈，但由于煤價均價仍同比下行，展望2026年我們預(yù)計電價仍將面臨下行壓力。但需注意的是，當前我國電力交易結(jié)構(gòu)仍為年度中長期-月度中長期-現(xiàn)貨市場，其中年度交易鎖定主要部分電量。因而當電價持續(xù)下行至接近-20%的底部時，電價將獲得支撐。同時，2025年中長期電價高上浮比例的地區(qū)電價或?qū)⒚媾R補跌風險。圖30：浙江2025年政府降電價要求 圖31：寧夏回族自治區(qū)發(fā)改委2025年降電價要求省人政 星火發(fā)電投資機遇研判：電源投資周期高峰或已度過，資產(chǎn)整合或存投資機遇1）電源投資情況：新能源投資增速明顯下降，電力供需寬松情況下電源投資或?qū)⒂兴啪徎痣娡顿Y仍保持可觀增速，新能源投資出現(xiàn)明顯降溫。從電源投資額情況來看，十四五后半程火電仍保持較為可觀的投資強度，但新能源投資出現(xiàn)明顯降溫。2023-2024年，風電與光伏電源投資額雖仍增長，但分月增速出現(xiàn)持續(xù)下滑；2025年受年初136號文出臺影響，收益不確定性持續(xù)放大，風電與光伏電源投資額出現(xiàn)分月增速同比持續(xù)下行，新能源投資出現(xiàn)明顯降溫。相比之下，火電投資仍保持一定的可觀增速，火電投建潮仍在持續(xù)。火電風電光伏圖32：電源分月投資額情況（億元） 圖33：電源投資額分月同比增速情況火電風電光伏火電 風電 光伏1400

210%1200

160%1000

110%80060%60010%400-40%200-90%0本輪電源投資高峰或接近尾聲，后續(xù)電源投資或?qū)⒂兴啪?。我們認為本輪新能源和傳統(tǒng)20213中央財經(jīng)委員會第九次會議上首次提出構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)以來，電力系統(tǒng)低碳轉(zhuǎn)型步入快車道，新能源發(fā)展也隨之提速；同時在2021和2022年頻發(fā)缺電事件的催化下，電力政策同樣轉(zhuǎn)向?qū)χ涡噪娫唇ㄔO(shè)的鼓勵，2022年8月國家能源局對迎峰度夏電力保供進行再動員、再布置的工作中提到已開始逐省督促加快支撐性電源核準、加快開工、加快建設(shè)、盡早投運。但隨著新舊能源快速發(fā)展，主要電量市場化隨1439號文（煤電）和136號文（新能源）全面落實，電力電量供需矛盾趨緩最終通過市場反映在電力交易結(jié)果上（電價），進而倒逼電源投資持續(xù)放緩。2）十五五發(fā)展展望：集團資產(chǎn)整合或成發(fā)展主線電源投資放緩后，集團存量資產(chǎn)整合或成十五五發(fā)展主線。國務(wù)院國資委明確將2025年定位為國企改革深化提升行動（2023-2025年）的收官之年，核心目標是推動國有資本向關(guān)系國家安全、國計民生的重要行業(yè)和關(guān)鍵領(lǐng)域集中，旨在解決大集團、小公司模式下的資源分散問題，提高國有資產(chǎn)的運營效率和證券化水平。此外，能源電力行業(yè)長期存在央國企內(nèi)部不同分子公司的同業(yè)競爭問題。因此，解決集團內(nèi)部的同業(yè)競爭、實現(xiàn)資產(chǎn)的專業(yè)化運營成為年內(nèi)能源電力央國企上市公司重組的重要目標。通過將集團內(nèi)分散在不同上市公司的同類資產(chǎn)（核電、水電、火電、新能源）進行整合，分別注入到指定的上市平臺，可以打造出定位清晰、主業(yè)突出的專業(yè)化旗艦公司，從而提升核心競爭力、優(yōu)化資源配置并最終提升上市公司的估值水平。從涉及的央國企集團來看，五大發(fā)電中國電投集團資產(chǎn)整合最為積極，其中電投產(chǎn)融、遠達環(huán)保有望成為公司核電資產(chǎn)和水電資產(chǎn)的集中上市平臺。綜合來看，年內(nèi)的資產(chǎn)整合重組呈現(xiàn)聚焦主業(yè)、優(yōu)化資產(chǎn)結(jié)構(gòu)、推動能源轉(zhuǎn)型和提升資產(chǎn)證券化率的鮮明特征。央國企集團 上市公司 購買方式 標的資產(chǎn) 交易對價表5：2025年能源電力主要央國企上市公司資產(chǎn)整合案例央國企集團 上市公司 購買方式 標的資產(chǎn) 交易對價國家能源集團 中國神華 發(fā)行股及支現(xiàn)金華能集團 內(nèi)蒙華電 發(fā)行股及支現(xiàn)金華電集團 華電國際 發(fā)行股及支現(xiàn)金

正藍旗風電70%股權(quán)與北方多倫75.51%股權(quán)80%51%100%55.0007%55%70%股100%100%股權(quán)。

暫無70%75.51%26.00億元合計71.66億元國電投集團電投產(chǎn)融重大資產(chǎn)置換、發(fā)行股份購買資產(chǎn)及募集配套資金置入電投核能100%股權(quán)，置出資本控股100%股權(quán)置入資產(chǎn)作價553.93億元，置出資151.08402.85遠達環(huán)保發(fā)行股份或發(fā)行股份及支付現(xiàn)金五凌電力100%股權(quán)、長洲水電64.93%股權(quán)五凌電力100%股權(quán)交易對價為242.67億元，長洲水電64.93%股權(quán)交易對價為29.12億元，電投能源發(fā)行股份及支付現(xiàn)金白音華煤電100%股權(quán)111.49億元淮南礦業(yè)淮河能源發(fā)行股份及支付現(xiàn)金淮河能源電力集團89.30%股權(quán)116.94億元甘肅電投甘肅能源發(fā)行股份及支付現(xiàn)金常樂公司66.00%股權(quán)76.27億元公司公展望未來，能源電力行業(yè)的資產(chǎn)重組整合趨勢仍將持續(xù)。在電源投資增速或?qū)⒊掷m(xù)放緩的背景下，上市公司或?qū)l(fā)展重心放在存量優(yōu)質(zhì)資產(chǎn)上。我們預(yù)計十五五前期將會是能源電力行業(yè)的資產(chǎn)整合高峰，其他電力央企以及更多地方能源集團有望加速其內(nèi)部資產(chǎn)的梳理與整合步伐。四、各電源品類投資機遇：遵循行業(yè)發(fā)展趨勢和市場化原則，稀缺性穩(wěn)定性電源有望受益市場化隨著電力市場交易體系（年度中長期-月度中長期-現(xiàn)貨市場）的逐步確立和調(diào)整，市場主要電源（煤電、新能源）完成全面入市交易，同時市場價格實現(xiàn)反映供需情況的合理上下浮動，我們認為新一輪電力市場化改革已經(jīng)取得初步成效。展望未來電力行業(yè)發(fā)展趨勢，我們認為未來電力行業(yè)中具備穩(wěn)定頂峰能力和裝機稀缺性的資產(chǎn)有望受益于市場化，獲得更好的定價。從行業(yè)發(fā)展趨勢來看，新型電力系統(tǒng)或?qū)㈤L期面臨不可能三角的挑戰(zhàn)，需要在安全、成本、綠色三要素之間取得平衡。在當前依舊強調(diào)低碳轉(zhuǎn)型和安全保供的背景下，新型電力系統(tǒng)仍需持續(xù)發(fā)展新能源裝機和核電、火電、抽蓄等頂峰容量以實現(xiàn)碳達峰-碳中和的目標。因而新型電力系統(tǒng)的建設(shè)需要構(gòu)建多維度電力市場體系，體現(xiàn)電能量、安全、綠色等多元化價值。其中，中長期+現(xiàn)貨電能量市場體現(xiàn)電能量的價值；安全性方面，輔助服務(wù)市場和容量機制分別對應(yīng)靈活性資源的調(diào)節(jié)價值和煤電的頂峰容量價值；清潔性方面，則需以綠電綠證交易機制體現(xiàn)綠色電力的環(huán)境價值。圖34：多維度電力市場體現(xiàn)系統(tǒng)多方面價值達證券研發(fā)中心整理此外，隨著電力市場化原則持續(xù)深化，電力系統(tǒng)中的多元化價值有望持續(xù)獲得合理定價，從而實現(xiàn)電價結(jié)構(gòu)的調(diào)整與重塑。電力市場同樣遵循最基本的供求定理：供給和需求共同決定價格。當需求增加而供給不變時，價格上升；供給增加而需求不變時，價格下降。因而在電改持續(xù)推動下的新型電力系統(tǒng)中的各個主體的價值，應(yīng)由其供求關(guān)系即稀缺性決定。電能量：裝機放量持續(xù)，電量供需寬松。從供給側(cè)來看，短期（1-3年）搶裝潮（2025年1-5月光伏新增197.85GW，同比+150%；風電新增46.28GW，同比）22426035）（2810輔助服務(wù)和容量備用：新能源自身特性和高增速支撐輔助服務(wù)和容量需求增長。源對電力系統(tǒng)的快速度高比例滲透的背景下，系統(tǒng)性調(diào)節(jié)需求將隨著日益增大的新能源波動性和間歇性而提高，新型電力系統(tǒng)面臨的缺電與限電并存的問題或?qū)⒊掷m(xù)凸顯，因而對電力系統(tǒng)輔助服務(wù)和容量支撐的需求有望持續(xù)增長。在系統(tǒng)供需不平衡情況愈發(fā)突出的情況下，系統(tǒng)中以煤電為主的調(diào)節(jié)電源有望持續(xù)收益，輔助服務(wù)價格有望持續(xù)提升。此外，中短期內(nèi)煤電機組利用小時數(shù)或?qū)㈦S煤電投產(chǎn)增速遠超煤電發(fā)電量增速而有所下降。同時，煤電容量電價在2026細分電源種類展望：水電大規(guī)模入市可能性較低，煤電電價下有底&稀缺性仍存，核電對火水核風光五大電源種類分別進行展望：按裝機及電量未來的增長空間來看，水電剩余可開發(fā)裕量不足、稀缺性突出；火電受雙碳壓力核準有限、僅缺電時放開核準，因此稀缺性適中；核電審批建設(shè)保持年均10臺左右，未來裝機和電量預(yù)計將保持穩(wěn)健增長；風光裝機快速上升、稀缺性相對較低。對各類電源按成本劃分，可分為無變動（燃料）成本的水電與風電光伏，和有變動（燃料）成本的火電與核電；按出力穩(wěn)定可靠程度劃分，可分為出力完全可控的火電與核電，出力有限可控的水電（受豐枯季及庫容影響）和出力幾乎不可控的風電與光伏。五大電源中，火電中的主要部分煤電電量以及風光新能源電量已經(jīng)實現(xiàn)全面入市。水電長期以來主要以低于燃煤電量基準價的水電標桿電價或跨省跨區(qū)協(xié)商電價上網(wǎng)。若水電實現(xiàn)全面入市交易，其高度稀缺和低邊際成本、出力可控特征將提升其收益率，在當前地方政府存在降電價訴求的背景下，水電全面實施市場化電價的可能性較低。煤電由1439號文確定基準價±20%的價格浮動區(qū)間，盡管在2021-2022年浮動區(qū)間限制了煤電電價的更高程度上漲，但在如今電力電量供需格局轉(zhuǎn)寬松的背景下為煤電電價提供底部支撐。疊加三個八千萬后煤電機組核準再度收緊，除非再次發(fā)生2021-2022年缺電限電事件，雙碳目標下煤電機組再度出現(xiàn)大規(guī)模超預(yù)期核準可能性較小，這也意味著煤電裝機仍具備一定的稀缺性。雖然煤電電量或?qū)⒃谔贾泻碗A段達峰后逐步下降，但煤電機組作為不可或缺的電力系統(tǒng)容量支撐，其調(diào)節(jié)和頂峰備用價值日益提升，因而其主要價值有望隨著系統(tǒng)定位轉(zhuǎn)變，實現(xiàn)調(diào)節(jié)收入和容量收入占比逐步提升的穩(wěn)定收益。其仍屬于穩(wěn)定現(xiàn)金流類型的資產(chǎn)。風光新能源增長較快、稀缺程度較低，全面入市交易背景下或?qū)⒚媾R因量折價，電量電價或?qū)⒊掷m(xù)下行。此外，風光新能源因其發(fā)電零成本和出力同質(zhì)化，機組之間存在嚴重內(nèi)卷；出力的隨機波動性還導(dǎo)致其需額外承擔系統(tǒng)調(diào)節(jié)費用。因此，風光新能源資產(chǎn)收益率面臨較大的挑戰(zhàn)，產(chǎn)業(yè)層面有待重新恢復(fù)理性的裝機建設(shè)節(jié)奏，從而獲取長期合理回報?；痣姡簝r減本增盈利周期底部臨近，推薦煤電一體高股息20252026潮，整體電力供需格局有望進一步寬松盡管煤價電價Q3以來出現(xiàn)明顯反彈，恰好臨近2026年年度電力長協(xié)交易談判窗口期，但由于全年煤價依然出現(xiàn)同比下降，我們2026看，2025年年度長協(xié)電價依然上浮，且年內(nèi)開展現(xiàn)貨市場長周期結(jié)算試運行的華東地區(qū)（安徽、江蘇、浙江）或因現(xiàn)貨價格指引效應(yīng)而面臨電價下行壓力；2025年年度長協(xié)幾乎下浮至下限（-20%）的兩廣地區(qū)（廣西、廣東）電價下行空間有限。表6：部分省份年度交易協(xié)定情況（元/MWh）省份燃煤基準價2024交易電價2025交易電價同比變化2025上浮比例廣東463465.62391.86-73.76-15.37%廣西420.7448.2341.39-106.81-18.85%江蘇391452.94412.45-40.495.49%浙江415.3463412.39-50.61-0.70%安徽384.4436.3412.97-23.337.43%河北南網(wǎng)364.4419.17415.27-3.913.96%能源浙江管、北極電力場網(wǎng)廣西弘售電有公司光伏、柏能 理煤價挺電價效果或滯后顯現(xiàn)，容量補償托底收入穩(wěn)定。如前所述，Q3以來煤價因國家能源局核查工作鋪開而有所上漲，至11月已恢復(fù)至2025年年初水平。我們預(yù)計煤價波動或逐步趨緩，年內(nèi)低至600元/噸的港口價格或非常態(tài)。因而從煤價挺電價的角度來看，20262027按照1501號文的要求，全國各省份的煤電容量電價將于2026年進行統(tǒng)一上調(diào)，為火1.5分2026表7：各省級電網(wǎng)煤電容量電價2026年收益增厚情況年,2024)瓦.年,2025)瓦.年年,2024)瓦.年,2025)瓦.年)年）況（分/千瓦時）北京1001656536881.76天津1001656537761.72冀北1001656543821.48山西1001656544371.46內(nèi)蒙古1001656551091.27遼寧1001656529932.17吉林1001656533591.94黑龍江1001656534121.91上海1001656540091.62江蘇1001656545961.41浙江1001656549081.32安徽1001656551061.27福建1001656551321.27

容量電價(元/千

容量電價提升情況(元/千

火電利用小時數(shù)（2024

折合度電提升情江西1001656546371.40山東1001656542711.52河南1652316637091.78湖北1001656540731.60湖南1652316635171.88廣東1001656539501.65廣西1652316634461.92海南1001656536351.79重慶1652316651861.27四川1652316648001.38貴州1001656543171.51云南1652316642821.54西藏1001656517437.31陜西1001656547191.38甘肅1001656543511.49青海1652316632212.05寧夏1001656548301.35新疆1001656552271.24河北南網(wǎng)1001656543821.48蒙東1001656551091.27家發(fā)改委，中電新能源投資回歸理性，火電發(fā)電量或長期處于平臺期。十四五期間，煤電與新能源裝機均實現(xiàn)可觀發(fā)展。與之相對應(yīng)的是，電力電量需求受到宏觀經(jīng)濟波動和疫情沖擊等影響，出現(xiàn)明顯波動。綜合來看，火電受到電量需求波動和新能源電量擠占的影響，電量占比持續(xù)走低，至2024年已降至62.6%。盡管如此，火電仍然是目前電力系統(tǒng)中電量占比最高的電源品類。自2025年136號文發(fā)布以來，新能源531搶裝潮后裝機增速出現(xiàn)斷崖式下跌，我們認為新能源裝機增速或有可能出現(xiàn)放緩，火電電量擠占壓力或?qū)⒂兴鶞p輕。直至2030年碳達峰目標完成時，我們預(yù)計火電電量將有望進入平臺期，長期處于震蕩波動狀態(tài)。同時，因裝機隨頂峰容量需求或?qū)⒊掷m(xù)增長，火電發(fā)電設(shè)備利用小時數(shù)或?qū)⒅鸩较滦?。圖35：2021-2030年全社會用電量增速與火電利用小時數(shù)情況

圖36：2021-2030年火電與新能源發(fā)電量占比情況火電利用小時數(shù)（h，左軸） 全社會用電量增速（%，右軸

80.0%0

20212022202320242025E2026E2027E2028E2029E2030E

12%10%8%6%4%2%0%

70.0%60.0%50.0%40.0%30.0%20.0%10.0%

20212022202320242025E2026E2027E2028E2029E2030E新能源發(fā)電量占比 火電發(fā)電量占比電 電20242024405年660元（5502025202572025800元/噸（秦皇島港，5500K）以上。從年內(nèi)煤炭供需情況和煤價波動情況來看，在當前煤炭供需平衡較為脆弱時，相關(guān)政府部門對于煤價下行時部分煤礦企業(yè)采取的越跌越產(chǎn)、以量補價等擾亂市場秩序的生產(chǎn)策略管控較為嚴格。當煤炭價格出現(xiàn)明顯不合理波動時，能源局即開展規(guī)范市場行為的核查活動，其目的在于強化煤炭市場調(diào)控，促進煤炭供應(yīng)穩(wěn)定。因而我們認為，歷經(jīng)十四五煤價大幅上行后回落的劇烈波動，未來針對煤炭市場和供需的宏觀調(diào)控將有望更為積極有效，煤價波動有望持續(xù)趨于穩(wěn)定。年內(nèi)火電企業(yè)通過煤價下行得以獲取超額收益的情況或?qū)㈦y以復(fù)制，火電企業(yè)卷成本模式或?qū)⒏嬉欢温?。圖37：2024M6至今秦港煤價走勢情況900850800750700650600550500平倉價:動力煤:山西優(yōu)混(5500):秦皇島 長協(xié)價:秦皇島動力煤(5500):圖38：2024-2025M10國內(nèi)煤炭分月產(chǎn)量情況（萬噸） 圖39：2024-2025M10國內(nèi)煤炭分月進口情況（萬噸）200000

121086420-2-4-61-2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月

0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 1011

403020100-10-20-302024月產(chǎn)量（萬噸，左軸） 2025月產(chǎn)量（萬噸，左軸2024月同比（%，右軸） 2025月同比（%，右軸）

2024分月進口（萬噸，左軸） 2025分月進口（萬噸，左軸）2024分月進口增速（%，右軸） 2025分月進口增速（%，右軸）CTD CTD20262026年國內(nèi)煤炭供需或?qū)⒊掷m(xù)維持平衡態(tài)勢，長協(xié)價格基本持平，港口現(xiàn)貨價格前高后低，基本維持750-850元/噸區(qū)間震蕩走勢。綜合來看，2026年火電或同時面臨價減本增的情況，度電盈利或?qū)⑼瘸霈F(xiàn)下滑。但從火電的供需情況來看，2026年或是火電裝機集中投產(chǎn)年份；而立足于2030年碳達峰目標和目前電力供需矛盾趨緩的情況，十五五期間再度大規(guī)模放開火電審批的可能性較低。火電作為電力系統(tǒng)內(nèi)穩(wěn)定的調(diào)峰頂峰電源，其稀缺程度或?qū)?026年開始逐年抬升。其頂峰收益（容量電價）和調(diào)節(jié)收益（調(diào)峰調(diào)頻收入）或?qū)㈦S新能源裝機持續(xù)增長而明顯改善。我們認為在價減本增的背景下，自身體內(nèi)帶有煤炭資源或集團體系內(nèi)存在煤炭供應(yīng)的煤電一體企業(yè)存在超額收益。新能源：入市影響仍未消除，消納或?qū)⑦M入新階段增量項目競價情況及展望：電量電價內(nèi)卷式競價，市場考驗仍未結(jié)束地區(qū)已出結(jié)果，僅4省競價結(jié)果較好。2025個省市/基準價。從競價上下限情況來看，上海、江西、云南、天津、新疆的結(jié)果更接近競價上限；青海直接以上限成交；而甘肅則以下限成交。表8：部分省份新能源增量項目機制電價競價結(jié)果（元/千瓦時）機制電價 競價限價區(qū)間省份 燃煤基準

風電 光

風電 光伏下限 上限 下限 上限山東山東0.3940.3190.2250.0940.350.1230.35新疆0.250.252新疆0.250.2520.2350.150.2620.150.262江西0.41430.375江西0.41430.3750.330.240.380.240.38青海0.32470.24青海0.32470.240.240.2050.240.180.24黑龍江0.374黑龍江0.3740.1140.30.1140.3安徽0.3844獨立項目：0.3837統(tǒng)一項目：0.3840.20.38440.20.3844天津0.36550.31960.3196無0.32無0.32與電市 注：東光競僅為分式光）競價結(jié)果取決于內(nèi)卷情況，機制電量供需決定價格。就已完成增量項目競價的省份來看，據(jù)智匯光伏，增量項目機制電價的競價結(jié)果主要受到增量項目機制電量的供需影響。（省份機制電量空間實際競價結(jié)果電量空間使用比例省份機制電量空間實際競價結(jié)果電量空間使用比例風電光伏風電光伏甘肅8.33.464.84100.00%青海6.3316.085.4311.2574.43%新疆185.3936.08185.3936.08100.00%山東81.7312.9459.6712.4876.21%江西5.75.94.621.3151.12%上海221.364.0224.45%安徽9058.6865.20%廣東5046.593.00%黑龍江63.0463.04100.00%天津409.3923.48%與電市場光們，新源 注：南具電量據(jù)未）未來機制電量仍面存調(diào)整可能，新能源投資節(jié)奏或持續(xù)調(diào)整。新能源項目的機制電價作為新能源入市過程中的過渡舉措，未來將隨著新能源入市比例逐步深化，持續(xù)調(diào)整，并在條件成熟時擇機退出。我們認為各地136號文競價結(jié)果仍未完全清晰，短期內(nèi)新能源投資積極性與投資節(jié)奏或在收益前景不清晰的背景下受到?jīng)_擊。消納情況展望：650+1192+1360號文，就地利用與靈活可靠調(diào)節(jié)仍是關(guān)鍵因素2025530局發(fā)布《關(guān)于有序推動綠電直連發(fā)展有關(guān)事項的通知》（發(fā)改能源〔2025〕650號），首次明確綠電直供項目規(guī)范化發(fā)展，提出風、光、生物質(zhì)等新能源通過直連線路向單一電力用戶供給綠電，實現(xiàn)電量清晰物理溯源。對于綠電直連項目自發(fā)自用的比例，在650號文中亦有明確：項目應(yīng)按照以荷定源原則，項目整體新能源年自發(fā)自用電量占總可用發(fā)電量的比例應(yīng)不低于60%，占總用電量的比例應(yīng)不低于30%，并不斷提高自發(fā)自用比例，2030年前不低于35%。上網(wǎng)電量比例上限一般不超過20%。650號文的重要意義在于填補國家層面綠電直連政策的空白，首次規(guī)范創(chuàng)新型綠電消納模式，同時為地方政府在制定綠電直連相關(guān)政策時提供了重要的指引。從需求方來看，綠電直連政策直接滿足對綠電溯源有較高需求的負荷用戶，即出口導(dǎo)向性企業(yè)。近年來，（CBAM）2022年122025218和綠證等暫未被歐盟等國家完全接納的背景下，為滿足這一部分出口型企業(yè)的需求，綠電直連政策的出臺有助于國內(nèi)出口外貿(mào)型企業(yè)滿足國際市場綠色低碳要求。從供給方來看，綠電直連有望成為未來新能源消納模式的重要創(chuàng)新。十四五以來，新能源消納壓力隨裝機高速發(fā)展而持續(xù)增長，95%消納紅線隨之放寬，疊加136號文推動新能源電量全面入市交易，新能源上網(wǎng)電量和電價的不確定性持續(xù)增加。綠電直連模式可以為供給方發(fā)電企業(yè)提供較為穩(wěn)定的負荷用戶和多年期購售電協(xié)議，穩(wěn)定的消納途徑和電價收益有望鼓勵發(fā)電企業(yè)持續(xù)推進消納新模式。表10：650號文重點內(nèi)容總結(jié)適用范圍

量清晰物理溯源的模式。新增負荷新增負荷項目建設(shè) 存量負荷在已燃煤氣自電足額清可再能源展基的提下開綠電連，過壓自電廠出，實現(xiàn)清潔能源替代。有降碳剛性需求的出口外向型企業(yè)模式創(chuàng)新

。60%，60%，占總用電量的比例應(yīng)不低于30%203035%一般不超過20%?，F(xiàn)貨市場連續(xù)運行地區(qū)可采取整體自發(fā)自用為主，余電上網(wǎng)為輔的模式；現(xiàn)貨市場未連續(xù)運行地區(qū)，不允許向公共電網(wǎng)反送。源荷匹配并網(wǎng)型項目“以荷定源”家發(fā)改1192號文明確輸配電價機制，厘清權(quán)責助力發(fā)展。2025年9月12日，國家發(fā)改委與國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于完善價格機制促進新能源發(fā)電就近消納的通知》（發(fā)改能源〔2025〕1192號）。綜合來看，1192號文是對650號文綠電直連的重要補充，其明確了新能源發(fā)電就近消納項目的輸配電價機制，厘清了項目與公共電網(wǎng)的權(quán)責劃分，為綠電直連項目掃清政策端發(fā)展的阻礙。我們認為，未來綠電直連的源網(wǎng)荷儲一體化項目有望憑借高負荷率、高自用率、高靈活性的三高優(yōu)勢，在新能源高比例滲透的新型電力系統(tǒng)中凸顯優(yōu)勢。新能源的就地消納有望受益于1192號文實現(xiàn)進一步增長。表11：1192號文重點內(nèi)容總結(jié)公共電網(wǎng)穩(wěn)定供應(yīng)保障

整體與公共電網(wǎng)連接項目實行按容項目實行按容需）輸配電費月度容需）容（需）量電費按現(xiàn)行政策繳納的容（需）量電費＋所在電壓等級現(xiàn)行電量電價標準× 平均負荷率×730小時接入公共網(wǎng)容量。 系統(tǒng)運行費 項目使公共網(wǎng)時同工業(yè)戶，暫下網(wǎng)量繳系統(tǒng)行，逐步按占容量方式費渡；暫繳納發(fā)自用電的政性交補貼增益?，F(xiàn)貨市場未連續(xù)運行地區(qū)，原則上不向公共電網(wǎng)反向送電、不開展送電結(jié)算項目新能源上網(wǎng)電量不納入新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制市場交易，不得由電網(wǎng)企業(yè)代理購電，并按照下網(wǎng)電量承擔上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用。參與電力市場家發(fā)改1360號文整合消納體系，開啟新能源消納新業(yè)態(tài)。2025年11月10日，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于促進新能源消納和調(diào)控的指導(dǎo)意見》（發(fā)改能源〔2025〕1360號）。整體來看，1360號文整合了關(guān)于新能源消納與調(diào)控的所有分類措施，從更高層面上實現(xiàn)了新能源開發(fā)與消納、安全與創(chuàng)新的整體協(xié)調(diào)，并提出2030年基本建立協(xié)同高效的多層次新能源消納調(diào)控體系，保障新能源順利接網(wǎng)、多元利用、高效運行，每年滿足新增2億千瓦以上新能源合理消納需求，新增用電量主要由新能源滿足和2035年適配高比例新能源的新型電力系統(tǒng)基本建成，新能源消納調(diào)控體系進一步完善，全國統(tǒng)一電力市場成為新能源資源配置的基礎(chǔ)平臺，新能源在全國范圍優(yōu)化配置、高效消納，支撐實現(xiàn)國家自主貢獻碳中和目標兩個中遠期宏偉目標。細分來看，從開發(fā)方式上來看，1360號文整合新能源五種主要開發(fā)模式（沙戈荒外送基地、大型水風光基地、海上風電基地、省內(nèi)分散開發(fā)、分布式），重點提及統(tǒng)籌外送和就地消納，與其他電源互補打捆，優(yōu)化省內(nèi)新能源開發(fā)結(jié)構(gòu)和建設(shè)節(jié)奏，和積極拓展分布式新能源開發(fā)場景等內(nèi)容，強調(diào)新能源與其他電源的配合和就地消納。從調(diào)節(jié)容納角度看，1360號文提出持續(xù)提升電網(wǎng)和電源對高比例新能源的適應(yīng)性，包括提升系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力和提高電網(wǎng)接納能力等。從市場機制角度看，1360號文提出電力市場機制應(yīng)適應(yīng)新能源出力波動特性，包括縮短中長期交易周期，實現(xiàn)靈活連續(xù)交易，推廣多年期購電協(xié)議（PPA）等以適應(yīng)新能源隨機波動和穩(wěn)定新能源長期消納空間；并提出制定新能源參與市場的專項交易規(guī)則，支持沙戈荒、水風光一體等新能源基地作為一個市場單元參與交易，同時支持分布式新能源、儲能、虛擬電廠等新型主體通過聚合或直接交易模式參與電力市場。從技術(shù)支持角度看，1360號文圍繞發(fā)電預(yù)測、靈活調(diào)節(jié)、電網(wǎng)運行、調(diào)控手段四個關(guān)鍵領(lǐng)域提出技術(shù)攻關(guān)方向，為新能源高效消納提供長遠動力。表12：1360號文重點內(nèi)容總結(jié) 重點內(nèi)容 統(tǒng)籌沙戈荒新能源基地外送與就地消納。全面落實黨中央防沙治沙工作決策部署和沙戈荒新能源基地開發(fā)布局規(guī)劃，推動沙戈荒新能源基地外送與就地消納并舉。通過新能源集成發(fā)展、東部地區(qū)產(chǎn)業(yè)梯度轉(zhuǎn)移、西部地區(qū)挖掘消納潛力等方式，促進沙戈荒新能源基地實現(xiàn)規(guī)?；偷叵{。分類引導(dǎo)開發(fā)

主要在沿海地區(qū)就近消納。高效消納。做好新能源資源普查試點。源自調(diào)節(jié)能力，提高自發(fā)自用比例新型電網(wǎng)平臺跨省跨區(qū)輸電通道規(guī)模電網(wǎng)主網(wǎng)架建設(shè)能化升級，加快打造適應(yīng)大規(guī)模分布式新能源接入的新型配電系統(tǒng)。因地制宜推動智能微電網(wǎng)與大電網(wǎng)協(xié)同發(fā)展。加快提升系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力。水庫電站水電擴機增容抽水蓄能電站新型儲能光熱電站新一代煤電轉(zhuǎn)型升級虛擬電廠合負荷側(cè)調(diào)節(jié)資源作用，拓展車網(wǎng)互動規(guī)?；瘧?yīng)用。電網(wǎng)適配能力市場機制完善

縮短中長期交易周期電協(xié)議機制側(cè)疏導(dǎo)機制，促進新能源大規(guī)模發(fā)展過程中的系統(tǒng)平穩(wěn)運行。以省間中長期交易壓實新能源跨省消納基本盤，以省間現(xiàn)貨交易、區(qū)域內(nèi)省間互濟交易等靈活響應(yīng)新能源短時消納需求，推進跨電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)常態(tài)化新能源電力交易。完善適應(yīng)新能源參與電力市場的規(guī)則體系。推動建立沙戈荒、水風光新能源基地一體化模式參與市場的交易規(guī)則；支持分布式新能源、儲能、虛擬電廠等新型主體通過聚合、直接交易等模式參與電力市場；研究推動新能源、用戶等主體參與跨省跨區(qū)電力市場直接交易；推動構(gòu)建符合新能源發(fā)電特性、分布格局的市場報價方式。完善電力市場限價等機制，充分發(fā)揮價格信號引導(dǎo)新能源消納的作用。積極推動綠證市場高質(zhì)量發(fā)展，推進電—證—碳市場協(xié)同，科學(xué)反映新能源環(huán)境價值。家政府綜合來看，1360號文的出臺，是我國新能源消納政策由單點引導(dǎo)走向系統(tǒng)集成的里程碑，其不僅聚焦于當前的消納與調(diào)控問題，而是統(tǒng)籌提出了覆蓋源、網(wǎng)、荷、儲、調(diào)各環(huán)節(jié)的系統(tǒng)解決方案，形成一整套的指導(dǎo)方針。我們認為隨著碳達峰目標的逐漸臨近，新能源消納或?qū)[脫過去省內(nèi)集中開發(fā)消納，單純擠占火電空間的利用形勢，轉(zhuǎn)而成為負荷、電網(wǎng)、靈活性資源主動調(diào)節(jié)主動配合的新消納業(yè)態(tài)。水電核電：水電兼具稀缺性與穩(wěn)定性，核電或?qū)⒚媾R全面入市1）水電：兼具稀缺性與穩(wěn)定性，未來有望兼具電量供應(yīng)與調(diào)節(jié)功能水電剩余可開發(fā)容量裕度有限，主要集中在西藏地區(qū)。我國水電資源評估采用三級劃分體系：1）理論蘊藏量6.94（的物理極限值，不考慮任何技術(shù)或經(jīng)濟約束；）技術(shù)可開發(fā)容量：技術(shù)上可行的裝機容5.42億千瓦（主要考慮工程地質(zhì)條件、施工技術(shù)難度、電網(wǎng)接入可能性等硬性約束3）經(jīng)濟可開發(fā)容量：4.02億千瓦（基于電價水平，設(shè)定內(nèi)部截至2025年6到3.79呈現(xiàn)"西多東少、南豐北缺"的不均衡分布。我國水電開發(fā)的戰(zhàn)略重心在西南地區(qū)，特別是2億29%20243002%。20257水電無發(fā)電成本，入市比例較低；未來有望成為電量供應(yīng)與靈活調(diào)節(jié)并重的電源。水電由于其相對清潔、穩(wěn)定、低成本的屬性，大部分電量屬于保量保價的低價優(yōu)先發(fā)電電量，參與市場化交易的比例低。目前國家對于水電參與市場化的原則為：水電比重大或消納受限的地區(qū)，可以逐步擴大市場化交易比例，其他地區(qū)在保障優(yōu)先發(fā)電優(yōu)先購電的基礎(chǔ)上參與市場化交易。同時，水電的調(diào)節(jié)性能較為優(yōu)良。首先，水電和新能源出力具有較強互補性，枯季是風電和光伏多發(fā)季節(jié)，可通過水能的快速啟停功能保障風電和光伏的優(yōu)先送出；而雨季是風電和光伏的少發(fā)季節(jié)，水電可充分利用汛期來水多發(fā)或滿發(fā)；第二，水風光打捆外送具有消納優(yōu)勢，依托流域內(nèi)已有的水電資源建設(shè)水風光一體化基地，可以將隨機波動的風電、光伏發(fā)電調(diào)整為平滑、穩(wěn)定的優(yōu)質(zhì)電源，借助已有的水電的外送通道打捆送出，可減少棄風棄光的問題，提高利用小時數(shù)。2021年2月，國家發(fā)改委和國家能源局發(fā)布20216月、20223河中上游、瀾滄江上中下游、紅河流域、風光水一體化可再生能源綜合開發(fā)基地。鑒于水電優(yōu)良的調(diào)節(jié)性能，未來隨著電力市場機制的完善，其對電力系統(tǒng)的調(diào)節(jié)價值有望獲得合理收益。圖40：四川省某大型水電站完全成本構(gòu)成（含財務(wù)費用）2%4%7%2%4%7%1%1%用2%48%35%璞玉等《基于容量補償和綠電價值的水電上網(wǎng)電價研究——以四川省為例表13：近年來水風光互補政策梳理時間 發(fā)布機構(gòu) 政策名稱 相關(guān)內(nèi)容對于存量水電，優(yōu)先利用水電調(diào)節(jié)性能消納近區(qū)風光電力、因地制宜2021月

國家發(fā)改委、國家能源局

《關(guān)于推進電力源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補發(fā)展的指導(dǎo)意見》

增加儲能設(shè)施，鼓勵通過龍頭電站建設(shè)優(yōu)化出力特性，實現(xiàn)就近打捆。對于增量風光水（儲）一體化，嚴控中小水電建設(shè)規(guī)模，以大中型水電為基礎(chǔ)，統(tǒng)籌匯集送端新能源電力，優(yōu)化配套儲能規(guī)模。將流域梯級水電站周邊一定范圍內(nèi)的光伏、風電