电力市场化改革进程 - "十三五"期间电力市场化改革启动，以中发9号文为标志，建立"中长期+现货"交易机制，但推进缓慢[7][8][9] - "十四五"期间低碳转型与能源通胀推动电改提速，煤电价格浮动空间扩大至-20%~+20%，1439号文实现煤电量价全面市场化[13][16] - 2025年电改进入新阶段，新能源全面入市与现货市场建设成为核心，136号文和394号文推动市场化进程加速[3][71][72] 新能源发展现状与挑战 - 2020-2024年新能源装机从5.35亿千瓦增至14.07亿千瓦，发电量占比从9.54%提升至18.51%[13] - 新能源消纳政策从全额保障转向市场化调节，95%消纳红线放开至90%，分布式光伏加强自用要求[47][48][78] - 136号文实施"新老划断"，存量项目享受机制电价保护，增量项目需直面市场风险，引发2025年上半年抢装潮[56][60][70] 现货市场建设进展 - 全国29个省级电网开展现货试运行或正式运行，山西/广东/山东/甘肃/蒙西/湖北已转入正式运行[74][75] - 394号文要求2025年底基本实现现货市场全覆盖，浙江/安徽/陕西等省加速推进连续结算试运行[72][73] - 现货市场反映真实供需，2022-2024年价格下行主要因电力供需宽松，未来电价或接近20%下浮底部[3][24] 电源结构变化与投资机会 - 煤电进入投运高峰，2022-2024年核准2.6亿千瓦，2025-2026年将集中投产[29][30] - 火电运营商受益于煤价回落及电改红利，可获取现货尖峰电价/辅助服务/容量电价三重收益[3][38] - 水电因稀缺性和调节性具备长期价值，核电市场化比例提升面临电价压力，风光收益率受市场化冲击[3][32] 重点公司推荐 - 弹性火电：华电国际/华能国际/大唐发电/浙能电力，及电价接近下限省份的宝新能源/粤电力A[3][38] - 高股息资产：长江电力/国投电力/川投能源/华能水电，煤电一体化运营商新集能源/国电电力等[38] - 预测优化服务：国能日新/朗新集团受益新能源入市带来的预测需求提升[3][39]