7月电网代理购电价格核心数据 - 全国除河南、云南外均已发布7月电网代理购电价格[1] - 22地执行尖峰电价，5地执行深谷电价[2] - 20个地区最大峰谷价差超过0.6元/kWh，15个地区高峰平段价差超过0.3元/kWh[2] - 最大峰谷价差前三：广东-珠三角五市1.246元/kWh、江门1.239元/kWh、海南1.220元/kWh[2] - 与去年同期相比，仅10个地区价差增长，江苏、东北三省、山东降幅明显[2] 分时电价政策调整 - 6月有4地更新分时电价政策，均缩小浮动范围[2] - 江西明确尖峰上浮80%、高峰上浮60%、低谷下浮60%、深谷下浮70%[7] - 新疆第八师高峰上浮60%、低谷下浮60%，午间设7小时低谷时段[6][9] - 陕西征求意见稿提出尖峰上浮90%、高峰上浮70%、低谷下浮70%、深谷下浮90%[9] - 天津征求意见稿计划高峰上浮60%、低谷下浮60%、尖峰在峰段基础上上浮20%[10] 典型地区电价结构 - 广东珠三角五市：尖峰1.5449元/kWh，平段0.7416元/kWh，低谷0.2990元/kWh[5] - 浙江：尖峰1.2394元/kWh，平段0.6259元/kWh，低谷0.2379元/kWh[49] - 青海：高峰0.618833元/kWh，平段0.464655元/kWh，低谷0.305582元/kWh[40] - 上海：尖峰1.4766元/kWh，平段0.6996元/kWh，低谷0.3265元/kWh[31] - 辽宁：尖峰1.087626元/kWh，平段0.722902元/kWh，低谷0.514488元/kWh[25] 代理购电机制 - 江西代理购电价格0.44934元/kWh，含线损费用0.01976元/kWh[64] - 青海代理购电价格0.244727元/kWh，系统运行费用0.003359元/kWh[42] - 浙江代理购电价格0.4242元/kWh，市场化电量占比71.9%[56] - 辽宁优先发电电量占比100%，市场化电量为0[27][28] - 上海代理购电价格0.4761元/kWh，含历史偏差电费折价0.0148元/kWh[32]

报告行业投资评级 - 行业评级未提及，部分公司评级：中国电力、京能清洁能源、龙源电力、大唐新能源、华润电力、阳光电源、新特能源、协鑫科技、福莱特玻璃、信义光能、钧达股份、爱旭股份、信义能源评级为买入；固德威、凯盛新能评级为中性 [10] 报告的核心观点 - 2025年5月中国内地光伏/风电单月新增装机同比大升388%/801%，光伏新增装机创月度新高92.9GW，风电新增装机26GW，抢装因136号文划分存量与增量项目，运营商为锁定收益率集中并网 [1] - 维持2025全年风电/光伏新增装机预测同比+23%/-3%，1 - 5月内地风电/光伏累计新增装机量分别达全年预期的47%/73% [1] - 光伏装机需求透支明显，6月起月度新增装机将同比明显下降；风电月度新增装机同比降幅较温和，12月仍会出现峰值但较去年降30% [1] - 运营商3季度新增风/光项目推进保守，抢装后新增发电量上半年业绩贡献少，投资者应关注电价及利用率同比下行幅度，偏好股息率>6%的中国电力及京能清洁能源 [1] 根据相关目录分别进行总结 光伏装机情况 - 2025年5月光伏新增装机创月度新高92.9GW，1 - 5月累计新增装机量达全年预期的73%，预期2025全年新增装机同比 - 3% [1] - 因装机周期短、受季节因素影响少，5月抢装规模与以往12月高峰期相若，6月起月度新增装机将明显同比下降，除136号文影响外，分布式光伏4月30日后取消工商业分布式全额上网模式，收益模型需重新测算 [1] 风电装机情况 - 2025年5月风电新增装机26GW，为2024年12月新增装机量的94%，1 - 5月累计新增装机量达全年预期的47%，预期2025全年新增装机同比 + 23% [1] - 因建设周期长、沿海及海上项目受台风等因素影响，抢装程度较光伏低，月度新增装机同比降幅较温和，12月仍会出现峰值，预计约19 - 20GW，较去年降30% [1] 运营商情况 - 各省份新增项目竞价时间不一，考虑组件成本等因素，运营商3季度新增风/光项目推进保守 [1] - 抢装后新增发电量上半年业绩贡献少，投资者应关注电价及利用率同比下行幅度，偏好股息率>6%的中国电力（2380 HK/买入）及京能清洁能源（579 HK/买入） [1] 公司评级及潜在涨幅 |股票代码|公司名称|评级|收盘价（交易货币）|目标价（交易货币）|潜在涨幅|子行业| | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | |2380 HK|中国电力|买入|3.09|3.77|22.0%|运营商| |579 HK|京能清洁能源|买入|2.59|3.03|17.0%|运营商| |916 HK|龙源电力|买入|6.94|7.81|12.5%|运营商| |1798 HK|大唐新能源|买入|2.38|2.65|11.3%|运营商| |836 HK|华润电力|买入|19.54|23.06|18.0%|运营商| |300274 CH|阳光电源|买入|65.78|72.50|10.2%|光伏制造（逆变器）| |688390 CH|固德威|中性|42.65|43.30|1.5%|光伏制造（逆变器）| |1799 HK|新特能源|买入|4.85|6.28|29.5%|光伏制造（多晶硅）| |3800 HK|协鑫科技|买入|0.91|1.49|63.7%|光伏制造（多晶硅）| |6865 HK|福莱特玻璃|买入|8.05|11.30|40.4%|光伏制造（光伏玻璃）| |968 HK|信义光能|买入|2.40|4.28|78.3%|光伏制造（光伏玻璃）| |1108 HK|凯盛新能|中性|4.17|3.47|-16.8%|光伏制造（光伏玻璃）| |002865 CH|钧达股份|买入|37.51|50.39|34.3%|光伏制造（电池片）| |600732 CH|爱旭股份|买入|12.06|12.85|6.6%|光伏制造（电池片）| |3868 HK|信义能源|买入|1.04|1.17|12.5%|新能源发电运营商| [10]

蒙西电网新能源上网电价市场化改革 - 现货市场申报价格上限为1.5元/千瓦时，下限暂按-0.05元/千瓦时执行，后续将评估调整[12] - 2025年6月1日前投产的存量项目机制电价为蒙西煤电基准价0.2829元/千瓦时，执行期限为全生命周期合理利用小时数或20年[16][17] - 2025年6月1日起投产的增量项目暂不安排纳入机制电量，未来可能通过年度竞价形成机制电价[19] 新疆新能源上网电价市场化改革 - 新能源项目上网电量全部进入电力市场，分布式光伏可不报量不报价参与市场[24] - 存量补贴项目机制电量比例30%，电价0.25元/千瓦时；存量平价项目机制电量比例50%，电价0.262元/千瓦时[25] - 增量项目竞价区间暂定0.15-0.262元/千瓦时，执行期限10年[26][29] 市场交易机制 - 蒙西电力市场2024年新能源交易电量占比已达92%，为全面市场化奠定基础[10] - 鼓励新能源发电企业与用户签订多年期购电协议，电力交易机构可探索多年期交易[13] - 新疆要求电网企业按月开展差价结算，差额纳入系统运行费[28] 政策协同与保障 - 蒙西明确纳入机制的电量不重复获得绿证收益，不将配储作为新建项目前置条件[21] - 新疆要求做好优先发电计划与机制电量衔接，电网企业可市场化采购新能源电量补充优先购电[30] - 两地均建立动态评估机制，将根据市场运行情况优化政策[22][31]

文 | 新疆维吾尔自治区发展和改革委员会 6月25日， 新疆发展和改革委就 《自治区贯彻落实深化新能源上网电价市场化改革实施方案（试行）》 发表解读文件。 该实施方案被视作新疆136号文配套细则，根据解读 文件来看，文件明确了机制电量规模、机制电价水平、增量项目竞价、 机制电量差价结算等核心内 容。 主要任务： 推动新能源上网电价全面由市场形成 、 建立新能源可持续发展价格结算机制 、 确定机制电量规模 和 电价水平 、 明确差价结算方式 、明确 执 行期限和退出规则 等 五 项任务。 机制电价和机制电量： 增量项目竞价工作： 机制电量差价结算： 《方案》明确， 对纳入机制的电量 ，国网新疆电力有限公司 每月按机制电价 开展差价结算 ，将 同类型项目 市场交易均价与机制电价的差额 ， 纳入 系统运行费 " 新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用 " 科目 。 国网新疆电力有限公司 具体编制 差价结算细则 ，负责 组织 签订差价协议、 开 展差价电费结算 、及时公布结算情况等工作 。 解读文件指出， 此次贯彻落实 136 号文件， 突出做好 新老政策衔接 ，《方案》在 机制电量规模上，补贴项目衔接原优先电量 ...

埃及取消工业用电价格下调的法令。 ...

电力系统动态电价机制 行业背景与挑战 - 可再生能源并网导致电力系统面临高峰用电需求和日间净负荷波动的双重挑战[1] - 现行静态分时电价机制无法充分反映电网短期供需波动[1] - 2021年国家发改委推动分时电价政策后，各省尖峰电价仍采用固定时段和预设价格[1] 动态尖峰电价特点 - 无预设起始时刻，根据电网实时供需情况动态触发[2] - 通过提前通知用户启用高价时段实现用电曲线重塑[2] - 美国实践显示典型机制包括：日前预测触发（多数）、数小时前通知（少数）、冬夏两季执行（多数）或全年执行（少数）[3] - 美国采用"定时定价"（固定时段）或"定价不定时"（任意时段）模式，每年最多启用10-20次，单次持续数小时[3] 国内实践与潜力 - 江苏、安徽、广东等地2022年试点基于天气预报的"改良版"尖峰电价[4] - 当前仅大型工商业用户直接受电力现货市场影响，多数用户仍采用静态分时电价[4] - 动态机制可挖掘需求响应潜力，在电力紧张时避免启用高价发电资源或有序用电[4] 国际经验参考 - 美国动态电价触发条件包括：极端天气、电力日前市场、高净负荷、电网拥堵、系统安全警报等[3] - 监管部门限制电力公司年启用次数（10-20次）和单日启用频率（1次/天）[3]

行业评级与市场表现 - 维持电力及公用事业行业"强于大市"投资评级 基于行业发展前景、业绩增长预期及估值水平 [1] - 2024年行业营业收入和归母净利润双增长 2025年一季度营收下降但归母净利润逆势增长 [1] - 截至2025年6月15日 电力及公用事业指数上涨2.25% 跑赢沪深300指数(-1.80%)4.05个百分点 在中信30个一级行业中涨幅排名第14 [1] 子行业业绩分化 - 2024年发电企业贡献行业超82%归母净利润 [2] - 火电：发电量同比下降影响营收 但煤价中枢下跌显著提升归母净利润 [2] - 水电：2024年及2025年一季度营收与归母净利润双增长 受益来水偏丰及财务费用下降 [2] - 核电：受市场电价下行影响 业绩增速放缓 [2] - 新能源发电：平价项目占比提升导致上网电价承压 [2] 核心投资主线 水电 - 具备自然垄断性护城河 经营周期长 折旧完成后费用转化为利润 [3] - 发电成本低使电价有较大上涨空间 2024-2025年一季度来水偏丰促进发电量增长 [3] - 融资成本降低带动财务费用下降 推荐关注长江电力、华能水电、川投能源 [3] 火电 - 煤价下跌增强公用事业属性 仍为发电端主导电源 推荐国投电力(水电火电协同) [3] 核电 - 2022年起核电机组核准加速 "十五五"期间新机组陆续投产 但2025年业绩受市场电价下行压制 [3] 新能源发电 - 装机容量快速增长 但136号文推动电价全面市场化 运营能力要求提高 [3] 电价改革影响 - 市场化改革加速推进 市场电价波动带来发电企业业绩不确定性 [1] - 水电因电价最低具竞争优势 存在长期上涨空间 [1]

报告核心观点 电力及公用事业防御性强、业绩稳健增长，维持“强于大市”评级；水电电价竞争力强，建议关注大型水电运营商；煤价下跌使火电公用事业属性增强；新能源装机快速增长但电价受影响；核电机组核准加速但市场电价下行影响业绩 [3][4][104] 各部分总结 行情与业绩回顾 - 行业整体防御性强、业绩稳健增长，2024 年营收和归母净利润双增长，2025 年一季度营收降但归母净利润逆势增长；截至 2025 年 6 月 15 日，指数涨 2.25%，跑赢沪深 300 指数 4.05 个百分点，涨幅排名第 14 [12][13] - 水电业绩最稳健、分红比例最高，核电受市场电价下行影响；水电、其他发电盈利能力最强；水电、火电和燃气财务费用下降利于提升归母净利润 [17][18][19] 水电业绩稳定，关注其长期投资价值 - 水电是值得长期关注的板块，大型水电企业分红比例高，是红利资产标杆 [28][31] - 2024 年我国水电来水整体偏丰，发电量增长；水电行业发展成熟，大型水电站稀缺，竞争格局稳定，装机容量有增长空间 [32][39] - 水电电价具备长期上涨空间，盈利能力强且稳健，具备高股息特征；建议从中长期视角关注长江电力、川投能源、华能水电 [40][46][50] 电价下降影响收入，但煤价下行促进火电盈利 - 火电仍为第一大电源，但发电量占比呈下降趋势；市场电价下行使火电企业营业收入下降，煤炭价格中枢回落使火电机组维持盈利 [52][56][61] - 煤价低位运行，火电行业从“周期困境”转向“稳定收益”资产；火电企业年度分红比例大多处于 30% - 50%区间 [66] 136 号文促进新能源电价市场化转型，核电运营商受电价下行影响 - 新能源发电装机成为装机增量主体，上网电价持续下降；136 号文推动新能源上网电价全面市场化，绿证销售将增加企业利润；新能源发电企业业绩受平均电价下行影响 [70][71][81] - 2022 以来我国核电机组核准节奏加快，“十五五”期间将迎来投产高峰；2030 年核电发电量占比或从 5%提升至 10%；市场电价下行将影响核电盈利水平，但运营商盈利能力稳健 [82][88][97] 投资评级及主线 - 维持“强于大市”的投资评级，电力及公用事业整体估值处于合理偏低估区间 [104] - 建议重点关注大型水电运营商；水电关注长江电力、华能水电、川投能源；火电关注国投电力；核电运营商装机规模将提升，但市场电价下行影响业绩；新能源发电企业业绩受电价下行影响 [107][108][110]

| CTECHER | 日度黄路参考 | | | | | | | | | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | | 发布日期: 2025/06 | 业分格号:F02517 | | | | | | | | | 趋势研判 | 逻辑观点精粹及策略参考 | 行业板块 | 品种 | 股指 | 地缘冲突加剧,结合期权工具对冲不确定性。 | 看零 | | | | 资产荒和弱经济利好债期,但短期央行提示利率风险,压制上涨 | 登间。 | 宏观金融 | | | | | | | | 局势略有缓和,金价短期或重返震荡;中长期上涨逻辑仍旧坚实 | 賃金 | 震荡 | | | | | | | | T 自银 | 短期料进入震荡走势。 | 農汤 | 近期市场风险偏好有所下滑,而下游需求进入淡季,铜价走高后 | | | | | | | 价格存在回调风险。 | 近期国内电解铝库存持续下滑,挤仓风险仍存,铝价维持偏强运 | 看多 | | | | | | | | 门。 | 氧化铝现货价格相对稳定,而期货价格偏弱运行,期货贴水明 | | | | | | | | | 氧化铝 | 显 ...

新能源上网电价市场化改革核心政策 - 湖南省出台《深化新能源上网电价市场化改革实施细则》落实国家136号文要求，区分存量和增量项目实施差异化电价机制[9][10] - 存量项目（2025年6月前并网）机制电价为固定0.45元/千瓦时，光伏扶贫项目100%电量纳入机制，其他项目按80%上网电量执行[2][3] - 增量项目（2025年6月后并网）通过竞价确定机制电价，2025年风电/光伏竞价区间为0.26-0.38元/千瓦时，执行期限10年[4][52] - 建立月度动态调整机制，保供紧张月份（1/7/8/12月）执行机制电量比例的1.2倍，消纳困难月份（3-6月）执行0.8倍[6] 竞价机制设计要点 - 竞价主体包括集中式/分布式新能源项目及聚合商，需满足核准备案、接入批复等资质要求[39][40][41] - 履约保函金额=申报电量上限×同类型电源平均上网电价×10%，延期投产每日扣0.5‰违约金[45][67] - 采用"报价从低到高"出清规则，最后入选项目报价即为统一机制电价，风电与光伏分开竞价[50] - 2025年首次竞价周期为6-12月，后续每年开展一次，未按期投产项目取消3年竞价资格[37][67] 绿电交易与结算规则 - 机制电量对应绿证划转至省级专用账户由用户共有，不得重复参与绿电交易[7][24] - 差价结算公式：（机制电价-市场均价）×机制电量，结算费用纳入系统运行费分摊[114][115] - 现货市场运行后，新能源电量分为机制电量（只参与实时市场）和机制外电量（参与中长期+现货）[25] - 分布式光伏可选择直接参与、聚合参与或作为价格接受者，电网需建立注册绿色通道[11][18]