12月12日，广东电力交易中心有限责任公司交易组织部专责徐云打开交易系统，将广东省发展改革委、 广东省能源局联合印发的《关于公布2025年新能源项目机制电价竞价结果的通知》与竞价中标项目清单 一并发布给市场主体，大屏同步刷新——最终成交价0.36元/千瓦时弹出，不仅代表着分布式光伏以0.36 元/千瓦时的价格成功锁定未来收益，更标志着广东省新能源电价体系向市场主导迈出关键一步。"广东 首次新能源机制竞价逻辑清晰、流程顺畅，形成了合理的价格信号。"广东阳江阳西县众新景光伏科技 有限公司张雨旋表示。 新能源竞价中标 设置竞争系数 凸显广东特色 广东省263号文明确，6月1日后并网的增量新能源项目全部站上竞价起跑线，通过机制竞价锁定收益。 "广东此次竞价机制创新引入'竞争有效性系数'，电量出清规模取初始竞价规模与申报电量规模除以竞 争有效性系数两者的较小值，有力促进机制竞价的有效竞争和价格发现作用。"徐云点开系统后台解 释："竞争有效性系数设为1.2，若申报电量较小，则出清规模调整为申报电量除以1.2，反映真实的市场 需求。" 实现预期目标 从广东电力交易中心获悉，本次竞价活动吸引了全省数万个分布式光伏项目参与，最 ...

12月18日，记者从南方电网深圳供电局获悉，广东省首批新能源用户竞价交易结算账单于近日发放。账 单中的403个深圳完成市场注册的新能源增量项目中，有170个项目在全省首次竞价交易中达成交易并获 得首批账单，覆盖4000余户光伏用户。 今年国家发展改革委、国家能源局联合印发《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》（发改价格〔2025〕136号），明确"新能源项目（风电、太阳能发电）上网电量原则上全 部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的 价格"。 南方电网深圳供电局积极响应政策要求，迅速组建专项团队，完成配套系统208项功能改造，并推出"一 站式、全流程"配套服务，以线上宣讲会、线下走访答疑等方式开展政策宣贯。针对项目注册、材料提 交、竞价操作等关键环节，深圳供电局还依托"网格+供电"协同模式，由供电客户经理为用户提供"一对 一"精准指导，解答用户咨询疑问。 据该局客户服务部门负责人介绍，根据政策要求，对于2025年6月1日前投产的存量项目，机制电价参考 广东省燃煤发电基准价，按0.453元/千瓦时执行，为现有项目提供收益保障。而对于 ...

报告行业投资评级 - 领先大市-A [5] 报告核心观点 - 截至2025年12月8日，已有19省市出台新能源机制电价竞价结果，增量项目电价整体好于市场预期，但区域分化显著 [1][21] - 随着“136号文”持续推进，新能源项目收益模式将从固定电价转向市场化定价，机制电价竞价结果将发挥价格发现作用，引导投资向消纳条件好、收益率高的区域转移 [2][39] - 行业竞争焦点将从规模扩张转向全链路精细化运营，企业核心竞争力将取决于电力交易策略、发电功率预测准确性及精细化运营降本能力 [2][40] 专题研究：机制电价竞价结果分析 整体结果与区域分化 - 从已公布的19个省市数据看，新疆、青海、云南、江西四省风电和光伏机制电量最高比例在80%以下，大多数省份对于增量项目80%以上的电量可获得机制电价保障 [1][24] - 对于“531”之前的存量项目，大多数省份以“煤电基准价”作为机制电价；“531”之后的增量项目，大多数省份机制电价下降幅度较小 [1][24] - 从竞价绝对值看，东部省份竞价结果整体好于西部，多数在0.35元/度以上，而西北地区竞价处于较低水平，其中甘肃省风电和光伏机制电价均为0.1954元/度 [1][25][22] - 上海竞价结果为0.4155元/度，在已出台结果的省市中位列第一，与当地燃煤标杆电价持平 [31] 供需与电源结构影响 - 竞价项目供需比对结果影响较大，出清价格较高的区域申报项目数量不足、竞争不激烈，如上海、天津机制电量利用率仅为20%+ [2][27] - 以黑龙江为例，共562个新能源项目（总规模8.4GW）通过竞价审核，最终仅277个项目（总规模3.4GW）入围 [2][27] - 山东省风电机制电量利用率为73%，光伏为96%，从结果看，风电机制电价优于光伏 [2][27] - 西北地区资源禀赋优越，但甘肃省风光装机占比65%、发电量占40%，高渗透导致风光同台竞价激烈，出清电价为当前全国最低的0.1954元/千瓦时 [32] 分区域表现 - **华东地区**：政策过渡稳健，重视新能源推广的平衡性和过渡平稳性，上海、安徽竞价结果与当地燃煤标杆电价一致 [30][31] - **西北地区**：政策更侧重于通过市场化竞争发现价格，甘肃省对存量项目给予154亿千瓦时的机制电量保障，机制电价为0.3078元/千瓦时 [32] - **南方区域**：电力市场化程度高，竞争激烈，南方区域电力市场已转入连续结算试运行阶段 [33] - **华北区域**：冀北电网和冀南电网竞价结果均接近上限，冀南风电电价好于光伏，冀北反之 [36] 行情回顾 - 2025年11月28日-12月12日，上证指数上涨0.36%，创业板指数上涨5.38%，公用事业指数上涨0.34%，跑输上证综指0.02个百分点，环保指数上涨0.11%，跑输上证综指0.25个百分点 [3][41] - 公用事业子板块中，风力发电板块上涨1.43%，光伏发电板块上涨2.43%，火力发电板块上涨0.21%，水力发电板块上涨0.11%，燃气板块下跌1.35% [43] - 环保子板块中，环保设备板块上涨2.07%，水务及水治理板块上涨1.06%，固废治理板块上涨0.32%，大气治理板块上涨0.26%，环境综合治理板块下跌1.14% [43] - 截至2025年12月12日，公用事业（申万）PE（TTM）为19.79倍，PB（LF）为1.767倍 [53] 市场信息跟踪 电价跟踪 - 2025年12月，江苏集中竞价交易成交电价为339.58元/兆瓦时，较标杆电价下浮13.15%，环比下降4.60% [4][57] - 2025年12月，广东省月度中长期交易综合价为372.33元/兆瓦时，较标杆电价下浮4.77%，环比上升0.01% [10][57] 动力煤价格跟踪 - 截至2025年12月10日，环渤海动力煤综合平均价格（5500K）报收于703元/吨，较2025年11月26日上涨5元/吨 [13][59] - 环渤海动力煤秦皇岛(5500K)煤价报收于705元/吨，较2025年11月26日上涨5元/吨 [13][59] 天然气价格跟踪 - 截至2025年12月12日，荷兰TTF天然气期货价格报收于28欧元/万亿瓦小时，较2025年11月28日下降3.93% [13][62] - 截至同期，中国LNG到岸价报收于10美元/百万英热，较2025年11月28日下降12.80% [13][62] 行业动态 - 2025年12月12日至13日，全国发展和改革工作会议在北京召开，会议指出要制定能源强国建设规划纲要，加快新型能源体系建设，扩大绿电应用 [11][70] - 2025年12月11日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于优化集中式新能源发电企业市场报价的通知（试行）》，规范新能源发电企业集中报价行为 [11][74] - 2025年12月11日，由中核能源科技有限公司发起的高温气冷堆现代产业链联盟正式成立，旨在推动我国第四代核能技术产业化与协同创新发展 [12][78] - 青海省能源局印发《青海省2026年电力中长期交易方案》，预计2026年青海省市场化交易电量总规模为1454亿千瓦时，其中新能源上网电量675亿千瓦时 [76][77] 投资组合及建议 公用事业 - **火电**：2026年起，各地通过容量电价回收固定成本的比例将提升至不低于50%，较2024-2025年多数地区的30%大幅跃升，火电盈利有望进一步企稳，建议关注华电国际、华能国际、大唐发电、申能电力、皖能电力、国电电力 [13][83] - **水电**：来水改善，第四季度展望积极，水电发电偏弱的短期风险基本解除，建议关注长江电力、川投能源 [13][83] - **核电**：短期电价虽仍有下行压力，但长期成长性突出，建议关注中国核电、中国广核 [13][83] - **绿电**：各地机制电价竞价结果整体好于预期，长远看区域电价分化或将导致新能源投资进一步分化，建议关注具备精细化运营能力的相关企业 [13][14][83] - 运营商：龙源电力、三峡能源 [14][83] - 储能：西子洁能、林洋能源、晶科科技、天能股份、同力日升 [14][83] - 虚拟电厂：林洋能源、合康新能、国能日新 [14][83] - **天然气**：新一轮寒潮来袭，需求提振下市场价格有望改善，建议关注具备气源增长潜力、贸易优势的企业，如首华燃气、九丰能源、新奥股份 [14][83] 环保 - 中央经济工作会议提及“积极稳妥化解地方政府债务风险”和“坚持‘双碳’引领”，环保行业正迎来“财务困境反转”与“成长逻辑重塑”的机遇 [15][84] - 随着化债推进，环保企业应收账款及现金流问题有望改善，水务、垃圾焚烧等运营资产具备提高分红意愿的趋势 [15][84] - 建议关注应收账款占比高、化债对报表改善弹性大的公司，如武汉控股、创业环保 [15][84] - 建议关注业务具备增长潜力但受化债拖累的公司，如侨银股份、玉禾田、聚光科技 [15][84] - 建议关注现金流改善带来分红意愿提升的企业，如瀚蓝环境、军信股份、重庆水务 [15][84] - 在“双碳”政策引领下，建议关注具备核心技术或商业模式壁垒的细分领域龙头，如雪迪龙、美埃科技、旺能环境 [15][84]

2025年广东新能源电价市场化改革核心成果 - 广东省2025年新能源项目机制竞价结果正式公布，最终成交出清价格为0.360元/千瓦时，标志着新能源电价体系从“政策主导”向“市场主导”迈出关键一步 [1] 竞价结果与市场参与规模 - 本次竞价吸引了全省数万个分布式光伏项目参与，最终11588个项目入选，总备案容量达到524万千瓦，全部以0.360元/千瓦时的价格出清 [3] - 竞价在“上限0.40元/千瓦时、下限0.20元/千瓦时”的价格区间内开展，最终出清价有效保障了增量项目的成本回收，并反映了市场激烈的竞争态势 [3] - 截至2025年10月底，广东省风、光新能源装机容量达7800万千瓦，同比增长46%，已成为省内装机容量最大的电源类型，超越煤电 [3] - 新能源参与市场规模已突破2500万千瓦，庞大的规模和完善的市场基础为全面推进电价市场化改革提供了条件 [3] 竞价机制设计与广东特色创新 - 根据政策要求，2025年6月1日后并网的增量新能源项目需通过机制竞价锁定收益 [5] - 竞价机制创新引入“竞争有效性系数”（设为1.2），电量出清规模取初始竞价规模与申报电量规模除以该系数两者的较小值，以促进有效竞争和价格发现 [5] - 广东电网公司在接网服务、档案治理、计量支撑、结算协同和系统改造等方面多线出击，简化流程，推广线上便捷服务 [5] - 完成了40万量级低压新能源项目小数表码数据采集改造，打通电费结算全链条数据线上化交互，并在全国率先完成分布式可再生能源绿证核发全覆盖建档立卡信息推送 [5] - 竞价前一周，全省40万个新能源项目接入数据全部完成校核，确保数据衔接顺畅 [5] - 广东电力交易中心在10月内开展多轮次线上培训和宣传，其构建的交易竞价平台为竞价机制平稳落地提供了关键的平台保障与市场服务 [5] 电力现货市场改革与行业生态影响 - 自2025年11月1日起，广东电力现货市场申报和出清价格下限首次允许-50元/兆瓦时，上限抬至1800元/兆瓦时，价格上下限进一步打开 [7] - 价格波动加大能更真实反映电力供需关系和资源稀缺程度，负电价可激励机组深调、用户填谷以促进新能源高效消纳，高电价则凸显储能、虚拟电厂等灵活性调节资源的价值 [7] - 竞价机制的实施将推动新能源产业链朝着技术水平更高、成本结构更优的方向持续演进 [7] - 电力现货市场价格波动加大，使得省内燃气机组以及储能、虚拟电厂等能够快速启停、灵活调节的主体获得了更大的获利空间，有助于提升整个电力系统的调节能力 [7] 市场化改革的长期目标 - 改革旨在推动新能源从“拿补贴”到“抢电价”，再到“赚价差”的转变，通过落实全面参与电力市场的各项机制来保障项目的合理收益与可持续经营 [8] - 通过制度创新与市场驱动，将进一步引导新能源科学布局、有序建设，助力能源结构优化调整与“双碳”目标的实现 [8]

公司业务进展 - 国电南自的虚拟电厂智慧运营管控系统已与江苏省电力营销的电力负荷管理系统完成对接 [1] - 该系统已参与江苏省电力市场辅助服务交易 [1] 行业政策背景 - 国家能源局及发改委发布《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》（发改价格〔2025〕136号），推动新能源电站收益模式从固定电价向市场化交易转型 [2] - 江苏省已发布相应的承接细则《江苏省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案》 [2] 投资者关注点 - 投资者关注公司的虚拟电厂智慧运营管控系统是否接入或参与江苏省根据136号文发布的实施方案 [2]

竞价结果概览 - 上海市2025年度新能源增量项目机制电价确定为每千瓦时0.4155元（含税），该价格触及了0.42元/千瓦时的竞价上限，与存量项目机制电价及当地燃煤基准上网电价保持一致 [1] - 本次竞价入选项目总数达2039个，机制电量总规模约为5.4亿千瓦时（537,648.863兆瓦时） [2][4] - 从项目构成看，分布式光伏占绝对主导，在2039个入选项目中，仅有10个集中式光伏和2个陆上风电项目，其余均为分布式光伏项目 [3] 价格水平分析 - 上海本次0.4155元/千瓦时的出清价格，是目前已公布结果的省份中的最高值，创下全国机制电价新高 [6] - 该价格与甘肃省的机制电价（0.1954元/度）价差高达0.2201元/千瓦时，显示出巨大的区域价格分化 [6][7] - 根据对比表格，上海价格显著高于其他主要省份，例如山东（0.225元/度）、广东（0.36元/度）、安徽（0.3837元/度）等 [7] 政策与机制背景 - 本次竞价是国家新能源上网电价市场化改革（“136号文”）在地方的具体实施，上海市于2025年8月5日发布了相关落实通知 [8] - 上海市建立了“新能源可持续发展价格结算机制”，对入市交易的新能源项目实行“差价结算”，即市场交易均价低于机制电价时给予补偿，高于时则扣除，旨在为新能源企业提供相对稳定的收益预期 [8] - 根据政策，从2025年底前开始，上海所有集中式和分布式新能源项目上网电量都将进入电力市场交易 [12] 区域市场分化原因 - 上海的高电价与其独特的市场条件相关，一个重要原因是当地机制电量供给相对宽松，而符合条件的申报项目数量有限，导致竞争不激烈 [9] - 根据行业统计，上海已公布的机制电量利用率（最终入围电量占计划总规模的比例）仅为24%左右，在已出结果的省份中处于较低水平，这意味着申报项目基本能够“人人有份”，削弱了企业压价动机 [9] - 相比之下，在甘肃、黑龙江等新能源资源丰富、申报项目众多的地区竞争极为激烈，例如黑龙江有562个项目通过审核，但仅有277个最终入围 [10] 行业影响与意义 - 0.4155元/千瓦时的价格，为在上海投资运营的新能源项目（特别是主流的分布式光伏）提供了明确且具有吸引力的收益基准 [11] - 这一价格水平有利于吸引社会资本继续投资上海本地新能源项目，推动能源结构优化转型 [12] - 对于上海的工商业电力用户而言，新能源全面入市使得市场交易品种更加丰富，有更多机会购买绿色电力 [12] - 本次竞价标志着上海新能源上网电价全面市场化迈出关键一步，上海作为全国经济中心和能源消费高地，其新能源发电的高成本与市场价值通过竞价机制得以体现 [12] - 与甘肃等地的巨大价差，清晰勾勒出中国不同区域在资源、消纳和市场条件上的鸿沟，表明新能源行业正从过去的“规模竞争”转向“效益竞争” [12]

文章核心观点 - 当前储能市场从“冷冬”跃入“盛夏”，其火热是需求超预期爆发与供给短期承压导致供需失衡的结果，但本质是新能源产业发展到一定阶段的必然[1][2] - 短期看，电芯供给紧张和高价格是阶段性现象，预计明年下半年起有望缓解[3] - 长期看，储能在构建新型电力系统中具有关键战略价值，其多重价值属性决定了它将发展成为电力市场的重要新业态，长跑刚刚开始[3][4] 市场现状与直接动因 - 资本市场对储能概念追捧火热，储能板块股价节节攀升，国内储能电芯出现“一芯难求”，头部电池企业满产[1] - 当前火热场景与过去两年储能系统价格“跌跌不休”形成鲜明反差[1] - 直接动因是需求端超预期爆发与供给端短期承压导致的供需失衡[1] 需求侧驱动因素 - 国内政策为市场注入强心剂，《新型储能规模化建设专项行动方案(2025—2027年)》设定了1.8亿千瓦以上装机目标[1] - 多个省份推出或计划推出容量电价补偿机制，新能源上网电价市场化改革持续推进，储能收益模式更加清晰[1] - 大电芯技术应用提升了储能系统经济性，企业投资意愿大增[1] - 海外需求迫切，欧洲为应对电价大幅波动及保障电网稳定，加上中东、亚太等新兴市场快速崛起，形成国内外需求共振[1] 供给侧制约因素 - 供给侧响应速度暂时难以跟上需求步伐[2] - 储能电芯生产依赖的正负极材料、电解液等上游产品，从产能规划到投产运营周期较长，无法短期快速扩产[2] - 不同应用场景对电芯性能要求差异大，部分专用产能短缺加剧了电池紧缺局面[2] 产业发展的深层逻辑 - 储能市场火热是新能源产业发展到一定阶段的必然结果[2] - 风电、光伏等新能源发电受自然条件影响大，给电网稳定带来挑战，导致部分地区出现弃风弃光现象[2] - 储能如同电力系统的“充电宝”，能平滑新能源发电输出并保障电网供电稳定[2] - 对新能源企业而言，布局储能已从可选变为必选，配备储能不仅能满足并网要求、减少弃电损失，还能通过参与电力市场交易、提供辅助服务拓展盈利渠道，实现商业模式升级[2] - 储能让不稳定的绿电变成优质可靠的能源产品，并让电力商品有了提供差异化服务的可能，其带来的商业价值提升是企业争相布局的核心动力[2] 短期与长期趋势判断 - 短期看，随着上游材料企业扩产项目陆续投产，明年下半年起储能电芯供给紧张局面有望缓解，当前高价格大概率是阶段性现象[3] - 长期看，应重视储能产业的战略价值，在新型电力系统构建中，储能是保障电网安全、促进新能源消纳、提升能源利用效率的关键，没有其规模化发展，高比例新能源接入就是空谈[3] - 在电力市场化改革中，储能角色不断拓展，既是能通过峰谷价差套利的“电力搬运工”，也是能为电网提供调频、备用等辅助服务的市场参与者，创造多元价值[3] - 这种多重价值属性决定了储能不仅是新能源产业的配套环节，更将成为电力市场的重要新业态，其发展空间远非短期需求所能衡量[3] 未来发展建议与展望 - 对企业而言，不应只盯着短期产能扩张与价格红利，应聚焦技术创新，突破长寿命、高安全、低成本储能技术，同时加强产业链协同，优化产能布局，探索可持续商业模式[4] - 在政策层面，需加快完善电力市场机制，建立能充分反映储能价值的价格体系，让储能调峰、调频等服务获得合理收益[4] - 政策层面还需加强行业规范引导，避免盲目扩产与恶性竞争，营造健康有序的发展环境[4] - 储能产业蓬勃发展是推进能源转型、实现“双碳”目标的重要支撑，也是把握全球能源变革主动权、保障国家能源安全的战略支点[4] - 当前市场热度不仅是短期供需失衡的结果，更是储能产业价值被重新认识、重新定义的过程[4]

山东省新能源可持续发展差价结算实施细则核心观点 - 山东省发改委发布征求意见稿，旨在建立新能源参与电力市场后的差价结算机制，以支持其可持续发展，该机制将根据机制电价与市场结算参考价的差额，对纳入机制的电量进行费用结算，相关费用由全体电力用户分摊或分享 [2][11] - 政策将新能源项目区分为存量与增量，以2025年5月31日为界，此前投产的为存量项目，此后投产的为增量项目，两者在机制电量比例和机制电价确定方式上适用不同规则 [2][11] - 差价结算费用（差价电费）按月计算，公式为（机制电价-结算参考价）×月度机制电量，并纳入系统运行费，在用户电费账单中单独列示 [5][19][21] 机制电量规定 - **存量项目机制电量比例**：纳入国家扶贫目录的光伏扶贫项目为100%，2024年底前投产的220伏/380伏自然人户用分布式光伏项目为100%，2025年1月1日至5月31日投产的同类项目为85%，存量6兆瓦及以上工商业光伏项目及曾持有特定中长期合约的项目为0%，其他存量项目为80% [3][13][14] - **增量项目机制电量**：其机制电量比例上限根据竞价细则等规定执行，当年结算的机制电量达到公布的年度规模后，超出部分及后续月份电量不再执行机制电价，年底未达到规模则缺额部分亦不再执行且不跨年滚动 [4][14][15] - **月度机制电量计算**：全额上网项目为“月度上网电量×月度机制电量比例-跨省跨区外送电量”，余电上网项目为“月度发电量×月度机制电量比例-(月度发电量-月度上网电量)-跨省跨区外送电量”，计算结果为负则按0取值 [14] 机制电价规定 - **存量项目机制电价**：统一按照山东省燃煤基准电价执行，即每千瓦时0.3949元（含增值税） [5][18] - **增量项目机制电价**：根据《山东省新能源机制电价竞价实施细则》及年度竞价通知等规定执行 [5][18] - **价补分离原则**：机制电价不包含国家可再生能源电价附加补贴及省、市、县各级政府的补贴 [18] 差价电费结算与分摊 - **结算参考价确定**：现阶段风电、光伏分别按照山东电力现货市场同类型集中式项目的月度发电侧实时市场加权平均价格确定，该价格由当月各时段实时市场节点电价与对应时段实际上网电量加权平均计算 [5][20] - **费用分摊方式**：新能源差价电费纳入系统运行费，由全体电力用户分摊（或分享），在用户电费账单“系统运行费”科目下单独列示为“新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用”，且执行分时电价政策 [5][21] 项目执行期限 - **存量项目执行期限**：按项目全生命周期合理利用小时数剩余小时数与投产满20年两者中较早者确定，其中海上风电、陆上风电、光伏发电的全生命周期合理利用小时数分别为52000小时、36000小时、22000小时，国家光伏领跑者基地及2019、2020年竞价光伏项目在此基础增加10% [6][25] - **增量项目执行期限**：由省发改委同省能源局在每年竞价通知中发布 [27] - **增量项目投产考核**：全容量并网时间晚于机制电价执行起始时间不超过6个月时，延迟期间覆盖的机制电量自动失效，超过6个月则竞价结果作废，不再纳入机制 [27] 项目变更管理 - **机制电量调减**：项目在机制执行期限内可自愿申请减少机制电量比例，每月仅可申请一次，每次调减比例不低于10%的整数倍，可逐步调减至0，减少的机制电量不再纳入机制执行范围 [7][29][31] - **项目容量变更**：存量项目减容后，机制电量比例、电价、期限不变，按减容后容量计算全生命周期机制电量；增量项目减容后，同比例减少年度机制电量规模；项目增容部分需单独核准，满足条件可作为单独增量项目参与竞价 [32] - **上网模式变更**：项目变更上网模式后按增量项目管理，符合条件可参与竞价，但变更前项目投产之日至竞价入选前覆盖的机制电量自动失效 [33][34][35] 山东省电力零售市场价格风险防控实施细则核心观点 - 该细则旨在通过设置零售用户价格封顶选项、建立价格预警和信息公开机制，防范电力零售市场价格风险，维护终端用户权益 [38][39] - 零售市场指售电公司（含虚拟电厂）与电力用户自主开展交易的市场环节，风险防控措施包括支持用户自愿选择封顶价格等 [39] 零售套餐管理与价格封顶机制 - **零售套餐比价与公开**：山东电力交易平台需提供零售套餐比价功能，并公开零售套餐的签约用户数量及历史电量以增强透明度 [42][43] - **价格封顶选项**：现阶段所有零售套餐均设置零售用户价格封顶选项，初始值为用户勾选执行，用户可自主选择是否执行 [43] - **封顶价格构成**：零售用户封顶价格（P封顶）主要包括电能量参考价格（P参考）、封顶价格上浮数值（P上浮，暂为0.006元/千瓦时）、市场运行费用分摊均价及辅助服务费用分摊均价 [44][46][47] - **封顶电费结算**：选择执行封顶的用户，当月套餐结算费用超过封顶结算电费时按封顶电费结算，不超过时则按套餐约定方式结算 [50] 价格预警与纠纷处理机制 - **价格预警**：建立零售套餐价格预警机制，设置不同阶段的价格预警阈值，当出现零售套餐价格超阈值或用户未选择封顶选项等异常时，交易平台需对用户进行提醒并报告主管部门 [53][54][56] - **冷静期设置**：零售用户未选择价格封顶选项时，将进入48小时冷静期，冷静期内合同不可签章，用户可重新选择套餐 [55] - **纠纷申诉**：零售用户对合同签订有异议可通过交易平台发起申诉，售电公司需在规定期限内解释说明，交易中心需定期披露纠纷处理情况 [55] 信息公开机制 - **公开渠道与内容**：山东电力交易中心需通过交易平台、App、公众号等渠道常态化披露市场信息、价格信息及风险提示，价格信息包括批发市场价格、零售侧结算均价、各类型套餐签约用户数量及均价、封顶价格上浮数值等 [57][58] - **风险提示内容**：包括未执行价格封顶选项的零售用户名单（特别标注非电网直供单位）、未执行封顶用户数量占比前10%的售电公司名单，以及零售套餐实际结算均价与参考价差值前后各10%的售电公司名单 [58]

电力板块市场表现 - 电力板块今日表现强势，惠天热电开盘即封死涨停板，中闽能源、闽东电力一度涨停，恒盛能源、京能电力、深南电A等跟涨，电力ETF早盘一度逆市上涨超过0.7% [2] - 整个电力板块强于大盘，除惠天热电外，闽东电力、中闽能源、恒盛能源、京能热电、京能电力、建投能源、华能国际、内蒙华电等纷纷走强 [3] 行业数据与政策背景 - 10月规上工业发电量同比增长7.9%，火电近期市场表现优于其他电源 [3] - 京唐港动力煤价降至823元/吨，周环比下降1.0% [3] - 长江流域来水同比提升59.7%，大渡河、雅砻江来水同比分别下降11.1%和34.9% [3] - 多地发布2026年电力交易方案，中长期交易占比维持高位，煤电交易价格浮动区间保持20%不变 [3] - 国家发改委、国家能源局于2025年初联合发布《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》（发改价格〔2025〕136号），近期各省承接细则基本出台完毕 [6] 电力交易与售电政策 - 近期伴随2026年度电力交易零售侧签约工作展开，各地出台售电公司超额收益分成政策 [2][6] - 河南要求用户也需承担超额亏损，但上限仅10% [6] - 广东2026年起，对售电公司月度平均批零差价高于0.01元/千瓦时的超额部分，按1:9比例分享给用户，同时将公示批零差价最大30家及固定价格均价最高30家售电公司名单 [6] - 河南、陕西、安徽、江西、四川等地区发布了限价政策，河南提出3厘/度，广东限价1分，其1:9分成比例高于其他地区的“2:8”“5:5”比例，体现政策向用户端倾斜 [6] - 政策引导售电侧商业模式转变，利润分享机制压缩售电公司套利的风险收益比，有望引导形成合理价格，恶性竞价有望逐步退出市场 [7] 行业发展趋势与驱动因素 - 电力板块公用事业化主线延续，从136号文细则发布及火电报表端已体现的容量电价、辅助服务提供稳定盈利等视角来看，将促进估值中枢抬升 [2][7][8] - 从四季度开始，电力行业受益于分子端在低基数下冬季电力需求有望同比高增，以及明年长协电价预期改善，行业景气修复信号有望从价格端与业绩端逐步验证 [7] - 电力交易规则明确中长期交易为压舱石，新能源消纳政策持续优化 [8] - 火电盈利预期因煤价下行而改善，核电在部分省份综合电价有望提升，绿电估值处于底部且政策支持增强，区域龙头具备稳健量价表现 [8] - 煤价下行改善火电盈利空间，政策推动新能源大规模开发与高质量消纳，中长期电力交易机制稳定电价预期，区域龙头具备更强的消纳能力和成本控制能力 [8] 产业融合与技术创新 - 电力与储能的结合范式可能驱动电力估值提升 [4] - 中国燃气与亿纬锂能签订战略合作协议，截至2025年9月30日，其工商业用户侧储能业务已投运规模达617.7兆瓦时，累计签约装机容量达1.2吉瓦时，主要项目分布在江苏、浙江及广东 [4] - 合作将利用人工智能技术提升电力交易精准度，并通过虚拟电厂等模式整合分散式能源资源，拓宽电力新能源业务盈利渠道 [4] - 双方计划在工商业储能、移动储能等领域联合开发项目，并在未来三年内挖掘市场机会，推动新能源产业链高质量发展 [4]

行业政策背景 - 新能源电力正式告别补贴和平价时代，迈入市场化交易新阶段 [1] - 2009年开始财政补贴和保障性收购政策推动行业迅猛发展 [2] - 2021年新建项目补贴取消，实行平价上网 [2] - 2024年1月国家发布文件取消基准电价和保障性收购机制 [2] 改革核心内容 - 全部新能源进入电力市场执行市场形成电价 [3] - 建立新能源可持续发展价格结算机制作为收益保险 [3] - 以2024年6月1日为界区分存量项目和增量项目 [4] - 存量项目采用老人老办法，增量项目采用市场化竞价新模式 [4] - 新能源项目不承担辅助服务费用，配储不作为项目核准前提条件 [4] 市场参与主体 - 涉及投资运营新能源电站的企业以及分布式新能源主体 [3] - 浙江省分布式新能源主体超44万户 [3] - 截至9月底新能源装机占总电源装机近四成 [3] - 光伏装机超过煤电成为浙江省第一大电源 [3] 市场交易机制 - 现货市场提供实时波动价格交易 [5] - 中长期市场通过绿电交易形式参与，价格包含电力和绿证价值 [6] - 辅助服务市场提供调频、备用等收益渠道 [6] - 统调新能源直接参与市场，其他新能源采用过渡方案降低门槛 [5] 保价机制设计 - 存量项目统调新能源保价电量比例上限90%，其他新能源100% [6] - 保价水平沿用每度0.4153元煤电基准价 [6] - 增量项目通过竞价确定保价电量和电价 [6] - 非统调新能源可聚合参与竞价或选择系统自动申报 [6] 行业影响与转型 - 企业需从追求装机规模转向全生命周期精耕细作 [6] - 发展路径调整涉及资源评估、成本控制、运营维护等环节 [7] - 市场交易价格反映真实供需，引导电力系统优化资源配置 [7] - 新能源发电提供低价清洁电，有助于工商业企业获得廉价绿色电力 [7]