核心观点 - 2025年前三季度及第三季度，公用事业各子板块业绩分化显著，火电和光电板块盈利增长强劲，而核电和风电板块业绩承压 [1][2] - 2025年9月发电量结构变化明显，水电受益于来水改善而大幅增长，对火电形成挤压，风电则由增转降 [3] - 全社会用电量增速放缓，主要因第三产业和居民用电增速下降，与高温天气缓解有关 [4] - 投资策略建议把握绿电板块拐点性机会，关注火电、水电及核电的龙头企业 [5][6] 2025年前三季度及第三季度财务业绩 - 2025年前三季度SW火电板块实现归母净利润696.9亿元，同比增长16.8% [1][2] - 2025年前三季度SW水电板块实现归母净利润513.2亿元，同比增长3.3% [1][2] - 2025年前三季度SW核电板块实现归母净利润165.8亿元，同比下降12.4% [1][2] - 2025年前三季度SW风电板块实现归母净利润129.1亿元，同比下降16.4% [1][2] - 2025年前三季度SW光电板块实现归母净利润25.7亿元，同比增长86.0% [1][2] - 2025年第三季度SW火电板块实现归母净利润360.1亿元，同比增长34.3% [1][2] - 2025年第三季度SW水电板块实现归母净利润282.9亿元，同比下降1.6% [1][2] - 2025年第三季度SW核电板块实现归母净利润84.5亿元，同比下降16.5% [1][2] - 2025年第三季度SW风电板块实现归母净利润24.5亿元，同比下降35.6% [1][2] - 2025年第三季度SW光电板块实现归母净利润13.5亿元，同比增长169.5% [1][2] 2025年9月发电量情况 - 9月规上工业发电量8262亿千瓦时，同比增长1.5%，增速较8月放缓0.1个百分点 [3] - 9月规上火电发电量同比下降5.4%，增速较8月下降7.1个百分点 [3] - 9月规上水电发电量同比增长31.9%，增速较8月提升43.0个百分点，主要因全国主要流域来水改善及去年同期低基数 [3] - 长江上游2025年9月三峡水库入库和出库流量同比分别大幅增长93.6%和187.9% [3] - 9月规上核电发电量同比增长1.6%，增速较8月放缓5.9个百分点 [3] - 9月规上风电发电量同比下降7.6%，增速较8月下降27.8个百分点 [3] - 9月规上太阳能发电量同比增长21.1%，增速较8月加快5.2个百分点 [3] 2025年9月用电量情况 - 9月全社会用电量8886亿千瓦时，同比增长4.5%，增速较8月放缓0.5个百分点 [4] - 9月第一产业用电量129亿千瓦时，同比增长7.3%，增速较8月下降2.4个百分点 [4] - 9月第二产业用电量5705亿千瓦时，同比增长5.7%，增速较8月提升0.7个百分点 [4] - 9月第三产业用电量1765亿千瓦时，同比增长6.3%，增速较8月下降0.9个百分点 [4] - 9月居民生活用电量1287亿千瓦时，同比下降2.6%，增速较8月下降5.0个百分点，主要因今年高温天气较去年有所缓解 [4] - 2024年9月全国平均气温18.8℃，较常年同期偏高1.7℃；2025年9月全国平均气温18.2℃，较常年同期偏高1.0℃ [4] 行业投资策略 - 绿电板块在十四五收官之年能耗目标考核有望催化需求，新能源可持续发展价格结算机制建立后行业收益预期更为明朗，建议把握板块拐点性机会，关注全国龙头企业如龙源电力、三峡能源 [5] - 火电板块受煤炭产量下滑及迎峰度冬前补库需求影响，秦港5500大卡动力煤市场价反弹至799元/吨，但同比仍有48元/吨跌幅，2026年年度长协电价预计在北方省份维持相对坚挺，建议关注大唐发电、建投能源等 [5] - 水电与核电在利率下行周期中具备长期配置价值，核电还具备较高的远期成长性，建议关注长江电力、中国核电等 [6]

政策核心与实施安排 - 广东省正式印发《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实施方案》，标志着新能源可持续发展价格结算机制进入实施阶段 [1] - 首轮新能源机制电量竞价将于2025年10月下旬开展，由广东电力交易中心组织 [1][10] - 该机制是为保障新能源企业合理稳定收益而在市场外建立的一种差价结算机制，对纳入机制的电量实行“多退少补” [26][42] 项目参与资格与分类 - 增量项目定义为2025年6月1日起投产且未纳入过机制电价的新能源项目，不含此前通过竞争性配置确定业主的海上风电项目 [5][27] - 集中式光伏和陆上风电项目不参与本次竞价 [7] - 参与主体需为具有独立法人资格、独立财务核算、信用良好的经济实体，或个人用户及个体工商户 [8] 竞价交易流程 - 项目投资方需通过广东电力市场交易系统完成信息登记、账号注册、授权及承诺书签订等步骤 [9][10] - 交易申报设置两个序列：序列一（海上风电）申报价格上限0.453元/千瓦时，下限0.35元/千瓦时；序列二（光伏）申报价格上限0.4元/千瓦时，下限0.2元/千瓦时 [12] - 交易出清原则为价格低者优先，价格相同时申报时间早者优先，出清价格按入选项目最高报价确定 [15] 机制电量与电价设定 - 机制电量指纳入差价结算机制的电量，增量项目的机制电量比例通过竞价确定 [29] - 存量项目机制电价为固定值0.453元/千瓦时，增量项目机制电价通过竞价确定 [28] - 机制电价执行期限：增量项目中海上风电为14年，光伏为12年；存量项目按20年或全生命周期合理利用小时数确定 [30] 市场参与方式与结算调整 - 新能源参与电力市场主要有三种方式：报量报价参与现货市场、聚合为虚拟电厂报量报价、作为价格接受者参与现货市场 [33] - 结算电费由市场化收益与机制电量差价电费两部分构成，差价电费 = 实际上网电量 × 机制电量比例 × (机制电价 - 市场均价) [42][44] - 对报量报价参与市场的新能源交易单元，阻塞分配机制进行调整，暂按当月实际上网电量的70%计算阻塞分配电量 [38] 竞价结果与执行条件 - 初步交易结果于竞价结束后1个工作日内公示，公示期5个工作日，无异议后报政府主管部门审定发布 [17][18] - 增量项目竞价成功后，必须满足“四可”（可观、可测、可调、可控）条件且已投产，方能开始执行机制电价差价结算 [39] - 若项目实际投产时间较申报时间延迟6个月以内，可保留竞价结果；延迟6个月及以上，则竞价结果作废并取消三年内竞价资格 [22][23]

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]

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]

核心观点 - 新能源上网电价全面市场化改革标志着电力市场化进入新阶段，未来新能源电站投资收益模型将告别"可测"时代，开发运营策略成为核心竞争力 [1] - 政策建立新能源可持续发展价格结算机制，区分存量和增量项目分类施策，稳定投资预期 [8] - 市场化改革将推动新能源投资进入全过程精细化管理时代，促进储能、虚拟电厂等新兴业态发展 [14][17] - 新老划断政策可能引发年内新能源项目阶段性抢装潮，全年装机节奏或呈"N"形走势 [18] 背景分析 - 新能源上网电价演变路径：从固定电价→部分保障性收购+部分市场化竞价→完全市场化交易，2024年市场化交易电量占比已突破50% [2] - 成本驱动：2024年陆风/光伏电站投资成本分别降至3.0元/W和2.9元/W，相较火电已具备强竞争力 [4][5] - 消纳压力：2024年风光新增装机突破350GW，部分地区弃风弃光率回升，需市场化机制调节供需 [5][6] 政策解读 - 市场化机制：放宽现货市场限价（西北地区光伏现货申报价上限从脱硫煤基准价50%放松），缩短中长期交易周期 [8] - 保障机制：建立差价合约制度，2025年6月1日为存量/增量项目分界点 [8] - 存量项目：机制电量衔接原保障性收购政策，电价不超当地脱硫煤基准价 [11] - 增量项目：自行消纳电量免于竞价，电网消纳电量需参与机制电量竞价（比例上限<100%） [11][12] 行业影响 投资模式变革 - 现金流管理：需精细化测算资源禀赋、消纳条件、负荷匹配等10+项因子，中长期交易需提升发电功率预测精度 [14][15] - 降本路径：降低非技术成本（土地/接网/送出等）成为重点，设备端进一步降价空间有限 [16] - 增效手段：通过高效组件、大兆瓦风机、容配比优化等提升全生命周期发电量 [16] 新兴业态发展 - 储能政策：取消强制配储要求，转向市场化驱动，长期利好峰谷套利和辅助服务商业模式 [17] - 虚拟电厂：电力市场化改革将加速其参与灵活性资源调配的商业模式成熟 [17] 装机节奏变化 - 抢装时点：大型工商业分布式光伏或现"430抢装"，集中式项目或现"531抢装" [18] - 全年走势：装机量可能呈现"N"字形，抢装后或现短期低谷，年底风光基地项目集中并网 [18] 竞争要素 - 开发策略：风光储协同开发、优化现货交易策略、提升市场分析能力 [15][19] - 运营能力：智能控制匹配负荷、功率预测、中长期购电协议锁定价格 [19] - 成本控制：设备技术成本与非技术成本双降，系统优化投资 [19]