中国电建电话会议纪要关键要点 一、 公司概况与核心战略 * 公司为**中国电建**，核心业务聚焦能源电力、水利水务、城市基础设施及数字化四大板块[4] * **"十五"期间**投资将高度聚焦于**新能源与抽水蓄能**，预计占总投资约**80%**[2][4] * 公司商业模式正从传统的**"源随荷动"** 向适应新型电力系统的**"荷随源动"** 转变[2][14] 二、 新能源业务进展与规划 * 截至**2024年底**，公司新能源装机容量超过**2,200万千瓦**，常规水电装机约**700万千瓦**，合计近**3,000万千瓦**[3] * 预计到**2025年底**，总装机容量将**突破3,000万千瓦**[3] * **2025年**获取的装机指标约**1,600万千瓦**，签订协议总规模超**1亿千瓦**[2][3] * 占据全国约**80%** 的风光基地规划市场[2][5] * 在投资运营环节，已投运及在建的风光项目装机容量超**4,000万千瓦**，全国排名前十左右[3][5] * **2026年**，能源电力板块（含新能源）预计将继续保持增长，是公司重点发展方向[10] 三、 算电协同业务 * 算电协同是公司未来核心增量业务，**2026年**首次写入政府工作报告[7] * 预计到**2030年**，算力中心电能消耗占全国电力消费比重将从目前的**1.6%** 增长至**5%** 以上[3] * 公司计划投资**百亿级**算力中心，分**3-4期**推进[2][8] * 政策要求新建数据中心绿电消纳比例不得低于**80%**，构成制度性利好[3] * 业务模式：对存量新能源项目，与算力需求方对接以提高消纳；对新增项目，研究自建或虚拟电厂等模式[8] * **张北算力中心项目**是协同案例，公司为其提供抽蓄和风电，使其绿电占比达**20%-30%**[13] 四、 储能与抽水蓄能 * **抽水蓄能**被视为解决算力/电力平衡**最经济方案**，度电成本约**0.3元**[2][6] * 相比化学储能，百万千瓦级抽水蓄能是应对大型新能源基地储能需求的可行方案[6][13] * 公司利用抽蓄技术壁垒，构建 **"源网荷储数"** 闭环[2][6] * 抽蓄建设周期长达**5到7年**，难以匹配当前每年数亿千瓦的新能源装机增速[12] 五、 业务结构与竞争力 * **能源电力板块**是核心，收入、利润占比将逐年提升[4] * **城市基础设施板块**大幅萎缩，营收占比从高峰时**超过30%** 降至**不足20%**，公司角色将转变为纯工程承包商[2][4] * **数字化板块**增长良好，2024年新签订单约**400亿元**[4] * **全产业链优势**：前端资源调查（关联方负责）、规划设计（市占率约80%）、建设施工（市占率30%-50%）、投资运营[5] * **商业模式创新**：通过转让项目开发权给下游电源企业，同时锁定**EPC及运营业务**，缓解自身资本金压力并降低资产负债率[2][9] 六、 海外业务 * 海外业务贡献公司整体收入的**20%**[2] * 海外业务合同额及收入中，**能源电力业务（水电、风电、光伏）占比约60%**[2][10] * 连续多年勘察设计国际排名第一[2][10] * 重点布局区域：**中亚**（风光资源丰富）、**中东**（大型集中式光伏）、**南美**，在非洲以水电为主[2][10] * 海外电网规划业务案例：为**肯尼亚**和**巴基斯坦**进行国家级电网规划，实现与新能源业务协同[11] 七、 电网与其他业务 * 在特高压、电网及火电业务领域，公司市场份额预估在**40%以下**[11] * 具备承接特高压设计业务的能力，但市场份额不及兄弟企业[11] * 在**源网荷储一体化**方面，参与西藏藏东南水风光储等项目规划建设[12] * 在**微电网**方面，已成功实施涉密示范项目[12] 八、 挑战与风险应对 * 新能源项目落地面临挑战，如新疆**200万千瓦**光伏项目因储能和消纳问题推迟**1至2年**[12] * **"三北"地区**存在弃风弃光现象，算电协同是重要解决方案[3][13] * 公司现金流良好，与电网相关的工程承包业务回款按合同执行，受地方化债影响小[14] * 未来核心突破方向是实现**电力与算力的动态平衡**，利用算力大数据预测新能源出力规律，优化电力系统[14]

纪要涉及的公司与行业 * **公司**：国家电网公司[1][1] * **行业**：电力新能源行业、电网投资与建设行业[1][1] 核心观点与论据 * **核心事件**：国家电网发布“服务新能源高质量发展十项举措”，并提出了多项量化目标[1][1] * **核心影响**：此举为“十五五”期间电网投资预算向上调整提供了支撑，预计整体投资规划有望从4万亿上修至4.3-4.5万亿[1][1] * **投资规划调整背景**：此前（2025年底）确定的4万亿投资规划主要依据用电侧需求，未充分考虑新能源消纳压力[1][1] * **量化目标**： * “十五五”期间新能源接网消纳目标超过**2亿千瓦**[1][1] * 配网侧容量增加**9亿千伏安**以上[1][1] * 抽水蓄能目标超过**3000万千瓦**[1][1] * 推动**15回**特高压直流工程尽早投产[1][1] 其他重要内容 * 该纪要为一份券商研究机构的点评，引用了其前期关于国网年度工作会议前瞻及投资拆分的研究[2]

绿电直连项目整体进展与规模 - 全国已完成审批的绿电直连项目达84个，新能源总装机规模为3259万千瓦 [1] - 绿电直连指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源通过直连线路向单一电力用户直接供电，不接入公共电网 [1] 政策背景与发展意义 - 官方政策支持符合条件的风电、光伏发电向用户提供“点对点”供电，旨在打通新能源消纳的“最后一公里” [1] - 该模式为出口企业打造“绿色护照”，并为用电负荷可调节的企业提供发展新机遇，驱动企业从“单一降本”向构建绿色竞争力转型 [1] 多元化应用场景与典型案例 - 内蒙古乌兰察布建设了全国首个数据中心绿电直连项目，配套新能源规模为34.5万千瓦，年自发自用电量达8.5亿千瓦时 [1] - 山东省探索离网式绿电直连项目，通过风电、光伏和构网型储能实现用户100%绿电供应 [1] - 新疆探索在零碳园区和增量配电网中建设绿电直连项目 [2] - 黑龙江齐齐哈尔市规划建设离网型制氢制醇绿电直连项目，新能源规模为120万千瓦 [2] - 山西大同市绿电园区就近接入52万千瓦新能源，旨在打造新能源制造基地和出口导向型制药基地 [2]

行业政策与市场动态 - 国家能源局数据显示，全国已有84个绿电直连项目完成审批，新能源总装机规模达3259万千瓦 [1] - 绿电直连是指电源不直接接入公共电网，而是通过专用线路直接向用户供电，当前电源主要为风能、太阳能、生物质能等新能源 [1] 项目进展与规模 - 我国已有3259万千瓦绿电直连项目正在推进实施，旨在打通新能源消纳的“最后一公里” [1] - 内蒙古乌兰察布建设了全国首个数据中心绿电直连项目，其新能源年自发自用电量达8.5亿千瓦时 [1] - 黑龙江齐齐哈尔市规划建设离网型制氢制醇绿电直连项目，新能源规模为120万千瓦 [1] 应用场景与模式创新 - 各地绿电直连应用场景向多元化发展，例如新疆正在探索零碳园区和增量配电网建设绿电直连项目 [1] - 绿电直连模式为数据中心、零碳园区、离网型制氢制醇等特定用户提供了直接的新能源电力供应 [1]

报告行业投资评级 - 行业信用评级为“稳定” [1] 报告核心观点 - 我国能源行业正稳步推进绿色低碳转型，新质生产力成为能源消费增长新驱动，能源消费总量保持较高增速 [2] - 能源投资显著增加，未来五年将加快建设新型能源体系，清洁能源、储能、智能电网等是政策重点支持方向 [2] - 主要能源品种行情分化：煤炭价格或企稳回升，原油市场面临过剩压力，国际气价中枢预计下降 [6] - 长期看，可再生能源和核能占比将持续上升，但中短期内传统能源的基础地位仍将维系，科技创新将引领产业融合发展 [7][8] 行业运行状况总结 - **能源消费与结构**：2024年我国能源消费总量57.6亿吨标准煤，同比增长4.3%，煤炭消费占比下降至53.2%，清洁能源消费占比上升至28.6% [10]。2024年全社会用电量9.85万亿千瓦时，同比增长6.8%，其中第三产业和城乡居民生活用电增长显著 [10]。2025年前三季度，全社会用电量7.77万亿千瓦时，同比增长4.6% [11] - **能源供应与生产**：2024年能源生产总量49.8亿吨标准煤，同比增长4.6% [22]。原煤产量47.8亿吨，原油产量2.13亿吨，天然气产量2,463.7亿立方米，发电量9.42万亿千瓦时 [22]。2025年1-11月，规上工业原煤、原油、天然气产量及发电量均保持增长 [22] - **储能发展**：截至2024年底，我国抽水蓄能累计装机5,850万千瓦 [23]。新型储能发展迅速，截至2024年底装机7,376万千瓦，目标到2027年底达到1.8亿千瓦以上 [24]。截至2025年9月末，新型储能装机已达1.03亿千瓦，居世界第一 [24] - **能源管网与电网建设**：我国加快构建全国性能源网络，截至2025年8月，天然气一次管输能力突破4,000亿立方米，“全国一张网”日供气能力达11.1亿立方米 [25][26]。已形成“西电东送”三大通道，日输电能力达3.4亿千瓦 [27]。截至2024年底，20条直流特高压线路年输送电量7,053亿千瓦时，其中可再生能源电量占比56.8% [27]。国家电网“十五五”期间固定资产投资总额将达4万亿元 [28] - **能源投资**：2024年1-8月能源重点项目投资约1.7万亿元，同比增长16.2% [29]。2025年1-8月投资额达1.97万亿元，同比增长18.2%，预计全年完成投资3.54万亿元，同比增长11% [29] 主要能源品种分析总结 - **煤炭**： - 2025年价格呈N型走势，中枢同比下移 [3]。1-11月规上原煤产量44.02亿吨，同比增长1.40% [35]。进口量4.32亿吨，同比下降12.0% [35] - 需求端，2025年1-9月煤炭消费总量37.8亿吨，电力行业用煤占比56.08% [37]。火电用煤需求承压，1-11月火力发电量同比下降0.7% [37] - 行业经营压力大，1-11月规上煤企营业收入同比下降18.8%，利润总额同比下降47.3%，亏损面超五成 [51][54] - 展望2026年，供给宽松幅度将显著收窄，煤价或结束单边下跌，步入企稳回升通道 [6][54] - **原油**： - 2025年国内原油产量创新高，1-11月产量1.98亿吨，同比增长1.73%，海上石油贡献约八成增量 [4][65] - 1-11月原油进口量5.23亿吨，同比增长3.43% [65]。表观消费量同比增长2.61%至7.17亿吨 [66] - 下游“减油增化”趋势明显，汽油、柴油产量同比下滑，航煤微增 [66] - 国际油价宽幅震荡下行，布伦特和WTI油价全年分别累计下跌约18%和20% [4][67] - 展望2026年，原油市场仍将面临过剩压力 [6] - **天然气**： - 2025年国内天然气供应稳定增长，1-11月产量2,389亿立方米，同比增长6.3% [64][70]。进口量同比下降4.7% [64] - 受房地产、暖冬及可再生能源发电挤压等因素影响，1-11月表观消费量同比下降0.1% [64][71] - 2025年国际气价前高后低、区域分化 [64]。预计2026年国际气价中枢仍保持下降趋势 [6] 政策环境总结 - 2025年能源政策顶层设计重点聚焦电力市场机制完善、传统能源低碳转型提速、新能源消纳与调控体系构建、能源与人工智能深度融合等领域 [5][82] - 关键政策包括：《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》，推动新能源上网电价全面由市场形成 [83]；《新一代煤电升级专项行动实施方案(2025-2027年)》，推动煤电产业转型升级 [85][86]；《关于推进“人工智能+”能源高质量发展的实施意见》，加快人工智能与能源产业融合 [87]；《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》，系统性部署新能源消纳 [88] - “十五五”规划建议提出加快建设新型能源体系、建设能源强国，未来将提高新能源供给比重，发展新型储能、智能电网、分布式能源等 [29][89][90] 样本企业分析总结 - **样本构成**：分析样本共38家企业，其中煤炭企业31家，油气开采企业7家，以大型国央企为主导 [91][92] - **业务与盈利**：2024年以来，受能源价格回落影响，样本企业营业收入与盈利同比双降 [5][95]。煤炭企业因煤价下行及成本刚性，盈利下滑幅度（2025年前三季度净利润同比-24.16%）较油气开采企业（同比-11.21%）更为明显 [95][99][101] - **财务杠杆与偿债**：行业保持资本开支扩张，但杠杆水平保持修复趋势，债务期限结构优化，债券融资占比下降 [5][105]。由于融资主体向大型国央企集中，整体信用资质较优，综合融资成本持续压降 [5][105]。与煤炭行业相比，油气企业债务负担偏轻 [5][105]

报告投资评级 - **买入（首次）**：报告首次覆盖东方电气，给予“买入”评级，目标价41.9元 [1][6] 报告核心观点 - **燃气轮机自主可控，乘AI缺电东风出海**：公司燃气轮机技术实现国产突破，自主G50机型已成功出海哈萨克斯坦，单台价值量约3亿元，毛利率有望超30%，有望借全球AIDC（人工智能数据中心）建设带来的缺电机遇，加快进入欧洲、中东、美国等高端市场，实现燃机业务的量利双升 [6] - **传统电源基本盘稳固，抽水蓄能进入放量期**：公司作为国内水电、火电、核电装备龙头，市场份额领先，在手订单充沛，其中抽水蓄能重要性凸显，2030年计划装机120GW，较2025年接近翻倍，公司2023年抽蓄在手订单约91亿元，确认周期3-4年，预计2026-2027年该业务收入将加速 [6] - **风电业务有望大幅减亏**：公司风电业务快速发展，2025年海风装机量排名国内第五，随着供应链管理和成本管控加强，以及风机招标价格企稳回升，预计2026年风电业务有望大幅减亏 [6] - **业绩增长确定性强**：公司订单持续高增，能源装备业务有望持续增长，预计2025-2027年归母净利润分别为35.0/45.2/54.4亿元，同比增长20%/29%/20% [1][6] 公司概况与业务布局 - **历史悠久，行业龙头**：公司前身始建于1958年，是国内发电装备领域的龙头企业，业务覆盖火电、水电、核电、燃气轮机、新能源发电、EPC总包及贸易等，已成为全球最大的发电设备研究开发制造基地之一 [6][12] - **“六电并举，六业协同”全面布局**：业务涵盖风电、太阳能、水电、核电、气电、火电“六电”，以及高端石化装备、节能环保、工程与国际贸易、现代制造服务、电力电子与控制、新兴产业“六业”，水电、火电、气电、核电等多个领域市占率国内第一 [13][15] - **营收与利润增长稳健**：2020-2024年公司营业收入和归母净利润的复合年增长率分别为+17%和+12%，2025年前三季度归母净利润29.7亿元，同比增长13%，业绩重返增长轨道 [6][23] - **煤电、风电是主要收入来源**：2025年上半年，煤电和风电业务分别贡献营收113亿元和81亿元，占总营收的30%和21% [15] - **盈利能力分化**：各业务毛利率波动较大，总体看煤电、核电毛利率较高，风电毛利率常年较低，气电毛利率随G50等高端产品交付呈上升趋势 [15] - **成本管控能力突出**：期间费用率从2021年的13.4%持续下降至2025年前三季度的8.7% [26][28] - **完成定增增强实力**：2025年完成定增募集50亿元资金，用于整合子公司股权和提升在抽水蓄能、燃气轮机等业务的研发制造能力 [29] 传统基荷能源业务（煤电、核电） - **煤电行业：由主体能源转向主要能源，装机提速**：煤电在新型电力系统中转向调节性和保障性电源，“三个8000万”目标明确，预计2025-2026年煤电新增装机容量增速保持在20%-30% [31][49][51] - **公司煤电业务：压舱石作用显著，市占率领先**：公司是煤电设备龙头，市占率长期保持在三分之一以上，2024年煤电营收164亿元，同比增长18%，毛利率较高，预计2024-2027年收入复合年增长率达19% [6][62][69][77] - **核电行业：政策转向积极，核准加速**：随着第三代自主技术（如“华龙一号”）成熟，安全性提升，核电核准政策转向积极，2022-2025年年均核准10台以上，预计“十五五”期间年核准量保持10台左右 [53][54][57] - **公司核电业务：产品齐全，市占率第一**：公司产品覆盖国内所有技术路线，核电设备综合市占率超40%，2024年核电营收48.8亿元，同比增长68%，毛利率持续保持在20%以上 [6][78][81][82] 灵活性电源与新能源业务（水电、风电） - **电力系统灵活性需求提升**：风光发电的随机性、波动性对系统稳定性和调峰能力提出挑战，2025年我国弃风率、弃光率分别为5.7%和5.2%，西北部分地区消纳压力仍大 [83][91][92] - **抽水蓄能：最具经济性的大规模储能，进入发展快车道**：抽水蓄能是技术最成熟、经济性最优的灵活调节电源，计划到2030年装机达120GW，较2025年接近翻倍，2024年我国抽蓄累计装机达5869万千瓦 [93][99][103] - **常规水电迎来新增量**：雅下水电站于2025年7月正式开工，总投资约1.2万亿元，预计装机规模约6000万千瓦，将带来巨大水电设备需求 [104] - **公司水电业务：行业龙头，订单充沛**：公司是国内水电装备龙头，2024年市占率41.6%，具备1000MW等级大容量水电机组研制能力，2023年抽蓄在手订单约91亿元，预计2026-2027年收入加速 [6][112][114][115] - **风电行业：“十五五”装机有支撑**：预计“十五五”期间国内陆风年均新增装机110-120GW，海风年均新增装机有望提升至20GW，2025年海风装机迎来拐点，同比增长63% [106][108][109] - **公司风电业务：排名靠前，有望减亏**：公司2025年新增风电整机装机量排名国内第七，海风装机量排名第五，随着成本管控和行业价格企稳，预计2026年风电业务有望大幅减亏 [6][110][111] 燃气轮机与出海机遇 - **燃气轮机：制造业“皇冠上的明珠”**：燃气轮机是美国电网的主力电源，也是电力系统调峰的重要力量，全球AIDC建设带来的电力需求为燃机带来重要增量 [6][32] - **公司燃机业务：实现自主可控，成功出海**：公司通过与三菱合作及自主研发，已具备G15、G50两款自主可控重型燃机，2025年3台G50燃机出海哈萨克斯坦，单台价值量约3亿元，毛利率有望超30% [6] - **出海前景广阔**：公司有望以AIDC建设为契机，进一步完善产业链和全球售后运维体系，加快切入欧洲、中东、美国等高端市场，实现燃机业务的量利双升 [6] 盈利预测与估值 - **盈利预测**：预计公司2025-2027年营业总收入分别为807.56亿元、907.13亿元、999.88亿元，归母净利润分别为35.01亿元、45.24亿元、54.40亿元，对应每股收益分别为1.01元、1.31元、1.57元 [1] - **估值与目标价**：基于公司主业增长的高确定性及燃机出口带来的增量，给予2026年32倍市盈率估值，对应目标价41.9元 [6]

抽水蓄能电站项目进展与运营 - 南宁抽水蓄能电站于春节假期完成保供电“首秀”，每日启动约5次，调节电量达420万度，相当于70万居民用户一天的用电需求 [1] - 该电站历经1200多天建设，凝聚3000余名建设者努力，是广西首座抽水蓄能电站 [1] - 电站成功应用首台国产抽水蓄能电压源型静止变频器并一次性并网成功，标志着我国新型抽水蓄能变频器自主研制取得突破 [1] 广西抽水蓄能电站建设规模与规划 - 广西当前共有8座抽水蓄能电站先后开工建设，总规模达1000万千瓦，总投资超600亿元 [2] - 预计到“十六五”初实现全部投产，届时将推动广西抽水蓄能调节能力达到2000万千瓦，每年可消纳清洁能源近200亿千瓦时 [2] 广西新能源发展与电网挑战 - 广西新能源装机已突破6000万千瓦，约占电力总装机的一半 [1] - 新能源的波动性和间歇性特点对电网安全构成挑战 [1] - 抽水蓄能电站被喻为电力系统的“巨型调节器”，可在新能源富余时抽水储能，在供应不足时放水发电，助力新能源消纳 [1] 其他抽水蓄能电站项目具体进展 - 桂林灌阳抽水蓄能电站的自流排水洞（长2376米）已全面贯通，地下工程贯通总长过半，进入全面建设加速期，春节假期有300多名建设者同时推进7个工作面施工 [2] - 玉林福绵抽水蓄能电站的进厂交通洞（长1751米）历经近11个月开挖后实现贯通，电站总长3059米的地下厂房施工主要通道已全面建成 [2] - 钦州灵山抽水蓄能电站上水库有近400名工人正在加紧建设上下库连接道路，为今年水库工程快速推进打下基础 [2]

项目进展 - 国网新源河北抚宁抽水蓄能电站最后一台（4号）机组的座环蜗壳已完成吊装，标志着电站四台机组的核心过流部件已全部安装到位 [1][3] - 此次吊装的座环蜗壳重176吨，高2.5米，最大直径近12米，吊装过程要求误差不超过0.3毫米，最终实现“毫米级”精准安装 [1][2][3] - 电站已全面进入机电安装高峰期，上水库大坝填筑近80%，下水库大坝已填筑到顶，引水系统已全面贯通 [3] 项目概况与投资 - 该项目是国家能源局“十三五”规划重点项目，总投资80.59亿元，总装机容量120万千瓦 [3] - 电站计划于2027年实现首台机组投产发电，2028年四台机组全部并网发电 [3] 技术与功能 - 座环蜗壳是后续所有机组设备安装的基准和心脏，其作用是为高压水流提供稳定均匀的“高速跑道”，对机组运行稳定性及能量转换效率有重大影响 [3] - 电站建成后具有调峰、储能、系统备用和黑启动等多项功能 [4] 行业与市场影响 - 电站作为120万千瓦的“超级充电宝”，建成后将有效增强风电、光伏等新能源的消纳能力和区外来电的接纳能力，提高电力系统的安全可靠性和运行经济性 [3] - 电站每年可减少标准煤耗10.52万吨，减少二氧化碳排放24.9万吨，直接降低能源消耗和相应碳排放 [4]

核心观点 - 锡林郭勒供电公司的民族团结进步工作实践成果被纳入中央民族大学教材体系，标志着其从企业实践成功转化为国家高校教学资源[1] 电网建设与民生改善 - “十四五”期间，公司为8504户偏远农牧户、40个行政村（嘎查）办公地接通网电[2] - 2025年投资679.71万元完成47个自然村治理，有效解决“低电压”、“频繁停电”问题[2] - 为边境沿线18个边防哨所、36个执勤点、12个边境派出所接通网电[2] - 完成锡林郭勒盟224个城镇老旧小区电网改造，建成305个自营充电设施，实现13个旗县充电设施全覆盖[3] - 构建“站、点、网、员、厅”全覆盖服务体系，为2480个社区网格配备611名电力服务员[3] 新能源发展与产业转型 - “十四五”期间，锡林郭勒盟新增新能源装机容量128万千瓦[2] - 截至2025年底，内蒙古电网在锡林郭勒地区新能源装机总容量达1162.5万千瓦，占比85.23%，助力该盟率先建成千万千瓦级清洁能源基地[2] - 全力保障光伏帮扶电站并网发电，让80余个嘎查群众受益，光伏产业成为乡村振兴的“阳光产业”[3] 具体民生与经济影响案例 - 乌拉盖管理区牧民小满的“牧家乐”在通网电后，年收入从5万元增长至60万元[1] - 电力使牧民家的打草机、挤奶机实现电气化，并通过网络直播销售牛羊肉，为传统畜牧业插上“智慧翅膀”[1] - 太仆寺旗村民通过安装光伏板，既改善了村庄环境，又实现了增收[3] 社会责任与民族团结工作 - 公司组建“石榴籽”宣讲队，联动乌兰牧骑，深入边境嘎查、边防哨所、中小学等开展“送理论、送文化、送关怀”活动[5] - 打造“蒙电学堂”等志愿品牌，为牧区儿童辅导课业、教授国家通用语言文字，从娃娃抓起铸牢中华民族共同体意识[5] - 供电所员工为牧民免费更换老化电路，为独居老人定期排查用电隐患，为边防哨所提前升级设备保障冬季用电[4] - 公司坚守“人民电业为人民”宗旨，将电网建设重点向边境地区、偏远牧区、民生领域倾斜[2]

春节负电价预警事件 - 南方电网广东区域发布告知书，明确2026年春节期间（2月13日0时至2月19日24时，共7天），中、低压分布式光伏等新能源需参与系统调控，且分布式光伏发电将“暂不上网”[2] - 此举是一次提前的“预警式”调控，核心原因是春节期间用电需求大幅回落，而分布式光伏出力刚性，在新能源高渗透率背景下，若全部上网，午间时段出现负电价几乎是必然结果[2] 负电价的本质与普遍性 - 负电价是电力市场价格机制精准反映短期供需关系、进行高效调节的必然结果，并非市场失灵的信号[5] - 负价格现象并非电力行业独有，在能源化工、航运物流等行业也曾出现，例如2020年4月美国WTI原油5月期货合约价格一度跌至-37.63美元/桶[7] - 全球主要电力市场如北欧，负电价并不少见，例如2023年5月荷兰光伏大发时段电价一度跌至-400欧元/兆瓦时，单日负电价持续8小时[8] 负电价与发电企业收益 - 行业已构建“中长期合约+电能量市场+辅助服务市场+容量电价+绿证补贴”的多元收益体系，为发电企业抵御负电价风险提供了“安全垫”[10] - 中长期合约是发电企业锁定收益的核心渠道，可锁定绝大部分基础电量的销售价格与收益[11] - 对于新能源发电企业，参与机制电量的部分可通过机制电价与市场均价进行差价结算，确保合理收益不受现货市场负电价影响[11] - 绿证交易收益已成为分布式光伏场站重要收入来源，有效对冲现货价格波动；2024年到2025年，绿证交易规模增长了4.87倍，平均交易价格由1.12元/个上涨至5.15元/个[11] 负电价的未来趋势 - 负电价将从偶发走向常态，成为新型电力系统下调节供需、消纳新能源的常规工具[13] - 2025年山东、蒙西地区实时市场的负电价时长已分别突破1300小时和900小时，四川也曾出现过全天负电价的情况[13] - 新能源装机以年均2亿千瓦以上的速度高速增长，其间歇性、波动性特征与大发期与用电低谷重叠的情况愈发频繁，为负电价常态化提供了客观基础[13] 负电价对用户侧的价值 - 负电价释放的红利正加速向用户侧延伸，广东、山东等多地电力市场已落地与现货价格深度联动的零售电价套餐，让工商业用户直接分享负电价带来的价格红利，降低用电成本[15] - 负电价的本质是“外部成本内部化”，通过让发电企业为多余电力支付费用，将电网调节成本、资源浪费成本等转化为发电企业内部成本，激励其合理调节出力，并引导用电侧和储能企业主动消纳多余电能，实现资源利用最大化和社会成本最小化[15][16]