核心观点 - 中国新能源上网电价市场化改革（“136号文”）自2025年6月1日起实施，以“机制电价”取代保障性收购，导致新能源项目收益普遍下滑，投资回报周期拉长，迫使发电企业调整投资策略并加速向市场化转型 [1][4][14] 政策与机制概述 - 政策以2025年5月31日为界划分存量与增量项目，存量项目机制电价在0.26元/度至0.45元/度之间，增量项目必须全电量参与电力市场交易，其机制电价通过年度竞价确定 [1][4] - 机制电价竞价采用“报价从低到高”排序出清，以最后一个入选项目报价作为统一机制电价，但不得超过设定的竞价上限 [9] - 新能源发电收入分为两部分：机制电量部分按机制电价与市场均价差价结算（“多退少补”），机制外电量部分则完全按市场交易价格结算 [12] 机制电价地域与品类差异 - 增量项目机制电价地域差异显著，呈现“南北梯度”：上海风光电价均达0.4155元/度，北京为0.3598元/度，贴近当地煤电基准价；而资源丰富地区电价大幅低于煤电基准价，如山东光伏机制电价为0.2250元/度，比当地煤电价0.3949元/度低约43%，新疆2026年光伏电价低至0.1500元/度 [3][5] - 光伏与风电机制电价出现“品类分化”：上海光伏电价0.4155元/度比山东0.2250元/度高约84.67%，新疆光伏电价0.1500元/度仅为上海的三分之一左右；风电价差亦明显，新疆最低0.1950元/度，重庆、湖北、浙江等地接近0.4000元/度 [3][5] - 部分省份形成中间价区域，如云南风电、光伏电价分别为0.3320元/度、0.3300元/度，河北电价保持在0.3300元/度到0.3500元/度之间 [5] 定价逻辑与影响因素 - 高电价地区原因：负荷需求高但新能源资源禀赋不足的地区（如上海）为推动本地绿电发展而设定较高电价；部分省份为完成消纳责任权重考核或固定资产投资任务也推高电价；部分地区存在新能源企业“组团报价”行为 [6] - 低电价地区原因：新能源资源丰富、本地消纳能力有限的地区（如甘肃、新疆），高比例装机导致现货市场价格走低，进而拉低机制电价 [6] - 光伏电价普遍低于风电的原因：光伏出力具有间歇性与正午集中性，与负荷高峰错配，导致现货市场边际出清价格较低；部分区域光伏装机供给过剩，竞价激烈；光伏集中出力加剧电网波动，产生更高的系统平衡成本，在市场化结算下电价被压低 [7] 对发电企业的影响与应对 - 项目收益下滑，回本周期拉长：山东某分布式光伏项目回本周期从6.5年拉长至8年；山东某陆上风电项目回本周期从8-9年拉长至12-13年 [1][15] - 投资态度转向观望：不少发电集团对新能源项目投资持观望态度，尤其是光伏领域，等待各地细则落地并研判盈利空间后再做决策 [14] - 竞价策略以“保入围”为首要目标：为规避全额市场交易风险，发电企业在竞价中普遍采取低价策略，形成价格踩踏，如山东光伏企业秉持“少亏就是赚”心态，报出成本底线价以确保入围 [13][16] - 业务模式转型：部分企业将业务重心从全电量上网项目转向高比例自发自用的负荷资源项目，优先选择消纳能力强的区域，并与用电企业签订协议提前锁定消纳量 [21] - 提升电力交易能力：企业通过精细化管理控制成本，并着力开发靠近负荷中心的项目，以应对市场化挑战 [20] 对电力市场与用户侧的影响 - 用户侧用电成本可能下降：新能源全面入市加剧竞争，带动上网电价降低，其降幅可能超过因差价结算而增加的系统运行费，最终降低终端企业用电价格 [22] - 短期可能加剧负电价现象：海量低价新能源电量涌入市场会压低现货边际电价；同时，差价结算机制隔离了价格波动风险，使得新能源主体更倾向于在电力过剩时段报低价甚至负价以确保出清，获取稳定收益 [23] - 光伏项目难以参与中长期交易：光伏发电的随机性与不可控性导致买方面临较大偏差考核风险，使得光伏项目很难找到中长期合约买家，例如2024年全年山东省无任何光伏场站主动参与中长期合约交易 [19] 行业发展趋势 - 机制电价为过渡性政策，最终目标是全面市场化，新能源企业的市场交易能力将成为收益差异的主要因素 [18] - 部分项目类型将逐步退出机制电价保障：山东宣布自2027年起，户用非自然人分布式光伏项目将正式退出机制电价竞价范围，必须全量进入电力现货市场，预计其他省份可能跟进 [17] - 长期看，结算机制有望引导资源高效配置，增加市场理性，推动负电价现象缓解 [24]

文章核心观点 - 国家发改委与能源局联合发布的“136号文”启动了新能源上网电价市场化改革，以2025年5月31日为界，此后并网的新能源增量项目需全面参与电力市场交易，通过竞价确定“机制电价”，取代了原有的保障性收购制度 [1][3] - 新政导致新能源项目（尤其是光伏）收益预期下降，回本周期显著拉长，迫使发电企业调整投资策略，部分企业暂停新项目投资或转向EPC、自发自用等业务模式 [1][13][19] - 机制电价的竞价结果呈现出显著的地域和品类价差，资源禀赋、本地消纳能力、政策目标及市场竞争程度是主要影响因素，低价竞争成为普遍现象 [2][4][7][12] - 电价改革在短期内可能加剧电力市场（如负电价）的结构性矛盾，但长期有望通过市场机制优化资源配置，并可能降低终端用户的用电成本 [21][22] 政策内容与框架 - “136号文”核心要求：2025年5月31日后并网的新能源增量项目，所有上网电量必须进入电力市场交易，并通过竞价确定“机制电价”，该价格设有上限 [1][3] - 政策划分了存量与增量项目：存量项目机制电价在0.26元/度到0.45元/度之间；增量项目电价通过自由竞价确定 [3] - 机制电价执行“多退少补”的差价结算：当市场均价低于机制电价时，电网向发电企业补差额（“少补”）；当市场均价高于机制电价时，发电企业向电网退差额（“多退”） [12] - 该机制被定位为过渡性政策，旨在逐步推动新能源全面市场化 [17] 机制电价地域与品类差异 - **地域价差显著**：增量项目机制电价最高与最低差距超一倍，呈现“南北梯度” [2][4] - **高价区**：经济大省电价贴近煤电基准价，如上海风光电价均为0.4155元/度，北京均为0.3598元/度 [4] - **低价区**：新能源资源丰富地区电价大幅低于煤电基准价，如新疆2026年光伏电价仅0.1500元/度，山东光伏电价0.2250元/度比当地煤电价0.3949元/度低约43% [4] - **中间价区**：如云南、江西、河北等省，电价介于0.3300元/度到0.3750元/度之间 [4] - **品类分化明显**：光伏机制电价普遍低于风电，且价差更大 [2][5][7] - 光伏最低价为新疆0.1500元/度，最高为上海超过0.4000元/度 [5] - 风电最低价为甘肃0.1950元/度，最高为上海、重庆接近0.4000元/度 [5] - 山东光伏竞价（0.2250元/度）明显低于风电，此现象在辽宁、湖北等省同样存在 [7] 定价逻辑与影响因素 - **资源禀赋与消纳能力**：负荷高但资源不足的地区（如上海）为满足绿电需求，机制电价较高；资源丰富但消纳有限的地区（如甘肃），因现货市场价格低，机制电价也偏低 [7] - **政策与考核目标**：部分省份为完成非水可再生能源消纳责任权重考核或固定资产投资任务，推高了机制电价 [7] - **市场竞争与供给**：光伏装机在部分区域供给过剩，导致竞价中申报充足率过高，形成激烈价格竞争；风电装机相对受限，竞价空间较大 [8] - **技术特性与系统成本**：光伏发电具有间歇性和正午集中性，出力峰值对应负荷低谷，导致现货市场边际出清价格低，且其加剧电网净负荷波动，产生了更高的系统平衡成本，这些成本通过价格信号反馈，压低了光伏机制电价 [8] - **市场操作行为**：部分地区存在新能源企业“组团报价”行为，影响最终电价；为确保入围，发电企业普遍采用低价策略，形成价格踩踏 [7][12] 竞价规则与收益构成 - **竞价逻辑**：各地每年组织竞价，按项目报价从低到高排序入选，以最后一个入选项目报价作为所有入选项目的统一机制电价，但不得超过设定的竞价上限 [9] - **收益构成**：新能源发电企业电量收入分两部分 [12] - **机制电量收入**：按机制电价与市场均价之差进行“多退少补”的差价结算 [12] - **机制外电量收入**：按交易规则参与中长期、现货市场结算，价格完全市场化 [12] - **入围策略**：为优先确保入围机制电量以获得收益托底，发电企业倾向于报出成本底线价，形成低价竞争，市场竞价行为被认为能挤出此前电价中的“水分” [12][15] 行业影响与企业应对 - **项目收益下降与投资观望**：机制电价导致项目收益明显不如从前，回本周期拉长，例如山东某陆上风电项目回本周期从8-9年拉长至12-13年，不少发电集团对新能源项目（尤其是光伏）投资持观望态度 [13][14] - **企业策略调整**： - **暂停或转向**：部分企业暂停投资新的光伏项目，转向光伏EPC行业 [1] - **聚焦负荷与消纳**：项目开发更看重消纳能力，转向高比例自发自用的负荷资源项目，与用电企业签订协议提前锁定消纳量 [19] - **提升交易能力**：企业开始注重提高电力交易能力，并加强靠近负荷中心的项目开发 [19] - **山东案例与政策变化**： - 山东2026年竞价机制电量总规模达171.74亿度，其中光伏机制电量39.46亿度，是2025年（12.94亿度）的约3.05倍 [14] - 山东省太阳能行业协会常务副会长预判，光伏结算电价需达到0.26元/度才有可能实现微利，在0.24-0.25元/度仅能覆盖成本 [14] - 自2027年起，山东户用非自然人分布式光伏项目将正式退出机制电价竞价范围，需全量进入电力现货市场，此政策可能被其他省份效仿 [16] - **中长期交易困境**：光伏发电因随机性、不可控性，面临较大的偏差考核风险，导致很难在中长期电力市场找到买家，例如2024年全年山东省没有任何光伏场站主动参与中长期合约交易 [18] 对电力市场与终端用户的影响 - **终端用电成本可能下降**：虽然新能源差价结算会增加系统运行费，但新能源全面入市加剧竞争并带动上网电价降低，其降幅可能超过系统运行费的涨幅，最终降低终端企业用电价格 [21] - **短期可能加剧负电价**：高比例新能源全面市场化过程中，海量低价新能源电量涌入会压低现货边际电价；同时，差价结算机制隔离了现货价格波动风险，促使新能源主体在电力过剩时段采取更激进的低价甚至负价策略以确保出清，从而可能短期加剧负电价现象 [21][22] - **长期市场理性有望增强**：长期来看，结算机制能引导资源高效配置，增加市场理性，有望推动负电价现象缓解 [22]

政策核心与行业影响 - 国家发改委与能源局联合发布的“136号文”是核心政策，要求2025年5月31日后并网的新能源增量项目全面参与电力市场交易，并设立“机制电价”作为保障，取代以往的保障性收购制度 [1] - 政策以2025年5月31日为界，划分存量与增量项目，存量项目电价区间在0.26元/度至0.45元/度，增量项目电价通过自由竞价确定 [4] - 政策实施导致新能源项目收益下滑，直接影响投资积极性，有项目负责人因回本周期从6.5年拉长至8年而暂停新光伏项目投资，转向EPC业务 [1] 机制电价地域差异分析 - 全国20余个省份已公布机制电价，新能源增量项目电价呈现显著地域差异，最高与最低电价差距超过一倍 [1][4] - 经济发达、负荷高但资源禀赋不足的地区机制电价较高，如上海光伏电价达0.4155元/度，与煤电基准价齐平，比山东的0.225元/度高84% [2][6] - 新能源资源丰富、本地消纳能力有限的地区机制电价较低，如甘肃“风光同场”项目电价为0.1954元/度，较当地煤电基准价下降约37%，新疆2026年光伏电价低至0.15元/度 [5][7] - 部分省份形成中间价区域，如云南风电、光伏电价分别为0.332元/度、0.33元/度，江西分别为0.375元/度、0.33元/度 [7] 机制电价定价逻辑 - 竞价结果反映不同地区对未来新能源发展的规划和当前市场竞争程度，受资源禀赋、消纳能力和政策偏好三重影响 [8][9] - 在负荷需求高但新能源资源不足的区域，为满足绿电供应或完成考核指标，机制电价偏高 [9] - 在新能源资源丰富、本地消纳有限的区域，高比例新能源装机导致现货市场价格走低，新增项目机制电价相应偏低 [9] - 光伏与风电电价出现“品类分化”，风电因出力曲线与负荷匹配度更高、装机规模相对受限，机制电价普遍高于光伏 [10] 竞价规则与收益构成 - 增量项目机制电价由各地每年组织竞价确定，按照报价从低到高排序入选，以最后一个入选项目报价作为所有入选项目的统一机制电价，但不得超过设定的竞价上限 [12] - 新能源发电企业电量收入由两部分构成：机制电量收入和机制外电量收入 [17] - 机制电量部分实行“多退少补”的差价结算，当市场均价低于机制电价时电网公司向发电企业支付差额（少补），反之发电企业向电网公司支付差额（多退） [20] - 为确保入围机制电量，发电企业在竞价中普遍采取低价策略，形成价格竞争，进一步压低了机制电价 [20] 对企业投资与运营的影响 - 收益下行拉长项目回本周期，有山东陆上风电项目开发商测算回本周期从八九年拉长至12年至13年 [23] - 发电集团对新能源项目投资持观望态度，尤其是光伏领域，需等细则落地并综合研判盈利空间后再做决策 [22] - 企业为优先确保入围资格，普遍报出成本底线价，在山东，光伏结算电价需达到0.26元/度才有可能实现微利，但为规避全额亏损风险，企业仍倾向报低价 [23][24] - 山东宣布自2027年起，户用非自然人分布式光伏项目将退出机制电价竞价范围，必须全量进入电力现货市场，这被视为行业趋势 [24][25] - 新能源企业的市场交易能力将成为收益差异的主要因素，企业需理性参与现货市场报价并提高电力交易能力 [26][29] 终端用电成本与市场现象 - 机制电价实施后，用电企业承担的系统运行费可能上升，但新能源全面入市加剧竞争并带动上网电价降低，最终可能降低终端企业用电价格 [32][33] - 差价结算机制在短期内可能加剧负电价现象，因为政策为新能源主体提供了收益保障，隔离了现货价格波动风险，促使其在电力过剩时段采取激进的低价甚至负价策略以确保电量出清 [34] - 长期来看，结算机制有望引导资源高效配置，增加市场理性，从而推动负电价现象缓解 [35]

政策核心与影响 - 国家发改委与能源局联合发布的“136号文”是核心政策，要求2025年5月31日后并网的新能源增量项目全面参与电力市场交易，并设立“机制电价”作为保障，取代以往的保障性收购制度 [2] - 政策以2025年5月31日为界，划分存量与增量项目，存量项目电价区间在0.26元/度至0.45元/度，增量项目电价需通过各省市组织的自由竞价确定 [4] - 政策实施后，新能源发电企业的电量收入由两部分构成：按“多退少补”原则进行差价结算的机制电量收入，以及完全由市场决定的机制外电量收入 [17][20] 机制电价地域差异 - 全国20余个省份已公布机制电价，新能源增量项目的机制电价呈现显著地域差异，最高与最低电价差距超过一倍 [3][4] - 部分经济大省机制电价贴近或等于当地煤电基准价，例如上海风光电价均为0.4155元/度，北京均为0.3598元/度 [6] - 新能源资源丰富地区机制电价大幅低于煤电基准价，例如2026年新疆光伏电价低至0.15元/度，较当地煤电基准价0.250元/度低40%；山东光伏机制电价为0.225元/度，比当地煤电价0.3949元/度低43% [5][7] - 云南、江西、河北等省份形成中间价区域，电价介于高低价区之间，例如云南风电、光伏电价分别为0.332元/度、0.33元/度 [7] 电价差异形成原因 - 竞价结果反映了不同地区对未来新能源发展的规划和当前市场竞争程度，负荷需求高但资源禀赋不足的区域（如上海）为满足绿电需求，机制电价较高 [8] - 新能源资源丰富、本地消纳能力有限的区域（如甘肃），因高比例新能源装机导致现货市场价格走低，新增项目机制电价相应偏低，甘肃“风光同场”项目电价低至0.1954元/度 [8][9] - 光伏与风电的机制电价出现“品类分化”，在山东、辽宁、湖北等省份，光伏竞价结果明显低于风电，原因包括光伏出力集中导致现货市场边际价格低、装机供给过剩引发激烈价格竞争、以及其较高的系统平衡成本通过价格信号反馈至发电侧 [9][10] 竞价规则与市场行为 - 增量项目机制电价由各地每年组织竞价确定，按照“报价从低到高”排序入选，以最后一个入选项目报价作为所有入选项目的统一机制电价，但不得超过设定的竞价上限 [11] - 为确保入围机制电量，发电企业在实际竞价中普遍采用低价策略，形成价格竞争，进而使得机制电价进一步降低，市场竞价行为被认为能挤出此前电价中的“水分” [20] - 由于光伏发电的随机性导致其难以在中长期电力市场找到买家（例如2024年全年山东省无光伏场站主动参与中长期合约交易），因此项目方更倾向于争相报低价入围机制电价保障范围 [28] 行业影响与企业应对 - 机制电价实施导致项目收益下滑，回本周期拉长，例如山东某分布式光伏项目回本周期从6.5年拉长至8年，某陆上风电项目回本周期从8-9年拉长至12-13年 [2][21] - 收益下行影响了发电厂的投资积极性，不少发电集团对新能源项目投资持观望态度，尤其是光伏领域，需等各地细则落地并综合研判盈利空间后再做决策 [21] - 企业投资策略发生调整，部分企业将业务重心从全电量上网项目转向高比例自发自用的负荷资源项目，更看重项目消纳能力而非屋顶面积 [29] - 行业出现结构性调整，山东宣布自2027年起，户用非自然人分布式光伏项目将正式退出机制电价竞价范围，必须全量进入电力现货市场，这被认为是过渡性政策下的必然趋势 [23][24][25] - 新能源发电企业的市场交易能力将成为其收益差异的主要因素，公司需要通过精细化管理、控制成本、提高电力交易能力，并着力开发靠近负荷中心的项目来应对新环境 [25][28] 对终端用电成本的影响 - 机制电价实施后，用电企业承担的系统运行费会因差价结算而有所上升，但新能源全面入市加剧市场竞争，叠加技术迭代推动产业成本下降，将带动上网电价降低 [30] - 尽管系统运行费上涨，但上网电价的降幅可能超过其涨幅，最终可能降低终端企业用电价格，例如假设上网电价降0.04元/度，系统运行费涨0.01元/度，则企业总电价下降0.03元/度 [30] - 新能源电量全部入市短期内可能加剧负电价现象，因为海量低价新能源电量涌入市场会压低现货边际电价，且收益保障机制使新能源主体更倾向于在电力过剩时段采取激进的低价甚至负价策略以确保入围 [30][31]

报告行业投资评级 - 报告未明确给出整体行业投资评级，但对各细分领域及具体公司给出了明确的投资建议和评级 [4][11][44][45] 报告的核心观点 - **电力行业**：近期多地新能源机制电价竞价结果接近上限，主要因政府给予的机制电量指标较高，但地区间差异显著，未来新能源项目收益率将分化，对电站精细化运营能力提出更高要求 [4][7][9][10] - **燃气行业**：全球天然气市场呈现区域分化，美国气价因国内需求旺盛及出口强劲创2023年以来新高，而欧亚气价因供需宽松及需求疲软持续回落，国内天然气消费短期承压但四季度起增速有望提升，成本回落利好城燃行业量利回升 [4][13][16][20][28][30][32] 根据相关目录分别进行总结 1. 电力：多地机制竞价结果公示，结果均接近上限 - **竞价结果**：近期多个省份新能源机制电价竞价结果均接近或达到政府设定的上限价格 [4][7] - **冀北电网**：风电机制电量103.70亿千瓦时，电价0.347元/千瓦时；光伏机制电量36.13亿千瓦时，电价0.352元/千瓦时，竞价区间为0.2~0.372元/千瓦时 [7] - **宁夏**：统一竞价项目机制电量102.00亿千瓦时，电价0.2595元/千瓦时，达到竞价上限 [7] - **辽宁**：风电机制电量80.22亿千瓦时，电价0.33元/千瓦时（上限）；光伏机制电量1.4亿千瓦时，电价0.3元/千瓦时（接近上限） [7] - **河北南网**：风电机制电量142.02亿千瓦时，电价0.353元/千瓦时；光伏机制电量14.01亿千瓦时，电价0.3344元/千瓦时 [4][7] - **陕西**：风电机制电量62.70亿千瓦时，电价0.352元/千瓦时；光伏机制电量52.30亿千瓦时，电价0.35元/千瓦时，竞价区间为0.23~0.3545元/千瓦时 [7] - **福建**：海上光伏机制电量15.97亿千瓦时，电价0.388元/千瓦时；其他新能源机制电量6.61亿千瓦时，电价0.35元/千瓦时，均接近各自上限 [7] - **核心驱动**：近期省份竞价结果贴近上限的共性是政府给予的机制电量指标较高，例如河北南网与冀北电网共安排648.74亿度机制电量，上海机制电量指标22亿千瓦时但最终仅入围5.38亿千瓦时 [4][9][10] - **地区差异原因**：机制电价差异体现各地消纳能力、机制电量供需和当地政策导向，例如甘肃、山东因消纳能力弱导致竞价激烈、出清价格较低，山东为优化能源结构将86%的机制电量配额倾斜给风电，导致光伏机制电价（0.225元/千瓦时）显著低于风电（0.319元/千瓦时） [4][9] - **行业影响**：自136号文出台后，各省竞价结果差异较大，预计未来新能源项目在不同地区收益率将相差较大，越来越考验电站的精细化运营能力 [4][10] - **细分领域投资建议**： - **水电**：秋汛偏丰利好今冬明春水电蓄能，行业进入资本开支下降阶段，降息周期中可通过债务结构优化降低利息支出，折旧到期和财务费用改善有望提升利润空间，推荐长江电力、国投电力、川投能源和华能水电等大水电公司 [4][11] - **火电**：稳定的容量收入来源有效对冲电量电价波动风险，盈利结构从“单一电量依赖”转向“电量收入+容量收入+辅助服务收入”的多元化模式，推荐煤电一体化的国电电力、内蒙华电，产业链布局的广州发展，以及大机组占比高的大唐发电、华能国际（A+H）、华电国际 [4][11] - **核电**：燃料成本占比低且稳定，利用小时数高且稳定，2025年核准10台机组延续高增节奏，打开成长空间，建议关注中国核电、中国广核（A+H） [4][11] - **绿电**：各地新能源入市规则陆续推出，存量项目收益率稳定性增强，绿证等环境价值释放长期增加回报，建议关注新天绿色能源、福能股份、龙源电力、华润电力、三峡能源 [4][11] - **电源装备**：雅下工程开工推动需求长期释放，推荐东方电气及哈尔滨电气 [4] - **气电**：广东容量电费提升将提振广东气电盈利稳定性，建议关注广州发展、深圳能源、深圳燃气、粤电力A [4] 2. 燃气：欧亚气价持续回落 美国气价再度走强 - **价格表现**：截至12月5日，全球天然气市场区域分化明显 [4][13][16] - **美国价格上涨**：Henry Hub现货价格报5.19美元/百万英热，周环比上涨12.91%；NYMEX Henry Hub主力期货价格报5.29美元/百万英热，周环比上涨9.05%，创2023年以来新高 [4][13][16] - **欧亚价格下跌**：荷兰TTF现货价格报27.15欧元/兆瓦时，周环比下跌5.57%；英国NBP现货价格报67.80便士/色姆，周环比下跌9.96%；东北亚LNG现货价格报10.66美元/百万英热，周环比下跌2.20% [4][13] - **中国价格**：LNG全国出厂价报4250元/吨，周环比下跌1.44%；截至11月30日当周，LNG综合进口价格为3141元/吨，周环比下跌8.17%，同比下跌26.30% [4][28] - **价格变动原因**： - **美国**：近期天气寒冷导致居民及商业用暖需求激增，同时用于LNG出口的原料气需求处于历史高位，推动气价上涨，截至11月28日当周美国天然气库存量为39230亿立方英尺，较五年均值高5.1% [4][13][16] - **欧洲**：供需相对平衡，气候温和需求未显著变化，全球LNG供给强劲，库存水平较高（截至12月5日为831.67太瓦时，占库存能力的72.83%，约为五年均值的88.1%），气价延续跌势 [4][13][20] - **亚洲**：东北亚地区需求偏弱，工业需求疲软，叠加欧洲气价走弱，带动LNG价格回落 [4][13][27] - **国内消费与展望**：2025年10月全国天然气表观消费量331.9亿立方米，同比下降1.3%，主要受去年高基数及工业用气需求疲软拖累，展望四季度，11月起供暖期开启，且去年冬季基数较低，预计4Q25及1Q26城燃销气增速有望提升 [4][30] - **行业逻辑**：国际油价中枢下降，利好挂钩油价的长协资源成本回落，带动进口天然气综合成本下降，海气经济性有望持续提升，成本回落利好需求长期回归，叠加价改稳步推进，城燃行业量利回升值得期待 [4][30][32] - **投资建议**： - **城燃企业**：上游资源成本回落叠加宏观经济恢复，港股城燃企业有望量利回升，推荐昆仑能源、新奥能源、香港中华煤气、港华智慧能源、华润燃气、中国燃气 [4][32] - **天然气贸易商**：成本回落销量提升，推荐产业链一体化标的新奥股份、新天绿色能源、深圳燃气 [4][32] 3. 一周行情回顾 - **板块表现**：本期（2025/11/29~2025/12/05）公用事业板块、电力板块、环保板块相对沪深300指数均跑输 [34] 4. 公司及行业动态 - **行业动态**：12月4日，广东深圳加快推进光伏项目以虚拟电厂模式参与电力交易，推动分布式光伏接入虚拟电厂平台并参与市场交易，探索绿电与碳交易衔接 [42] - **公司公告摘要**： - **广州发展**：收购中电建（禄丰）抽水蓄能公司35%股权（对价5325.35万元）及中电建（富民）抽水蓄能公司50%股权（对价5322.84万元） [42] - **内蒙华电**：拟发行股份及支付现金购买北方公司持有的正蓝旗风电70%股权与北方多伦75.51%股权，合计交易价格53.36亿元 [42] - **豫能控股**：获配65万千瓦风电项目建设指标 [42] - **湖北能源**：1-11月累计发电量391.04亿千瓦时，同比下降2.15%，其中新能源发电量同比增长26.83% [42] - **长源电力**：1-11月累计发电量320.60亿千瓦时，同比下降11.19%，并调整汉川新能源光伏发电项目装机规模及投资额 [42] 5. 重点公司估值表 - 报告列出了公用事业（包括火电、新能源、核电、水电、天然气）以及环保与电力设备领域的重点公司估值表，包含股票代码、简称、评级、收盘价（截至2025/12/5）、2025-2027年预测每股收益（EPS）、市盈率（PE）和市净率（PB）等数据 [44][45][46]

报告行业投资评级 - 看好 [3] 报告核心观点 - 电力行业方面，多地机制电价竞价结果接近上限，反映出政府给予的机制电量指标充足，但地区间因消纳能力、供需和政策导向不同导致电价差异显著，未来新能源项目收益率将分化，对电站精细化运营能力提出更高要求 [4][8][11] - 天然气行业方面，全球气价走势分化，美国因寒冷天气和出口需求旺盛导致气价创2023年以来新高，而欧洲和东北亚地区因供需平衡、需求偏弱及气温回升等因素，气价持续回落，国内天然气消费量短期承压但四季度起在低基数及成本回落背景下，城燃行业量利回升值得期待 [4][14][17][31][33] 根据相关目录分别总结 1. 电力：多地机制竞价结果公示，结果均接近上限 - 冀北电网风电机制电量103.70亿千瓦时，机制电价0.347元/千瓦时，光伏机制电量36.13亿千瓦时，机制电价0.352元/千瓦时，均接近其竞价上限0.372元/千瓦时 [8][9] - 宁夏统一竞价项目机制电量102.00亿千瓦时，机制电价0.2595元/千瓦时，为竞价区间上限 [8][9] - 辽宁风电机制电量80.22亿千瓦时，机制电价0.33元/千瓦时（上限），光伏机制电量1.4亿千瓦时，机制电价0.30元/千瓦时（接近上限） [8][9] - 河北南网风电机制电量142.02亿千瓦时，电价0.353元/千瓦时，光伏机制电量14.01亿千瓦时，电价0.3344元/千瓦时 [8][9] - 陕西风电机制电量62.70亿千瓦时，电价0.352元/千瓦时，光伏机制电量52.30亿千瓦时，电价0.35元/千瓦时，均接近竞价上限0.3545元/千瓦时 [8][9] - 福建海上光伏机制电量15.97亿千瓦时，机制电价0.388元/千瓦时，其他新能源机制电量6.61亿千瓦时，机制电价0.35元/千瓦时，均接近各自竞价上限 [8][9] - 机制电价差异反映各地消纳能力、机制电量供需和政策导向，如山东将86%机制电量配额倾斜给风电，导致其光伏机制电价仅0.225元/千瓦时，显著低于风电的0.319元/千瓦时 [10] - 近期竞价结果贴近上限的共性是政府给予的机制电量指标较高，例如河北南网与冀北电网共安排648.74亿度机制电量，上海机制电量指标22亿千瓦时但最终仅入围5.38亿千瓦时，导致以竞价上限0.4155元/千瓦时出清 [4][10][11] 2. 燃气：欧亚气价持续回落 美国气价再度走强 - 截至12月5日，美国Henry Hub现货价格为5.19美元/百万英热，周环比上涨12.91%，创2023年以来新高，主要因寒冷天气导致用暖需求激增，且用于出口的原料气需求处于历史高位 [4][14][17] - 同期，荷兰TTF现货价格为27.15欧元/兆瓦时，周环比下跌5.57%，英国NBP现货价格为67.80便士/色姆，周环比下跌9.96%，欧洲气价下跌因供需相对平衡且短期气温回升 [4][14][21] - 东北亚LNG现货价格为10.66美元/百万英热，周环比下跌2.20%，因需求偏弱且受欧洲气价走弱带动 [4][14] - 国内LNG全国出厂价4250元/吨，周环比下跌1.44%，LNG综合进口价格3141元/吨，周环比下跌8.17%，同比下跌26.30% [4][29] - 2025年10月全国天然气表观消费量331.9亿立方米，同比下降1.3%，主要受去年高基数及工业用气需求疲软拖累 [4][31] - 展望四季度，供暖期开启及去年暖冬导致的低基数效应，有望提升4Q25及1Q26城燃销气增速，同时国际油价中枢下降带动进口天然气成本回落，利好城燃行业量利回升 [4][31][33] 3. 投资分析意见 - 水电：秋汛偏丰利好今冬明春水电蓄能，水电进入资本开支下降阶段，降息周期中可通过债务结构优化降低利息支出，折旧到期和财务费用改善将提升利润空间，推荐长江电力、国投电力、川投能源和华能水电等大水电公司 [4][12] - 火电：火电盈利结构从“单一电量依赖”转向“电量收入+容量收入+辅助服务收入”的多元化模式，稳定的容量收入有效对冲电量电价波动风险，推荐煤电一体化的国电电力、内蒙华电，产业链布局的广州发展，以及大机组占比高的大唐发电、华能国际（A+H）、华电国际 [4][12] - 核电：核电燃料成本占比低且稳定，利用小时数高且稳定，2025年核准10台机组延续高增节奏，打开成长空间，建议关注中国核电、中国广核（A+H） [4][12] - 绿电：各地新能源入市规则陆续推出，增强存量项目收益率稳定性，绿证等环境价值释放长期增加回报，建议关注新天绿色能源、福能股份、龙源电力、华润电力、三峡能源 [4][12] - 电源装备：雅下工程开工推动需求长期释放，推荐东方电气及哈尔滨电气 [4] - 气电：广东容量电费提升将提振广东气电盈利稳定性，建议关注广州发展、深圳能源、深圳燃气、粤电力A [4] - 天然气：降本及居民气价改革利好城燃公司盈利能力回升，推荐优质港股城燃企业昆仑能源、新奥能源、香港中华煤气、港华智慧能源、华润燃气、中国燃气，同时推荐产业链一体化天然气贸易商新奥股份、新天绿色能源、深圳燃气 [4][33] - 环保：关注业绩稳健的高股息标的，推荐光大环境、洪城环境、海螺创业、永兴股份、瀚蓝环境、兴蓉环境、军信股份、粤海投资、绿色动力 [4] - 其他：热电联产+高股息推荐物产环能，可控核聚变低温环节推荐中泰股份、冰轮环境，氢能制氢环节建议关注华光环能 [4] 4. 公司及行业动态 - 广东深圳加快推进光伏项目以虚拟电厂模式参与电力交易，推动分布式光伏接入虚拟电厂平台并探索绿电与碳交易衔接 [43] - 广州发展收购中电建（禄丰）抽水蓄能公司35%股权（对价5325.35万元）及中电建（富民）抽水蓄能公司50%股权（对价5322.84万元） [43] - 内蒙华电拟发行股份及支付现金购买北方公司持有的正蓝旗风电70%股权与北方多伦75.51%股权，合计交易价格53.36亿元 [43] - 湖北能源1-11月累计发电量391.04亿千瓦时，其中新能源发电量同比增长26.83% [43] - 广州发展拟实施2025前三季度分红，每股派发现金红利0.10元（含税），共计派发3.51亿元 [43]

行业投资评级 - 公用事业行业评级为“推荐”，并维持该评级 [1] 核心观点 - 10月全社会用电量增速加快，同比增长10.4%，较9月提升5.9个百分点 [6][10][22] - 10月火电发电量由降转增，同比增长7.9%，增速较9月提升6.4个百分点 [6][11][44] - 多地机制电价竞价结果发布，区域分化明显，华东、华北区域省份保障力度较强，西北、东北区域省份保障力度较弱 [6][40] - 新能源消纳政策拼图逐步补齐，预计每年消纳空间超2亿千瓦 [8][39] 行业要闻总结 - 国家能源局发布1-10月全国电力工业统计数据：截至10月底，全国发电装机容量约37.5亿千瓦，同比增长17.3% [10] - 2025年1-10月新增发电装机容量252.87GW，其中太阳能发电装机70.01GW，占比约53% [10] - 2025年10月新增发电装机12.6GW，其中风电装机8.92GW，占比约34% [10] - 国家发改委、能源局发布《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》，提出到2030年消纳目标 [14][39] 行业数据总结 - 碳交易市场：截至2025年11月28日，全国碳市场收盘价70.14元/吨，较前周上涨14.80% [19] - 电力数据：2025年1-10月，全社会用电量累计86246亿千瓦时，同比增长5.1%；其中，第三产业用电量增速达10.5% [10][22] - 分产业用电：10月，第一/第二/第三产业及城乡居民生活用电量分别为120/5688/1609/1155亿千瓦时，同比增速分别为13.2%/6.2%/17.1%/23.9% [10][22][44] - 发电设备利用小时：1-10月，全国发电设备累计平均利用小时为2619小时，水电设备平均利用小时为260小时 [26] 新能源政策与消纳 - 政策明确每年新能源消纳空间超过2亿千瓦，并设置利用率目标引导合理开发 [39] - 通过发展新业态新模式（如AI+）、完善市场规则和电价机制，助力消纳空间进一步打开 [39] - 新能源消纳依赖于电力系统整体调节能力提升，关注对水电、火电等传统电源及储能的催化作用 [39] 机制电价与区域分化 - 11月多地发布2026年机制电价竞价结果，保障性电价和市场化电价均呈现明显区域差异 [40] - 安徽：保障性收购电价约0.3844元/千瓦时，机制电量比例达63%-85% [40][43] - 上海：保障性收购电价约0.4155元/千瓦时，机制电量比例达90% [40][43] - 青海：保障性收购电价区间为0.205-0.24元/千瓦时 [40] - 黑龙江：保障性收购电价约0.228111元/千瓦时，较当地煤电基准价下降39% [41][43] - 甘肃（第二批）：保障性收购电价约0.1954元/千瓦时，较当地煤电基准价下降37% [42][43] 火电与用电量趋势 - 10月火电发电量8002亿千瓦时，同比增长7.9%，增速由负转正 [6][11][44] - 10月风电发电量同比增长28.2%，水电发电量同比增长7.3% [11][44] - 1-10月全国基建新增发电装机容量252.87GW，同比增长39.6% [44] - 10月太阳能发电装机容量同比下降38.3% [44] 环保公用行业表现 - 截至2025年11月28日，A股SW公用事业行业总市值约36,171亿元，占A股总市值比例约30.00% [45] - 2025年11月，SW公用事业指数上涨1.76%，跑赢沪深300指数0.70个百分点 [48] - 板块估值：截至11月28日，SW公用事业板块市盈率（TTM）为18.07倍 [48] 投资建议 - 报告看好火电板块业绩改善，预计2025年四季度秦皇岛Q5500煤价均价为750元/吨，环比下降12% [6][62] - 建议关注具备区域优势的新能源运营商 [40] - 报告列出了重点关注的股票池，包括多家电力及公用事业上市公司 [63]

核心观点 - 新能源全面入市导致行业原有项目盈利评估方法失效，新的方法尚未建立，行业投资理念需转向“比同行跑得快” [1] - 国家政策推动新能源发电量原则上全面进入电力市场，形成价格，并以2025年5月31日为节点实行“新老划断”和“机制电价”制度 [1] - 新能源电站收益结构变化，市场化电量与机制电量均存在波动，项目投资风险增加 [2] - 行业需通过控制发电成本、重构营销链条、强化投资预测（尤其是利用AI）来应对市场变化 [2][3] - 新能源全面入市反映了装机快速增长与电网消纳能力不足的矛盾，市场电价机制能更充分体现新能源电力的发电价值，也可能暴露部分区域或类型的产能过剩 [3] 政策与市场机制变革 - 国家发改委、能源局印发“136号文”，明确要求新能源发电量原则上全面进入市场，由电力市场形成价格 [1] - 政策实行“新老划断”：以2025年5月31日为节点，此前投产电站执行保障性收购，此后投产电站执行“机制电价” [1] - “机制电价”通过竞价形成，作为市场价格波动时对电站进行补贴或收费的标准 [1] - “机制电价”与常见电力交易有三点不同：衔接计划投资与市场交易、是新能源电站间的竞争、保障全省同类型电站平均收益而非单个电站收益 [2] - 新能源电站收益现由两部分构成：随行就市的市场化电量收益和“机制电价”制度下的机制电量收益，两者均具波动性 [2] 行业挑战与风险 - 新能源电量大规模接入给电网带来较大压力，部分地区的电网运行频率持续恶化 [3] - 新能源全面入市后，项目投资风险性随之增加 [2] - 市场电价由竞争形成，若电站在市场交易中无法盈利，可能意味着某些省份、部分类型的新能源已经出现过剩 [3] 企业应对策略与投资建议 - 行业投资理念应从传统评估转向“比同行跑得快” [1] - 新能源电站应尽量将自身发电成本控制在市场较低水平，以有效应对市场变化 [2] - 新能源企业在后续开发中应着重重构营销链条，整合规划、供应、需求等环节资源，同时强化投资预测能力 [2] - 当前新能源电站的投资预测主要依赖AI系统，AI能整合电力市场交易与天气预测数据，帮助实现竞争目标 [2] - AI在电力交易行业早有应用，随着今明两年全国电力市场陆续进入现货运行阶段，其需求将进一步增加 [3] - AI应用的壁垒不在于模型本身，而在于能否将技术与企业的生产过程紧密结合 [3] - 对于试图通过售电业务保障收益率的电站，售电公司应注重与客户合作，通过协助调整生产排期、优化负荷曲线创造价值，而非依靠信息不对称盈利 [3] 行业参与者与现状 - 协合运维为国内新能源电站运维企业，拥有超过18年运维经验，目前运维容量已超过40GW [1] - 业内普遍认为AI具备整合电力市场交易与天气预测数据的能力 [2] - 电力交易量十分庞大，但具备资质的电力交易员较少 [3]

公司财务表现 - 2025年第三季度营业收入161.54亿元，同比下降34.11% [1] - 2025年第三季度扣非净利润-13.67亿元，同比下降628.15% [1] - 前三季度营业收入479.86亿元，同比下降33.14% [1] - 前三季度扣非净利润-45.43亿元，同比下降1053.61% [1] - 2025年第三季度毛利率环比提升4.77个百分点 [13] 公司运营与市场地位 - 前三季度光伏产品总出货量67.15GW，其中组件出货量61.85GW，蝉联全球组件出货量第一 [3] - 公司有信心实现全年经营性现金流为正 [13] 公司费用分析 - 前三季度销售费用14.46亿元，同比微降1.7% [7] - 前三季度管理费用16.32亿元，同比降低30.25% [7] - 前三季度财务费用6.26亿元，同比降低4.13% [7] - 前三季度研发费用6.49亿元，同比微增1.09% [7] 行业需求与政策环境 - 8月国内新增装机7.36GW，同比下降55%，环比下降33% [9] - 需求端观望因各省市机制电价征求意见稿出台，招投标及装机进度放缓 [9] - 9月招标规模已有大幅改善 [9] - 终端需求的释放仍需时间，因规则和商业模式仍在消化和调整 [9] 产业链价格动态 - 多晶硅N型致密料成交均价4.97万元/吨，较底部涨幅56% [12] - 183/210R/210规格硅片成交均价1.35/1.70/1.40元/片，较底部涨幅40%~53% [12] - TOPCon电池片成交均价0.285-0.31元/W，较底部涨幅19%~35% [12] - 组件招标价格初现上涨趋势，华润电力集采均价0.718~0.729元/W，华电集采均价0.71~0.746元/W [13] - 原材料价格上涨推动海外组件价格上升 [13] 公司战略与产品 - 公司正择机推出3.0系列产品，旨在借助价格上涨趋势提升竞争力 [13]

公司财务表现 - 2025年第三季度营业收入161.54亿元，同比下降34.11% [1] - 2025年第三季度扣非净利润为-13.67亿元，同比下降628.15% [1] - 前三季度营业收入479.86亿元，同比下降33.14%，扣非净利润为-45.43亿元，同比下降1053.61% [1] - 2025年第三季度毛利率环比提升4.77个百分点 [10] 公司运营与市场地位 - 前三季度光伏产品总出货量67.15GW，其中组件出货量61.85GW，据称继续蝉联全球组件出货量第一 [3] - 公司管理层有信心实现全年经营性现金流为正 [10] 费用成本分析 - 前三季度销售费用14.46亿元，同比微降1.7% [5] - 前三季度管理费用16.32亿元，同比降低30.25% [5] - 前三季度财务费用6.26亿元，同比降低4.13% [5] - 前三季度研发费用6.49亿元，同比微增1.09% [5] 行业需求与政策环境 - 8月国内新增装机7.36GW，同比下降55%，环比下降33%，主要因机制电价政策导致终端用户观望 [7] - 9月招标规模已有大幅改善 [7] - 机制电价和竞价结果逐步明晰需要时间，大型国企项目需平衡资产收益率与电价政策，终端需求释放仍需时间 [8] 产业链价格动态 - 截至9月17日，N型多晶硅致密料成交均价4.97万元/吨，较底部涨幅56%，已可覆盖头部企业全成本 [10] - 同期，183/210R/210规格硅片成交均价1.35/1.70/1.40元/片，较底部涨幅40%~53% [10] - 同期，TOPCon电池片成交均价0.285-0.31元/W，较底部涨幅19%~35% [10] - 8月组件招标价格显现上涨趋势，华润电力3GW集采均价0.718~0.729元/W，华电20GW集采均价0.71~0.746元/W [10] - 受原材料价格上涨推动，海外组件价格也有所上升 [10] 公司战略与产品 - 公司正择机推出3.0系列产品，旨在借助价格上涨趋势提供更优的产品技术解决方案，提升竞争力并支持未来需求增长 [10]