核心观点 - 山东、广东、蒙东 136 号文细则陆续出台，存量项目盈利保障程度更高、收益预期相对明确，增量项目未来盈利能力或存在分化，看好具备区域和成本优势的企业 [3] - 全国层面绿电直连政策落地，从用户侧看有助于满足绿电消费、溯源需求并降低用电成本，从发电侧看有助于拓宽绿电消纳方式并稳定收益预期 [4] 136 号文细则情况 存量项目 - 机制电量方面，山东参考省外新能源非市场化率适度优化、广东申报比例上限不高于 90%，保障力度强于蒙东（带补贴的集中式风、光分别为 35%、43%） [3] - 机制电价方面，山东、蒙东明确为燃煤基准价，广东暂未明确 [3] - 执行期限方面，山东、蒙东明确为全生命周期合理利用小时数剩余小时数（或项目投产满 20 年） [3] 增量项目 - 机制电量方面，山东、广东明确机制电量申报上限分别为 80%、90%，蒙东暂不安排，预计新能源消纳能力更强的省份将设置更高比例 [3] - 机制电价方面，山东首次竞价不高于上年度结算均价，竞价下限参考先进电站造价水平折算度电成本确定，成本领先企业有优势 [3] - 执行期限方面，山东参照同类项目回收初始投资的平均期限确定，广东明确海风项目为 14 年、其他新能源项目为 12 年 [3] 绿电直连政策情况 用户侧 - 有助于满足终端用户尤其是出口型企业的绿电消费、溯源需求，可助力企业降低用电成本，是绿电直连模式在全国范围的推广 [4] - 考虑输配电费占比高且绿电直连遵循“就近就地消纳”原则，预计用户直连部分输配电成本相较网电输配电价将节约 [4] 发电侧 - 有助于拓宽绿电尤其是新能源的消纳方式，可改变过去依赖大电网的单一消纳模式 [4] - 政策明确签订多年期购电协议，有助于稳定相关新能源项目的电价预期 [4] 4 月用电及发电情况 用电量 - 4 月全社会用电量 7721 亿千瓦时，同比增长 4.7%，增速较 3 月放缓 0.1pct [5] - 一产/二产/三产/居民生活用电量分别为 110/5285/1390/936 亿千瓦时，同比分别增长 13.8%/3.0%/9.0%/7.0% [6] - 新业态用电保持高速增长，4 月信息传输/软件和信息技术服务业、互联网和相关服务、充换电服务业用电量同比分别增长 15.1%、27.8%、44.3%，增速较一季度分别提高 1.4pct、2.1pct、2.0pct [6] 发电量 - 4 月规上工业发电量 7111 亿千瓦时，同比增长 0.9%，增速比 3 月份放缓 0.9pct [6] - 4 月规上工业火电降幅持平，水电由增转降，核电增速放缓，风光增速加快，水电发电量下降与流域来水分化有关 [6] - 4 月规上火电/水电/核电/风电/太阳能发电量同比分别 -2.3%/ -6.5%/ +12.4%/ +12.7%/ +16.7%，增速较 3 月变化分别为 0.0pct/ -16.0pct/ -10.6pct/ +4.5pct/ +7.8pct [6] 投资建议 火电 - 煤炭价格仍低位运行，截至 2025/6/3，秦皇岛港 5500 大卡动力煤平仓价跌至 610 元/吨，年初至今均价为 688 元/吨，同比下降 189 元/吨或 22%，有望对冲 25 年长协电价下降影响，建议关注电价下调幅度小、市场煤占比高的企业 [1][6] 水核 - 目前利率仍处低位，水核配置价值突出 [1][6] 新能源发电 - 电价改革、促绿电消费等政策持续推出护航行业健康可持续发展，建议把握拐点性机会 [1][6]

报告行业投资评级 - 行业评级为增持 [1] 报告的核心观点 - 火电方面，北方新能源比例高，火电分时稀缺性好价格易涨难跌，南方现货电价近期上涨，未来甘肃现货电价和年度长协或上涨 [3] - 水电方面，除西藏段外大水电基本开发完毕，存量大水电资产稀缺性将凸显，水电价格有望温和上行 [3][41] - 绿电方面，新能源新政注重稳定电价和控制装机增速，装机增速或放缓，市场化推进使新能源电价承压，度电净利下滑 [3][64] - 核电方面，2019 年以来审批常态化，预计 2030 年全国核电装机容量达 1.1 亿千瓦，较 2024 年 CAGR+11% [3][78] 各行业总结 火电 - 火电分时稀缺性好价格易涨难跌，南方现货电价上涨，未来甘肃现货电价和年度长协或上涨 [3] - 2022 年迎峰度夏期间，山西晚高峰现货均价是全年均价 2 倍，部分时段高达 1.5 元/度 [24] - 25Q1 全国火电电量 15327 亿千瓦时，同比 -4.7%，华能国际、华电国际等企业电量同比有不同程度下降 [31] 水电 - 复盘 2018 年以来，大盘震荡及下行时水电板块获显著相对收益，上行时也有显著正收益 [37] - 除西藏段外大水电基本开发完毕，存量大水电资产稀缺性将凸显 [41] - 长江电力四库联调年均增发电量约 100 亿度，六库联调预计增发电量 60 - 70 亿度，上游龙头电站建成将使下游电站受益 [43] - 我国水电市场电占比小，“十三五”电价平稳，“十四五”小幅上行，后续价格有望温和上行 [3][46] - 报告列出主要水电公司 2024 年利润表、度电收入利润、折旧费用、财务费用等情况 [51][52][53] - 水电公司通过借新还旧改善负债结构，综合融资成本下行，资产负债率和财务费用率稳步下行 [54][55] - 主要水电公司分红稳步提升 [59] 绿电 - 截至 2024 年，全国风电、光伏装机容量分别达 5.2、8.9 亿千瓦，新能源装机容量占比达 42%，较 2020 年提升 18pct；发电量分别达 9968、8383 亿度，新能源电量占比达 19%，较 2020 年提升 9pct [63] - 预计 2030 年全国风电、光伏装机将达 10、20 亿千瓦左右，2030 年新能源装机容量较 2024 年 CAGR+13.4% [63] - 市场化推进使新能源电价承压，25Q1 新能源日前现货均价较 23Q1、24Q1 分别下降 200、70 元/MWh [64][66] - 风况和电价影响下，绿电度电净利下滑，2025 年资源改善后归母净利增速中位数约 12%左右 [70][72] - 绿电企业估值不断下修，当前中枢 PE 约 13x 左右，PB 约 1.4x 左右 [72] - 新能源新政注重稳定电价和控制装机增速，未来装机增速或放缓 [75] 核电 - 2019 年以来核电审批常态化，截至 2025 年 4 月已连续 4 年每年获批台数超过 10 台 [3][78] - 预计 2030 年全国核电装机容量将达 1.1 亿千瓦，较 2024 年 CAGR+11% [3][78] 投资评级相关 - 报告对部分公司给出增持评级，包括华电国际、华能国际、甘肃能源、皖能电力、龙源电力等 [80]

分时电价机制调整背景与趋势 - 全国多个省份密集调整分时电价机制，通过价格杠杆引导错峰用电以应对夏季用电负荷攀升 [2] - 2021年国家发改委要求优化峰谷时段划分和电价浮动区间，2023年起新能源大省推行"动态分时电价" [4] - 调整方向包括：建立季节性差异化机制、拉大峰谷价差、扩大执行范围，山东、四川、江苏等省已落地创新政策 [4][5] 各省分时电价政策特点 - **山东**：首创"五段式"分时电价（尖峰/高峰/平段/低谷/深谷），深谷电价低至0.25元/kWh，尖峰电价达1.2元/kWh，峰谷价差显著 [4][5] - **四川**：分季节划分峰平谷时段，夏季峰平谷时长分别为10/8/6小时，春秋季为7/7/10小时，取消冬季尖峰电价并延长夏季尖峰时段至3小时 [5] - **江苏**：6月起调整计价基础（用户购电价格替代到户电价），峰段上浮80%、谷段下浮65%，实际峰谷价差缩小 [7][8] 政策影响与行业反应 - **用户侧**：山东通过分时电价引导午间填谷负荷达583.87万千瓦，新增新能源消纳23亿千瓦时 [6] - **储能行业**：江苏工商业储能收益受冲击，峰谷价差从0.85元/kWh降至0.65元/kWh，平谷价差下降25%，"两充两放"模式需调整为"一充一放" [8][9] - **发电企业**：四川分时电价调整预计减少西昌电力2025年净利润540万元，乐山电力电力业务收益减少850万元 [12] 行业转型与未来方向 - 储能企业探索虚拟电厂、现货市场等新模式，江苏将于6月启动电力现货市场长周期结算试运行 [10][11] - 发电企业需提升市场响应能力，适应分时电价对中长期协议的价格传导效应 [13] - 政策调整推动电力系统从固定价差套利转向市场化供需调节，要求产业链整合技术、运营与生态资源 [9][13]

分时电价机制调整概况 - 全国多个省份密集调整分时电价机制，运用价格杠杆引导错峰用电，江苏省新政策将于6月实施[1] - 山东、四川等省已在今年出台政策完善分时电价机制，江西、安徽、贵州等省则在4月或5月征求意见[1] - 建立季节性差异化分时电价机制，进一步拉大峰谷价差并扩大执行范围是各省共识[1] - 分时电价改革能够鼓励电力用户错峰用电，减轻发电企业和电网供电压力，同时帮助中小企业降低用能成本[1] 各省分时电价调整特点 - 山东构建"五段式"分时电价体系，将全天划分为"尖峰、高峰、平段、低谷、深谷"五个时段[2] - 山东4月35千伏一般工商业电价中，深谷时段执行0.25元/度，晚高峰电价1元/度，尖峰时段电价1.2元/度[2] - 四川分季节划分峰平谷时段，夏季峰平谷时长分别为10、8、6小时，春秋季峰平谷时长分别为7、7、10小时[3] - 四川调整尖峰电价执行时间，取消12月和1月尖峰电价，7月和8月尖峰时长由2小时调整为3小时[3] 分时电价调整原因 - 电气化程度提高导致电力负荷峰谷差增大，新能源占比提高导致出力波动性增加[3] - 新能源出力时段变化需要调整电价机制反映真实供需关系，如将光伏出力高的11点至14点从峰段调整为低谷或深谷时段[3] - 山东通过分时电价引导，2024年午间增加填谷负荷最高达583.87万千瓦，增加新能源消纳量23亿千瓦时[4] 江苏电价改革特点 - 江苏将工商业用户分时电价计价基础由用户到户电价调整为以购电价格为基础，并优化峰谷浮动比例[6] - 执行两部制电价的用户，峰段较平段电价上浮80%，谷段较平段电价下浮65%[6] - 新政缩小浮动对象范围，导致用户感受到的峰谷价差实际缩小[6] - 江苏新政前后峰谷价差从0.85元/kWh降到0.65元/kWh，平谷价差从0.37元/kWh降到0.28元/kWh，降幅约25%[7] 对储能行业影响 - 江苏新政导致工商业储能项目收益下降，充放电模式需从"两充两放"改为"一充一放"或"两充一次高峰放一次平段放"[7] - 江苏曾是国内工商业储能投资高地，但新政将促使资方和企业调整预期[8] - 储能企业需创新收益模式，如与虚拟电厂或售电结合，同时面临老资产模式转变挑战[9] - 江苏6月起将开始电力现货市场长周期结算试运行，为储能企业提供新机会[9] 对发电企业影响 - 四川省分时电价机制调整预计减少西昌电力2025年净利润540万元，减少乐山电力2025年电力业务收益850万元[10][11] - 调整导致全年增加低谷时长180小时，减少平段时长180小时，高峰时段由用电价格较高的春秋季调整到价格较低的夏季[11] - 分时电价对供电双方签订中长期协议具有价格指导作用，可能对发电企业收入造成多级传导影响[11]