公募排排网 . 看财经、查排名、买基金，就上公募排排网，申购费低至0.001折。 以下文章来源于公募排排网 ，作者排排产品研究中心 本文首发于公众号"公募排排网"。（点击↑↑上图查看详情） 电力板块估值中枢的上移，主要源于需求结构、制度环境与宏观安全逻辑的共同变化。 引言 在AI算力需求爆发、电力市场化改革深化以及能源安全约束强化的多重驱动下，电力行业的资产定价逻辑正发生结构性变化。过往以相 对稳定分红著称的电力资产， 正在从"高股息红利资产"逐步向"具有系统重要性的核心基础设施资产"转变，其估值框架与市场认知均出 现明显重估迹象。 一、震荡市场中的再审视，电力板块为何表现超预期 今年以来，A股市场整体呈现震荡运行与结构分化并存的格局。 宽基指数缺乏持续上行动能，成长与价值风格轮动频繁，同时中东地缘局势升级 等外部冲击加剧了市场波动。在这一环境下，高弹性资产的收益不确定性明显上升，单纯依赖风格择时获取超额收益的难度加大，资产配置逻辑 逐步从追逐收益弹性转向更加重视波动控制与回撤管理。 在此背景下，电力公用事业板块的表现明显超出市场预期。 根据中信一级行业分类统计，电力板块年内收益率位居市场前列，不仅显著优于多 ...

行业投资评级 - 报告未明确给出行业投资评级 核心观点 - 新增装机结构显著分化，火电作为电力系统“压舱石”定位强化，装机大幅增加，而光伏新增装机因高基数效应显著回落 [3] - 发电设备利用小时数同比下降，凸显新能源装机增速远超用电需求增速带来的消纳压力，制约新能源运营商盈利能力 [4] - 投资建议关注火电板块，因电力现货市场推进、燃煤成本预期可控及容量电价机制完善，火电作为灵活性调节电源的稳定盈利有保障 [5] 行业数据与现状 - 截至2026年3月底，全国累计发电装机容量39.6亿千瓦，同比增长15.5%，其中风电与光伏累计装机合计19亿千瓦，占总装机比重达48.1% [2] - 2026年1-3月，全国发电设备累计平均利用703小时，同比降低66小时，总发电量23780亿千瓦时，同比增长3.4% [2] - 1-3月，太阳能发电量同比增长11.2%，风电发电量同比下降2.9% [2] 新增装机结构分析 - 2026年一季度新增发电装机总量同比微降2.2%，但内部结构分化加剧 [3] - 光伏新增装机41.39GW，同比下降31%，其中3月单月仅新增8.91GW，同比下降56%，主要因2025年一季度抢装形成高基数所致 [3] - 风电新增装机15.77GW，同比增长8%，保持稳健增长 [3] - 火电新增装机24.0GW，较2025年同期的9.3GW大幅增加 [3] - 核电新增装机1.21GW，同比增长121%，项目投产节奏加快 [3] 投资建议与关注标的 - 建议重点关注火电板块，具体公司包括：华能国际（0902 HK）、大唐发电（0991 HK）、华电国际（1071 HK）和华润电力（0836 HK） [5]

行业投资评级 - 公用事业行业评级为“买入”（维持） [5] 报告核心观点 - 电力市场化改革深化，火电商业模式正从依赖年度长协向“中长期+现货+容量”多元市场转型，现货市场成为火电营收的重要新渠道 [4] - 广东电力现货价格因供需偏紧及成本大幅提升而周环比大涨，是市场能源成本和火电功能性溢价的综合体现 [4] - 火电发电量1-3月边际大幅改善，建议关注具备业绩弹性及估值性价比的火电运营商 [4] - 从绿电运营商一季度运营数据看，光伏利用小时数预计优于风电，持续看好提升绿电消纳的应用场景，如“算电”及绿电制氢氨醇板块 [4] - 长期产业趋势明确，建议关注切入数据中心板块的电力运营商及为数据中心供电的电力运营商 [4] 本周行情回顾 - **板块表现**：本周SW公用事业一级板块上涨1.36%，在31个SW一级板块中排名第17，跑输沪深300指数（上涨1.99%）[1][20] - **子板块表现**：细分子板块中，光伏发电涨幅最大，上涨9.43%，其次为电能综合服务（上涨2.45%）、风力发电（上涨1.84%）、火电（上涨1.35%）和水电（上涨0.03%），燃气板块下跌0.69% [1][20] - **个股表现**： - 周涨幅前五：豫能控股（+29.3%）、嘉泽新能（+18.81%）、深南电A（+18.65%）、浙江新能（+9.55%）、晋控电力（+9.01%）[26][28] - 2026年至今涨幅前五：豫能控股（+228.46%）、金山股份（+150.53%）、华电能源（+87.87%）、协鑫能科（+86.23%）、南网能源（+73.36%）[27][29] 本周数据更新 - **煤价**：国产秦皇岛港5500大卡动力煤（平仓价）周环比上涨9元/吨至772元/吨，进口动力煤价格周环比持平 [2][13] - **电价-现货市场**： - 广东现货加权平均电价周环比大幅上涨，本周（4月13-17日）平均结算电价为612.44元/兆瓦时，较上周（4月6-10日）的459.00元/兆瓦时上涨153.44元/兆瓦时，涨幅显著 [2][15] - 上涨主因：1) 机组与线路检修（4月广东在运机组检修容量同比增15%-20%）；2) 电厂限气压制燃气机组出力；3) LNG价格暴涨带动气电联动；4) 提前入夏及高温导致负荷超预期 [2][15] - 山西现货周平均出清价格周环比下降至262.48元/兆瓦时，上周为303.07元/兆瓦时 [2][15] - **电价-代理购电**：4月全国电网代理购电价格普遍下行，主因火电年度长协电价大幅下行及新能源全面入市降低了购电成本，仅重庆（同比+2.7%）和蒙西（同比+0.2%）同比上涨 [14][16][19] - **系统运行费**：4月有6个地区系统运行费超过0.1元/千瓦时，其中辽宁最高（0.144元/千瓦时），除贵州外，其他地区系统运行费普遍较去年同期大幅上涨，17个地区翻倍增长 [16] 本周重点事件与运营数据 - **宏观数据**：2026年3月，全国规上工业发电量8025亿千瓦时，同比增长1.4%，增速较1-2月回落2.7个百分点；1-3月累计发电量23782亿千瓦时，同比增长3.4% [3][10][12] - 分品种看，3月火电同比增长4.2%，水电增长10.8%，太阳能发电增长10.0%，核电下降11.8%，风电下降17.3% [3][12] - **公司财报与运营数据**： - **国电电力**：2025年营收1702.44亿元，同比-4.99%；归母净利润71.61亿元，同比-27.15% [3][11]。2026年Q1发电量1059.85亿千瓦时，同比+5.75%；上网电量1004.26亿千瓦时，同比+5.78%；平均上网电价395.48元/兆瓦时 [3][12] - **华能国际**：2026年Q1上网电量1014.89亿千瓦时，同比-4.82%；平均上网结算电价460.73元/兆瓦时，同比-5.63% [3][11] - **华润电力**：2026年3月附属电厂售电量20,809,212兆瓦时，同比+16.2%；前三个月累计售电量60,637,424兆瓦时，同比+16.3% [11] - **国投电力**：2026年Q1控股企业发电量379.07亿千瓦时，同比-2.78%；平均上网电价0.354元/千瓦时，同比-0.28% [11] - **电投水电**：2025年营收121.52亿元，同比-15.90%；归母净利润5.32亿元，同比-34.02% [3][12] - **金开新能**：2025年营收34.52亿元，同比-4.44%；归母净利润1.01亿元，同比-87.39% [3][12] - **川投能源**：2025年营收16.68亿元，同比+3.65%；归母净利润47.54亿元，同比+5.47% [3][12] - **项目投资**：晶科科技签署宁夏中卫1GW算力中心项目投资协议，计划总投资约245亿元，计划部署机柜约5万架 [3][7][12] - **装机容量**： - 国电电力截至2026年3月底控股装机容量12794.91万千瓦，其中火电8267.3万千瓦，水电1519.06万千瓦，新能源（风电+光伏）3008.55万千瓦 [12] - 国投电力一季度末控股装机容量4719.56万千瓦，其中水电2130.45万千瓦、火电1307.48万千瓦、风电414.03万千瓦、光伏798.94万千瓦 [9][10] 投资建议关注公司 - **火电运营商**：国电电力、华能国际（H）、宝新能源 [4] - **切入数据中心板块的电力运营商**：豫能控股、金开新能、南网能源 [4] - **为数据中心供电的电力运营商**：甘肃能源、福能股份、龙源电力（H） [4]

公司核心财务表现 - 2025年前三季度营收295亿元 同比增长18% 但归母净利润77亿元 同比仅微增0.2% 扣非净利润76.7亿元 同比微增1.8% [6] - 2025年全年累计发电量约1146.76亿千瓦时 同比增长约29.64% 其中风电发电量637.88亿千瓦时 光伏发电量473.4亿千瓦时 [8] - 利润增长乏力主要因补贴退坡及电力市场化改革 公司补贴电费收入占比已从2021年的48.7%降至2024年的34.3% [9] 业务结构与增长 - 业务结构为“风电为基 光伏加速” 截至2025年中期总装机容量8213.75万千瓦 光伏装机占比首次超过风电 达到55.5% [11] - 2021年至2025年中期 光伏装机增速高达24.6% 远超风电的10.99% 2025年光伏发电量同比激增53.9% 风电发电量同比增长10.6% [11] - 公司布局高度集中于西北 华北等资源富集区 2025年新增1349.55万千瓦装机中近半数位于新疆地区 [11] 行业政策与市场环境 - 政策从“哺育期”进入“竞技期” 补贴持续退坡 2025年11月起陆上风电增值税即征即退50%的税收优惠取消 [13] - 2025年初国家要求新能源电量“全量入市” 电价波动成为公司利润的最大变数 但市场化改革也带来新机会 如参与电网侧独立储能等辅助服务获得额外收益 [13] - “双碳”目标及“十五五”期间新增用电量将全部由清洁能源覆盖 为风电 光伏提供了长期增长空间 [13] 竞争优势与挑战 - 公司在陆上风光协同发展及“沙戈荒”大基地布局方面有优势 开发成本低 盈利能力较强 2025年前三季度销售毛利率45.2% 净利率26.1% 显著高于行业平均水平 [15] - 主要短板在于海上风电领域 竞争对手三峡能源在海上风电市场份额已超15% 而公司在此领域尚未形成有影响力的装机规模 [17] - 公司增长部分依赖集团资产注入 集团尚有超1000万千瓦新能源资产待注入 同时公司拥有充足的项目储备 截至2025年中期在建项目规模达2895.71万千瓦 新取得核准或备案容量1959.89万千瓦 [17] 运营风险与未来展望 - 公司面临高杠杆运营 截至2025年第三季度末资产负债率仍在70% 有息负债率达60% 同时在建工程账面金额达740亿元 持续的资本开支对现金流构成压力 [18][21] - 盈利对电价敏感 市场化电价下行可能导致利润“跳水” 此外存在消纳压力 2024年公司弃风率和弃光率分别升至4.89%和7.42% 较上年分别增加0.86和2.65个百分点 [12][21] - 未来增长关键看装机计划能否如期落地 弃风弃光率能否下降 以及能否在海上风电等新赛道打开局面 [22]

广东电力现货市场价格近期表现 - 近期广东电力现货市场价格整体处于高位 4月13日以来发电侧日前均价最高为0.678元/千瓦时 较上一周最高均价上涨8.57% 4月13日发电侧实时成交均价最高为0.823元/千瓦时 较上一周最高均价下降15.89% [1] - 4月16日发电侧日前加权平均电价为0.528元/千瓦时 环比下降2.28% 4月14日发电侧实时成交平均电价为0.775元/千瓦时 环比下降5.78% [1] - 今年4月份的表现远高于2025年水平 2025年广东电力市场现货价格的日前加权均价为0.317元/千瓦时 实时加权均价为0.314元/千瓦时 [1] 价格走高的原因分析 - 燃料成本上涨是核心因素 广东电网统调装机容量为2.608亿千瓦 燃煤 光伏和燃气装机容量占比分别为30.3% 23.5% 21.9% 燃煤与燃气合计占比超过52% 火电和气电是主要电力供给 [2] - 进口煤价格高位震荡 4月15日环渤海动力煤价格指数报693元/吨 国际煤价高位运行 内外贸煤价持续倒挂 抑制国内市场煤价下跌空间 [3] - 进口LNG价格持续上涨 4月6日至4月12日中国LNG综合进口到岸价格指数为134.59 环比上涨9.38% 同比上涨0.73% 中东局势导致霍尔木兹海峡通航能力恢复存在不确定性 [3] 历史背景与市场改革方向 - 广东电力现货市场过去曾多次出现高电价 例如2022年3月14日现货日前成交价一度高达1.2元/千瓦时 日前成交均价突破0.75元/千瓦时 高电价曾导致大多数售电公司陷入亏损 [4] - 行业正推动电力市场化改革 完善发电侧容量电价机制是重要工作方向 [4] - 广东电力交易中心2025年相关工作安排包括 研究建立发电侧可靠容量补偿机制并调整中长期市场交易价格下限 完善年度交易机制并设计零售市场分时价格套餐 推动用户侧参与现货交易及虚拟电厂入市 研究建立绿电分配机制以满足绿色消费需求 [4]

投资评级 - 维持公司“买入”评级 [6] 核心观点 - 公司燃料成本弹性显著对冲了电量电价下行的影响 火电板块业绩实现稳中有增 [1][3] - 公司公告了2025-2027年三年高比例现金分红规划 年度现金分红不低于归母净利润的60%且每股不低于0.22元 彰显市值管理决心并提升配置价值 [6] - 国家能源集团大渡河公司合并后 有望获得金沙江水电在建约5GW资产的潜在注入 为公司带来长期成长潜力 [4] - 公司在行业地位、股东背景、资产质量及发展格局方面处于业内领先地位 [6] 财务业绩总结 (2025年) - 2025年公司实现营业收入1702.44亿元 同比下降4.99% [1] - 实现归母净利润71.61亿元 同比下降27.15% [1] - 扣非后归母净利润67.76亿元 同比大幅增长45.23% [1] - 单四季度实现营业收入450.39亿元 归母净利润3.85亿元 [1] 分业务板块表现 火电板块 - 火电板块实现归母净利润44.00亿元 同比增长6.93% 是公司业绩基本盘 [3] - 煤机平均上网电价424.02元/兆瓦时 同比下降3.35分/千瓦时 [3] - 燃机平均上网电价797元/兆瓦时 同比下降6.38分/千瓦时 [3] - 入炉标煤单价为825.06元/吨 较上年下降97.11元/吨 燃料成本弹性显著对冲了电价下行 [3] - 煤机发电利用小时数4850小时 燃机发电利用小时数1966小时 [3] 水电板块 - 水电板块实现归母净利润16.27亿元 同比增长31.00% [3] - 发电量551.21亿千瓦时 同比下降7.31% [3] - 平均上网电价236.70元/兆瓦时 同比下降0.39分/千瓦时 [3] - 业绩回升主要因2024年大兴川水电大规模计提减值导致基数较低 [3] 新能源板块 - 风电板块实现归母净利润8.60亿元 同比增长10.68% [3] - 光伏板块实现归母净利润7.02亿元 同比增长16.42% [3] - 风电发电量212.91亿千瓦时 同比增长5.54% 利用小时数2108小时 [3] - 光伏发电量218.66亿千瓦时 同比大幅增长93.78% 利用小时数1259小时 [3] - 风电平均上网电价453.38元/兆瓦时 同比下降2.08分/千瓦时 [3] - 光伏平均上网电价331.41元/兆瓦时 同比下降7.68分/千瓦时 [3] - 2025年新能源板块新增装机726.46万千瓦 [3] 资本开支与未来展望 - 公司预计2026年计划固定资产投资517.35亿元 与2025年的503.69亿元基本持平 [3][4] - 其中前期、基建项目投资470.71亿元 计划用于新能源项目188.90亿元、水电项目108.79亿元、火电项目165.06亿元 [3][4] - 潜在注入方面 国家能源集团大渡河公司合并后统筹在川电力运营 原金沙江公司在建机组约5GW（含旭龙2.4GW、奔子栏2.6GW）预计在“十六五”期间投产 新公司有望获得该潜在资产注入 [4] 盈利预测 - 报告调整公司2026-2028年归母净利润预测分别为65.81亿元、76.97亿元、88.51亿元 [6] - 对应2026年4月14日收盘价的市盈率（PE）分别为13.06倍、11.17倍、9.71倍 [6] - 预测2026-2028年营业收入分别为1750.73亿元、1751.96亿元、1771.69亿元 [5] - 预测2026-2028年每股收益（EPS）分别为0.37元、0.43元、0.50元 [5]

财务表现摘要 - 2025年公司实现营业收入7.17亿元，同比增长30% [1] - 2025年实现归母净利润1.30亿元，同比增长39%；扣非净利润1.23亿元，同比增长49% [1] - 全年预计派发现金股利超九千万元，年度利润分配预案为每10股派4.50元并转增4股 [7] 核心业务：新能源发电功率预测 - 该业务是公司核心，2025年实现营收4.41亿元，同比增长42.58%，占总营收约62% [2] - 服务电站客户规模达6,029家，净增1,684家，同比增速39% [1][2] - 新增客户中过半数以上为分布式电站 [8] - 业务收入构成：设备收入1.61亿元（+104.63%），服务费收入2.24亿元（+15.87%），升级改造收入5,663.20万元（+49.69%） [2] - 业务毛利率61.75%，同比下降7.59个百分点，主要因硬件收入占比提升 [2] 其他主营业务表现 - **并网智能控制**：营收1.09亿元，同比下降12%，占总营收15%；毛利率提升3个百分点至58% [3] - **电网新能源管理系统**：营收3,602.09万元，同比下降约31% [4] - **创新业务**：合计营收3,505.90万元，同比增长约14% [5] - **新能源电站运营**：通过子公司日新鸿晟实现营收7,610万元，净利润扭亏为盈 [6][16] 技术与AI布局 - 发布“旷冥”AI智能体系两大核心模型：旷冥气象大模型4.0与旷冥电力交易大模型1.0 [12] - 旷冥气象大模型4.0将预测时效范围由45天延伸至覆盖年度预测 [12] - 形成覆盖气象感知、功率输出、市场交易、政策分解四大维度的全域数据矩阵，整合超6,000家新能源场站服务数据 [12] - 组建了百余人的跨学科AI研发团队，包括数十位博士专家 [5] 电力交易业务发展 - 持续进行战略性资源投入，扩充研发、交易、产品及专职营销团队 [10][11] - 构建“预测-决策-执行-优化”全电力交易流程闭环能力 [11] - 为独立储能电站等提供电力交易托管运营服务，通过策略优化帮助资产获得最佳收益 [13][14] 市场拓展与资本运作 - **海外业务**：收入达1,637万元，同比增长约41%，产品已落地东亚、北欧、非洲等多个国家 [15] - **对外投资**：参股西藏东润数字能源、天津驭能能源科技等产业链企业，并成立合资公司拓展资产运营服务 [6] - **资本运作**：实际控制人全额认购2024年度定增，认购金额3.78亿元，发行工作已于2025年7月30日完成 [6][7]

纪要涉及的行业或公司 * 公司：龙源电力集团股份有限公司（国家能源集团新能源板块）[1] * 行业：新能源（风电、光伏）、电力市场、储能、绿氢、虚拟电厂等[1][3][4] 核心观点与论据 2025年财务与经营表现 * **营收与利润**：2025年实现营收302.53亿元，同比下降18.6%，主要因2024年下半年处置火电资产导致火电收入减少56.99亿元；剔除该影响后，新能源收入同比下降3.85%[2][11] 归属权益持有人净利润为46.38亿元，同比下降27.93%；剔除火电处置影响后，净利润同比下降12.93亿元，降幅21.8%[2][12] * **发电量与利用小时**：2025年可再生能源发电量764.69亿千瓦时，同比增长11.82%；其中风电630.86亿千瓦时，同比增长4.91%；太阳能等其他133.83亿千瓦时，同比增长70.85%[6] 风电平均利用小时2052小时，同比下降138小时，低于行业平均的1979小时（同比下降148小时），主因平均风速下降0.1米/秒及限电率上升[6] * **业务利润与成本**：风电业务经营利润96.87亿元，同比下降21.6%；单位容量成本同比下降10.09%[13] 光伏业务经营利润11.52亿元，同比增长121.1%；单位容量成本同比下降20.21%[13] * **资产负债**：截至2025年底总资产2650.77亿元，同比增加2.77%；净债务负债率63.29%，同比微升0.83个百分点[12] 2026年及“十五五”发展规划 * **装机目标**：2026年计划新开工及投产各450万千瓦，其中风电占比94%，光伏占比6%[2][17] “十五五”期间重点布局“一大两海”（大基地、海上、海外）及老旧机组“以大代小”改造[2][17] * **战略布局**：工作主线为“三稳、四升、五领先”，重点实施七大攻坚行动（安全环保、效益效率、规模质量、科技创新、公司治理、海外业务、党的建设）[14] * **资源储备与进展**： * **大基地**：宁夏腾格里大基地负责开发850万千瓦，其中300万千瓦光伏已投产，250万千瓦风电（海原100万千瓦、沙坡头150万千瓦）已全面开工，预计2026年底投产；甘肃巴丹吉林大基地规划1100万千瓦，其中350万千瓦光伏已完成备案[6][18] * **海上风电**：已获开发指标超700万千瓦（含664万千瓦海上风电及50万千瓦海上风光同场）；海南东方200万千瓦项目已获开发权，为集团单体最大海风项目[2][18][19] 在运容量260万千瓦[18] * **海外业务**：制定“一核发展、两翼驱动、五域布局、六维支撑”战略；南非144万千瓦太阳能项目获批复，沙特220万千瓦风电项目获投标资格[11] 电力市场化与营销策略 * **市场交易**：2026年已签约年度新能源交易电量273.7亿千瓦时（风电215亿千瓦时，光伏55.9亿千瓦时）；年度签约电量与机制电量合计占全年售电量比例预计约70%[20][21] * **电价表现与展望**：2025年风电平均含税上网电价475元/兆瓦时，太阳能平均含税上网电价318元/兆瓦时，均因市场交易规模扩大等因素下降[7] 预计2026年电价下行空间有限，未来将逐步趋稳[21] * **营销措施**：实施“五位一体”营销体系，强化市场交易能力，营销队伍达160人（同比增长40%）[7][22] 推进数字化转型，建成一体化营销管理系统，辅助决策系统已在七省份实施[24] 新业务拓展与技术创新 * **储能**：截至2025年底累计建成储能项目51个，总容量266万千瓦/578万千瓦时；储备资源260万千瓦/630万千瓦时[25] * **绿氢**：推进张掖项目（离网制氢，1万吨规模，计划2026年下半年开工）和沧州绿港青城项目（并网制氢，1.4万吨绿氢产能，已列入国家级示范项目清单）[3][25] * **虚拟电厂**：首个跨省聚合虚拟电厂平台已投运，总聚合容量达10万千瓦，在江苏、江西、上海开展业务[3][25] * **科技创新**：牵头承接晴园大模型建设，发布首个新能源行业大模型；功率预测模型平台在450个场站应用，模型上线效率提升50%[9][10] 打造全球首座风雨融合漂浮式平台“国能共享号”及首套海上风电综合探测平台“国能海测1号”[10] 成本管控与资本管理 * **成本控制**：2025年风电、光伏工程造价同比分别下降10.3%和9.8%[2][8] * **融资成本**：2025年平均融资成本为2.218%，保持行业低位[2][8] * **补贴回款**：2025年收回电价补贴119.7亿元，同比增加66.4亿元，增幅124.5%，现金流显著改善[2][17] * **分红规划**：承诺2025-2027年现金分红比例不低于当年归母净利润的30%；2025年累计派发现金股息每股0.1625元，合计13.58亿元[2][28] ESG治理与风险管理 * **ESG实践**：董事会下设可持续发展委员会，管理层KPI中ESG相关指标占比58%；连续三年荣登《财富》中国ESG榜单，万得ESG评级从A级提升至AA级[14][15] * **气候应对**：开展气候风险评估，搭建自然灾害应急指挥系统，并为项目购买气候相关风险保险[27][28] * **公司治理**：取消监事会，职责由董事会审计委员会承担；2025年获深交所信息披露评价最高等级A级[16] 其他重要内容 * **安全生产与数字化**：以“0伤亡、0事故、0损失”为目标，建成42个区域维保中心和166个专业化班组，长停机组同比减少12%[4] 全面升级安全环保智能监管平台，应用无人机巡检技术[4][5] * “以大代小”改造：截至2025年底完成32万千瓦等容改造和49万千瓦增容改造；2026年计划开工9个项目，改造后容量从43万千瓦增容至90.9万千瓦[26] * **绿电绿证交易**：2025年核发绿证1620.7万张，交易绿证1632.2万张，同比增长近60%；完成绿电交易85.6亿千瓦时，同比增长28%[7] * **碳资产管理**：积极参与全国自愿减排市场，开发海上风电、林业碳汇CCER项目，并完成首批新核证CCER交易[7][8] * **定向增发进展**：A股定增项目已获深交所受理，正处于在审问询阶段[28]

报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 - 本周电力市场运行平稳，供需格局持续改善 [3][31] - 现货市场方面，主要试点省份价格波动反映出新能源高占比下的系统调节特性 [3][31] - 电力交易中心方面，市场活跃度保持高位，陕西、广东等地新增较多注册售电公司及电力用户数量，市场主体队伍不断壮大，市场准入与退出机制更加规范，保障交易秩序，绿电交易持续推进，丰富交易维度，促进新能源消纳 [3][31] - 电价方面，受煤炭价格小幅探涨及供需关系影响，部分地区现货电价有所走高 [3][31] - 总体来看，电力市场化改革正加速推进，价格机制日益完善，市场在资源配置中的决定性作用不断增强 [3][31] 根据相关目录分别进行总结 行业要闻 - 4月9日，四部门联合召开动力及储能电池行业企业座谈会，部署规范产业竞争秩序相关工作，强调抵制不合理、不正当竞争行为，维护健康有序市场环境，要求巩固深化规范产业竞争秩序工作成效，还讨论了动力和储能电池行业非理性竞争负面行为清单 [4] - 2026年一季度，国内17个海上风电项目完成核准（含核准变更），总装机容量6615.8MW，总投资超723.30亿元，项目高度集中于江苏、浙江、福建、广东四大沿海省份，海上风电项目呈现“大机组、大基地、大投资”的规模化发展趋势 [5] - 4月10日，国家能源局四川监管办发布《四川电力中长期市场实施细则》，明确四川电力中长期交易实行多类型电源共同参与、同台竞争，现阶段主要开展电能量交易，包括直接交易、绿色电力交易等多种交易品种 [6] 周度电力数据跟踪 火电 - 截止4月10日，秦皇岛港动力煤（5500K）价格为761元/吨，较上周上涨；秦皇岛港煤炭库存为625万吨，略微下降 [7] 水电 - 未提及具体数据总结内容 光电 - 未提及具体数据总结内容

作者 | 第一财经 郭霁莹 今年，电力行业一场市场化改革正在加速改写工商业储能的生存逻辑。 随着安徽省发改委等部门联合印发的《安徽电力中长期市场实施细则》（华东监能市场〔2026〕25号）于4月起正式实施，明确直接参与市场交 易的经营主体不再执行人为规定分时电价水平和时段，至此，全国已有湖北、陕西、辽宁、河南等十地明确取消行政分时电价政策。 国家政策层面早有依据。2025年12月，国家发改委等印发《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号），明确自今年3月起， 直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段。这一规则标志着我国已执行40多年的固定分时电价政策开始退出历史舞台。 行政分时电价，是指供电部门根据电网负荷规律，将一天24小时划分为高峰、平段、低谷等时段，并制定不同电价的政策，其核心目的是用经济 杠杆引导用户在用电高峰期少用电、低负荷时段多用电。从中创造的"低买高卖"套利空间，成为传统工商业储能和独立售电公司最重要的盈利模 式，即在低谷电价时充电，在高峰电价时放电，赚取峰谷套利价差。基于此，工商业储能项目的收益可精准预算，不少项目甚至打包票"5年回 本"。 然而，这种"躺 ...