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]

绿电直连政策核心观点 - 国家层面首个绿电直连政策许可及规范出台，兼顾效率与公平 [1][2] - 政策覆盖增量与存量项目，电源端包括新建及未并网存量新能源，负荷端包含新增及存量负荷 [2] - 绿电直连定义为电源不接入公共电网，直接向单一用户供电，电量可物理溯源，绿电包括风能、太阳能、生物质能等 [2] 政策实施模式 - 项目电源可由负荷投资方、发电企业或合资公司投资，直连专线原则上由负荷或电源主体投资 [2] - 电源和负荷非同一投资主体时需签订多年期购电协议或合同能源管理协议 [2] - 政策鼓励用户自主申报并网容量并承担责任，通过提升调节能力降低成本 [3] 政策多重目标 - 要求直连项目新能源年自发自用电量占比不低于60%，占总用电量比例从2025年30%提升至2030年35% [3] - 解决新能源消纳压力，挖掘就近消纳需求，拓展应用场景并提高资源利用效率 [3] - 满足用户绿电消费需求，应对国际绿色贸易壁垒及高载能行业减碳需求 [3] 经济性与市场机制 - 项目需缴纳输配电费、系统运行费用等，禁止地方违规减免费用 [4] - 通过增加自发自用比例减少并网需求，节约电能量及系统调节费用以降低成本 [4] - 允许项目整体参与电力市场，优化发用电曲线并通过电能量、辅助服务交易获取收益 [4]

新能源高水平消纳行动方案 - 山东省能源局印发《山东省2025年新能源高水平消纳行动方案》，实施"八大行动"提升新能源消纳能力 [5] - 行动方案突出系统性、针对性和操作性，涵盖新能源结构优化、火电调峰增强、新型储能提振等多环节协同发力 [7] 新能源结构优化 - 大力推进风电规模化开发，合理有序发展光伏，优化光伏、风电总装机比例从3.2:1调整至2.6:1 [5] - 通过风光互补缓解光伏发电"午间高峰、夜间低谷"问题 [5] 火电调峰增强 - 提速存量机组灵活性改造，全年完成2000万千瓦机组改造及核定 [5] - 强化煤电基础调节地位，年底前建成大型煤电机组268万千瓦 [5] - 深度挖掘自备电厂调节能力，支持自备电厂参与电力市场 [5] 新型储能提振 - 积极发展压缩空气储能，年内新增规模100万千瓦左右 [5] - 科学布局电化学储能，年内新增规模200万千瓦以上 [5] - 支持独立储能发展，鼓励钠离子电池、飞轮储能等新技术应用 [5] 电网支撑强化 - 夯实省域主网架，加快弥河新建、海口扩建工程建设 [6] - 加强市域主网架，尽早投产东营富国至裕民线路等工程 [6] - 持续完善智慧化调度系统，保障煤电、储能等调节资源建成即并网 [6] 绿电消费促进 - 支持电力用户在新能源大发时段加大购电力度 [6] - 印发实施绿电产业园建设方案，打造高比例消费绿色电力的园区 [6] - 推动算力中心与可再生能源发电项目协同布局 [6] 消纳模式创新 - 支持采用就地就近消纳等4类模式建设30个源网荷储一体化试点 [6] - 建成30家虚拟电厂，聚合分布式电源、可调节负荷、储能等资源 [6] - 推进"风光氢氨醇"一体化开发，建成华电潍坊制氢加氢一体站项目 [6] - 拓展省外消纳空间，年内力争卖出富余新能源5亿千瓦时以上 [6] 电力市场化改革深化 - 加快制定新能源上网电价市场化改革实施方案 [6] - 推动新能源上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成 [6] 用户侧响应能力提升 - 动态优化分时电价峰谷系数和执行时段，引导用电企业参与调峰 [7] - 发挥电动汽车储能资源对电网调峰作用，建设车网互动充换电示范站实现市级全覆盖 [7]