行业投资评级 - 强于大市（维持评级）[5] 报告核心观点 - 锂电板块：四部门召开座谈会规范锂电池竞争秩序，拟取消锂电池出口退税，旨在抑制低价内卷，推动行业健康有序发展[1][9] - 光伏板块：光伏出口退税正式取消，短期将刺激抢装潮，长期将加速落后产能出清并推动企业全球化布局与技术创新[2][19] - 风电板块：江苏多个海风项目获得核准，国内深远海海上风电项目持续向前推进[2][34] - 储能板块：12月储能系统及EPC均价齐涨，电池出口退税政策调整落地，行业需求旺盛[3][50][51] - 电力设备板块：CES2026顺利召开，青桂直流进入可研阶段，特高压建设加速[3][60][62] - 工控及机器人板块：英伟达称机器人领域已迎来“ChatGPT时刻”，节卡机器人与Intel合作推动具身智能[3][66][70] - 氢能板块：国家能源集团架构大调整新增氢能事业部，中央再提“十五五”重点推动氢能成新经济增长点[4][77][79] - 核聚变板块：全球首套球形托卡马克光纤涡流测量系统研制成功，诊断技术获重大突破[2][44] 新能源汽车和锂电板块观点 - 四部门联合召开动力和储能电池行业座谈会，旨在规范产业竞争秩序，打击低价竞争等非理性行为[9] - 中国拟取消或降低电池相关产品出口退税，自2026年4月1日起，22种电池相关产品增值税出口退税率由9%下调至6%，2027年1月1日起彻底取消[10] - 长期看，出口有序退税有利于抑制出口价格过快下滑，降低贸易摩擦风险[10] - 投资建议关注成本曲线有优势、率先出海布局、快充高压密技术领先、受益于排产景气、新技术渗透率提升及低空经济等相关企业[11][14][15][16] 新能源发电板块观点 光伏板块观点 - 财政部、税务总局宣布自2026年4月1日起取消光伏等产品增值税出口退税，标志着“退税红利”时代终结[19] - 短期影响：政策生效前“窗口期”内有望迎来抢装潮与订单激增，预计组件排产上升[20] - 长期影响：增加出口成本，加速落后产能出清，倒逼企业向技术创新与品牌建设转型，并推动中国光伏企业加速全球化产能布局[19][20] - 产业链价格边际变化：多晶硅价格回暖，硅片价格上涨，电池片价格回暖但下游采购意愿低迷，国内组件价格上调，逆变器价格稳定，高纯石英砂供应压力大，EVA光伏料排产增加，玻璃企业长期累库[21][22][23][24][25][28] - 投资建议关注受益供给侧改革的环节、受益需求爆发的逆变器及跟踪支架、具备价格弹性的电池片、穿越周期的组件、受益新技术的辅材等环节相关企业[29][30] 风电板块观点 - 项目进展：广东阳江三山岛一（483MW）、二（500MW）海上风电项目风机中标候选人公示，投标报价折合单价分别为2537元/kW和2561元/kW；江苏盐城大丰H19（506MW）、华润响水H3-2（308MW）海上风电项目正式获得核准[34] - 深远海项目：浙江深远海风电宁波母港一期陆域工程总承包中标候选人公示，投标报价13.39亿元，一期工程建成后可实现码头年吞吐量51.44万吨；三峡青岛一期3000MW海上风电项目陆上送出工程获得核准[35] - 原材料价格：2026年1月9日较2025年12月31日，10mm造船板全国均价下降0.08%，齿轮钢（宁波）价格上涨1.07%，铸造生铁（上海）价格上涨0.33%，废钢（唐山）价格持平[36] - 投资建议关注海风及深海科技产业链、风机盈利水平有望回升的整机企业、产能紧缺的大兆瓦零部件等相关企业[37][40] 核聚变板块观点 - 全球首套适用于球形托卡马克装置的光纤涡流电流测量系统研制成功，并成功部署于新奥“玄龙-50U”装置[44] - 该系统通过“双回路设计”与“两级硬件补偿”技术，实现了在强磁场与紧凑空间下的高信噪比涡流直接测量，精准重建了峰值约120 kA的净环向涡流动态波形[45] - 投资建议关注核心设备、电源、上游材料等环节相关企业[46] 储能板块观点 - 2025年12月国内储能市场共完成22.5GW/55.8GWh储能系统含设备的EPC总承包招标，独立式储能规模合计为49.9GWh，占比近九成[50] - 12月锂电储能系统报价：2小时/3小时/4小时/2小时与4小时混合储能项目平均报价分别为0.604/0.579/0.559/0.456元/Wh，其中2小时储能系统均价环比小幅上涨1.7%，4小时储能系统均价环比上涨13.2%[51] - 12月储能EPC平均报价：2小时/3小时/4小时分别为1.096/1.368/0.99元/Wh，其中2小时及4小时均价环比分别上涨4%和7%[51] - 四部门召开动力和储能电池座谈会强调反内卷，电池出口退税政策同步调整落地[52] - 储能电芯价格中枢上移，碳酸锂现货均价来到13万元/吨水平，电解铜均价站上10万元/吨台阶，电芯厂成本压力提升[53] - 投资建议关注优质储能集成、户储、储能运营商、逆变器、储能电芯、结构件、BMS、温控、消防、工商业储能及南非储能等方向相关企业[56] 电力设备板块观点 - CES2026：英伟达推出并宣布量产Rubin平台，该平台采用液冷架构，1块大冷板覆盖1CPU+2GPU的组合[60] - 青桂直流工程进入可行性研究阶段，工程总投资392亿元，采用±800千伏特高压直流输电技术，建成后每年可向广西输送电量360亿千瓦时，其中清洁能源电量约246亿千瓦时，占比69%[62] - 配套电源项目青海省柴达木格尔木东沙基地电源项目已开工，总投资约800亿元，建设总规模1924万千瓦，新能源装机占比85%，投运后每年通过“青桂直流”输送约365亿千瓦时清洁能源[62] - 投资建议看好出海、电改、数字配网三条投资方向，并关注充电桩相关企业[63][65] 工控及机器人板块观点 - 2025年12月制造业PMI为50.1%，较上月上升0.9个百分点，生产指数和新订单指数均回升，表明制造业生产活动加快且市场需求改善[68] - 英伟达首席执行官黄仁勋称机器人领域已迎来“ChatGPT时刻”，并发布了一系列开源“物理AI”模型[69] - 节卡机器人与英特尔签署合作备忘录，围绕“算力与作业力融合”建立战略合作，共同推动具身智能技术产业化[70] - 禾赛科技宣布其2025年割草机器人3D激光雷达出货量第一，2026 CES现场约十款新机型搭载其产品亮相[70] - 投资建议关注工控自动化及人形机器人产业链相关企业[71][73] 氢能板块观点 - 国家能源集团组织架构调整，新增“氢能事业部”，总部架构由原来的“17”变成“1+22”的格局[77] - 国家能源集团低碳院百吨级绿色航煤成套装置采购项目公示中标候选人，第一中标候选人投标报价为818万元[78] - 国家发改委主任郑栅洁在报告中指出，“十五五”期间要重点推动氢能等产业成为新的经济增长点[79] - 中国石化与中国航油正式实施重组，双方在氢能生产、储运与航空终端服务网络的融合，将加速航空氢能基础设施普及[79] - 投资建议关注绿氢制备及燃料电池产业链相关企业[80][83]

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]

报告投资评级 - 投资评级：买入，维持 [8] 报告核心观点 - 产能扩张带动发电量稳步增长，但市场化交易电价下降、部分核电子公司税费增加、新能源折旧成本上升及持股比例稀释等多重因素限制了业绩增速，公司全年业绩展望平稳 [1][5][12] 2025年经营业绩与发电量分析 - **总发电量**：2025年全年累计商运发电量为2444.30亿千瓦时，同比增长12.98% [5] - **核电业务**： - 控股核电机组发电量2008.07亿千瓦时，同比增长9.66%，圆满完成年初计划 [1][12] - 若不考虑新投产的漳州1号机组，2025年核电发电量同比增长4.08% [12] - 四季度控股核电机组发电量497.99亿千瓦时，同比增长4.88%，增速有所放缓；若不考虑漳州1号，四季度发电量同比微降0.41% [12] - 分电站看：福清核电发电量同比增长18.52%，江苏核电增长1.89%，海南核电增长3.48%；秦山核电同比下降1.81%，三门核电同比下降6.72% [12] - **新能源业务**： - 控股新能源在运装机容量3364.10万千瓦，同比增长13.67%，其中风电1062.68万千瓦，光伏2301.42万千瓦 [12] - 控股新能源机组发电量436.23亿千瓦时，同比增长31.29%，其中风电发电量193.14亿千瓦时（同比增长27.42%），光伏发电量243.08亿千瓦时（同比增长34.53%） [12] 2026年发电计划与项目储备 - **2026年发电目标**：全年计划发电量2592亿千瓦时，较2025年实际发电量提升6.04%，其中核电计划2100亿千瓦时，新能源计划492亿千瓦时 [5][12] - **装机进展**：2026年1月1日漳州2号机组投入商运，公司核电装机容量达到2621.20万千瓦 [12] - **远期储备**：公司控股核电在建及核准待建机组共18台，装机容量2064.7万千瓦，保障远期成长空间 [12] 影响业绩的核心因素 - **限制核电业绩的因素**：部分省份市场化交易电价下降以及部分核电子公司税费增加，一定程度限制了核电板块业绩增速 [1][12] - **限制新能源业绩的因素**： - 新能源装机扩张导致折旧等各项成本费用同比显著增加 [1][12] - 新能源电价偏弱 [1][12] - 公司对主要新能源平台中核汇能增资引战后，持股比例降低 [12] - 以上因素共同导致新能源板块的业绩贡献预计延续承压 [1][12] 财务预测与估值 - **盈利预测**：预计公司2025-2027年EPS分别为0.44元、0.42元和0.48元 [12] - **估值水平**：对应2025-2027年PE分别为20.42倍、21.31倍和18.75倍 [12] - **基础数据**：当前股价8.91元，每股净资产5.62元，总股本205.68亿股 [9]

项目并网与规模 - 山东省内首个深远海海上风电项目大窑华能风电场于1月4日成功并网 [1] - 项目本次并网容量为19.2万千瓦 [3] - 项目全容量装机规模为50.4万千瓦 [3] 项目技术特点与环境效益 - 该项目是目前国内水深最深、山东省离岸最远、单机容量最大的海上风电项目 [3] - 项目全容量并网后年上网电量预计为16.3775亿千瓦时 [3] - 相比同等发电量燃煤机组，项目每年可节约标煤约49.2万吨，减少二氧化碳排放135万吨，减少二氧化硫排放135.9吨，减少二氧化氮排放217.8吨 [3] 区域新能源发展现状 - 烟台电网风光新能源装机容量已达1627万千瓦，成为山东省内首家突破1600万千瓦的市级电网 [1] - 2025年以来，烟台市新增投产新能源容量157.4万千瓦，总规模同比增长10.7% [4] - 烟台电网风光最高发电出力已率先突破900万千瓦 [4] - 2025年烟台新能源年度消纳电量达到231亿千瓦时，同比增加15.5% [4] 行业里程碑事件 - 2025年5月27日，国内首个海上集中式光伏项目金海中广光伏电站全容量并入烟台电网 [4] - 2025年9月10日，国内首次开展构网型储能电站带光伏火电联合黑启动试验 [4] - 2026年1月4日，省内首个深远海海上风电项目大窑华能风电场成功并网 [4] 电网服务与支持举措 - 国网烟台供电公司推行新能源并网“清风暖阳”服务，通过网源沟通协调会、现场设备精准体检等方式动态跟踪项目进展 [3] - 公司构建了新能源并网服务全流程、一站式全过程线上办理，关键环节基本实现“一次办”“一次过” [3] - 公司计划深化电网调度管理体系建设，创新挖掘服务举措以把握新能源跨越式发展契机 [4]

2025年第四季度发电量情况 - 2025年第四季度总发电量为195.07亿千瓦时，较上年同期增长0.92% [1] - 风电发电量132.38亿千瓦时，同比增长2.33%，其中陆上风电83.79亿千瓦时（同比增长5.09%），海上风电48.59亿千瓦时（同比下降2.12%） [1] - 太阳能发电量60.92亿千瓦时，同比增长1.70% [1] - 独立储能发电量1.77亿千瓦时，同比下降13.24% [1] 2025年全年累计发电量情况 - 2025年累计总发电量为762.61亿千瓦时，较上年同期增长5.99% [2] - 风电累计发电量479.21亿千瓦时，同比增长6.08%，其中陆上风电324.17亿千瓦时（同比增长10.28%），海上风电155.04亿千瓦时（同比下降1.74%） [2] - 太阳能累计发电量276.54亿千瓦时，同比增长8.87% [2] - 独立储能累计发电量6.86亿千瓦时，同比增长22.94% [2] - 本年度未产生水电发电量，因公司自2025年1月起不再控股水电项目装机 [2]

（文章来源：证券日报） 证券日报网1月9日讯 ，运达股份在接受调研者提问时表示，公司认为新能源电站投资开发与运营是值 得长期布局的：一方面将采用滚动开发的策略，继续推进新能源电站业务开发业务，致力于实现可持续 发展；另一方面将稳步推进自有新能源电站项目建设进度，不断优化自有电站运营管理体系，实现稳定 的回报。 ...

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]

公司运营表现 - 公司2025年12月总发电量达7,372,982兆瓦时，较2024年同期同比增长9.57% [1] - 公司2025年12月风电发电量同比增长4.36% [1] - 公司2025年12月光伏发电量同比大幅增长55.35% [1] 业务板块分析 - 风电业务保持稳定增长，是公司发电量的主要构成部分 [1] - 光伏业务呈现高速扩张态势，增速显著超越风电业务 [1]

格隆汇1月9日丨三峡能源(600905.SH)公布，根据公司初步统计，截至2025年12月31日，公司2025年第 四季度总发电量195.07亿千瓦时，较上年同期增长0.92%。其中，风电完成发电量132.38亿千瓦时，较 上年同期增长2.33%(陆上风电完成发电量83.79亿千瓦时，较上年同期增长5.09%；海上风电完成发电量 48.59亿千瓦时，较上年同期下降2.12%)；太阳能完成发电量60.92亿千瓦时，较上年同期增长1.70%；独 立储能完成发电量1.77亿千瓦时，较上年同期下降13.24%。 2025年累计总发电量762.61亿千瓦时，较上年同期增长5.99%。其中，风电完成发电量479.21亿千瓦 时，较上年同期增长6.08%(陆上风电完成发电量324.17亿千瓦时，较上年同期增长10.28%；海上风电完 成发电量155.04亿千瓦时，较上年同期下降1.74%)；太阳能完成发电量276.54亿千瓦时，较上年同期增 长8.87%；独立储能完成发电量6.86亿千瓦时，较上年同期增长22.94%；本年度未产生水电发电量(公司 自2025年1月起不再控股水电项目装机)。 ...