電力行業背景與改革進展有哪些？

分布式光伏管理新政落地，自用及控制要求提升。

1.當前電力行業背景：供需步入寬松周期，新能源裝機增長持續超預期

1）能源保供初見成效，電力電量供需步入寬松周期，電價隨之進入下行周期

2022H2 以來火電核準開工提速，缺電問題迎來階段性緩解，煤電正步入大規模投運潮。 2022 年 9 月發改委能源局召開煤炭電力保供會議，提出“今明兩年煤電每年新開工 8000 萬千瓦，后年保障投運煤電機組 8000 萬千瓦”，合計 1.6 億千瓦，之后煤電項目核準審批 明顯提速。據綠色和平統計，2022-2024 年全國范圍內煤電機組的核準容量累計達到約 2.6 億千瓦，“三個八千萬”目標實現超額完成。考慮以煤電項目建設開工周期約 24 個月計算， 此批新核準的煤電機組有望于 2025-2026 年逐步投產。 用電需求疲弱，電力電量供需格局轉寬松，電價進入下行周期。2023 下半年至 2024 年， 隨著水電出力逐步回歸多年均值，電力供需矛盾有所緩解，2024 年全國范圍內未出現大范 圍缺電限電事件。且因高耗能產業產量下滑拖累二產用電增速，疊加暖冬拖累居民用電增 速，24Q4 與 25Q1 全社會用電增速僅分別為 3.48%和 2.02%。在用電需求低迷，疊加水電 出力同比恢復，新能源 25H1因“136”號文搶裝帶來增發電量的背景下， 火電電量持續受 到擠占。2025 年 1-5 月火電累計發電量為-3.10%。電力電量供需格局轉向寬松，電價步入 下行周期。年度交易方面，2025 年沿海省份年度長協電價同比出現幅度較大的明顯下滑。 兩廣及華東江浙皖等沿海地區年度長協電價均有 2~10 分/千瓦時的降幅。月度交易方面， 2024-2025 年電網代理購電價格逐月環比持續下行。2025 年 1-7 月，全國平均的電網公司 月度代理購電價格為 388.23 元/MWh，相較燃煤基準價上浮 5.21%。自 2024 年開始，月 度代理購電電價出現逐月環比下行。

2）新能源消納壓力凸顯，“95%”消納紅線正式放開

消納的概念在新能源發展的不同階段，其范圍和內涵發生過較大變化。在新能源發展的早 期階段，新能源電量由電網全額保障消納。2007 年國家電力監管委員會發布《電網企業全 額收購可再生能源電量監管辦法》中明確規定“電網企業應當全額收購其電網覆蓋范圍內 可再生能源并網發電項目的上網電量”。而在“十三五”期間，國家發改委提出“保障性利 用小時數”的概念，在 2016年發布的《可再生能源發電全額保障性收購管理辦法》中將可 再生能源發電量分為保障性收購電量部分和市場交易電量部分。其中，保障性收購電量部 分由電網公司保障全額按標桿上網電價收購；市場交易電量部分由發電運營商通過參與市 場競爭方式獲得發電合同。由于“十三五”期間新能源項目普遍存在較高的棄風棄光率， 2018年10月，國家發布《清潔能源消納行動計劃（2018-2020年）》，首次明確要求“ 2020 年時，風電和光伏發電利用率要高于 95%”，從而保證新能源項目運營的收益率。然而由 于新能源本身出力存在間歇性波動性，疊加“十四五”以來風光新增裝機持續提速，新能源 消納壓力逐步增大，先前劃定的新能源消納紅線任務完成難度也逐步增大。在地區用電量 增速、電網建設水平和調節性資源保持不變的前提下，消納率約束要求和新能源裝機增長難以兼得。 進入“十四五”，消納政策的改變主要借助于電力市場化改革的推進。2024 年 2 月，國家 發改委發布《全額保障性收購可再生能源電量監管辦法》，明確規定“因可再生能源發電企 業原因、電網安全約束、電網檢修、市場報價或者不可抗力等因素影響可再生能源電量收 購的，對應電量不計入全額保障性收購范圍”。由市場化交易帶來的新能源消納“政策端豁 免”落地。5 月，國家能源局發布《關于做好新能源消納工作 保障新能源高質量發展的通 知》，正式提出“科學確定各地新能源利用率目標，部分資源條件較好的地區可適當放寬， 原則上不低于 90%”的要求，官宣正式放松新能源消納約束。

消納資源日益趨緊，市場化手段調控裝機增速。在地區用電量增速、電網建設水平和調節 性資源保持不變的前提下，消納率約束要求和新能源裝機增長難以兼得。在當前新能源產業鏈仍在高速發展的階段，官方政策選擇優化新能源消納的約束有助于新能源裝機的持續 穩定增長，短期內有利于新能源產業鏈的持續發展。但需注意的是，在短期內用電量增速， 電網投資建設速度和靈活性資源投建速度相對穩定的背景下，由優化新能源消納率帶來的 新能源裝機增速再度拔高，或將導致短期內消納格局再度惡化，進而影響存量項目的上網 電價與收益率，新能源發電運營商受制于項目收益率要求，或有望調整新能源項目投資開 發熱情，進而實現以市場化上網電量電價為抓手調控新能源裝機增長的目的。

2.新進展一：“136”號文官宣新能源全面入市，新能源收益率再添變數

2025 年 2 月 9 日，國家發改委發布《關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質 量發展的通知》（發改價格〔2025〕136 號），從政策端推動新能源全面入市參與交易，并 設計相應的銜接機制“機制電價”，以維持存量項目收益水平。“136”號文官宣中國新能源 發電從保障性收購、有序入市正式進入到全面入市階段，這是繼 2021 年“1439”號文之 后，中國電力行業市場化改革向前邁出的重要一步。

1）“136”號文政策：兼顧全面入市與穩妥銜接

新能源全面入市，“新老劃斷+機制電價”做好銜接。“136”號文橫向明確了新能源上網電 價全面市場化后與市場體系的銜接機制，縱向分存量、增量項目建立保障機制。“136”號 文明確新能源項目上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。新能 源項目可報量報價參與交易，也可接受市場形成的價格。與此同時，為保障存量項目的合 理收益，“136”號文設立“新能源機制電價”作為保底，并以“新老劃斷”做好銜接：對 2025 年 6 月 1 日前投產的新能源存量項目以一定電量比例、以現行價格機制開展差價結算， 保障存量項目的收益水平；2025 年 6 月 1 日后投產的項目根據非水可再生消納責任權重完 成情況動態調整納入機制的電量比例，且機制電價根據新投產項目競價環節形成。納入機 制的電量規模、機制電價水平、執行期限等由省級價格主管部門會同省級能源主管部門、 電力運行主管部門等明確。機制電價成為現階段存量新能源入市的銜接過渡機制，實現穩 妥銜接。

存量增量待遇差別較大，收益不確定引發“531”搶裝潮。從前述收入計算公式可以看出， 未來新能源項目的“保底收益”主要取決于“機制三要素”：機制電量、機制電價水平， 以及機制的執行期限。而“136”號文對于新能源存量項目和增量項目（以 2025 年 6 月 1 日投產與否作為分界線）提出差別較為明顯的“保底待遇”。

存量項目：1）電量規模由各省根據現行具有保障性質的相關電量規模進行制定并妥善銜接。在規模范圍內每年自主確定執行機制的電量比例、但不得高于上一年。2）機制電價 按現行價格政策執行，不高于當地煤電基準價。3）執行期限按照現行相關政策保障期限確 定。綜合來看，“136”號文對存量項目的政策大方向為“保穩定”，政策意為對原先“保 量保價”部分的全額收購政策以“機制”名義延續，并在未來適當時機逐步縮減，實現存 量項目的平穩過渡。

增量項目：1）電量規模由各地根據國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責任權重 完成情況，以及用戶承受能力等因素確定。2）機制電價由各地每年組織已投產和未來 12 個月內投產、且未納入過機制執行范圍的項目自愿參與競價形成。3）執行期限按照同類項 目回收初始投資的平均期限確定。綜合來看，“136”號文對增量項目的政策保護遠不及存 量，“機制三要素”中電量需根據消納責任權重需求確定，電價更是由新能源項目自行報 價“內卷”確定，量價均無“保底待遇”。

存量項目和增量項目的“機制三要素”差別較大，導致 25年上半年出現新能源項目搶裝 “531”的熱潮。2025 年 1-5 月，國內新增光伏裝機 197.85GW，同比增長 149.97%；新 增風電裝機 46.28GW，同比增長 134.21%。

2）各地銜接機制陸續出臺： 保障機制差異較大，增量項目不確定性顯著提升

2025 年 5-6 月，山東、廣東、蒙東電網、蒙西電網、新疆等地相繼發布“136”號文的落地 政策征求意見稿。“136”號文進入密集落地期，各省區之間對于機制電量和機制電價的制定 有所差別，對后續本省區內新能源增量項目的發展影響深遠。

1. 山東：存量保障到位，機制電價最優。山東的“136”號文銜接機制重點放在存量項目 的保障上，旗幟鮮明地以本省燃煤基準價 0.3949 元/千瓦時作為存量項目機制電價；機制 電量方面，單個項目機制電量上限參考外省新能源非市場化率，適度優化；執行期限以項 目全生命周期剩余合理利用小時數為準。增量項目中，山東明確機制電價通過競價確定， 原則上不高于該類型電源上年度機制電量競價結果。首次競價上限原則上不高于該類型電 源上年度結算均價。綜合來看，山東給予存量項目較好的機制電價保障；機制電量保障雖 未明確，但我們認為當前政策有望延續現有山東新能源非市場化比例，即刨去 10%進入現 貨后剩余 90%的體量；存量項目機制執行期限延續項目全生命周期剩余合理利用小時，做 好較好的銜接保障。

2. 廣東：著重強調增量，執行期限承壓。廣東目前僅出臺關于增量項目的相關機制。就增 量項目而言，其進入機制電量規模由省發改委、能源局確定，且申報比例上限在于存量項 目機制電量比例銜接的同時需不高于90%；就執行期限而言，廣東給予海上風電項目14年、 其他新能源項目 12 年的執行期限，到期后不再執行機制電價。綜合來看，廣東給予增量項 目較為嚴苛的執行期。在現有新能源項目全生命周期合理利用年限為 20 年的背景下，僅給 予陸上風光 12 年、海上風電 14 年的保障期限，近半的生命周期暴露在市場中，廣東增量 新能源項目的收益率不穩定性有所上升。

3．蒙東：存量保護較為到位，增量項目直面市場。蒙東電網在 5 月 29 日直接正式發布 “136”號文銜接機制。其中明確對存量項目的保護：分布式光伏、分散式風電、扶貧光 伏等項目全電量進入機制，帶補貼集中式風電、帶補貼集中式光伏、風電供熱試點項目、 風電特許權項目按照現貨市場連續運行前后分別給予 790 小時、635 小時、1900 小時、 1900 小時（為蒙東電網新能源“保量保價”收購小時數）和 380 小時、420 小時、760 小 時、720 小時；機制電價以蒙東煤電基準價（0.3035 元/千瓦時）確定；執行期限以全生命 周期合理利用小時數或項目投產滿 20 年確定。但蒙東對增量項目直接放棄機制電量保護， 尚屬目前公開方案的首例：對 6 月 1 日后投產的新能源增量項目，暫不安排新增納入機制 的電量。綜合來看，蒙東電網對存量項目保護較為到位，給予明確的機制電量、機制電價 和執行期限的保護標準；但對于增量項目直接取消機制電量電價的保護，蒙東地區增量項 目直面市場，收益率不確定性或將進一步抬升。

4．蒙西：電量略低于蒙東，增量幾無保護。6 月，內蒙古自治區發改委發布《深化蒙西電 網新能源上網價市場化改革實施方案》的通知。蒙西對存量項目保護尚可，但相較蒙東機 制電量略低：分布式光伏、分散式風電、扶貧光伏、光熱發電等項目全電量進入機制，帶 補貼集中式風電、帶補貼集中式光伏、風電供熱試點項目、風電特許權項目分別按照 215 小時、250 小時、1220 小時、1210 小時對應的電量安排；機制電價定為蒙西煤電基準價 （0.2829 元/千瓦時）；執行期限為項目全生命周期合理利用小時數或項目投產滿 20 年。同樣的，蒙西對增量項目保護較差：增量項目暫不安排新增納入機制的電量。綜合來看，蒙 西電網對存量項目保護與蒙東基本相同，除電量水平不及蒙東，亦給予明確的機制電量、 機制電價和執行期限的保護標準；但對于增量項目直接取消機制電量電價的保護。

5．新疆：存量保護較好，增量相對可觀。6 月，新疆發改委就《自治區貫徹落實深化新能 源上網電價市場化改革實施方案（試行）》發表解讀文件。與蒙東類似，新疆對存量項目保 護尚可：機制電量分別給予帶補貼項目和平價項目 30%/50%的上網電量比例；機制電價分 別給予帶補貼項目和平價項目 0.25 元/千瓦時（新疆燃煤基準價）/0.262 元/千瓦時（新疆 平價項目入市保障電價）的上網電量比例，執行期限取項目剩余全生命周期合理利用小時 數對應年限和投產滿 20 年剩余年限中的較小者。相對而言，新疆對增量項目保護差強人意： 增量項目機制電量參照存量平價項目機制電量規模比例以及增量項目上網電量確定；機制 電價設定 0.15~0.262 元/千瓦時的區間；執行期限 10 年 。綜合來看，新疆對存量項目保護 較好，基本實現與現有情況銜接的目標；對于增量項目的保護相對較為可觀，機制電量基 本延續存量情況，電價競價區間相對友好。

3）總結與展望：仍需靜待各地細則落地，新能源投資熱情與收益情況不確定性提升

政策仍需靜待各地細則落地，電量與電價均有調整可能。“136”號文要求“各地要在 2025 年底前出臺并實施具體方案”，也即各地存量與增量機制差別、機制電價與電量保護 程度目前均不清晰。雖然“136”號文本意要求對存量項目做好妥善銜接，但各地銜接細 則對存量項目保護千差萬別，對增量項目態度亦未統一，因而目前仍需靜待各地細則逐漸 落地以詳細判斷對新能源后續投資熱情與收益情況的影響。此外，未來各地機制電價電量 的制定方向值得持續關注。以目前已存在類似差價合約機制的廣西為例，2025 年廣西新能 源政府授權合約價格為 0.36 元/千瓦時，同比降低 2 分/千瓦時。因而在存量項目與增量項 目的機制電價與電量均可能進行年度調節的背景下，新能源項目的收益情況或將持續產生 變化，短期內新能源投資積極性與投資節奏或在收益前景不清晰的背景下受到沖擊。

3. 新進展二：“394”號文助力現貨再度提速，2025-2026 有望成為現貨大年

除“136”號文放開新能源入市外，國家發改委國家能源局還于 4 月發布了《關于全面加快 電力現貨市場建設工作的通知》（發改辦體改〔2025〕394號），要求全國范圍內 2025年底 前基本實現電力現貨市場全覆蓋，全面開展連續結算運行，充分發揮現貨市場發現價格、 調節供需的關鍵作用。這是繼 2022 年《關于加快推進電力現貨市場建設工作的通知》 （“129”號文）、2023 年《關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知》（“813”號文） 之后，“十四五”期間出臺的又一全面推進現貨建設的全國性政策文件。

1）核心要點：現貨推進全面提速，非試點省份后來居上

綜合來看，自 2017年開展現貨市場以來，電力現貨市場試點的建設進度有所差異。截至目 前，首批試點中，山西、廣東、山東、甘肅、蒙西等 5 個省區已轉入正式運行；而浙江、 福建、四川仍在結算試運行。本次“394”號文也是接續 2023 年“813”號文（《關于進一 步加快電力現貨市場建設工作的通知》），再次對電力現貨市場建設工作提出具體進程要求。 就本次《通知》來看，“394”號文對一、二批現貨市場試點提出“鼓勵先進，鞭策后進”的具體要求。其中，首批試點的浙江、二批試點的湖北和安徽作為進展靠前的先進省份， 分別被要求在 2025 年年底、2025 年 6 月底前和 2025 年 6 月底前轉入正式運行。陜西作為 進展靠前的非試點省份，同樣被要求于 2026 年 6 月底前轉入正式運行。而對于進展偏落后 的省市區，包括首批試點中的福建和四川，以及二批試點中的遼寧、江蘇、河南、上海， 以及非試點的重慶、湖南、寧夏、河北南網、江西、吉林、黑龍江、新疆、蒙東、青海等 省網，要啟動現貨市場連續結算試運行。

2）當前進展：現貨市場建設全面鋪開，推進速度明顯加快

2023 年底以來，電力現貨市場建設進一步全面加速，現貨市場目前已在全國 29 個省級電 網區域開展試運行或正式運行。省級現貨市場層面，繼山西、廣東于 2023 年底率先由試 運行轉為正式運行之后，山東、甘肅現貨市場分別于 2024 年 6 月和 9 月轉正，蒙西和湖 北現貨市場于 2025 年 2 月和 6 月轉正。此外，浙江、安徽、陜西均在 2024 年內從短 / 長 周期結算試運行轉為連續結算試運行。遼寧、河北南網均于 2024 年 11 月首次實現為期一 個月的長周期結算試運行，也均于 2025 年 3 月啟動連續結算試運行，推進速度明顯加快。 其余大部分省份在 2024 年也均有顯著階段更新，河南、湖南、寧夏、重慶均實現了月度 以上的現貨市場長周期結算試運行，青海、吉林、上海、新疆、黑龍江、蒙東實現了短周 期結算試運行。

3）現貨市場未來展望： 2025-2026 年全面鋪開，調節性資源持續獲益

2025 年是全國統一電力市場建設的里程碑之年，《關于加快建設全國統一電力市場體系的 指導意見》中要求“到 2025 年，全國統一電力市場體系初步建成”。2025 年以來，電力現 貨市場在多省（區）“全面鋪開”，長周期結算試運行已擴展至十余個地區。綜合而言，當 前試點地區持續完善迭代，非試點地區積極探索實踐，覆蓋全國的電力現貨市場進入分省落實階段。此次“394”號文的重要意義在于再度認可電力現貨市場在優化資源配置、保 證電力安全供應、促進可再生能源消納等方面顯著作用，再次明確現貨市場建設“時間表”， 督促部分省份加速推進現貨市場建設。我們預計，全國范圍內的現貨市場連續結算試運行 有望在 2026 年左右實現，現貨市場有望迎來全面推廣。

4. 新進展三：新能源消納步入新階段，容量電價有望呈提升趨勢

1）新能源消納：分布式新能源強調自用，綠電直連開啟消納新篇

分布式光伏管理新政落地，自用及控制要求提升。2023 年 6 月，國家能源局發布《開展分 布式光伏接入電網承載力及提升措施評估試點工作的通知》，在全國范圍選取山東、黑龍江、 河南、浙江、廣東、福建 6 個試點省份開展分布式光伏接入電網承載力及提升措施評估試 點工作，以期解決分布式光伏接網受限等問題。從各地 2024年公布的分布式光伏接入電網 承載力情況來看，“紅區”仍在不斷蔓延，分布式新能源接入和消納瓶頸問題開始逐步凸顯， 倒逼其由原先放開接入轉向逐步受限。2025 年 1 月，國家能源局印發《分布式光伏發電開 發建設管理辦法》（國能發新能規〔2025〕7 號），加強對分布式光伏項目的區分和管理， 同時對其自用及控制提出要求：凡是戶用光伏均可自行選擇“全額上網”、“自發自用”或“自 發自用+余電上網”模式，大型工商業分布式光伏發電電量只能選擇“全量自發自用”模式； 要求新建項目具備“四可”（可觀、可測、可調、可控），要求存量項目加大投資改造力度， 實現“四可”。除此之外，各省落地細則同樣貫徹落實分布式光伏管理辦法。據光伏們統計， 截至 2025 年 6 月 22 日，全國共有 17 省已經發布分布式新政相關文件。從自用比例來看， 山西、山東、廣西等 7 省一般工商業光伏自用比例要求 50%以上；福建、浙江、安徽等 6 省自用比例暫不作要求；內蒙古要求 90%以上，吉林要求 80%以上。

綠電直連政策突破性發布，消納模式創新性發展。2025 年 5 月 30 日，國家發改委、能源 局發布《關于有序推動綠電直連發展有關事項的通知》（發改能源〔2025〕650 號），首次 明確綠電直供項目規范化發展，提出風、光、生物質等新能源通過直連線路向單一電力用 戶供給綠電，實現電量清晰物理溯源。對于綠電直連項目自發自用的比例，在“650”號 文中亦有明確：項目應按照“以荷定源”原則，項目整體新能源年自發自用電量占總可用 發電量的比例應不低于 60%，占總用電量的比例應不低于 30%，并不斷提高自發自用比例， 2030 年前不低于 35%。上網電量比例上限一般不超過 20%。 “650”號文的重要意義在于填補國家層面綠電直連政策的空白，首次規范創新型綠電消 納模式，同時為地方政府在制定綠電直連相關政策時提供了重要的指引。從需求方來看， 綠電直連政策直接滿足對綠電溯源有較高需求的負荷用戶，即出口導向性企業。近年來， 歐盟碳邊境調節機制（CBAM）要求產品披露全生命周期碳排放，2022年12月出臺的《電池與廢電池法規》規定，自 2025 年 2 月 18 日起出口到歐盟的汽車動力電池必須申報產品 全生命周期的碳足跡。在我國現有的部分市場化工具，如購電協議（PPA）和綠證等暫未 被歐盟等國家完全接納的背景下，為滿足這一部分出口型企業的需求，綠電直連政策的出 臺有助于國內出口外貿型企業滿足國際市場綠色低碳要求。從供給方來看，綠電直連有望 成為未來新能源消納模式的重要創新。“十四五”以來，新能源消納壓力隨裝機高速發展而 持續增長，95%“消納紅線”隨之放寬，疊加“136”號文推動新能源電量全面入市交易， 新能源上網電量和電價的不確定性持續增加。綠電直連模式可以為供給方發電企業提供較 為穩定的負荷用戶和多年期購售電協議，穩定的消納途徑和電價收益有望鼓勵發電企業持 續推進消納新模式。

2）容量電價：26 年按政策穩步增長，后續仍有可能繼續提升

煤電電量下行，容量電價或將超預期提升。2023 年 11 月 8 日，國家發改委、國家能源局 聯合發布《關于建立煤電容量電價機制的通知》(發改價格〔2023〕1501 號)，容量電價政 策正式落地。“1501”號文明確自 2026 年起，云南、四川等煤電轉型較快的地方通過容量 電價回收煤電固定成本的比例原則上提升至不低于 70%，其他地方提升至不低于 50%。容 量收入及其占比將進一步提高，可為煤電利用小時數進一步下調提供支撐，推動煤電向基 礎保障性和系統調節性電源并重轉型。據落基山研究所相關研究，在不考慮電能量價格、 電煤價格和機組利用水平等波動的情況下，按照預期的容量電價調整規則，煤電經營主體 的容量收入占比預計平均提升約 3 個百分點，達到 8.3% 左右；預計容量電價的新一輪調 整，可支撐各地煤電利用小時數普遍下浮 150 小時左右，個別地區或可下浮 200 ～ 250 小 時或更多。盡管“1501”號文明確煤電容量電價穩步提升， 但就目前容量電價水平來看， 容量收入占煤電機組總收入 3%~7%之間。即便容量電價提升可以帶來 3pct 的占比提升， 其占比依然偏小。而在新能源裝機高速增長、煤電裝機持續投產、電力供需格局逐步寬松 帶動電價下行的發展趨勢下，電量收入或將出現明顯下行。因而容量收入理應持續提升， 以維持煤電機組合理收入。2026 年后煤電容量電價仍有可能進一步提升，從而對沖利用小 時數的下行趨勢。