250603--136号文正式...

·政策意义：136号文是新能源容量电价后又一重要里程碑政策。该文于2025年2月发布，6月1日执行，6月2日为执行次日。 ·各电源占比变化：当前发电结构中，新能源（风光）与水电占比显著变化。新能源（风光）发电量占比达18%，从第三跃升为第二大发电主体；水电从第二降至第三，占比从16%降至13%-15%。136号文标志新能源全面进入市场化。 ·推进进程：从2024年底至2025年，陆续有十多个省份进入电力现货市场长周期试运行。2024年底，安徽、江苏、浙江启动并于2025年推行全年度电力现货试运行。目前，广东、山东、山西等地已正式进入电力现货市场运行。此外，2025年年底，包括江苏、福建等十多个省份也将推出现货市场。 ·综合电价体现：现货市场的推出使电价更多由供需关系决定。从2025年一季度情况看，多家电力企业的综合电价已体现这一特点。回顾2024年年底，市场曾担忧年度长协电价签订价格较低，但实际年度长协电量占比持续下行。自2023年起，火电或综合性公司的年度长协电量占比从90%降至80%，目前已低于60%，更多电量和电价通过月度和现货市场体现。这一变化在2025年一季度综合电价中已在上市公司经营数据里显现。2025年是电力市场化通过供需关系决定价格的元年。 ·机制特点：电网调度与合同履约是两条路径。电力市场化改革对实际调度影响有限，更多是调整价格结算机制。从物理空间看，优先上网部分仍优先上网；进入市场化部分，主要通过价格体现改革意图。 ·波动表现：在现货价格波动方面，非市场化电源因享有优先发电权，在出清序列上相对靠前；而市场化部分此前更多是报量不报价。此前，电力企业主要诉求是多上网发电以获更多收益，因最终结算不考虑价格。进入电力现货市场后，新能源因发电趋同性，为获更多电量，只能采用更低价格，而现货市场低价出清，导致价格波动幅度加大。高价时段，因发电稀缺，主要由火电或燃气机组发电。从实际案例看，内蒙、甘肃、山西、山东等北方省份日内价格波动加剧，部分区域电价波动超50%。长期来看，整体电价将呈分化格局。 ·双轨制定价：新能源与火电在电价形成中角色有别。新能源成本低可压低综合电价，但随机性致发电不稳定，紧缺时段需火电作边际机组维持高电价。价格曲线波动大的区域，交易周期会压短，如甘肃、内蒙等地因新能源入市，现货电价超中长协。火电公司年度长期价格降至50%以下成趋势。现货市场呈双轨制定价：一方面，新能源作边际机组时段占比提升，成本下行压低出清与综合电价；另一方面，新能源出力不足时，火电调节价值凸显，发电与停机时都有收益。内蒙等地辅助服务收入快速增长，部分公司2024年一季度4000万，2025年一季度达1亿。市场化推进下，中长期价格向现货收敛，整体价格或走低，通过峰谷价差拉大实现。 ·多重价值构成：电价体系由电能量价值、容量价值、灵活性价值和绿色价值等多重价值构成，形成价格矩阵。这一结构可类比手机收费模式，当前手机收费已从单一电话费扩展为包含固定月租费、流量费、彩铃费、短信费等多科目，以维持绝对价格稳定。火电在2025年已开始体现这一特征，例如山东率先提出容量电价政策，度电补偿约0.0991元，该补偿基本覆盖火电固定资产的70%-80%。作为电力市场化改革的先锋区域，山东过去几年已实现煤价与电价关联度的较大脱敏，未来其模式或成为全国改革试点。 ·配置逻辑：电力资产具备自由现金流良好、周期属性弱化的核心优势，契合长线资金配置需求。当前电力板块处于低持仓、低估值、低位置的状态，且二季度业绩呈现良好增长，具备向基准靠拢的配置机会。从火电板块长期逻辑看，其已接近10个季度业绩同比正增长，虽2024年四季度因减值等原因出现业绩下滑，但2025年一季度已恢复正增长；二季度煤价进一步下行将为火电利润增长释放空间，同时电改推进将提升盈利稳定性，因此火电板块值得维持几年维度的长期投资和配置，二季度因业绩催化更是良好的配置时点。此外，火电估值有望从当前5 8倍的周期股水平修复至10 12倍区间，其PB估值将因盈利稳定性提升而上台阶，而非按以往周期属性定价。 ·标的推荐：在标的推荐上，首先建议关注全国性综合电力公司，这类公司同时具备火电与绿电资产，能掌握当地用电曲线底牌，在电力交易中通过优化经营策略获取超额收益；其次推荐北方具备业绩弹性的纯火电公司（如建投能源）。具体标的包括大唐发电（港股）、华能国际（A股及港股）、华电国际（A股及港股）、皖能电力、申能股份、华润电力、国电电力。对于绿电板块，市场当前给予较低PB估值，随着136号文推进，资本开支将从盲目投资转向理性投资，自由现金流有望大幅好转，叠加可再生能源补贴回款政策落地可能带来的看涨期权，建议优先关注港股绿电公司。此外，水电也是长期推荐方向。

A: 136号文是继新能源容量电价政策后又一重要里程碑式政策文件，2月发布、6月1日起执行。当前发电结构中，火电为第一大主体，新能源为第二大主体，水电从原16%降至13%-15%成为第三大主体。该政策标志着作为第二大发电主体的新能源全面进入市场化，推动80%-90%的发电量纳入市场。 A: 136号文与现货市场加速推进结合将带来显著的电力市场裂变效应，现货市场推出后，电价将更由供需关系决定。 A: 电力市场化改革对实际调度影响有限，主要更改价格结算机制。在物理空间条件下，优先上网部分仍保持优先上网，剩余进入市场化部分的核心在于价格体现。 A: 从长期趋势看，电价将呈现分化格局。随着新能源装机增加，短期电力交易需求增长，新能源更多担任边际机组。由于新能源成本较低，综合电价被压低；但新能源随机性导致发电能力不稳定，紧缺或出力不足时段需火电担任边际机组，阶段性电价维持高位。 A: 在新能源出力不足时，火电作为调节性资源的价值凸显。通过深度调峰，火电在发电时可获得高电价，停机时可获得机会成本补偿。该补偿收益在内蒙古等地呈现快速甚至指数级增长。 A: 未来电价将不再由单一电能量价格构成，而是由电能量价值、容量价值、灵活性价值和绿色价值等多重价值构成价格矩阵。例如，山东率先推出容量电价政策，度电补偿约0.0991元，补偿火电固定资产的70%-80%，降低煤价与电价的关联度。 A: 建议重点关注两类标的：一是全国性综合性电力公司；二是北方具备业绩弹性的纯火电公司。此外，火电板块今年业绩增长、估值修复，建议二季度重点配置；绿电领域建议关注港股绿电公司及水电标的。