智通財經 APP 獲悉，信達證券發佈研報稱，山西存量電量電價銜接現有規模，有望仿照 “甘肅模式” 額外擴展容量補償範圍。目前各地機制電價情況與納入機制的電量情況目前尚不清晰，且增量項目機制電價需通過競價決定，競價結果的不確定性也將影響到後續新能源投資積極性。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衝擊。對電力交易策略和預測的要求有望持續提升，相關服務商有望持續受益。雖然隨着 2022 年火電裝機核准潮逐步落地，電力供需矛盾趨於緩和，但部分經濟較為發達的區域仍存在區域性供需缺口。在當前新能源裝機持續快速增長，相關能源政策依然重點強調安全保供的態勢下，煤電頂峯價值有望持續凸顯。展望未來，雙碳目標下的新型電力系統建設，或將持續依賴系統調節手段的豐富和投入；容量電價機制正式出台明確煤電基石地位，電力現貨市場和輔助服務市場機制有望持續推廣，因而在電力市場化改革的持續推進下，電價有望實現穩中上漲。<h2>信達證券主要觀點如下：</h2>五地出台銜接機制，存量增量保障力度均出現明顯分化山西存量電量電價銜接現有規模，有望仿照 “甘肅模式” 額外擴展容量補償範圍。海南存量電量保障 80~90%，但增量僅給予海風 80%、陸風和光伏 75% 的電量保護和海風 14 年、陸風和光伏 12 年的執行期限；遼寧存量保護較好，但增量項目保護不佳：機制電量按增量項目上網電量的 55% 確定；機制電價設定 0.18~0.33 元/千瓦時的區間；執行期限 12 年；甘肅存量僅給予存量項目 154 億千瓦時的電量保障，常規集中式新能源項目保障比例或遠低於 20%，且增量項目僅給予 80% 的電量納入上限和 12 年的執行期限；寧夏存量增量電量均僅 10%，且執行期限僅 10 年。未來展望：仍需靜待機制電價細則持續落地，利好交易策略與預測服務。目前各地機制電價情況與納入機制的電量情況目前尚不清晰，且增量項目機制電價需通過競價決定，競價結果的不確定性也將影響到後續新能源投資積極性。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衝擊。對電力交易策略和預測的要求有望持續提升，相關服務商有望持續受益。月度電力需求情況分析：6 月電力消費增速環比有所恢復2025 年 6 月，全社會用電同比增長 5.40%。分行業：二產用電增速有所恢復，居民用電增速持續增長：2025 年 6 月，一、二、三產業用電量同比增速分別為 +4.90%、+3.20%、+9.00%，居民用電量同比增長 10.80%。分板塊：製造業板塊用電有所反彈，高技術裝備&amp;amp;高耗能板塊用電增速環比改善。分子行業看，高技術裝備製造板塊中用電量佔比前三的為計算機通信設備製造業、金屬製品業和電氣機械製造業。消費板塊中佔比前三的為批發和零售業、交通運輸、倉儲及郵政業和房地產業。六大高耗能板塊中佔比前三的為電力熱力生產及供應業、有色金屬冶煉及壓延業和黑色金屬冶煉及壓延加工業。分地區來看，東部沿海省份用電量領先，西部省份用電增速領先。彈性係數方面，2025 年二季度電力消費彈性係數為 0.921。月度電力生產情況分析：整體發電量環比回升，火電發電量持續正增長2025 年 6 月份，全國發電量增長 1.70%。分機組類型看，火電電量同比增長 1.10%；水電電量同比下降 4.00%；核電電量同比上漲 10.30%；風電電量同比增長 5.50%；太陽能電量同比上漲 28.70%。新增裝機方面，2025 年 6 月全國新增裝機 2840 萬千瓦，其中新增火電裝機 824 萬千瓦，新增水電裝機 68 萬千瓦，新增風電裝機 511 萬千瓦，新增光伏裝機 1436 萬千瓦。發電設備利用方面，2025 年 5 月全國發電設備利用小時數 1504 小時。其中，火電平均利用小時 1968 小時；水電平均利用小時數 1377 小時；核電平均利用小時數 3882 小時；風電平均利用小時數 1087 小時；光伏平均利用小時數 560 小時。煤炭庫存情況、日耗情況及三峽出庫情況方面，截至 8 月 14 日，內陸煤炭庫存周環比上升，日耗周環比下降；沿海煤炭庫存周環比上升，日耗周環比下降。截至 8 月 15 日，三峽水位同比環比下降。月度電力市場數據分析：8 月代理購電均價環比觸底回升8 月月度代理購電均價為 384.25 元/MWh，環比上升 1.18%，同比下降 2.46%。投資建議：國內歷經多輪電力供需矛盾緊張之後，電力板塊有望迎來盈利改善和價值重估雖然隨着 2022 年火電裝機核准潮逐步落地，電力供需矛盾趨於緩和，但部分經濟較為發達的區域仍存在區域性供需缺口。在當前新能源裝機持續快速增長，相關能源政策依然重點強調安全保供的態勢下，煤電頂峯價值有望持續凸顯。展望未來，雙碳目標下的新型電力系統建設，或將持續依賴系統調節手段的豐富和投入；容量電價機制正式出台明確煤電基石地位，電力現貨市場和輔助服務市場機制有望持續推廣，因而在電力市場化改革的持續推進下，電價有望實現穩中上漲。此外，伴隨着發改委加大電煤長協保供力度，電煤長協實際履約率有望邊際上升，判斷煤電企業的成本端較為可控；同時煤電一體化企業依靠自有煤炭或高比例煤炭長協兑現的優勢，有望在穩利潤同時實現業績增長。電力運營商的業績有望大幅改善，電力運營商有望受益標的1) 煤電一體化公司：新集能源 (601918.SH)、陝西能源 (001286.SZ)、淮河能源 (600575.SH) 等；2) 全國性煤電龍頭：國電電力 (600795.SH)、華能國際 (600011.SH)、華電國際 (600027.SH) 等；3) 電力供應偏緊的區域龍頭：皖能電力 (000543.SZ)、浙能電力 (600023.SH)、申能股份 (600642.SH)、粵電力 A(000539.SZ) 等；4) 水電運營商：長江電力 (600900.SH)、國投電力 (600886.SH)、川投能源 (600674.SH)、華能水電 (600025.SH)；5) 設備製造商和靈活性改造有望受益標的：東方電氣 (600875.SH)、青達環保 (688501.SH)、華光環能 (600475.SH) 等。風險因素宏觀經濟下滑導致用電量增速不及預期，電力市場化改革推進緩慢，電煤長協保供政策的執行力度不及預期。

國電電力

皖能電力

淮河能源

國投電力

浙能電力

信達證券發佈研報指出，山西電力市場正在進行電量電價銜接，可能借鑑甘肅模式擴展容量補償。儘管電力供需矛盾有所緩解，但部分地區仍存在供需缺口。新能源投資受收益前景不明影響，電力市場化改革將推動電價穩中上漲。各地機制電價和電量保障存在明顯差異，未來電力系統建設將依賴於系統調節手段的豐富和投入。

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