报告行业投资评级 - 公用事业行业评级：增持 (维持) [7] - 环保行业评级：增持 (维持) [7] 报告核心观点 - 报告对2025年第四季度公用事业及环保行业业绩进行前瞻，认为水电盈利稳健增长，而绿电和环保行业现金流有望改善 [1] - 展望2026年，火电板块需关注电价与煤价之间的剪刀差，水电盈利取决于来水情况，化债政策有望改善政府支付能力，从而提振绿电和环保公司的业绩与现金流表现 [1] 火电板块 - 2025年10月/11月全国火电发电量同比分别增长7.3%和下降4.2% [2] - 2025年第四季度秦皇岛动力末煤（5500大卡）平仓均价为750元/吨，同比下降11.5%，环比提升16.0% [2] - 尽管盈利受减值影响存在不确定性，但报告认为主要火电公司2025年第四季度归母净利润有望实现同比增长 [2] 水电与核电板块 - 2025年10月/11月全国水电发电量同比分别增长28.2%和17.1% [3] - 2025年10月/11月，三峡电站出库流量同比分别增长167%和56%，预计长江电力2025年第四季度归母净利润同比增长18% [3] - 2025年10月/11月全国核电发电量同比分别增长4.2%和4.7%，漳州核电2号机组于11月22日首次并网成功，预计中国核电2025年第四季度归母净利润或同比扭亏 [3] 新能源（绿电）板块 - 2025年1-10月，全国风电和光伏发电量同比分别增长7.6%和23.2% [4] - 截至2025年10月末，全国风电和光伏装机容量同比分别增长21.4%和43.8% [4] - 2025年10月，全国风电和光伏利用率分别为96.4%和94.8%，同比分别变化+0.2和-1.0个百分点 [4] - 随着第三季度国家补贴到账改善现金流，报告认为绿电公司的减值风险有望缓解 [4] 燃气板块 - 2025年10月/11月全国天然气产量同比分别增长5.9%和5.7% [5] - 2025年10月全国天然气表观消费量同比下降1.3% [5] - 2026-2028年，市场预期国际原油价格先降后升、JKM（亚洲液化天然气现货价格）逐年下降、HH（亨利港天然气价格）先升后降，国内进口管道天然气与进口液化天然气长协价格将全面回落，燃气公司或将进入成本下行周期 [5] 环保板块 - 化债行动持续推进，截至2025年8月底，一次性增加的6万亿元专项债务限额已累计发行4万亿元 [6] - 第三季度以来，环保行业国补回款超预期，例如光大绿色环保7-8月回款20.64亿元，三峰环境1-10月回款3.6亿元，伟明环保、绿色动力、中科环保、旺能环境等均收到不同金额回款 [6] - 2025年9月25日佛山市召开价格调整听证会，污水处理费、垃圾处理费或将上调，顺价落地有望支撑行业盈利和现金流进一步改善 [6] 主要公司业绩预测（摘要） - **长江电力 (600900 CH)**：预计2025年第四季度归母净利润为52.98亿元（中值），同比增长18% [11] - **中国核电 (601985 CH)**：预计2025年第四季度归母净利润为23.36亿元（中值），同比扭亏（上年同期为-1.56亿元） [11] - **龙源电力 (001289 CH)**：预计2025年第四季度归母净利润为10.18亿元（中值），同比增长92% [11] - **华能国际 (600011 CH)**：预计2025年下半年归母净利润为47.45亿元（中值），同比增长77% [11] - **国投电力 (600886 CH)**：预计2025年第四季度归母净利润为7.65亿元（中值），同比增长1073% [11] - **伟明环保 (603568 CH)**：预计2025年第四季度归母净利润为7.56亿元（中值），同比增长27% [12] - **光大环境 (0257 HK)**：预计2025年全年归母净利润为118.5亿港元（中值），同比增长28% [12]

全国电力工业核心数据概览 - 国家能源局发布2025年1至11月份全国电力工业统计数据 [1] 发电装机容量 - 截至11月底 全国累计发电装机容量达37.9亿千瓦 同比增长17.1% [1][2] - 太阳能发电装机容量达11.6亿千瓦 同比增长41.9% 是增速最快的电源类型 [1][2] - 风电装机容量达6.0亿千瓦 同比增长22.4% [1][2] - 水电装机容量4.45亿千瓦 同比增长3.0% [2] - 火电装机容量15.22亿千瓦 同比增长5.9% [2] - 核电装机容量0.62亿千瓦 同比增长7.6% [2] 发电设备利用与能效 - 1至11月份 全国发电设备累计平均利用2858小时 比上年同期降低289小时 [1][2] - 全国供电煤耗率为304.5克/千瓦时 同比降低0.2克/千瓦时 [2] - 全国发电累计厂用电率为4.3% 同比下降0.28个百分点 [2] - 其中 水电厂用电率0.5% 与去年同期持平 火电厂用电率5.7% 同比下降0.16个百分点 [2] 投资与新增装机 - 1至11月 电源工程投资完成8500亿元 同比下降1.8% [2] - 电网工程投资完成5604亿元 同比增长5.9% [2] - 全国新增发电装机容量44557万千瓦 同比增加12891万千瓦 [2] - 新增太阳能发电装机容量27489万千瓦 同比增加6859万千瓦 在新增装机中占比最高 [2] - 新增风电装机容量8250万千瓦 同比增加3076万千瓦 [2] - 新增火电装机容量7752万千瓦 同比增加3007万千瓦 [2] - 新增水电装机容量912万千瓦 同比减少86万千瓦 [2] - 新增核电装机容量153万千瓦 同比增加35万千瓦 [2] 供热相关数据 - 全国供热量为531964万百万千焦 同比增长0.6% [2] - 全国供热耗用原煤31234万吨 同比增长0.1% [2]

全国电力工业总体装机容量 - 截至2025年11月底，全国累计发电装机容量达37.9亿千瓦，同比增长17.1% [1] - 1-11月全国发电设备累计平均利用小时为2858小时，比上年同期减少289小时 [1] 各类电源装机容量及增长 - 太阳能发电装机容量达11.6亿千瓦，同比增长41.9%，是增速最快的电源类型 [1] - 风电装机容量达6.0亿千瓦，同比增长22.4% [1] - 水电装机容量为4.45亿千瓦，同比增长3.0% [1] - 火电装机容量为15.22亿千瓦，同比增长5.9% [1] - 核电装机容量为0.62亿千瓦，同比增长7.6% [1] 1-11月新增发电装机容量 - 全国新增发电装机容量44557万千瓦，同比增加12891万千瓦 [1] - 新增太阳能发电装机容量27489万千瓦，同比增加6859万千瓦，在新增装机中占比最高 [1] - 新增风电装机容量8250万千瓦，同比增加3076万千瓦 [1] - 新增火电装机容量7752万千瓦，同比增加3007万千瓦 [1] - 新增水电装机容量912万千瓦，同比减少86万千瓦 [1] - 新增核电装机容量153万千瓦，同比增加35万千瓦 [1] 电源与电网工程投资 - 1-11月电源工程投资完成8500亿元，同比下降1.8% [1] - 1-11月电网工程投资完成5604亿元，同比增长5.9% [1] 运行效率与能耗指标 - 1-11月全国供电煤耗率为304.5克/千瓦时，同比下降0.2克/千瓦时 [1] - 1-11月全国发电累计厂用电率为4.3%，同比下降0.28个百分点 [1] - 其中，火电厂用电率为5.7%，同比下降0.16个百分点；水电厂用电率为0.5%，与上年同期持平 [1] - 1-11月全国供热量为531964万百万千焦，同比增长0.6% [1] - 1-11月全国供热耗用原煤31234万吨，同比增长0.1% [1]

新华财经北京12月26日电 12月26日，国家能源局发布1-11月份全国电力工业统计数据。 截至11月底，全国累计发电装机容量37.9亿千瓦，同比增长17.1%。其中，太阳能发电装机容量11.6亿千瓦，同比增长41.9%；风电装机容量6.0亿千瓦，同 比增长22.4%。1-11月份，全国发电设备累计平均利用2858小时，比上年同期降低289小时。 | 指 标 名 称 | 車位 | 1-11月 | 同比增长 | | --- | --- | --- | --- | | | | 累计 | (%) | | 全国发电装机容量 | 万千瓦 | 379351 | 17.1 | | 其中:水电 | 万千瓦 | 44490 | 3.0 | | 火电 | 万千瓦 | 152225 | 5.9 | | 核电 | 万千瓦 | 6248 | 7.6 | | 风电 | 万千瓦 | 60264 | 22.4 | | 太阳能发电 | 万千瓦 | 116120 | 41.9 | | 全国供电煤耗率 | 克/千瓦时 | 304.5 | -0.2* | | 全国供热量 | 万百万千焦 | 531964 | 0.6 | | 全国供热耗用原煤 | 万 ...

全国电力工业核心数据概览 - 截至2025年11月底，全国累计发电装机容量达37.9亿千瓦，同比增长17.1% [1] - 1-11月份，全国发电设备累计平均利用2858小时，比上年同期降低289小时 [1] 各类电源装机容量及增长 - **太阳能发电**：累计装机容量11.6亿千瓦，同比增长41.9%，是增速最快的电源类型 [1][2] - **风电**：累计装机容量6.0亿千瓦，同比增长22.4% [1][2] - **水电**：累计装机容量4.45亿千瓦，同比增长3.0% [2] - **火电**：累计装机容量15.22亿千瓦，同比增长5.9% [2] - **核电**：累计装机容量0.62亿千瓦，同比增长7.6% [2] 新增发电装机容量 - 1-11月全国新增发电装机容量44557万千瓦，同比增加12891万千瓦 [2] - **太阳能发电**：新增27489万千瓦，同比增加6859万千瓦，是新增装机的主力 [2] - **风电**：新增8250万千瓦，同比增加3076万千瓦 [2] - **火电**：新增7752万千瓦，同比增加3007万千瓦 [2] - **水电**：新增912万千瓦，同比减少86万千瓦 [2] - **核电**：新增153万千瓦，同比增加35万千瓦 [2] 电源与电网工程投资 - 1-11月电源工程投资完成8500亿元，同比下降1.8% [2] - 1-11月电网工程投资完成5604亿元，同比增长5.9% [2] 发电运行效率与能耗指标 - 全国发电设备累计平均利用小时为2858小时，同比减少289小时 [1][2] - 全国供电煤耗率为304.5克/千瓦时，同比下降0.2克/千瓦时 [2] - 全国发电累计厂用电率为4.3%，同比下降0.28个百分点 [2] - 其中，水电厂用电率为0.5%，与去年同期持平；火电厂用电率为5.7%，同比下降0.16个百分点 [2] 供热相关数据 - 全国供热量为531964万百万千焦，同比增长0.6% [2] - 全国供热耗用原煤31234万吨，同比增长0.1% [2]

行业与公司 * 行业：电力行业，涉及发电（风电、光伏、核电、水电、火电）及储能领域[1] 核心观点与论据 * **全社会用电量**：预计2026年全社会用电量增速约为5%，主要受GDP增速和电力弹性系数影响，预计弹性系数将保持在1左右或略高[1][2] * **风电**：预计2026年新增装机容量约为100吉瓦，与2025年类似，其中海上风电建设将明显提速[1][2] 预计2026年风电发电量增速为14-15%[1][10] * **光伏**：预计2026年新增装机容量在150-175吉瓦之间，存在不确定性，需关注上半年新增情况[1][2][10] 预计2026年光伏发电量增速约为15%，较2025年全口径超过30%的增速大幅下降[1][3][10] * **新能源消纳与利用小时数**：受新能源消纳压力影响，2026年风电和光伏利用小时数预计将继续下降，可能影响50小时左右的利用时间[1][3][10] 2025年前10个月风电利用小时数同比下滑140小时，光伏下滑100小时[3] * **储能**：储能对改善新能源消纳环境有积极作用，但短期内效果有限，对2026年的影响不显著，更大的正面影响预计将在2027年及以后逐步体现[1][3][4][5][11] 高效独立储能建设是长期趋势[1][4] * **核电**：核电在“十五五”期间将进入加速投产阶段[1][6] 预计2026年将有约六台常规大机组投入商运，包括惠州2号、华能长江两台机组、国核C1P10,004 2号机组、苍南1号和田湾7号，此外还有海南小堆和霞浦高温气冷堆等小型堆可能投运[6] 预计2027年的投产规模将比2026年更高[1][6] * **核电发电量**：预计2026年和2027年核电发电量增速分别约为10%和13%-14%[1][7][12] * **水电**：水电发电量受自然条件影响波动较大，预计保持相对平稳状态[1][12] * **火电整体**：预计2026年火电整体发电量增速将保持微增状态，相较于2025年的负增长（近十年来罕见）有所修复[2][13] * **煤电**：预计2026年煤电发电量可能同比微降，出现小幅负增长[2][13] 2025-2027年是煤电竞争力的峰值平台期，之后竞争力可能逐步下降[2][13] * **气电**：气电竞争力取决于全社会用电总量和风光消纳情况，若用电总量增长超预期或风光消纳问题突出，将为火电提供更多发展空间[2][8][13] * **度电煤耗**：总体呈下降趋势[2][14] 但未来随着风光能源发展和火电深度调峰要求提高，度电煤耗有提升的可能性[2][14] 例如，对于30万千瓦级别机组，当负荷降至30%时，每千瓦时煤耗可能提升约7至8个百分点[9][14] 深度调峰导致的实际煤耗提升幅度难以量化[2][9][14] 其他重要内容 * **电力弹性系数**：2025年上半年电力弹性系数低于1，但截至11月，全社会用电量增速已回升至5.2%，若全年GDP增速达5%，则2025年实际弹性系数仍能维持在1以上[2] * **新能源装机目标**：根据国家整体目标，每年新增新能源装机应在2亿千瓦以上，其中风电竞争占据1亿千瓦，则光伏最低为1亿千瓦[2][3] * **储能作用量化**：储能及其他调节方式（如抽水蓄能、煤电灵活性改造）的具体作用难以量化，且不足以完全弥补当前利用小时数下降的问题[3] * **核电成长阶段**：“十四五”是核电成长预期增强的时期，而“十五五”则是成长兑现的时期[6] * **火电影响因素**：用电需求若超出预期增长一个百分点，可带来约1,000亿度额外用电影响[8] * **度电煤耗波动原因**：度电煤耗波动较大主要因入炉煤质下降导致，同时小型机组逐步转为应急调峰备用或退役有助于降低整体煤耗[9]

分红方面，电投能源A股上市后累计派现118.15亿元。近三年，累计派现45.50亿元。 机构持仓方面，截止2025年9月30日，电投能源十大流通股东中，香港中央结算有限公司位居第五大流 通股东，持股4724.47万股，相比上期增加1850.55万股。 责任编辑：小浪快报 资料显示，内蒙古电投能源股份有限公司位于内蒙古自治区通辽市经济技术开发区清沟大街1号内蒙古 电投能源股份有限公司办公楼，成立日期2001年12月18日，上市日期2007年4月18日，公司主营业务涉 及煤炭产品的生产、加工和销售,火电、电解铝业务。主营业务收入构成为：铝业产品55.11%，煤炭产 品30.29%，电力产品13.02%，其他1.59%。 电投能源所属申万行业为：煤炭-煤炭开采-动力煤。所属概念板块包括：有色铝、海上风电、风能、太 阳能、高派息等。 截至9月30日，电投能源股东户数2.71万，较上期减少11.29%；人均流通股82831股，较上期增加 12.72%。2025年1月-9月，电投能源实现营业收入224.03亿元，同比增长2.72%；归母净利润41.18亿元， 同比减少6.40%。 12月25日，电投能源盘中下跌2.01% ...

文章核心观点 - 在反内卷和实现碳中和的宏观背景下，适度提高电价对行业和国家具有多重战略意义，包括支持下游制造业出口、促进储能发展以及推动节能降耗 [1] - 电力市场化进程中出现电价下行压力与区域分化，部分省份第二轮机制电价低于首轮，现货市场存在限价，可能影响储能等新兴业态发展 [1][3] 电力行业政策与市场环境 - 能源局处罚5起电厂串通报价案例，背景是中央推行反内卷及上游多行业反内卷提价 [1] - 适度提高电价被认为有利于：1) 下游制造业（如硅料光伏、电力电缆）向海外传导成本，拉动顺差；2) 促进储能发展，为碳中和目标铺路；3) 推动节能降耗 [1] - 在全国统一市场要求下，降低电价被认为不利于碳中和、反内卷，并可能错过海外刚需产品提价时机 [1] 电价与电力市场动态 - **机制电价竞价**：江西第二批增量机制电中，风电电量1.354亿度，电价0.365元/度（首批0.375元/度）；光伏电量7.499亿度，电价0.379元/度（首批0.330元/度），第二批电价较第一批有降有升 [1] - **区域电价示例**：吉林2026年机制电价为风电0.25元/度，光伏0.33元/度，显示风电过剩相对更多 [1] - **现货市场价格限制**：青海电力现货市场规定申报和出清价格下限0.08元/度、上限0.65元/度，二级限价0.3元/度，评论认为此限价可能制约储能发展 [3] - **零售市场价差**：2025年1-11月，安徽电力零售市场结算电量1325亿度，批发-零售价差为0.0211元/度，多数售电公司价差集中在0.01-0.04元/度之间 [3] 电力生产与投资数据 - **发电量**：11月份规上工业发电量7792亿度，同比增长2.7%（10月为+7.9%），增速放缓 [2] - **电源结构变化**：11月火电发电量同比下降4.2%（10月为+7.3%），水电、风电、光伏发电量分别同比增长17.1%、22%、23%，核电增长4.7% [2] - **累计发电量**：1-11月份规上工业发电量88567亿度，同比增长2.4% [2] - **电力投资**：1-11月份全国固定资产投资同比下降2.6%，但电力、热力、燃气及水生产和供应业投资增长10.7% [2] - **用电负荷**：江苏本年调度用电最高负荷1.44亿千瓦，同比增长6.06% [1]

报告行业投资评级 * 报告未明确给出具体的行业投资评级（如“优于大市”、“中性”等）[1][2][3][4] 报告的核心观点 * 报告长期看好火电行业，认为电力需求仍在上升趋势[1] * 报告核心观点认为，在“反内卷”和“反垄断”的政策背景下，适度提高电价对行业和国家整体有利，具体体现在：有利于下游制造业（如光伏、机械）向海外传导成本、有利于储能产业发展以支持碳中和目标、有利于节能降耗[3] * 报告指出，能源局处罚了5起电厂串通报价案例，此举是在上游多行业“反内卷提价”的背景下发生的[3][4] 根据相关目录分别进行总结 电力市场与价格动态 * 第二轮机制电价竞价可能低于第一轮：江西第二批增量机制电中，风电电量1.354亿度，电价0.365元/度（首批为0.375元/度）；光伏电量7.499亿度，电价0.379元/度（首批为0.330元/度）[3] * 吉林2026年机制电价设定为：风电0.25元/度，光伏0.33元/度，显示当地风电供应相对过剩[3] * 安徽电力零售市场价差狭窄：2025年1-11月，零售市场结算均价0.4182元/度，批发市场结算均价0.3970元/度，价差为0.0211元/度；价差在0.01-0.04元/度之间的售电公司合计电量占比高达83.9%[3] * 青海现货电价设置上限可能抑制储能发展：其现货市场方案规定申报和出清价格上限为0.65元/度，二级限价为0.3元/度[3][4] 电力生产与需求数据 * 11月火电发电量再现负增长：11月份，全国规模以上工业发电量7792亿度，同比增长2.7%，其中火电同比下降4.2%，而水电、风电、光伏发电分别增长17.1%、22%和23%[3] * 1-11月累计发电量88567亿度，同比增长2.4%[3] * 江苏用电负荷保持增长：本年调度用电最高负荷达1.44亿千瓦，同比增长6.06%[3] 固定资产投资情况 * 2025年1-11月全国固定资产投资同比下降2.6%，其中民间投资下降5.3%[3] * 第二产业投资增长3.9%，其中电力、热力、燃气及水生产和供应业投资增长10.7%，增速显著[3]

涉及的行业与公司 * 行业：电力行业，特别是新能源发电（光伏、风电）、火电、核电及电力市场交易[1][2] * 公司：未明确提及具体上市公司名称，但内容涉及发电企业（新能源、火电、核电）、售电公司及电力用户（如多晶硅、煤矿企业）[9][14][15] 核心观点与论据 2026年新能源发电侧电价展望 * **整体趋势稳中有降，下行压力可控**：预计2026年增量竞价平均出清电价降至0.295元/千瓦时左右，降幅约8%；存量项目平均基准电价降至0.35元/千瓦时左右，降幅2.6%[1][5] * **区域分化极为显著**：东部经济发达地区（如上海、江苏、浙江、广东）2026年增量竞价出清价格预计仍在0.36元/千瓦时以上，而西部地区（如宁夏、甘肃、新疆、青海）则在0.15至0.128元/千瓦时之间[1][7] * **存量项目电价相对稳定**：平均机制电价为0.36元/千瓦时，比增量项目高12%左右，平均降幅仅1%-3%，政策过渡平稳[1][4] * **增量项目价格跨度大，降价幅度不一**：最高出清电价在上海达4.15元/千瓦时，最低在新疆光伏项目为0.15元/千瓦时；平均综合降幅约0.032元/千瓦时，其中山东光伏项目降幅最大，超过0.10元/千瓦时[3] * **未来降幅预计逐步收窄**：随着市场化竞争理性化，增量项目降幅将继续收窄，存量项目调整幅度保持温和[5] 重要政策与市场机制变化 * **中长期交易比例下降并与现货衔接**：2025年底政策要求中长期交易曲线和方法需与现货交易省份衔接，各地可根据意愿放开20%的中长期交易比例[6] * **用户侧分时定价机制转变**：由原来的政府强制规定转变为根据批发侧现货价格波动进行调整，储能充放策略因此变得更复杂[8] * **部分省份逐步放松火电价格限制**：如甘肃省已取消火电20%上下限限制，江苏省则保留火电限制但取消了其他类型的限制，反映了市场化过渡趋势[8] * **新能源全面入市的影响**：自2026年1月1日起大部分省份新能源将全面入市，虽会增加系统运行费，但能量价格下降更多，预计不会导致用户侧费用上涨[2][17] * **云南省取消火电特殊场次交易**：2026年起，云南将取消火电脱离特殊场次交易，与水风光一起进行市场化交易，同时给予火电容量保护[2][10] 各地区具体竞争与价格情况 * **辽宁省出现价格倒挂与激烈竞争**：2025年零售侧电价已降至0.292元/千瓦时，突破20%下限；批发侧优先使用核电和风光发电，火电竞争激烈，大量进入现货市场[1][9] * **江苏省年度长协价格预计下降**：预计2025年整体均价从去年的0.41元/千瓦时降至0.34元/千瓦时左右，其结果将对华东其他省份（如浙江）产生压力[11] * **华中及北方省份价格普遍下降**：湖北预计整体降幅约0.04元/千瓦时以上；北方如河南、天津等地总体呈现0.03-0.04元/千瓦时降幅趋势[12] * **内蒙古新能源交易价格“双轨制”**：平价风光中长期交易维持在0.28-0.29元/千瓦时，带补贴风光集中竞价仅为几分钱到一毛多，对多晶硅等用户侧用电成本影响显著[14] * **云南省存在价格机制问题**：由于上下限机制（过去三年均值正负10%），2025年用户侧清洁能源价格已降至0.1元/千瓦时多，但发电侧价格仍维持在0.21元/千瓦时左右，导致价格倒挂[10] 火电市场趋势与竞争压力 * **2025年火电价格呈下降趋势**：即使后续价格不变，2026年一季度同比2025年一季度也会下降[15] * **内蒙古高价用电市场并轨影响收入**：煤矿用电价格从1.8元/千瓦时降至0.9元/千瓦时并与其他用户并轨，预计影响火电平均度电收入同比降幅约0.02-0.03元/千瓦时，环比降幅约0.01元/千瓦时[15] * **全国范围竞争压力巨大**：售电公司竞争激烈，如云南、新疆地区售电价格已低至0.1元/千瓦时出头，预计全国整体降幅超过0.04元/千瓦时[16] * **火电转向现货市场寻求盈利**：在辽宁、甘肃等地，由于中长期合同签约比例低，火电竞争激烈，大量进入现货市场，其盈利不一定差[9] 市场发展机遇与投资观察点 * **辅助服务与容量市场发展空间打开**：变量定价下降腾出的资金空间，可用于推动容量市场和辅助服务市场的发展，不会显著增加用户负担[2][16][18][19] * **投资者处于重要观察期**：当前无特别大利好，但随着各项政策落地，若股市未出现明显跌幅，对绝对收益或长线资金吸引力较大；个别公司股价变化可能对追求相对收益的投资者具有重要意义[20] 其他重要内容 * **项目规模与期限**：河北南北网、宁夏等地入围机制电价项目规模较大，超过9吉瓦；项目执行期限大多在10至15年，为新项目投资回报提供稳定预期[3] * **电量比例管控差异大**：如上海、北京、重庆等地新能源电量比例能达到100%，而宁夏等地仅有10%[4] * **山东取消年度长协**：以月度交易为主，预计不会显著影响当地企业盈利能力[13] * **广东新能源入市试点情况**：2025年11月新能源全面入市后，系统运行费从0.034元/千瓦时涨至0.08元/千瓦时，但能量价格从0.48元/千瓦时降至0.42元/千瓦时，用户侧总费用未上涨[17]