行业与公司 * 行业涉及电力市场 包括火电 新能源（光伏 风电） 新型储能及煤炭行业[1][2][3] * 公司层面未明确提及具体上市公司名称 但政策影响将波及所有电力行业市场参与者 包括火电企业 新能源发电企业及储能运营商[1][2][3] 核心政策：136号文件 * 文件于2025年3月出台 标志着新能源告别全额保障性收购 全面进入市场交易[2] * 总体目标是加快电力市场化进程 促进全国统一电力市场建设 缓解工商业用户成本负担 提高电网调峰 调频 调压能力[2][6] * 对电力现货市场 辅助服务市场及容量市场提出高要求[2] 对火电及煤炭需求的影响 * 新能源全面入市改变火电在现货市场中的主体地位 尤其在午间低谷时段火电面临负电价风险[1][3][7] * 辅助服务成本增加 2025年因新能源渗透率达20% 辅助服务成本每度电接近8分到1毛 进一步加剧火电经营压力[3][4] * 火电利用小时数下降 2025年1-8月同比下降约160-180小时 预计2026年趋势持续[9] * 火电角色逐步转变 未来将更多作为容量提供者 但2035年前仍占主导地位 十四五期间新增装机可能达44GW以上[10][19] * 煤电行业近期盈利主要得益于两部制电价政策实施 通过容量电价激励其从电量提供者转变为容量提供者[30] 对新能源项目的影响 * 存量项目：部分省份（如广东 山东 湖南）已开始调整存量项目机制 降低或下调标杆上网电价[5] * 增量项目：收益率显著下降 例如山东户用光伏收益率从15%降至7% 基准电价降至2毛2 而成本约为2毛6至2毛7 可能导致亏损[5] * 光伏装机：2025年预计新增278-280GW 但下半年及2026年将放缓 预计2026年新增降至180-200GW[15][17] * 风电装机：2025年新增预计90-100GW 2026年仍看好 新增至少100GW以上[16] * 长期看 通过行业洗牌和成本下降 新能源可能重拾增长趋势 十五期间年度新增装机目标高线300GW 低线250GW[17] 市场供需与价格趋势 * 当前电力市场供过于求 2025年1-8月全国用电量增长约4.6% 低于预期[9] * 供给过剩和需求疲软导致火电竞争力下降 大西北地区弃电率达40%以上[9] * 电价趋势：2025年电价在2024年基础上略有下降 明年（2026年）整体供需形势宽松甚至恶化 长协及现货市场价格预计稳中略降 现货下降更明显[14][35] * 中东部省份（如山东 河南 安徽 江浙）新能源入市后定价压力加大 拉低现货价格[34] * 长期看 随着AI 数据中心 电动汽车等新业态发展 全社会用电量可能回升 十五五期间年均增速预测约5%[20][21] 新型储能的影响 * 国家政策推动新型储能发展 通过峰谷套利（如午间充电 晚高峰放电）对火电形成竞争压力[8] * 增加了市场参与主体 间接压制晚高峰时段的市场价格 影响火电竞争力和收益[8] * 2026年新兴储能装机预计达55-60GW[35] 其他重要内容 * 电力现货市场建设加快推进 预计2026年上半年约2/3省份建立现货联系机制[11] * 火电竞价机制未来更多转向调峰角色 煤炭容量价格政策保障固定成本回收[28] * 广东省2025年降电价明显 主因供需矛盾加剧 需求放缓而供给增加[33] * 用电量增长疲软主因工业部门需求不足 2025年1-8月工业用电量同比仅增2% 居民用电增速超10%[20][23] * 暖冬和经济结构调整对用电量下滑有一定影响[23]