华泰证券研报指出，近日国家发改委发布《电力中长期市场基本规则（征求意见稿）》，针对电力中长期市场的参与主体、交易品种、电价机制进行修订。过去几个月“136号文”各省承接文件加速出台，新能源发展进入电价新时代。电力市场化政策细节正在持续丰富，继续看好风电、储能、电力设备结构性机会。
全文如下华泰 | 能源：电力市场化加速电力电网投资机会
近日国家发改委发布《电力中长期市场基本规则（征求意见稿）》，针对电力中长期市场的参与主体、交易品种、电价机制进行修订。过去几个月“136号文”各省承接文件加速出台，新能源发展进入电价新时代。我们认为电力市场化政策细节正在持续丰富，继续看好风电、储能、电力设备结构性机会。
核心观点
“136号文”各省承接文件陆续落地，新能源发展进入电价新时代
国家发改委、能源局2025年2月发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（即“136号文”），明确了新能源项目全面入市、新老项目电价划断、机制电价过渡衔接、机制电量引导规模等制度机制，推动我国新能源发展进入电价新时代。截止2025年9月，我们统计已下发136号文省级承接文件的地区不少于19个，其中从细则来看：1）存量项目机制电价普遍在0.26-0.45元/kWh，大部分和燃煤标杆电价一致保障收益平稳过渡；2）增量项目明确竞价上限和下限，其中上限普遍在0.24-0.42元/kWh，低于存量项目的机制电价，推动制造端降本的有效传导；而下限普遍在0.09-0.35元/kW，我们测算大部分高于当地风光项目的LCOE，以确保项目能回收初始投资。在上述机制下，我们认为1）新能源发展规模仍有配额制引导；2）新能源发展意愿有机制电价托底；3）新能源全面入市将有利于风电和储能发展。
电力中长期市场规则征求意见，明确虚拟电厂等新型主体市场地位
国家发改委2025年9月2日发布修订后的《电力中长期市场基本规则（征求意见稿）》，与2020年6月颁布的现行规则相比，主要有几点变化：1）市场参与主体方面，配资专业股票配资网站在电力中长期市场成员中单独罗列新型经营主体（储能、虚拟电厂、负荷聚合商等）并明确其参与市场的方式和权责；2）市场交易品种方面，明确电能量交易均应实现“带曲线签约、分时段结算”，此前电能量交易分为全部约定曲线和部分约定曲线；3）市场电价机制方面，允许合同电价与煤电价格指数、现货均价等进行联动，逐步推动月度、月内等较短周期的电力中长期交易限价与现货交易限价贴近。在上述修订下，我们认为，中长期电力交易主体扩容、价格波动放大，将有利于灵活性资源发展。
继续看好电力市场化下风电、储能、电力设备投资机会
新能源全面入市推动峰谷价差扩大和储能盈利模式完善。随着新能源全面入市，电力市场的价格将更加直观反映新能源随机性、间歇性、季节性导致的供需关系变化，形成持续的峰谷价差信号，完善独立储能削峰填谷的商业模式，推动独立储能电站装机的阶段性爆发，推荐阳光电源。
电力市场化推动风光占比变化和风电需求加速。风电发电曲线均匀、出力同步率低的特征使其在电力市场化时代更具备竞争力。我们估算风电项目参与现货电力市场交易折价幅度小于光伏（详见：《战略： 电力市场化系列一：定量分析山东市场化电价》（2024.01.12）。我们看好国内风电量价齐升叠加两海业务拓展，推荐三一重能。
电网灵活性需求推动配用电生态发生变化。随新能源分布式比例增加，电源资源在地调、县调层面增加，电力平衡压力不再仅在主网，亟需配网扩容提升对充电桩和分布式容纳能力。同时，配用电生态已发生变化，源网荷储、绿电直连、虚拟电厂等模式逐渐涌现，监测、调控系统规模或呈指数级增长，推荐四方股份、东方电子。
风险提示：电网投资不及预期，政策落地不及预期。
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