未来我国电力市场浅析

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前言：

前言会比较长，我会把想法在这里说，因为正文很长，没有耐心看完正文的朋友，看完前言就可以关了。

为什么要聊我国的电力市场，以前我觉得国内大力发展新能源电力，最后会供过于求，长期电力低迷，大力发展也是为了不被石油卡脖子。因为电不像石油，没办法跨越物理地域的限制实现快速运输，但是现在不一样了，随着AI的爆发式增长，数据中心大规模兴建，电就变成了token，而token是可以出口的。

只要电价有优势，token价格就有优势，从而实现另一种形式的出口。那么电就变成了AI时代的石油，未来会成为最为主流的能源，中国在电力市场方面就具备强大的先发优势。

不要低估token的使用量，我之前用kimi最便宜的会员，token只够我一天用的，而我绝不是token使用大户，我仅仅是工作需要才用，未来token的用量一定是指数级暴增。

那么电力市场，无论是发电侧，建设端，运维端其实都有很大的增量空间。就跟互联网时代，催生了移动联通这样的大运营商，也带起了华为、小米这样的设备终端，还有富士康、立讯这样的高端代工以及应用端的腾讯、阿里等巨头，反正每一个领域都有千亿到万亿的企业出现，小公司更是不计其数。

现在AI的大发展还是局限于硬件的需求爆发，但我觉得这只是第一步，AI在社会中的应用越来越多，自然会产生大量的需求。从chatgpt2.0出现，人们发现AI又慢又经常出错，做的视频连几根手指都分不清，到现在可以做出肉眼难以分辨的视频，仅仅过去了3年的时间，未来AI的发展还会超过人们的想象力。

回到我国电力市场，从长期看我国居民用电价格非常稳定，而工业用电价格则逐步下降，特别是去年开始的电价下跌，让很多人觉得中国的电只会一直跌，我觉得这有问题。因为电力市场化是趋势，一旦市场化后，电价下行就会造成发电利用率下滑，最后淘汰成本高的企业，实现价格企稳。另外一个因素就是我开头说的，电力市场也从之前的能源安全，替代卡脖子的油，变成了AI时代的硬通货，市场从弱增量变成了强增量的市场。

今天我要写的是从2025年开始，中国发布的四份里程碑意义的政策文件，分别是：明确碳排放刚性约束的《碳达峰碳中和综合评价考核办法》、终结新能源固定电价时代的《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》（136号文）、首创国家级绿电直连模式的《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（650号文）、以及完善就近消纳价格机制的《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（1192号文）。

四份文件共同构成了未来我国电力市场发展的顶层框架，下面我就围绕这四份文件来聊聊对电力市场的看法。

前文完。

一、碳排放双控的顶层设计

2026年4月23日，中共中央办公厅、国务院办公厅印发《碳达峰碳中和综合评价考核办法》，正式将碳排放双控要求纳入党内法规体系。这是四份文件中层级最高、约束力最强的一份，为其他三份文件提供了最终的目标指向和制度背书。

（一）"5+9"指标体系与电力行业的直接关联

考核办法设置了5项控制指标和9项支撑指标。其中与电力行业直接相关的控制指标包括：1、碳排放总量：电力行业碳排放占全社会40%以上，是减排的主战场

2、碳排放强度降低：要求单位GDP碳排放持续下降，倒逼电力行业提高清洁发电比例。

3、煤炭消费总量：明确煤炭消费达峰目标，直接限制煤电装机和发电量增长空间

4、非化石能源消费占比：要求2030年达到25%，为新能源发展设定了总量目标

这些指标通过行政体系层层分解，直接决定了各地区各类电源的发展具体方向和脉络。例如，"煤炭消费总量"指标不下降的地区，将很难获得新建煤电项目的审批；"非化石能源消费占比"指标压力大的地区，必须大力发展风电、光伏、核电等清洁能源。

（二）"上下结合"与"党政同责"的制度创新

与以往"自上而下"的目标分解不同，考核办法采用"上下结合"方式：由各地结合实际研究提出目标并编制行动方案，经国家层面衔接审核后作为考核依据。同时明确"不对各地达峰时间作一刀切要求"，体现差异化发展的政策取向。

更为关键的是"党政同责"和考核结果运用机制。考核结果经党中央、国务院审定后，由中央组织部、国家发展改革委向省级党委和政府反馈，并送中央纪委国家监委。考核结果为"不合格"的，需向党中央、国务院作出书面报告并提出整改措施；逾期整改不到位的，视情约谈。考核结果还作为领导干部综合考核评价、选拔任用的重要参考。

懂得都懂，这条对于执行层有多大的影响就不用我说了。

（三）对电力行业的刚性约束

考核办法明确要求"十五五"期间"合理控制煤电装机规模和发电量，力争年度新增清洁能源电量逐步覆盖全社会新增用电量"。这三句话层层递进：第一，煤电装机增长将被严格限制；第二，全社会用电增量原则上应由清洁能源覆盖；第三，煤电将从主力电源向调节性电源转型。这三项要求共同构成了电力行业转型的刚性边界。

我们从煤炭上市企业的最新报告也能看出，在2025年基本上煤炭发电量就达峰后，后面只会逐步下滑。

二、136号文：新能源全面入市的价格革命

2025年1月27日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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》（发改价格〔2025〕136号）。这是电力市场化改革进程中具有分水岭意义的文件，标志着新能源正式告别固定上网电价时代，全面进入市场竞争。

（一）"全部入市+机制托底"的双重设计

136号文的核心创新在于建立了"市场形成价格+机制保障托底"的双重框架。一方面，推动风电、太阳能发电等新能源上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成；另一方面，建立新能源可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量进行"多退少补"的差价结算。

具体而言，存量项目（2025年6月1日前投产）的机制电价按现行价格执行、不高于当地煤电基准价，电量规模衔接现行保障性收购政策。增量项目（2025年6月1日起投产）的机制电价通过市场化竞价形成，竞价上限由省级价格主管部门综合考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定。这一设计既保障了新能源项目的合理收益预期，又通过竞价机制筛选出真正具有成本竞争力的项目。

（二）对电力市场的系统性影响

现货市场全面提速：超过20个省份开展现货长周期结算试运行，山西、广东、山东、甘肃等首批试点转入正式运行，价格信号对资源配置的引导作用显著增强。

峰谷价差持续扩大：现货市场价格下限下探至负值（-0.2元/千瓦时左右），上限参考工商业尖峰电价，峰谷价差拉大引导用户优化用电行为。

火电价值重估：煤电容量电价机制（全国均值约100元/千瓦）全面落地，煤电从单一电量收入转向"电量+容量+辅助服务"多元化收入。

新能源分化加剧：风电因出力曲线分散，在竞价中价格优势明显；光伏因中午出力集中，面临现货价格低谷冲击，分布式光伏+储能模式价值凸显。

可以参考德国的电价变化，谷值也会跌入负值，但是峰值同样很高，发电企业利润增量主要依靠峰值。在中国也有很大差别，我们储能发展很快，通过储能建设，可以减弱电力峰谷波动。

三、650号文：绿电直连的模式创新

2025年5月21日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号）。这是国家层面首次对绿电直连模式进行官方定义和制度规范，填补了新能源就近消纳领域的政策空白。

（一）绿电直连的官方定义与分类

650号文明确：绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过直连线路向单一电力用户供给绿电，可实现供给电量清晰物理溯源的模式。按照负荷是否接入公共电网，分为并网型和离网型两类。

这一定义具有三层重要意义：第一，确立了绿电直连的合法地位，解决了此前与"隔墙售电"界限模糊的问题；第二，明确"物理溯源"要求，使绿电的环境属性可被清晰识别和认证，这对出口型企业应对欧盟CBAM等碳边境措施至关重要；第三，限定为"单一用户"，区别于向多用户供电的分布式能源模式，体现了"点对点"精准服务的政策意图。

（二）核心规则：以荷定源、源荷匹配

650号文确立了绿电直连项目的核心运行规则，其中最引人注目的是自发自用比例要求：

以荷定源：并网型项目应按照"以荷定源"原则科学确定新能源电源类型和装机规模，避免盲目建电源、找不到负荷的困境。

自发自用比例：新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，并不断提高，2030年前不低于35%。

上网电量限制：上网电量占总可用发电量的比例上限由各省级能源主管部门结合实际确定，一般不超过20%。

反送电限制：现货市场未连续运行地区，不允许向公共电网反送；新能源消纳困难时段，项目不应向公共电网反送电。

这些规则的设计逻辑非常清晰：绿电直连的首要目标是促进新能源就近就地消纳，而非建设另一个"小发电厂商"向电网卖电。60%的自发自用比例门槛，确保项目以自用为主、余电上网为辅；20%的上网电量上限，防止项目借"绿电直连"之名行"规避公网接入费"之实。

特别值得关注的是，650号文明确支持有降碳刚性需求的出口外向型企业探索存量负荷绿电直连。在欧盟CBAM已进入全面征收阶段的背景下，这一条款为出口企业降低产品碳足迹、维护国际竞争力提供了制度化的解决方案。

四、1192号文：就近消纳的费用清算规则

2025年9月9日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号），自2025年10月1日起实施。如果说650号文解决了"能不能连"的问题，1192号文则解决了"连了怎么收费"的问题，为绿电直连和源网荷储一体化等就近消纳模式提供了清晰的价格核算依据。

（一）输配电费：从"按电量"到"按容量"的革命

1192号文最具创新性的制度设计，是对就近消纳项目实行按容（需）量缴纳输配电费，而非传统的按电量缴纳。具体计算公式为：

月度容（需）量电费 = 按现行政策缴纳的容（需）量电费 + 所在电压等级现行电量电价标准 × 平均负荷率 × 730小时 × 接入公共电网容量

这一设计的深层逻辑在于：就近消纳项目虽然大量使用自发自用电量，但其负荷仍然接在电网上，占用了电网的容量资源（变压器、线路等），需要在系统需要时由电网提供备用电力。按容量而非按电量收费，更准确地反映了项目对电网资源的实际占用情况。同时，下网电量不再缴纳系统备用费、输配环节的电量电费，这对负荷稳定、自发自用比例高的项目非常有利。

（二）系统运行费：公平负担与优惠并存

在系统运行费方面，1192号文体现"谁受益、谁负担"原则：项目使用公共电网时视同工商业用户，暂按下网电量缴纳系统运行费，逐步向按占用容量等方式缴费过渡。同时给予一项重要优惠：暂免缴纳自发自用电量的政策性交叉补贴新增损益。这意味着项目的自发自用部分无需承担系统运行费中的交叉补贴成本，实质降低了高比例自发自用项目的运营成本。

（三）平等市场地位与独立交易义务

1192号文明确就近消纳项目与其他发电企业、电力用户等具有平等市场地位，原则上作为统一整体参与电力市场。但在市场机制方面有两个关键限定：

1、上网电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制：即绿电直连/就近消纳项目的新能源上网电量，不享受136号文的机制电价保底，完全按市场价格结算。

2、不得由电网企业代理购电：项目用电时必须直接参与市场交易，这迫使项目主体必须具备电力交易能力，或委托售电公司代理。

现货市场未连续运行地区，原则上不向公共电网反向送电、不开展送电结算：这与650号文的规定一致，强化了"自用为主"的政策导向。

以上的四个政策，对于发电侧规划执行、新能源电力市场化、就近消纳、企业绿电直连做出了规划，从发电到用电都比较清晰了。

下面再来这几年我国电力结构的发展。

五、电源结构的历史性跨越

截至2025年底，我国电力装机结构发生了具有里程碑意义的变化。国家能源局数据显示，全国可再生能源装机总量达23.4亿千瓦，同比增长24%，约占全国电力总装机的60%。其中，太阳能发电装机12.0亿千瓦，同比增长35.4%；风电装机6.4亿千瓦，同比增长22.9%。风电、太阳能发电装机合计18.4亿千瓦，占比47%，历史性超过火电装机。

（一）装机结构：新能源成为第一主力

火电：装机容量占比降至约40%，仍是保障电力供应的重要支撑，但新增装机以调节性煤电和热电联产为主。

太阳能：装机达12.0亿千瓦，超越水电成为第二大单一电源类型，分布式光伏与集中式电站同步发展。

风电：装机达6.4亿千瓦，海上风电进入规模化发展阶段，"三北"地区大基地与东中部分散式开发并举。

水电：装机约4.5亿千瓦，增速趋缓，但抽水蓄能建设提速，成为系统灵活调节的重要支撑。

核电：在运、在建和核准待建机组共102台，总装机容量1.13亿千瓦，连续2年位居全球首位，年核准数量保持在10台以上。

（二）发电量结构：火电仍是电量主体，但清洁能源快速提升

尽管新能源装机已超越火电，但从发电量看，火电仍是保障电力供应的绝对主力。2025年规模以上工业火力发电量62945亿千瓦时，占总发电量的约64.8%。不过，清洁能源发电量占比正在快速提升：2025年水电、核电、风电和太阳能发电等清洁能源发电34213亿千瓦时，占规模以上工业发电量比重为35.2%，比上年提高2.1个百分点。

特别值得关注的是，2025年上半年风电与光伏新增发电量已超过同期全社会用电增量，标志着可再生能源已初步具备支撑全国用电需求增长的系统性能力。全年来看，风电发电量10531亿千瓦时（增长9.7%），太阳能发电5726亿千瓦时（增长24.4%），核电4812亿千瓦时（增长7.7%），增速均显著高于火电的-1.0%。

（三）利用小时数下降：消纳压力持续加大

与装机规模高速扩张形成鲜明对比的，是发电设备利用效率的持续下滑。2025年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用小时为3119小时，同比减少312小时，降幅明显扩大。这一现象反映出两个深层问题：一是新能源装机增速远超负荷增长，电力供需在总量上趋向宽松；二是新能源的间歇性和波动性导致系统消纳压力加大，弃风弃光风险重新抬头。

到今年一季度，这个现象还在持续且有扩大的趋势。

六、新型电力系统建设的进展与挑战

2021年中央提出构建新型电力系统以来，源网荷储各环节建设全面推进，但随着新能源渗透率快速提升，系统面临的挑战也日益严峻。

（一）电网投资创历史新高

2024年，国家电网投资完成额6083亿元，同比增长15.3%，首次超过6000亿元；2025年有望首超6500亿元。南方电网"十四五"规划投资约6700亿元，2025年固定资产投资安排1750亿元，再创历史新高。电网投资的重点从传统输电网向特高压外送通道和智能化配电网倾斜。配电网方面，分布式电源全面接入、充电桩负荷快速增长、电价灵活性提升等因素，推动配网数智化改造需求爆发。

（二）新型储能跨越式发展

2025年，我国新型储能装机突破1亿千瓦，占全球总装机比例超过40%，稳居世界首位。储能技术路线日趋多元，电化学储能（以锂离子电池为主）占据主导地位，压缩空气储能、液流电池、钠离子电池等技术也在示范推广中。不过，储能的商业模式仍在探索中：独立储能电站收益主要依赖容量租赁和峰谷套利，用户侧储能在部分省份（峰谷价差>0.7元/度）具备经济性，但全国性盈利模型尚未成熟。136号文取消强制配储后，短期出现储能产能过剩，但长期看，随着新能源渗透率提升和电力市场价格信号完善，储能在新型电力系统中的价值将逐步释放。

（三）源网荷储一体化与虚拟电厂起步

源网荷储一体化作为新能源消纳利用的新模式，正在各地试点推广。山东明确4类模式：就地就近消纳、绿电交易、虚拟电厂、分布式自发自用。虚拟电厂方面，深圳已接入可调资源6万余个、最大调节能力近100万千瓦，上海申报可调节能力达115万千瓦，山西已公示四批共24家虚拟电厂运营商。但总体而言，虚拟电厂仍处于起步阶段，收益来源单一（主要依赖需求响应补贴），常态化参与电力现货市场的机制尚未完全建立。

电力行业面临的核心矛盾可以概括为"不可能三角"：保障能源安全（可靠供电）、实现绿色低碳（新能源替代）、控制用能成本（电价可承受）。四大政策文件分别从市场和行政两个维度试图破解这一三角困境：考核办法通过刚性约束确保转型方向不偏；136号文通过价格信号提高资源配置效率；650号文和1192号文通过就近消纳降低系统整体成本。

在适度约束供给，需求持续增加的状态下，电价有希望企稳回升并进入新业态的。接下来再说说电力市场几个端侧的发展趋势。

七、电源侧：从"单一主力"到"多元协同"

"十五五"期间，电源结构将加速从煤电独大向"风光核水储氢"多元协同转变。考核办法对煤炭消费总量和非化石能源消费占比的刚性约束，叠加136号文对新能源市场化发展的激励，将重塑各类电源的发展空间。

（一）煤电：从主力电源向调节性电源转型

考核办法明确要求"合理控制煤电装机规模和发电量"，煤电的增量空间将被严格限制。未来新建煤电项目主要集中于三类：

一是保障电力供应安全的必要项目（如迎峰度夏、度冬紧张地区）；

二是替代落后产能的升级项目（以大代小、以新代旧）；

三是支撑新能源消纳的调节性项目（与风光大基地配套）。

煤电利用小时数将持续下降，但容量电价机制保障了其作为系统"压舱石"的合理收益。煤电企业需要从"发电量最大化"转向"调节能力最优化"，深度调峰、启停调峰、备用等辅助服务将成为主要收入来源。

（二）风电光伏：从规模扩张转向高质量发展

136号文终结了新能源的"保量保价"时代，行业进入"量增价减、优胜劣汰"的新阶段。2025年更新的国家自主贡献（NDC）目标提出2035年风电和光伏装机力争达到36亿千瓦。但考虑到136号文实施后6-9月新增光伏装机的锐减，以及竞价机制下的收益不确定性，"十五五"期间新能源装机增速可能较"十四五"有所放缓，但发展质量将显著提升。

投资布局将出现明显分化：风电因出力曲线相对分散、与负荷匹配度较好，在竞价中价格优势明显，预计将获得更多投资青睐；光伏面临中午现货价格低谷（甚至负电价）的冲击，分布式光伏+储能、光伏+制氢等模式将成为重要方向。海上风电在东部沿海省份机制电量保障较好的情况下，有望保持较快发展。

（三）核电与水电：基荷电源的战略价值凸显

在新能源波动性加剧的背景下，核电和水电作为稳定、低碳的基荷电源，战略价值进一步凸显。核电"十四五"年均核准10台机组，"十五五"有望维持这一节奏，在运装机将达到约1亿千瓦。水电开发进入后半程，增量主要来自抽水蓄能——作为最成熟、最经济的大规模储能技术，抽蓄是支撑新能源消纳的关键基础设施。此外，光热发电、地热发电等新型基荷/可调电源也可能获得政策支持。

八、电网侧：特高压与智能配网双轮驱动

（一）特高压：新能源大基地外送的刚性需求

我国风光资源富集区（"三北"地区、西南地区）与负荷中心（东部沿海）的空间错配，决定了特高压外送通道的刚性需求。到2030年风光大基地总装机将达455GW，这些电量必须通过特高压通道送达中东部消纳。"十五五"期间，特高压建设将保持高强度，柔性直流技术将在新建线路中规模化应用，解决传统交流特高压对新能源波动的适应性不足问题。同时，清洁能源外送工程将实行两部制电价，更好地反映其容量价值和输送价值。

（二）智能配电网：从"无源网络"到"有源系统"

随着分布式光伏、分散式风电、储能、充电桩大量接入，配电网正从传统的"无源网络"向"有源系统"转变。配电网需要具备"可观、可测、可调、可控"（四可）能力，以应对双向潮流、电压波动、谐波污染等新挑战。"十五五"期间，配电网投资占比将显著提升，重点方向包括：配网自动化升级、智能台区改造、分布式能源管理系统、虚拟电厂聚合平台等。配电网的数字化、智能化水平，将直接决定分布式新能源和绿电直连项目的消纳上限。

九、负荷侧：从"被动用电"到"主动互动"

新型电力系统的核心特征之一是源荷互动。考核办法对工业、建筑、交通等领域节能降碳的考核要求，将共同激发负荷侧的巨大调节潜力。

（一）绿电直连与高耗能企业转型

650号文明确支持有降碳刚性需求的出口外向型企业探索存量负荷绿电直连。在欧盟CBAM已进入全面征收阶段的背景下，这一条款具有重大战略意义。对于电解铝、钢铁、化工等高耗能出口企业，绿电直连提供了降低产品碳足迹的最直接路径：通过建设专属新能源电源+直连专线，实现绿电的清晰物理溯源，满足出口市场的碳合规要求。

预计"十五五"期间，沿海地区将出现一批由大型出口企业主导的绿电直连示范项目。这些项目可能采取"负荷企业+新能源开发商+金融机构"的联合体模式，由负荷企业提供用电需求和土地/屋顶资源，新能源开发商负责电源建设和运维，金融机构提供绿色信贷支持。

（二）需求响应与虚拟电厂规模化发展

虚拟电厂是整合分布式电源、储能、可控负荷等分散资源、参与电力系统运行的重要技术手段。"十五五"期间，随着现货市场全面运行、辅助服务市场品种丰富，虚拟电厂将从目前的示范阶段进入规模化发展阶段。预计到2030年，全国虚拟电厂可调节能力将达到数千万千瓦级别。工商业储能、电动汽车、数据中心、空调系统等可调节负荷将成为虚拟电厂的重要资源基础。

（三）电能替代与绿电消费加速

考核办法对工业、交通、建筑等领域碳排放的考核，将加速终端用能电气化进程。工业领域，电炉炼钢、电锅炉、电窑炉等技术推广；交通领域，电动汽车渗透率持续提升，重卡、船舶、航空电气化起步；建筑领域，热泵供暖、电制冷普及。这些电能替代新增负荷，为新能源消纳提供了广阔空间，同时也对配电网的承载能力提出更高要求。考核办法明确提出"力争年度新增清洁能源电量逐步覆盖全社会新增用电量"，意味着增量负荷与增量清洁电量将实现匹配。

十、储能侧：从"强制配储"到"价值驱动"

136号文明确"不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网的前置条件"，标志着储能发展从"政策强配"进入"价值驱动"的新阶段。这一转变短期可能导致储能装机增速放缓，但长期有利于储能产业健康发展。

"十五五"期间，储能的价值将通过电力市场价格信号逐步显现：现货市场的峰谷价差为储能套利提供空间；辅助服务市场的调频、调峰、备用等品种为储能提供多元化收益；容量电价或容量市场机制将体现储能在保障电力供应安全方面的价值。技术路线上，锂离子电池仍将主导，但长时储能（液流电池、压缩空气、氢储能等）的重要性将随着新能源渗透率提升而日益凸显。抽水蓄能作为最经济的大规模储能方式，"十五五"开工规模有望创新高。

结尾：

我在电力领域目前只配置了大量的核电，今年可以看到部分省份已经对核电的上网电价政策做出了修正，业绩有往结束下滑，同时新增机组进入了密集并网期，也会带来营收的回暖。

目前核电正在处于资本开支的巅峰期，确实结不出什么利润，但是也有一些可以期待的点。一是根据中核广核的调研纪要，双方都在大力推进核电纳入绿证，这将弥补税费带来的利润下滑；二是海南小型堆即将商业化，看美国核电股的涨幅基本上不输那几家大型AI企业，本质是人家大企业和核电公司签了很多小型堆，我们现在也在推直连，核电这种稳健的发电能源非常适合数据中心场景。

另外，其他的发电侧、电网侧、负荷侧都有很多的投资机会，我可能也会去选一选，增配一些电力板块。目前看估值都不是很合适，也会慢慢找。

电力已经不仅仅是中国制造的核心优势，未来更是在AI全球争霸中的战略核心。

@今日话题 $中国核电(SH601985)$ $中广核电力(01816)$

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