2025年电力行业中期策略：火电盈利有提升空间，新能源预期逐渐明朗

2025 年上半年回顾:指数小幅下跌，板块业绩分化

(一)行情复盘:指数小幅下跌，子版块涨跌幅分化

年初至6月3日，SW公用事业下跌0.89%，同期沪深300下跌2.11%，公用事业指数跑赢沪深 300指数 1.21pct。在 31个子行业中，公用事业行业的涨跌幅排名为第15名。分子行业来看。年初至6月3日，火力发电/水力发电/光伏发电/风力发电/核电4电能综合服务/热力服务涨跌幅分别为 1.58%/1.11%5.19%/2.07%/10.27%/3.75%/3.82%。

年初至6月3日，公用事业行业的估值水平小幅提升。截至2025年6月3日，SW公用事业板块估值 PE(TTM)为17.21x,万得全A板块估值PE(TTM)为15.01x,估值溢价水平为 14.6%,公用事业板块估值略高于市场平均。年初至6月3日，公用事业行业涨幅排名前10的个股中包含电力和燃气企业，其中电力企业8只，燃气企业2只。

(二)业绩总结:火电、水电增长，核电、绿电承压

2024年、25年一季度电力行业业绩同比小幅增长。2024年,SW电力行业实现营业收入22279亿元，同比下降0.8%，实现归母净利润1797亿元，同比增长8.7%;2025年一季度，SW 电力行业实现营业收入5338亿元，同比下降4.2%，实现归母净利润531亿元，同比增长7.2%。

分板块来看，火电、水电、业绩同比增长，核电、新能源业绩同比承压。2024年全年，SW火电、水电、核电、风电、光电板块分别实现归母净利润 625.7、563.2、195.9、179.7、-3.6亿元，同比增速分别为37.3%、17.6%、-8.2%、-10.4%、-109.5%;2025年一季度，SW火电、水电、核电、风电、光电板块分别实现归母净利润206.3、113.4、61.6、66.6、4.8亿元，同比增速分别为9.0%、28.1%、-7.5%、-7.5%、104.0%。总体而言，2024年以来煤价下行带来的成本改善对冲了电量下滑以及长协电价下降的不利因素影响，火电板块业绩实现正增长;2024年以来来水改善、财务费用持续压降，驱动水电板块业绩增长:核电短期业绩受所得税补缴拖累，剔除一次性因素和新能源影响后，核电业绩表现仍稳健;绿电方面，电价、消纳、风光资源条件等拖累业绩表现。

火电:煤价下跌对冲量价下跌，2盈利仍有提升空间

(一)电量:年初以来电量负增长，各省分化明显

2024年以来全国规上火电发电量增速放缓，2025年以来火电发电最增速由正转负。受到水电、新能源等清洁能源发电量挤压影响，2024年以来火电电量承压明显。2024年全年，全国规上火电、水电核电、风电、太阳能发电量同比分别+1.5%、+10.7%、+2.7%、+11.1%、+28.2%，相较 2023年增速变化分别为-4.6pct、+16.3pct、-1pct、-1.2pct、+1lpct。2025年1-5月，全国规上火电、水电、核电、风电、太阳能发电量同比分别-3.1%、-2.5%、+11.5%、+11.1%、+18.3%，相较2024年 1-5月增速变化分别为-6.7pct、-17.4pct、+10.5pct、+6.1pct、-7.0pct。

2025年一季度，上市公司层面火电电量负增长，平均降幅13.5%。以华能国际、大唐发电、华电国际、国电电力、国投电力5家电力央企以及8家以火电装机为主的省属企业为例，2025年一季度13家企业火电电量平均增速为-13.54%。其中、火电电量增速后的企业包括国投电力(-32.7%)、广州发展(-26.3%)、内蒙华电(-16.3%)、粤电力(-15.8%)，主要是受到广西、广东、内蒙等地区清洁能源电量挤压影响。

(二)电价:北方省份相对坚挺，参与现货有望获得超额收益

2025年一季度电力企业电价普遍下降，北方省份电价相对坚挺。受到2025年全国多数省份长协电价持续下降的影响，2025年一季度电力企业整体上网电价下滑。以火电电量占比高的5家电力央企和3家省属企业为例，8家企业一季度电价平均降幅13.69元/MWh或 2.67%。其中，电价上涨或降幅较小的企业包括内蒙华电、华电国际、建投能源,其火电装机主要分布在内蒙、山东、河北等电价相对坚挺的北方省份。

现货市场建设取得显著成效，截至2025年6月已有7个市场转入正式运行。从现货市场建设进展上来看，一般要经历5个重要的时间节点，即模拟试运行->结算试运行->长周期结算试运行->连续结算试运行->正式运行。截至目前，已有甘肃、蒙西、山西、山东、湖北、广东、省间7个市场进入正式运行。考虑到陕西、浙江、安徽3个市场已处于连续结算试运行阶段，预计在今、明两年或有望陆续转入正式运行。展望长期，根据中电联发布的《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》其提出“2029年前全国绝大多数省份电力现货市场正式运行”，我国电力现货市场建设节奏逐渐明晰。

火电有望通过现货市场获得超额收益。对于火电等具备调节能力的电源来说，可以基于对现货电价趋势的判断调整出力，即在电价较高的时段多发电，在电价较低的时段少发电或不发电，从而获取超额收益。以2025年4月为例，下图8个电力现货市场的火电捕获价(火电机组的加权平均现货价格，权重为相应机组的分时功率)均高于对应省份实时月均价，火电通过调整出力在各省现货市场均能获得一定溢价。

(三)煤价:供需转向宽松，价格持续下滑

煤炭持续推进增产保供，进口煤仍处于历史高位。十四五以来随着国家及地方政府积极推进增产保供，煤炭优质产能的持续释放，国内煤炭产量增长显著，煤炭产量连年创新高。其中，2024年、2025年1-5月全国原煤产量分别为47.59亿吨、19.85亿吨，同比分别增长1.3%、6.0%。进口方面，2024年受益于国际煤价下跌以及国内煤炭产量增速放缓，全年煤炭进口5.4亿吨，同比增长14.4%:2025年以来受到进口煤价格优势降低以及国内煤炭产量增速加快的影响，1-5月进口1.89亿吨，同比下降7.9%，但仍处于历史高位水平。

煤炭库存处于历史高位，关注迎峰度夏期间去库情况。受到供给强劲以及需求疲软的双重因素影响，2025年以来港口累库明显。截至6月16日，北方港口、沿海港口库存分别为3777、6190万吨，虽然较5月中有所下滑，但仍处于历史高位水平。现阶段即将进入迎峰度夏用煤旺季，但由于矿山供应充足、各环节库存高位、进口煤冲击及清洁能源发力等因素影响，且下游电厂提前储备煤炭，港口煤炭供需格局或将小幅改善。

煤价进入下行通道，火电企业成本端大幅改善。受到国内煤炭增产保供、进口煤维持高位、火电电量下滑等因素影响，2024年以来煤炭供需持续宽松，市场煤价进入下行通道。以京唐港 5500 大卡动力煤为例，2024年全年均价为861元/吨,同比下跌113元/吨或11.6%;2025年年初至6月17日均价为 686元/吨，同比下跌 195元/吨或 22.1%;截至 2025年6月6日，市场煤价已跌至 613元/吨，相较 2024年初累计下跌 313元/吨或 33.8%，且跌势未止，我们认为火电盈利能力仍有提升空间。煤价下跌推动火电企业燃料成本下降，以华能国际、华电国际为例,2024年单位燃料成本分别下跌8.0%、7.1%,预计 2025年上半年单位燃料成本仍有10%的下跌空间。

水电:股息率具备吸引力，成长性仍值得期待

(一)低利率环境下，水电股息率具备较高吸引力

低利率环境下，以长江电力为代表的水电资产，盈利韧性较强且分红慷慨，当前股息率具备较高吸引力。

考虑到水电企业成本端以折旧为主，相对稳定，其盈利主要受电量、电价的影响。我们认为水电资产，尤其是大水电资产的盈利韧性一方面来自于上网电价受火电市场化电价的影响弱于市场预期，另一方面，拉长时间周期来看，来水存在均值回归属性，而 2024年多数流域来水并未修复到历史平均水平。

电价:2501数据显示火电电价下行对水电影响有限。2501，以长江电力为代表的外送水电上网电价同比仅下降0.52%，或表明外送大水电电价受当地火电电价下行的影响小于市场预期。华能水电 2501综合上网电价同比下降7.3%，我们预计有三方面原因:1)电量结构问题，电价相对较高的澜上5座电站(暂不考虑TB)电量占比同比有所下滑;2)送广东框架外电量受广东市场化电价下行影响;3)云南省内市场化交易电价同比下降。川投能源 2501上网电价大幅增长 23.32%,主要系 2025年公司控股水电企业常规直供电合同电价按照分水期(丰、平、枯)电价谈判签约，2024年同期按照全年综合交易电价签约;签约方式差异带来了01(枯水期)水电售电价格的暂时性增长。

来水:具备均值回归属性，2024年来水好于2022-2023年，但并未达到历史偏丰水平。以三峡电站为例，来水呈现丰枯交替态势。2024年三峡日频入库流量均值为11701立方米/秒，较2006、2011、2022、2023年的来水情况有明显改善，但与极度偏丰的 2020年、以及偏丰的2005、2012、2018、2021年均存在显著差距。在此基础上，观测雅砻江、大渡河流域2024年的来水情况，其中，雅砻江与三峡类似，2024年来水优于2022、2023年，但不及2020、2021年:大渡河2024年来水在五年的时间维度上仅次于 2020年。而短期来看，2025年4月全国水电发电量同比增速转负、5月降幅进一步扩大，定程度上受到 24年同期高基数的影响，但另一方面，考虑到2024年不同流域来水好转的时间存在差异，预计不同流域水电企业的发电量同比增速或有分化。具体而言，2024年三峡电站入库流量从4月即开始出现同比大幅增长的情况，但8月丰枯急转，增速转负，而对于大渡河、雅江流域.从 2024年5月开始来水才有明显好转，且分别于2024年9月、10月明显转枯。

(二)财务费用下降+折旧到期+装机增量，大水电资产成长性仍值得期待

1.财务费用下降+折旧陆续到期塑造水电业绩自然增长特性

以长江电力为例，溪向注入后、乌白注入前，年均财务费用减少4.3亿元，预计未来财务费用的压降对公司业绩的贡献仍然可观。考虑到三峡机组于2003、2005、2007、2009、2011、2012年分批注入，对长江电力在此期间的资产负债率、财务费用产生一定扰动，因此，我们主要观察2016年溪、向电站注入后且2023年乌、白电站注入前这段时间，公司资产负债率和财务费用的变化。2016-2022年，公司资产负债率由57.0%下降16.8pct至40.2%，叠加贷款利率步入下行通道，公司财务费用由66.79亿元减少25.87亿元至40.92亿元，对应年均减少 4.3亿元。考虑到乌、白注入后，公司负债规模大幅提升，以及同期贷款利率快速下行，2024、2501公司财务费用同比分别减少 14.3、3.7 亿元，降幅 11.3%、13.0%。参考溪、向注入后财务费用的压降进程，预计公司后续财务费用的减少规模或较2024年有所收窄，但仍有望维持较为可观的体量。

代表性水电公司中，短期2-3年维度内，长江电力、华能水电有望受益于机器设备折旧到期;而展望2030年，长江电力、华能水电、雅江均将迎来新一轮机器设备折旧到期。

长江电力:考虑18年的机器设备折旧年限，公司于2007-2008年投产的部分三峡电站机组折旧将于 25-27年陆续到期，我们测算由此带来的成本减少接近11亿元。在此基础上，三峡剩余机组于 2011-2012年陆续投产，且溪洛渡、向家坝电站于2012年开始投产，带动公司从2029年起进入

新一轮折旧下行周期。华能水电:考虑12年的机器设备折旧年限，公司25-27年有望受益于功果桥、糯扎渡、龙开口水电站机器设备折旧到期。公司澜沧江上游云南段的五座电站(乌弄龙、里底、黄、大华桥、苗尾)机器设备折旧将于2030年前后集中到期。

国投电力:根据公司披露，其水轮机发电机组的折旧年限为12-18年，我们假设按18年保守估计，则2030-2035年，公司锦官电源组、桐子林电站机器设备折旧将陆续到期。

2.长期来看，澜沧江、雅砻江、大渡河流域水电装机增长潜力仍较大，有望贡献业绩弹性

即使不考虑水风光一体化，仅聚焦流域水电增长潜力，澜沧江、雅砻江、大渡河装机弹性均在50%左右。

澜沧江:截至24年末，华能水电控股的澜沧江流域水电在运装机2140万千瓦(托巴电站已于24年投运)。目前，公司在建水电站为如美，装机容量260万千瓦，预计将于2035年全部投产;拟建水电站为班达、邦多、古学、古水，合计装机662万千瓦;剩余电站处于前期规划阶段，合计129.3万千瓦。基于此,我们测算公司未来装机增长潜力可达 1051.3万千瓦,占在运装机的 49.1%。雅砻江:截至24年末，国投电力控股的雅江流域水电在运装机1920万千瓦。目前，公司在建水电站包括卡拉、孟底沟、牙根一级，合计 372万千瓦，预计将分别于2029、2031-2032、2028年投产;拟建水电站包括楞古、牙根二级，合计370万千瓦;处于前期规划阶段的主要为雅江上游 10座电站，合计 325万千瓦。基于此，我们测算公司远期装机增长潜力为1067万千瓦，占在运

装机的 55.6%。大渡河:截至 24年末，国能大渡河控股的大渡河流域水电在运装机为1107.3万千瓦。目前公司在建水电站包括双江口、金川、枕头坝二级、沙坪一级、老鹰岩二级，合计 394万千瓦，其中前4座电站将于2025-2026年陆续投产(2025、2026年分别投产136.5、215.5万千瓦)，老鹰岩二级计划于 2029年投产发电;拟建水电站包括老鹰岩一级，装机30万千瓦;处于前期规划阶段的电站包括安宁、巴底、丹巴，合计 225万千瓦。基于此，我们测算国能大渡河公司远期装机增量为649万千瓦，占在运装机的58.6%。

核电:短期电价有所波动，聚焦中长期维度装机弹性

(一)25年市场化电价有所波动、电量增量、辅助服务费用节约有望形成对冲

受江苏、浙江、广东、广西等省份25年长协电价下行影响，两家核电公司25年市场化电价预计均有所下降。中国核电方面，公司披露2501核电综合电价同比下降约0.01元/kwh。中国广核方面，根据公司业绩推介材料，2501核电市场化电价为0.363元/kwh，同比下降0.032元/kwh;我们基于公司披露的市场化电价、市场化电量占比、以及核准电价，测算公司2501的综合电价为0.384元/kwh，同比下降0.018元/kwh。

电量增量、辅助服务费用节约有望对冲25年市场化电价下行的不利影响。对于中国核电，25年初漳州1号机组商运、漳州2号机组有望于年内投运(如参考漳州1号的建设周期,有望于25年11月末商运)，同时福清4号机组恢复正常运行，综合来看公司25年电量增量可观。根据公司25年发电量目标，预计全年核电发电量增量为122.78亿kwh，将有效对冲市场化电价下行的不利影响。至于中国广核，25年电量增量主要来自于防城港4号机组(24年5月25日商运)和惠州1号机组(假设5.5年的建设周期，有望于25年年中投运;且根据集团最新承诺，将于25年年底前注入)，相对中国核电而言较为有限，我们认为可更多关注辽宁现货市场自25年3月1日起连续结算试运行对公司红沿河核电辅助服务费用的节约效应(基于红沿河核电市场化电价与核准电价接近的前提，我们测算 24年实际营收和理论营收的差值在15-20亿元，该部分差值预计主要来自辅助服务费用分摊)。

(二)国内核电核准常态化，秦焦中长期维度的装机弹性

2025年核电核准已落地，连续四年维持>10台机组的核准规模。2025年4月27日，国务院常务会议核准浙江三门三期等5个核电项目。具体包括中广核防城港5#、6#机组，单机容量 120.8万千瓦;中广核台山 3#、4#机组,单机容量120万千瓦;中国核电三门5#、6#机组,单机容量 121.5万千瓦;国家核电山东海阳5#、6#机组，单机容量130万千瓦;华能福建霞浦1#、2#机组，单机容量约125万千瓦;共计10台机组、装机容量1234.6万千瓦。2022-2025年，我国已连续4年核准核电机组数量>10台。

核电进入积极有序发展新阶段，长期来看核准在建装机容量为在运装机的107%。2021年3月的《政府工作报告》中提出“在确保安全的前提下积极有序发展核电”，为近10年来首次使用“积极”一词对核电进行政策表述。根据中国核能行业协会轮值理事长杨长利4月27日在“2025春季核能可持续发展国际论坛”上介绍，截至目前，我国商运核电机组58台、装机容量6096万千瓦;核准在建机组44台，装机容量5235万千瓦。在此基础上，如考虑此次新核准的10台机组，我国核准在建核电机组将达54台，装机容量6506.5万千瓦，占在运装机规模的107%。具体到四家核电运营商而言，我们统计中国核电、中国广核(含红沿河核电)、国家核电、华能核电在运装机分别为 2496.2、3179.8、404.0、21.2万千瓦，核准在建装机分别为2185.9、2422.2、1163.4、735.0万千瓦，对应弹性分别为88%、76%、288%、3483%。

新能源:关注 136号文带来的结构性机会

(一)25 年新增装机或仍维持高位，十五五有望趋于理性

节能降碳政策频出，激发绿电需求。我们统计 2024年以来国家层面有关节能降碳的政策,核心

内容可概括为以下两方面:1)设定关于可再生能源/非化石能源消费的总体目标。如《2024-2025年节能降碳行动方案》提出“到 2025年底，全国非化石能源发电量占比达到39%左右”;《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》提出“到 2030年，非化石能源消费比重提高到25%左右”;《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》提出“2025年全国可再生能源消费量达到11亿吨标煤以上，2030年达到 15亿吨标煤以上”;《2025年能源工作指导意见》提出“非化石能源发电装机占比提高到60%左右，非化石能源占能源消费总量比重提高到20%左右”。

2)针对特定高耗能行业,如电解铝、数据中心、钢铁等,直接设置绿电消费比例或限制碳排放,以刺激其消费绿电的积极性。如《数据中心绿色低碳发展专项行动计划》指出“到2025年底，国家枢纽节点新建数据中心绿电占比超过80%”。《关于2024年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》指出“各省2024年电解铝行业绿色电力消费比例在21%-70%”。《2023、2024年度全国碳排放权交易发电行业配额总量和分配方案》提出“同等口径下2023年度碳排放基准值较2022年下降1%左右’《全国碳排放权交易市场覆盖钢铁、水泥、铝冶炼行业工作方案》提出“2024年度作为钢铁、水泥、铝冶炼行业首个管控年度，2025年底前完成首次履约工作”

分布式光伏新规和136号文明确新老划断，引发抢装潮。2025年1月23日，国家能源局印发《分布式光伏发电开发建设管理办法》,明确“对于本办法发布之日前已备案且于2025年5月1日前并网投产的分布式光伏发电项目，仍按原有政策执行”。随后在2025年2月9日，国家发展改革委、国家能源局印发《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》《通知》指出新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，同时在结算环节建立可持续发展价格结机制，并以2025年6月1日为时间节点，对存量、增量项目执行差异化政策。考虑到新的政策可能对项目收益预期产生扰动，新老划断将导致抢装。

2024年、2025年1-4月装机高增,5月抢装效应或持续显现,全年新增装机预计超过300GW。在促绿电消费政策和抢装效应的双重驱动下，2024年、2025年1-4月新能源装机增速维持高位根据国家能源局数据，截至 2025年4月末，风电、光伏累计装机分别为541、992GW，同比增长18.2%、47.7%。2025年1-4月，风电、光伏新增装机分别为19.96、104.93GW,同比增长 18.5%、74.6%。光伏抢装明显，4月单月新增装机达到45.22GW，同比增长214.68%。考虑到136号文的新老划断时点在2025年6月1日，预计5月新增装机或仍维持较高水平。展望全年，中电联预测到 25年末，风电、光伏累计装机将分别达到6.4、11亿千瓦，据此测算年内新增装机分别为 119、213GW。

装机方面，《2025年能源工作指导意见》提出“非化石能源发电装机占比提高到60%左右”。截至24年末，非化石能源发电装机占比约为58.3%，基于前述中电联对 25年新增装机的预测，预计 25年末非化石能源发电装机占比将达到60%。电量方面，《2024-2025年节能降碳行动方案》提出“到2025年底，全国非化石能源发电量占比达到39%左右”。根据水电水利规划设计总院披露的数据，2024年可再生能源发电量为3.47万亿kwh，占全国全口径发电量的35%，在此基础上，考虑核电贡献的 4.5%，2024年非化石能源发电量占比已达到 39.5%,基本实现前述目标。展望十五五，在136号文的顶层设计下，新能源项目非机制电量部分的收益取决于电力市场交易价格，机制电量部分的收益取决于市场交易均价和机制电价的差价结算，而机制电价本身又是市场主体竞争的结果，因此，我们预计新能源新增装机将在市场价格的引导下趋于理性。

从结构上来看，我们更看好风电的发展潜力。在136号文明确新能源全面入市的背景下，2025年4月16日，国家发改委、国家能源局印发《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》。基于《通知》要求，预计到2026年6月末，全国绝大多数省份的现货市场将转入正式运行/连续结算试运行(见表3)。考虑到风电出力曲线在日内更为平滑，与用电负荷曲线的匹配程度更高，其在电力现货市场往往可以获得高于光伏的价格，以2024年为例，除浙江外，山西、山东、甘肃、蒙西、湖北现货市场风电年均价较光伏高出0.02-0.10元/kwh不等(见图41)。同时综合考虑初始投资成本和利用小时数后，风电(此处主要考虑陆风)的度电成本亦低于光伏，幅度约0.02元/kwh(见图 42)。基于此，我们看好新能源全面市场化后，风电项目相较光伏的盈利优势，助力其装机增长空间打开。

(二)136号文主导下，存量项目收益预期相对明朗，增量项目或存分化

自2025年2月9日国家发改委、国家能源局发布《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》(发改价格(2025〕136号)以来，截至2025年5月末，已有山东、广东、蒙东三个省份/区域出台地方层面的承接方案。

存量项目盈利保障程度更高，收益预期相对明朗。1)机制电量:山东、广东保障力度强于蒙东。山东明确机制电量比例上限参考省外新能源非市场化率，适度优化。山东此前规定 2024年底前并网的集中式项目非市场化比例为90%、分布式项目100%2;而2025-2026年新增项目的非市场化比例为风电70%、光伏85%;整体来看，市场化程度仍低于全国平均水平(2024年国网区域新能源市场化率为51.8%)，因此预计其存量项目的机制电量占比或将在省内新能源非市场化比例的基础上有所优化。广东明确机制电最申报比例上限与存量项目机制电量比例衔接，且不高于90%，同样处于较高水平。蒙东则明确分布式光伏、分散式风电、扶贫光伏的机制电量为实际上网电量，而带补贴的集中式风电、集中式光伏在现货市场连续运行前按照790、635h安排电量(按照内蒙古地区2024年风、光平均利用小时数计算，机制电量占比分别为35%、43%)，现货市场连续运行后按照380、420h安排电量。2)机制电价:山东、蒙东明确为燃煤基准价，广东暂未明确。3)执行期限:山东、蒙东明确为全生命周期合理利用小时数剩余小时数(或项目投产满20年)。

增量项目未来盈利能力或存在分化，看好具备区域优势和成本优势的企业。1)机制电量:山东、广东明确机制电最申报上限分别为80%、90%，蒙东暂不安排。山东提出为引导新能源充分竞争，竟价申报充足率不低于125%(针对同一类型的所有新能源项目)，而单个新能源项目的申报上限我们预计高于80%，否则将导致申报电量全部入选机制电量。广东明确机制电量申报比例上限不高于90%。蒙东暂不安排新增纳入机制的电量。基于此，预计新能源供需格局更优的省份或将设置更高的机制电量比例，因为从136号文新老衔接的思路出发，现行新能源市场化程度低或对应着更高的机制电量比例，而当前较低的新能源入市比例本质上反映了当地更优的新能源供需格局。根据我们梳理，目前江西、山东、河北南网风电、浙江等的市场化比例相对较低(见表11)。2)机制电价:根据山东方案，增量项目竞价上限不高于上年度竟价结果，首次竟价不高于上年度结算均价(合科技数据显示，2024年山东常规交易风电价格为 0.357、光伏为 0.346元/kwh，较燃煤基准价的折价幅度分别为10%、12%)。竟价下限参考先进电站造价水平(仅包含固定成本)折算度电成本确定。因此，我们认为成本领先的企业在前期竞价过程中可利用成本优势确保入选机制电量,而在后续项目运营阶段,可赚取由自身成本和行业平均成本差异决定的超额收益。 3)执行期限:山东明确参照同类项目回收初始投资的平均期限确定。广东明确海风项目为14年、其他新能源项目为12年。

编辑：火腿肠