2025年第50周环保及公用事业行业周报：机制电价竞价结果落地，区域分化显著

来源：国投证券
发布时间：2025/12/25
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环保及公用事业行业周报：机制电价竞价结果落地，区域分化显著。专题研究：截至12月8日，已有19省市陆续出台机制电价竞价结果，从各省的竞价结果来看，增量项目的机制电价整体好于预期，但区域间分化显著。从已公布的19个省市数据看，新疆/青海/云南/江西四省风电和光伏机制电量最高比例在80%以下，大多数省份对于增量项目80%以上的电量可以获得机制电价的保障。对于531之前的存量项目，大多数省份基本是以“煤电基准价”作为机制电价；531之后的增量项目大多数省份的机制电价下降幅度较小。从变动幅度看，上海、宁夏、重庆、安徽等地基本与脱硫煤标杆电价保持一致；从竞价绝对值看，东部省份竞价...

1.专题研究

1.1.各省竞价结果梳理

“136 号文”后各省市机制电价竞价结果陆续落地，增量项目竞价结果好于预期。2025 年 2 月，国家发展改革委、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，以下简称“136 号文”)，要求建立新能源可持续发展价格结算机制的电量规模、机制电价和执行期限，对于 2025 年 6 月 1 日起投产的新能源增量项目，机制电价由各地每年组织已投产和未来 12 个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成。市场此前对于增量项目电价整体呈消极态度，截至 12 月 8 日，已有 19 省市陆续出台机制电价竞价结果，从各省的竞价结果来看，增量项目的机制电价好于预期。

1.2.供需与电源结构影响竞价结果

多数省份保障电量比例在 80%以上，机制电价较煤电基准价下调幅度较小。从已公布的 19 个省市数据看，新疆/青海/云南/江西四省风电和光伏机制电量最高比例在 80%以下，大多数省份对于增量项目80%以上的电量可以获得机制电价的保障。对于531之前的存量项目，大多数省份基本是以“煤电基准价”作为机制电价；531 之后的增量项目大多数省份的机制电价下降幅度较小。从变动幅度看，上海、宁夏、重庆、安徽等地基本与脱硫煤标杆电价保持一致；从竞价绝对值看，东部省份竞价结果整体好于西部，多数在 0.35 元/度以上水平，而西北地区竞价处于较低水平，其中甘肃省仅有 0.1954 元/度。

竞价项目供需比对竞价结果影响较大。出清价格较高的区域申报项目数量不足，竞争不激烈，如上海、天津，机制电量利用率仅为 20%+。以黑龙江为例，黑龙江共 562 个新能源项目通过竞价审核，总规模为 8.4GW；最终仅 277 个项目入围，总规模 3.4GW。山东省风电机制电量利用率为 73%，风电为 96%，从结果看，风电机制电价优于光伏。

1.3.分区域看，表现分化，华东地区电价水平较高

1.3.1.华东地区：强调平衡新能源推广与电力市场稳定性。

华东地区各省从 136 号文衔接细则中对于存量项目保障方面：（1）机制电价为燃煤标杆电价；（2）机制电量设置上，上海允许存量新能源项目最高按 100%年度电量纳入机制；浙江实施分级限制，统调项目机制电量比例不得超过 90%，非统调项目可放宽至 100%;安徽采用动态计算方式，机制电量比例需扣除中长期交易电量；山东则完全延续现有政策框架，机制电量上限与现行保障性电量直接挂钩调整空间偏小。增量项目方面，多数省份采用竞价机制确定电价，其中山东、浙江设定了明确的竞价上下限；上海则以折算度电成本为下限、燃煤基准价为上限。山东分电源类型设置竞价规则，并将深远海风电执行期延长至 15 年，表现了对于深远海风电扶持的政策力度，竞价结果风电也好于光伏。整体看，华东地区过渡政策较稳健，重视新能源推广的平衡性和过渡平稳性。竞价结果看：上海安徽与燃煤标杆电价持平，其中上海电价登顶。安徽、上海竞价结果均与当地燃煤标杆电价一致，上海市以 0.4155 元/度在已出台结果的省市里位列第一。从发电量结构看，2025 年 1-10 月，上海市光伏/风电发电量占比分别仅为 1.63%、2.4%，新能源渗透率较低，叠加区域用电需求旺盛，这一结果基本反映了当地电力供需特点。

1.3.2.西北地区：资源禀赋优越，甘肃省竞价结果全国最低

西北地区各省市出清价格整体处于较低水平，其中甘肃省风光装机占比 65%、发电量占 40%，高渗透导致风光同台竞价激烈，出清电价为当前全国最低，0.1954 元/KWh，并位于竞价下限。西北各省市 136 号文衔接政策考虑了资源富集和消纳压力的特点，更侧重于通过市场化竞争发现价格：（1）甘肃省对存量项目给予 154 亿千瓦时的机制电量保障，机制电价为 0.3078 元/千瓦时。增量项目则普遍引入竞争机制，规定增量项目年度机制电量根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况确定；（2）青海的政策精细区分了光伏、风电、光热等不同类型，符合其拥有多样化的富集资源、适合发展光热电站、需要差异化的政策支持特征；（3）新疆规定竞价采用“边际出清”方式，按风电、太阳能等类型分别进行，竞价价格区间暂定为 0.150 元/千瓦时至 0.262 元/千瓦时，机制电量比例暂定为 50%。

1.3.3.南方区域：电力市场化程度高，竞争激烈

海南岛电网相对独立，本地电源稀缺，主要依靠外送电。随着旅游业发展，用电需求持续增长，新能源项目议价能力强，因此机制电量保障比例及竞价结果都处于较高水平，出清价格为 0.3998 元/度，贴近燃煤标杆电价，保障比例为 80%。云南省水电发电量超 60%，强大的调节能力平抑风光出力波动，529 个项目竞争充足配额，0.33 元/度、风电 0.332 元/度，贴近 0.3358 的燃煤标杆基准，为项目收益兜底。广东省本次仅分布式光伏光伏竞价。 2025 年 6 月，南方区域电力市场正式转入连续结算试运行阶段，从周度、月度交易开升级为日度不间断交易，双方根据需求随时跨省区买卖电力。连续结算试运行机制下，市场可释放更真实、更稳定的价格信号，也意味着南方区域具备更成熟更完善的电力交易框架，新能源项目将同时面对机制电价竞价与现货市场交易的双重博弈，未来机制电价的竞价区间将更贴近现货市场的价格波动范围。

1.3.4.华北区域：竞价接近上限

华北区域内河北省根据电网结构差异分为冀北&冀南两部分，整体看冀北电网和冀南电网竞价结果均接近上限，其中冀南风电好于光伏，冀北反之。天津市为受电省，土地有限导致风光资源不足(光伏装机 15%、风电 9%)，主要依赖内蒙、山西外送电，机制电量未达上限，光伏电价较上限下浮 12.56%，竞争温和。 136 号文细则看，河北南网偏向精细化管理，分类确定机制电量。存量项目根据集中式风电、光伏、工商业分布式光伏等不同类型的项目特性分类确定机制电量占上网电量的比例上限；增量项目机制电量规模由省发展改革委每年研究确定，通过竞价方式确定机制电价和电量，执行期限根据项目类型设定，风电、光伏分别为 10 年、12 年，海上风电及海上光伏为 14 年。冀北电网则更加灵活，鼓励市场竞争。两地均建立了新能源可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，当市场交易均价低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时扣除差价，确保新能源项目收益稳定。

1.4.新能源项目收益率区域分化或将进一步凸显

随着“136 号文”发布实施，新能源投资模型从电站设计、设备选型，到电价收益测算都将发生转变。新能源项目的收益模式将从过去的固定电价转向市场化定价，机制电价竞价结果充当价格发现作用，市场价格信号或将引导新能源投资进一步转向消纳条件好、收益率高的区域。对企业来说，行业竞争焦点将从规模扩张转向全链路精细化运营，推动企业从“规模扩张”转向“精细化运营”，未来的核心竞争力将取决于电力交易策略、发电功率预测的准确性以及精细化的运营降本能力。

2.行情回顾

11 月 28 日-12 月 12 日上证指数上涨 0.36%，创业板指数上涨 5.38%，公用事业指数上涨 0.34%，跑输上证综指 0.02pct,环保指数上涨 0.11%，跑输上证综指 0.25pct。

11 月 28 日-12 月 12 日,从细分子行业来看，环保板块中，固废治理板块上涨 0.32%，水务及水治理板块上涨 1.06%，大气治理板块上涨 0.26%，环保设备板块上涨 2.07%，环境综合治理板块下跌 1.14%；公用事业板块中，火力发电板块上涨 0.21%；水力发电板块上涨 0.11%，风力发电板块上涨 1.43%，光伏发电板块上涨 2.43%，燃气板块下跌 1.35%，热力服务板块下跌 2.88%，电能综合服务板块上涨 1.53%。

环保板块，涨幅靠前的分别为嘉戎技术、法尔胜、碧兴物联、赛恩斯、美埃科技、通源环境、先河环保、中创环保、中科环保、维尔利；跌幅靠前的有新动力、雪浪环境、艾布鲁、青达环保、仕净科技、超越科技、三达膜、节能国祯、博世科、同兴环保。

公用事业板块，涨幅靠前的分别为胜通能源、闽东电力、中闽能源、百通能源、九丰能源、兆新股份、中泰股份、银星能源、嘉泽新能、新疆火炬；跌幅靠前的有大众公用、蓝天燃气、恒盛能源、上海电力、联美控股、廊坊发展、京能热力、美能能源、新中港、长青集团。

行业估值上升。根据 Choice 数据，截至 2025/12/12，公用事业（申万）PE（TTM）为 19.79 倍，PB（LF）为 1.767 倍。

3.市场信息跟踪

3.1.电价跟踪

根据江苏省电力交易中心数据，根据江苏省电力交易中心数据，2025 年 12 月，江苏集中竞价交易成交电价 339.58 元/MWh,较标杆电价下浮 13.15%,环比下降 4.60%。根据广东省电力交易中心数据，2025 年 12 月,广东省月度中长期交易综合价 372.33 元/MWh,较标杆电价下浮 4.77%,环比上升 0.01%。