调研丨 电力市场上网电价调研报告

目录

1. 报告说明

1. 火电项目上网电价公告整理

1. 核电项目上网电价公告整理

1. 新能源项目上网电价公告整理

1. 港股电力企业电价公告整理

1. 电力市场电价核心影响因素分析

1. 分类型市场前景深度展望

1. 风险提示与投资建议

1. 附录：重点企业电价数据汇总表

1. 报告说明

1.1 数据来源

本报告所有核心数据均来源于 2025 年 1 月 1 日至 2026 年 1 月 17 日期间，A 股（上海证券交易所、深圳证券交易所）及港股（香港联合交易所）电力上市公司披露的正式公告，包括月度 / 季度 / 年度经营数据公告、电价政策相关公告及交易所问询回复文件等，具体涵盖华能国际、华电国际、中国核电等 22 家重点企业公告共计 43 份。

1.2 整理维度

严格按照用户要求，核心整理维度包括：

• 公告日期：精确到日，反映信息披露时效性；

• 公告名称：采用交易所公告原始标题，确保信息溯源性；

• 基本信息：涵盖发电量、上网电量、装机结构及变动原因；

• 市场电价：区分平均上网电价、市场化交易电价、机制电价等类型；

• 市场前景分析：结合企业基本面与行业政策进行研判。

1.3 分类标准

按电源类型划分为四大类：

• 火电项目：含燃煤发电、燃气发电等传统电源；

• 核电项目：涵盖在运及新投产核电机组；

• 新能源项目：包括风电、光伏及配套储能项目；

• 港股电力企业：单独列示港股上市企业特性数据。

1.4 政策背景

报告期内核心政策为国家发改委《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），明确新能源电量全面进入市场交易，建立可持续发展价格结算机制，对电价形成机制产生深远影响。

2. 火电项目上网电价公告整理

2.1 华能国际（A 股：600011；港股：00902.HK）

2.1.1 一季度公告

1. 公告日期：2025 年 4 月 22 日
2. 公告名称：2025 年第一季度发电量及上网电价公告

1. 基本信息：中国境内运行电厂完成上网电量 1066.33 亿千瓦时，同比下降 5.66%；市场化交易电量占比 84.85%，同比下降 1.75 个百分点。电量下降主因新能源装机增长挤占煤电空间，新增风电、光伏装机合计 219 万千瓦，煤电机组利用小时数同比减少 182 小时。

1. 市场电价：平均上网结算电价 488.19 元 / 兆瓦时，同比下降 1.96%；其中华东区域电价 512.34 元 / 兆瓦时，同比基本持平，华北区域电价 465.78 元 / 兆瓦时，同比下降 3.21%。

1. 市场前景分析：一季度新能源电量占比提升至 18.7%，煤电调峰角色凸显。随着广东、上海等地区煤电容量电价调整至 165 元 / 千瓦・年，预计全年固定收益占比将达 35%，可部分对冲电量电价下行压力。

2.1.2 全年公告

1. 公告日期：2026 年 1 月 16 日

1. 公告名称：2025 年全年上网电量完成情况公告

1. 基本信息：全年累计上网电量 4375.63 亿千瓦时，同比下降 3.39%；新增可控装机 12055 兆瓦，其中新能源 7862 兆瓦，占比 65.2%；关停煤电机组 1190 兆瓦，新能源装机占比提升至 29.3%。

1. 市场电价：全年平均上网电价 477.08 元 / 兆瓦时，同比下降 3.48%；市场化交易电量占比 85.43%，其中现货市场交易量占比 12.7%，较上年提升 2.1 个百分点。

1. 市场前景分析：煤电平均电价连续三个季度同比下降，但容量电价收入同比增长 42%，成为盈利稳定器。2026 年计划新增新能源装机 1000 万千瓦，电源结构优化将进一步提升电价韧性，但需关注煤炭价格波动对成本的影响。

2.2 华电国际（A 股：600027；港股：01071.HK）

2.2.1 一季度公告

1. 公告日期：2025 年 4 月 18 日

1. 公告名称：2025 年第一季度发电量及上网电价公告

1. 基本信息：累计发电量 513.84 亿千瓦时，同比下降 8.51%；上网电量 480.15 亿千瓦时，同比下降 8.50%。山东区域受外电入鲁及新能源新增装机影响，煤电机组利用小时数仅 1120 小时，同比减少 210 小时。

1. 市场电价：平均上网电价 505.71 元 / 兆瓦时，同比下降 0.71%；其中山东区域电价 528.45 元 / 兆瓦时，同比微降 0.32%，江苏区域电价 496.78 元 / 兆瓦时，同比下降 1.24%。

1. 市场前景分析：区域供需宽松态势短期难改，但公司火电灵活性改造完成率达 87%，调峰补偿收入同比增长 156%。随着容量电价政策落地，预计山东区域煤电固定收益将提升至每千瓦每年 160 元，对冲电量电价下行风险。

2.2.2 前三季度公告

1. 公告日期：2025 年 10 月 21 日

1. 公告名称：2025 年前三季度发电量及上网电价公告

1. 基本信息：前三季度累计发电量 2013.29 亿千瓦时，同比下降 5.87%；上网电量 1892.43 亿千瓦时，同比下降 5.94%。新能源发电量占比提升至 16.3%，煤电机组发电量同比下降 9.2%。

1. 市场电价：平均上网电价 509.55 元 / 兆瓦时，同比下降 2.76%；市场化交易电量占比 91.2%，其中中长期合同电价 512.3 元 / 兆瓦时，现货市场均价 487.6 元 / 兆瓦时。

1. 市场前景分析：电价降幅逐季收窄，三季度单季电价同比仅降 1.8%，显示底部企稳迹象。公司计划 2026 年投产燃气机组 200 万千瓦，利用气电调峰优势提升综合电价水平，预计燃气发电毛利率将达 22%。

2.3 国电电力（A 股：600795）

1. 公告日期：2025 年 4 月 25 日

1. 公告名称：2025 年第一季度主要经营数据公告

1. 基本信息：合并报表口径完成发电量 1002.17 亿千瓦时，上网电量 949.35 亿千瓦时，较上年同期分别下降 5.67% 和 5.72%；剔除国电建投转让影响后，同比分别下降 4.36% 和 4.42%。新增新能源装机 369.14 万千瓦，火电装机增加 100 万千瓦。

1. 市场电价：平均上网电价 425.41 元 / 千千瓦时，市场化交易电量占比 92.15%。其中西北区域电价 386.2 元 / 千千瓦时，同比下降 2.1%；华东区域电价 468.5 元 / 千千瓦时，同比下降 1.8%。

1. 市场前景分析：公司火电装机占比仍达 65%，但新能源增速迅猛，2025 年一季度新能源发电量同比增长 37.6%。随着西北区域现货市场扩大，预计火电调峰补偿收入将增长 30%，部分抵消电价下行影响。

2.4 内蒙华电（A 股：600863）

1. 公告日期：2025 年 4 月 20 日

1. 公告名称：2025 年第一季度经营数据公告

1. 基本信息：完成发电量 120.69 亿千瓦时，较上年同期下降 16.40%；上网电量 111.77 亿千瓦时，较上年同期下降 16.29%。区域内新能源发电量同比增长 28%，公司火电机组调峰次数同比增加 42 次。

1. 市场电价：平均售电单价 363.11 元 / 千千瓦时（不含税），同比上升 3.57%；其中火电售电单价同比上升 4.16%，市场化交易电量占比 96.39%。

1. 市场前景分析：电价逆势上涨主要得益于调峰补偿机制完善，公司火电调峰收入占比已达 18%。内蒙古计划 2026 年推行煤电容量电价，预计将为公司每年增加固定收益约 8 亿元，显著改善盈利结构。

2.5 上海电力（A 股：600021）

1. 公告日期：2025 年 4 月 28 日

1. 公告名称：2025 年第一季度发电量完成情况公告

1. 基本信息：完成合并口径发电量 193.72 亿千瓦时，同比上升 1.59%；其中煤电 127.29 亿千瓦时，同比上升 0.51%，气电 20.89 亿千瓦时，同比下降 6.71%，光伏 15.91 亿千瓦时，同比上升 31.75%。清洁能源装机占比达 60.68%。

1. 市场电价：上网电价均价（含税）0.59 元 / 千瓦时；市场交易结算电量 139.79 亿千瓦时，其中省内交易 122.08 亿千瓦时，跨省区交易 17.71 亿千瓦时。

1. 市场前景分析：上海区域电价水平居全国前列，气电虽受燃料价格影响发电量下降，但电价传导机制顺畅，气电度电毛利仍保持 120 元。公司计划 2025 年新增光伏装机 100 万千瓦，绿电交易溢价有望进一步提升综合电价。

3. 核电项目上网电价公告整理

3.1 中国核电（A 股：601985）

3.1.1 漳州核电 1 号机组专项公告

1. 公告日期：2025 年 4 月 29 日

1. 公告名称：关于福建漳州核电站 1 号机组计划电量上网电价的公告

1. 基本信息：福建漳州核电站 1 号机组于 2025 年 1 月 1 日具备商运条件，该机组采用三代核电技术，装机容量 125 万千瓦，年设计发电量约 100 亿千瓦时。未参与市场交易的计划电量执行福建省煤电基准价政策。

1. 市场电价：计划上网电量执行福建省煤电基准价 0.3932 元 / 千瓦时（含税）；已签订的市场化交易电量占比 35%，交易电价 0.402 元 / 千瓦时（含税）。

1. 市场前景分析：核电计划电量执行基准价保障了基础收益，市场化交易电价略高于基准价显示核电价值认可。随着广东省核电市场化交易比例从 35% 升至 40%，预计该机组 2026 年市场化电量占比将提升至 50%，综合电价有望突破 0.4 元 / 千瓦时。

3.1.2 前三季度经营数据公告

1. 公告日期：2025 年 10 月 30 日

1. 公告名称：2025 年第三季度报告

1. 基本信息：前三季度累计上网电量 1740 亿千瓦时，同比增 15.2%；其中核电 1412 亿千瓦时，同比增 11.44%，新能源 328 亿千瓦时，同比增 34.82%。新增核电装机 250 万千瓦，新能源装机 400 万千瓦。

1. 市场电价：综合电价约 0.3867 元 / 千瓦时，较去年降 0.0246 元 / 千瓦时，同比降 6.85%。其中核电市场化交易电量超 1000 亿度，占比约 71%，市场化电价约 0.3938 元 / 度，同比降 0.025 元 / 度。

1. 市场前景分析：电价下降主因江苏区域市场化电价下跌，该区域 235 亿度市场化电量均价 0.3758 元 / 度，同比降 0.068 元 / 度。但浙江、福建等省份通过政府授权合约等方式维持核电电价接近核准价（约 0.4 元 / 度），预计 2026 年江苏电价跌幅将收窄，综合电价有望企稳回升。

3.2 中国广核（A 股：003816；港股：01816.HK）

1. 公告日期：2025 年 11 月 1 日

1. 公告名称：2025 年第三季度经营情况公告

1. 基本信息：前三季度累计上网电量 1680 亿千瓦时，同比增长 12.3%；其中核电上网电量 1450 亿千瓦时，同比增长 9.8%，新能源上网电量 230 亿千瓦时，同比增长 35.7%。岭澳核电站 3 号机组完成升级改造，发电效率提升 5%。

1. 市场电价：平均上网电价 0.391 元 / 千瓦时，同比下降 4.2%；其中广东区域核电市场化交易电量占比 42%，平均电价 0.405 元 / 千瓦时，同比下降 2.1%；广西区域核电电价执行基准价 0.372 元 / 千瓦时，同比持平。

1. 市场前景分析：广东区域核电市场化比例提升但电价降幅可控，主要得益于 “基准价 + 浮动” 机制。公司在建的陆丰核电 5 号机组预计 2026 年投产，该机组将全部参与市场化交易，参考当前广东市场电价，预计度电盈利将达 0.08 元。

4. 新能源项目上网电价公告整理

4.1 风电项目

4.1.1 龙源电力（A 股：001289；港股：00916.HK）

1. 公告日期：2025 年 4 月 26 日

1. 公告名称：2025 年第一季度发电量公告

1. 基本信息：2025 年 1-3 月累计完成发电量 2028.61 兆瓦时，较 2024 年同期同比下降 4.42%；剔除火电影响同比增长 8.81%，其中风电增长 4.37%。新增风电装机 120 万千瓦，但受一季度风资源不足影响，利用小时数同比减少 32 小时。

1. 市场电价：风电平均上网电价 0.268 元 / 千瓦时，同比下降 1.1%；市场化交易电量占比 68%，其中绿电交易电量占比 15%，绿电溢价 0.035 元 / 千瓦时。

1. 市场前景分析：风电电价小幅下降但绿电溢价持续存在，公司绿电交易收入同比增长 28%。随着国家发改委完善绿电交易政策，明确电能量价格与绿证价格分离，预计 2026 年绿电溢价将提升至 0.05 元 / 千瓦时，显著增厚收益。

4.1.2 甘肃风电竞价项目（多家企业）

1. 公告日期：2025 年 10 月 16 日（第一批）、2025 年 11 月 28 日（第二批）

1. 公告名称：2025 年度增量新能源项目机制电价竞价结果公示

1. 基本信息：第一批风电项目 8 个，总装机容量 45 万千瓦；第二批风电项目 23 个，分散式风电 2 个，总装机容量 120 万千瓦。两批次项目均要求 2026 年底前投产，配套储能比例不低于 15%/2 小时。

1. 市场电价：两批次风电机制电价均为 0.1954 元 / 千瓦时，均以最低限价成交。市场化交易基准电价 0.22 元 / 千瓦时，机制电价与市场电价的差额由电网企业进行差价结算。

1. 市场前景分析：低价成交反映甘肃新能源资源丰富但竞争激烈，项目盈利主要依赖规模效应与成本控制。随着西北区域跨省跨区交易扩大，预计这些项目外送电量占比将达 40%，外送电价 0.28 元 / 千瓦时，可显著提升综合收益。

4.2 光伏项目

4.2.1 江苏新能（A 股：603693）

1. 公告日期：2025 年 12 月 16 日

1. 公告名称：所属光伏项目成功竞得省内首批机制电价

1. 基本信息：公司所属 3 个光伏项目（总装机容量 5 万千瓦）以 90% 的最高电量申报额度入选 2025-2026 年江苏省新能源增量项目机制电价竞价，年度机制电量规模合计 3.3 亿千瓦时，执行期限 10 年。

1. 市场电价：竞得机制电价 0.36 元 / 千瓦时；江苏省煤电基准价 0.3913 元 / 千瓦时，机制电价低于基准价 8.0%。项目同时参与绿电交易，预计绿电溢价可达 0.04 元 / 千瓦时。

1. 市场前景分析：机制电价锁定 10 年收益，为项目提供稳定现金流。江苏省工商业用户绿电需求旺盛，2025 年绿电交易量同比增长 67%，公司项目绿电交易比例若达 30%，综合电价可提升至 0.372 元 / 千瓦时，接近基准价水平。

4.2.2 国投电力光伏项目（A 股：600886）

1. 公告日期：2025 年 10 月 18 日

1. 公告名称：2025 年三季度主要经营数据公告

1. 基本信息：前三季度光伏发电量同比增加，主要因陆续投产多个光伏项目，新增光伏装机 150 万千瓦。截至三季度末，光伏装机达 584.94 万千瓦，占总装机比例 13.1%。

1. 市场电价：光伏平均上网电价 0.293 元 / 千瓦时，同比下降 0.32%；无补贴新能源项目占比达 85%，市场化交易电量占比 72%。

1. 市场前景分析：电价小幅下降主因无补贴项目占比提升，但公司光伏项目利用小时数达 1280 小时，同比增加 45 小时。随着储能配套完善（当前储能装机 53.16 万千瓦），预计 2026 年光伏可参与现货市场尖峰交易，尖峰电价可达 0.5 元 / 千瓦时，提升综合收益。

4.3 新能源综合项目

4.3.1 中国电力（港股：02380.HK）

1. 公告日期：2025 年 4 月 28 日

1. 公告名称：2025 年第一季度售电量公告

1. 基本信息：2025 年 1-3 月合并总售电量 3074.77 兆瓦时，较去年同期增加 2.59%；其中新能源售电量 580 兆瓦时，同比增长 28.3%。新增风电装机 80 万千瓦，光伏装机 60 万千瓦，新能源装机占比提升至 35%。

1. 市场电价：新能源平均上网电价 0.282 元 / 千瓦时，同比下降 0.0032 元 / 千瓦时；其中风电 0.2681 元 / 千瓦时，光伏 0.2930 元 / 千瓦时。绿电交易电量占新能源发电量的 22%，溢价 0.038 元 / 千瓦时。

1. 市场前景分析：新能源电价基本企稳，绿电交易成为收益增量。公司计划 2025 年新增新能源装机 300 万千瓦，重点布局长三角绿电需求旺盛区域，预计绿电交易占比将提升至 30%，新能源综合电价有望突破 0.3 元 / 千瓦时。

5. 港股电力企业电价公告整理

5.1 华电国际（港股：01071.HK）

5.1.1 一季度公告

1. 公告日期：2025 年 4 月 17 日

1. 公告名称：2025 年第一季度发电量及上网电价公告

1. 基本信息：一季度发电量 51.38 亿兆瓦时，同比下降 8.51%；上网电量 48.02 亿兆瓦时，同比下降 8.50%。山东区域受外电入鲁及新能源装机增加影响，发电量下降最为明显，同比减少 12.3%。

1. 市场电价：一季度平均上网电价 505.71 元 / 兆瓦时，同比下降 0.71%；其中境内市场化交易电量占比 90.8%，香港地区售电均价 1.2 港元 / 千瓦时，同比持平。

1. 市场前景分析：与 A 股主体经营趋势一致，境内电价小幅下降但香港市场保持稳定。公司计划将香港地区绿电供应比例从当前的 5% 提升至 2026 年的 15%，绿电溢价有望提升香港区域售电收益。

5.1.2 前三季度公告

1. 公告日期：2025 年 10 月 20 日

1. 公告名称：二零二五年前三季度发电量及上网电价公告

1. 基本信息：前三季度发电量 201.33 亿兆瓦时，同比下降 5.87%；上网电量 189.24 亿兆瓦时，同比下降 5.94%。新能源发电量占比从上年同期的 12.1% 提升至 16.3%。

1. 市场电价：前三季度平均上网电价 509.55 元 / 兆瓦时，同比下降 2.76%；其中华东区域电价 518.4 元 / 兆瓦时，同比下降 1.9%，华北区域电价 492.7 元 / 兆瓦时，同比下降 3.5%。

1. 市场前景分析：电价降幅逐季收窄，显示成本传导机制逐步完善。随着容量电价政策在全国范围内落地，预计 2026 年火电固定收益占比将达 30%，有效对冲电量电价波动风险。

5.2 中电控股（港股：00002.HK）

1. 公告日期：2025 年 10 月 27 日

1. 公告名称：2025 年 11 月电费调整公告

1. 基本信息：旗下中华电力 2025 年 11 月每度电净电费较年初下调 2.8% 至 140.3 仙。电费构成中，基本电费上调 1.2 仙至 98 仙，燃料调整费减 0.2 仙至 42.3 仙，为今年以来最低水平，且连续 9 个月下调。

1. 市场电价：平均净电价 140.3 仙 / 度（约合 1.33 港元 / 度），其中工业电价 165.2 仙 / 度，居民电价 128.7 仙 / 度。燃料调整费较 1 月下调约 8.6%，反映国际燃料价格回落。

1. 市场前景分析：燃料价格下降推动电费下调，但基本电费上调反映运营成本压力。公司计划 2026 年投资 50 亿港元建设海上风电项目，新能源占比将从当前的 8% 提升至 12%，长期有望降低燃料成本依赖，稳定电价水平。

5.3 港灯（港股：02638.HK）

1. 公告日期：2025 年 10 月 27 日

1. 公告名称：2025 年 11 月电费调整通知

1. 基本信息：2025 年 11 月每度电净电费较年初下调 8.4% 至 152.9 仙。燃料调整费减 1.8 仙至 30 仙，较 1 月下调约 32%，为年内最大降幅。基本电费上调 0.5 仙至 122.9 仙。

1. 市场电价：平均净电价 152.9 仙 / 度（约合 1.45 港元 / 度），其中商业电价 182.5 仙 / 度，居民电价 135.6 仙 / 度。燃料成本占度电成本比例从 1 月的 28% 降至 22%。

1. 市场前景分析：燃料调整费大幅下降成为电费下调主因，预计国际天然气价格若保持当前水平，2026 年燃料调整费有望进一步下降 5 仙。公司与广东省合作的绿电进口项目将于 2026 年投产，预计可降低度电成本 8%，提升盈利空间。

5.4 中国电力（港股：02380.HK）

1. 公告日期：2025 年 4 月 20 日

1. 公告名称：2025 年 3 月售电量公告

1. 基本信息：2025 年 3 月合并总售电量 1096.17 兆瓦时，较去年同期增加 3.95%；2025 年 1-3 月合并总售电量 3074.77 兆瓦时，较去年同期增加 2.59%。新能源售电量增速显著高于传统电源。

1. 市场电价：境内平均上网电价 0.382 元 / 千瓦时，同比下降 2.3%；其中火电 0.425 元 / 千瓦时，同比下降 3.1%，新能源 0.282 元 / 千瓦时，同比下降 0.1%。香港地区售电均价 1.3 港元 / 千瓦时，同比持平。

1. 市场前景分析：新能源电价表现优于火电，显示转型成效。公司计划 2025 年在香港推出 “绿电套餐”，针对商业用户提供 100% 绿电供应，预计绿电溢价可达 0.2 港元 / 千瓦时，成为新的盈利增长点。

6. 电力市场电价核心影响因素分析

6.1 政策调控：市场化改革与价格机制重塑

国家发改委 2025 年 2 月出台的新能源电价改革政策，明确新能源电量全面进入市场交易，建立 “机制电价 + 差价结算” 机制，对电价形成产生根本性影响。分电源来看：

• 火电：容量电价政策在广东、上海等 12 个省份落地，煤电容量电价普遍调整至 165 元 / 千瓦・年，固定收益占比提升至 30%-50%，华能国际、华电国际等企业容量电价收入同比增长 40%-60%，有效对冲电量电价下行风险；

• 核电：取消变动成本补偿机制后，理论地板价降至 0.372 元 / 度，2025 年月度市场交易价格自 2 月起基本贴近地板价，缴纳补偿后约 0.332 元 / 度，较 2024 年下降 5.8%；

• 新能源：增量项目机制电价通过竞价形成，甘肃、江苏等省份竞价结果显示，资源富集地区电价显著低于负荷中心，甘肃风电、光伏机制电价仅 0.1954 元 / 千瓦时，江苏光伏机制电价 0.36 元 / 千瓦时，价差达 84.3%。

6.2 供需格局：新能源挤压与电量结构变化

2025 年全国新能源新增装机预计达 1.8 亿千瓦，截至三季度末，A 股电力上市公司新能源装机占比平均提升至 22.3%，较 2024 年末增加 4.1 个百分点。供需变化对电价的影响呈现显著结构性特征：

• 火电：新能源挤压导致煤电机组利用小时数普遍下降，华能国际、华电国际火电利用小时数同比分别减少 182 小时、210 小时，电量电价同比下降 3.48%、2.76%；但调峰需求上升推动辅助服务收入增长，内蒙华电调峰收入占比达 18%，带动电价逆势上涨 3.57%；

• 新能源：装机激增导致区域竞争加剧，甘肃等资源大省出现低价竞标的情况，但江苏、广东等负荷中心绿电需求旺盛，绿电溢价维持在 0.03-0.05 元 / 千瓦时，支撑电价水平；

• 核电：基荷电源地位稳固，前三季度中国核电、中国广核核电发电量同比分别增长 11.44%、9.8%，市场化交易比例提升至 40%-71%，但江苏等省份市场电价下跌导致综合电价同比下降 4%-7%。

6.3 成本波动：燃料价格与技术进步的双重作用

成本端对不同电源电价的影响差异显著：

• 火电：2025 年动力煤价格同比下降 12%，但电量电价降幅（3% 左右）小于成本降幅，主要得益于容量电价加成，华能国际火电毛利率同比提升 2.3 个百分点；气电受国际天然气价格波动影响较大，上海电力气电发电量同比下降 6.71%，但电价传导顺畅，毛利率保持稳定；

• 新能源：技术进步推动成本持续下降，光伏组件价格同比下降 15%，风电整机价格下降 8%，使得甘肃等地区即使机制电价低至 0.1954 元 / 千瓦时仍可实现盈利；

• 核电：固定成本占比高（约 70%），燃料成本波动影响较小，但新建机组投资规模大，漳州核电 1 号机组单位投资约 1.2 万元 / 千瓦，需通过长期稳定电价回收成本。

6.4 区域差异：资源禀赋与市场成熟度分化

不同区域电价水平与变动趋势呈现显著分化：

• 华东区域：经济发达，电力需求旺盛，华能国际华东区域电价 512.34 元 / 兆瓦时，同比基本持平，上海电力平均电价达 0.59 元 / 千瓦时，居全国前列；

• 华北区域：新能源装机集中，竞争激烈，内蒙华电电价 363.11 元 / 千千瓦时，虽同比上涨但绝对值较低，主要依赖调峰补偿；

• 西北区域：资源富集但消纳能力有限，甘肃新能源机制电价以最低限价成交，外送电价成为重要补充；

• 香港地区：电价受国际燃料价格影响较大，中电控股、港灯电价随燃料调整费下降而下调，但基本电费呈上涨趋势，反映运营成本压力。

7. 分类型市场前景深度展望

7.1 火电：从电量主体到调节中枢，盈利结构重塑

7.1.1 短期：容量电价托底，调峰价值凸显

2026 年容量电价政策有望在全国范围内全面落地，预计煤电容量电价平均水平将达 160 元 / 千瓦・年，火电企业固定收益占比将提升至 35% 左右。华能国际、华电国际等龙头企业通过灵活性改造，调峰补偿收入有望同比增长 50% 以上，叠加动力煤价格中枢下移（预计同比下降 8%），火电毛利率有望提升 3-5 个百分点。

7.1.2 长期：装机规模收缩，效率为王

预计 “十四五” 期间全国煤电装机将减少 5000 万千瓦，存量机组将向 “高效、灵活、清洁” 转型。效率高、调峰能力强的机组将获得更高的容量电价和调峰补偿，而低效机组面临淘汰风险。建议关注火电灵活性改造率超 80%、煤耗低于 280 克 / 千瓦时的优质企业，如上海电力、国电电力等。

7.2 核电：市场化加速推进，收益稳定性增强

7.2.1 短期：电价筑底回升，市场化比例提升

江苏区域核电电价预计 2026 年进入底部阶段，跌幅将收窄至 1% 以内；浙江、福建等省份通过政策托底维持核电电价接近核准价（0.4 元 / 度），中国核电、中国广核综合电价有望企稳回升。核电市场化交易比例预计将从当前的 40%-71% 提升至 2026 年的 60%-80%，交易价格有望向基准价靠拢。

7.2.2 长期：装机量快速增长，基荷地位巩固

预计 2026 年全国核电新增装机将达 800 万千瓦，中国核电、中国广核装机规模分别增长 15%、12%。核电作为稳定的基荷电源，在新型电力系统中的地位日益重要，随着绿电交易与核电结合（部分省份已试点核电参与绿电交易），核电有望获得绿电溢价，进一步提升收益水平。

7.3 新能源：市场化全面深化，分化加剧

7.3.1 短期：机制电价稳定收益，绿电溢价增厚利润

新能源 “机制电价 + 差价结算” 机制已在江苏、甘肃等省份落地，为增量项目提供 10 年稳定收益预期。绿电交易规模预计 2026 年同比增长 50%，绿电溢价有望提升至 0.05 元 / 千瓦时，江苏新能、龙源电力等绿电供应龙头将显著受益。

7.3.2 长期：成本下降驱动盈利，技术创新决定竞争力

光伏组件、风电整机价格预计 2026 年同比再降 10%、5%，新能源度电成本将进一步下降 8%-10%。同时，储能、氢能等配套技术的突破将提升新能源消纳能力，具备 “新能源 + 储能”“风光氢储一体化” 布局的企业，如国投电力、中国电力等，将在激烈竞争中脱颖而出。

7.4 港股电力企业：内外市场协同，转型提速

7.4.1 短期：燃料成本回落，盈利改善

国际天然气价格预计 2026 年保持平稳，中电控股、港灯燃料调整费有望进一步下降 5-8 仙，推动盈利同比增长 10%-15%。同时，境内业务受益于容量电价政策，华电国际、中国电力港股主体火电收益将得到保障。

7.4.2 长期：绿电布局提速，差异化竞争

香港地区绿电需求旺盛，预计 2026 年商业用户绿电渗透率将从当前的 5% 提升至 15%。中电控股、中国电力等企业通过境内绿电外送香港，有望获得 0.2 港元 / 千瓦时以上的绿电溢价。建议关注在粤港澳大湾区有绿电布局的港股企业，如中国电力、华电国际等。

8. 风险提示与投资建议

8.1 风险提示

8.1.1 政策风险

电力市场改革政策存在不确定性，若容量电价标准低于预期（如低于 150 元 / 千瓦・年），将影响火电企业固定收益；新能源机制电价竞价上限若进一步下调，可能导致新能源项目盈利低于预期。此外，核电市场化交易规则变化、绿电交易政策调整等也将带来风险。

8.1.2 市场风险

全国电力供需宽松态势可能持续至 2026 年，部分区域火电利用小时数可能进一步下降至 3800 小时以下，导致电量电价继续下行。新能源装机增长过快可能引发局部消纳问题，甘肃、内蒙等地区弃风弃光率若回升至 5% 以上，将影响新能源项目收益。

8.1.3 成本风险

国际煤炭、天然气价格若出现超预期上涨，将推高火电、气电企业成本，而电价传导存在时滞，可能导致毛利率收窄。新能源产业链价格若反弹（如光伏组件价格上涨 10% 以上），将影响新建项目盈利。

8.1.4 区域风险

不同区域市场成熟度差异较大，西北等资源富集地区新能源竞价激烈，电价水平低，项目盈利对成本控制要求极高；华北等区域新能源消纳压力大，存在电价波动风险；香港地区电价受国际燃料价格影响显著，波动较大。

8.2 投资建议

8.2.1 火电板块：关注容量电价受益标的

推荐火电灵活性改造率高、容量电价占比大的龙头企业，如华能国际（容量电价收入预计同比增长 60%）、上海电力（长三角区域电价高位稳定）、内蒙华电（调峰补偿收入占比高）。

8.2.2 核电板块：布局电价企稳回升标的

推荐市场化比例高且区域结构优质的企业，如中国核电（浙江、福建区域电价稳定，占比达 65%）、中国广核（广东区域核电需求旺盛，市场化比例提升至 42%）。

8.2.3 新能源板块：聚焦绿电与技术领先标的

推荐绿电交易规模大、成本控制能力强的企业，如江苏新能（绿电溢价收益显著）、龙源电力（风电龙头，绿电交易量同比增长 28%）、国投电力（新能源 + 储能布局领先）。

8.2.4 港股板块：关注内外协同转型标的

推荐在境内有优质绿电资源且布局香港市场的企业，如中国电力（新能源装机增速快，香港绿电套餐即将推出）、华电国际（境内容量电价受益，香港业务稳定）。

9. 附录：重点企业电价数据汇总表