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，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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