月度專題點評：蒙西、新疆銜接機制相繼落地，增量項目面臨壓力。1）核心要點：兩地出臺銜接機制，增量項目面臨壓力。蒙西電量略低於蒙東，增量直面市場。蒙西類似蒙東，對存量項目保護較爲到位，給予明確的機制電量、機制電價和執行期限的保護標準；但對於增量項目直接取消機制電量電價的保護。新疆存量保護較好，增量待遇可觀。新疆給予存量較高的機制電量比例和燃煤基準價作爲機制電價；同時對於增量給予同樣比例的機制電量和0.15~0.262元/千瓦時的競價區間，僅在執行期限上略微區分。2）未來展望：仍需靜待機制電價細則持續落地，利好交易策略與預測服務。目前各地機制電價情況與納入機制的電量情況目前尚不清晰，且增量項目機制電價需通過競價決定，競價結果的不確定性也將影響到後續新能源投資積極性。短期內新能源投資積極性與投資節奏或在收益前景不清晰的背景下受到衝擊。對電力交易策略和預測的要求有望持續提升，相關服務商有望持續受益。

月度板塊及重點上市公司表現：6月電力及公用事業板塊下跌0.5%，表現劣於大盤；6月滬深300上漲2.5%到3936.08；漲幅前三的行業分別是通信(14.1%)、國防軍工(10.9%)、有色金屬(9.3%)。

月度電力需求情況分析：5月電力消費增速環比略微下行。2025年5月，全社會用電同比增長4.40%。分行業：二產用電增速環比持續下行，三產及居民用電增速環比持續恢復：2025年5月，一、二、三產業用電量同比增速分別爲8.40%、2.10%、9.40%，居民用電量同比增長9.60%。分板塊：製造業板塊用電持續低迷，消費高耗能板塊用電增速環比改善。分子行業看，高技術裝備製造板塊中用電量佔比前三的爲計算機通信設備製造業、金屬製品業和電氣機械製造業。消費板塊中佔比前三的爲批發和零售業、交通運輸、倉儲及郵政業和信息技術服務業。六大高耗能板塊中佔比前三的爲電力熱力生產及供應業、有色金屬冶煉及壓延業和黑色金屬冶煉及壓延加工業。分地區來看，東部沿海省份用電量領先，西部省份用電增速領先。彈性係數方面，2025年一季度電力消費彈性係數爲0.468。

月度電力生產情況分析：水電發電增速環比持續下滑，火電發電量由負轉正。2025年5月份，全國發電量增長0.50%。分機組類型看，火電電量同比增長1.20%；水電電量同比下降14.30%；核電電量同比上漲6.70%；風電電量同比增長11.00%；太陽能電量同比上漲7.30%。新增裝機方面，2025年5月全國新增裝機12440萬千瓦，其中新增火電裝機457萬千瓦，新增水電裝機60萬千瓦，新增風電裝機2632萬千瓦，新增光伏裝機9292萬千瓦。發電設備利用方面，2025年5月全國發電設備利用小時數1249小時。其中，火電平均利用小時1644小時；水電平均利用小時數1023小時；核電平均利用小時數3237小時；風電平均利用小時數952小時；光伏平均利用小時數460小時。煤炭庫存情況、日耗情況及三峽出庫情況方面，截至6月26日，內陸煤炭庫存周環比上升，日耗周環比上升；沿海煤炭庫存周環比上升，日耗周環比上升。截至7月2日，三峽水位同比上升，環比上升。

月度電力市場數據分析：7月代理購電均價環比持續下行。7月月度代理購電均價爲367.34元/MWh，環比下降4.41%，同比下降6.05%。

行業新聞：(1) 新疆136號文承接——增量0.15-0.262元/kWh競價，機制電量50%；存量0.25或0.26元/kWh，電量30%或50%；(2) 蒙西承接“136號文”實施方案——存量機制電價0.2829元/千瓦時，增量暫不安排納入機制。(3)國家發展改革委 國家能源局關於有序推動綠電直連發展有關事項的通知。

投資建議：我們認爲，國內歷經多輪電力供需矛盾緊張之後，電力板塊有望迎來盈利改善和價值重估。雖然隨着2022年火電裝機覈准潮逐步落地，電力供需矛盾趨於緩和，但部分經濟較爲發達的區域仍存在區域性供需缺口。在當前新能源裝機持續快速增長，相關能源政策依然重點強調安全保供的態勢下，煤電頂峯價值有望持續凸顯。展望未來，雙碳目標下的新型電力系統建設，或將持續依賴系統調節手段的豐富和投入；容量電價機制正式出臺明確煤電基石地位，電力現貨市場和輔助服務市場機制有望持續推廣，因而在電力市場化改革的持續推進下，電價有望實現穩中上漲。此外，伴隨着發改委加大電煤長協保供力度，電煤長協實際履約率有望邊際上升，我們判斷煤電企業的成本端較爲可控；同時煤電一體化企業依靠自有煤炭或高比例煤炭長協兌現的優勢，有望在穩利潤同時實現業績增長。展望未來，我們認爲電力運營商的業績有望大幅改善。電力運營商有望受益標的：1）煤電一體化公司：新集能源、陝西能源、淮河能源等；2）全國性煤電龍頭：國電電力、華能國際、華電國際等；2）電力供應偏緊的區域龍頭：皖能電力、浙能電力、申能股份、粵電力 A等； 3）水電運營商：長江電力、國投電力、川投能源、華能水電；4）設備製造商和靈活性改造有望受益標的：東方電氣、青達環保、華光環能等。

風險因素：宏觀經濟下滑導致用電量增速不及預期，電力市場化改革推進緩慢，電煤長協保供政策的執行力度不及預期。

月度專題：蒙西、新疆銜接機制相繼落地，增量項目面臨壓力

事件：6月，繼山東、廣東、蒙東電網後，蒙西、新疆相繼發佈“136”號文的落地政策徵求意見稿。“136”號文持續密集落地。

1. 核心要點：兩地出臺銜接機制，增量項目面臨壓力

1）蒙西：電量略低於蒙東，增量直面市場。6月，內蒙古自治區發改委發佈《深化蒙西電網新能源上網價市場化改革實施方案》的通知。蒙西對存量項目保護尚可，但相較蒙東機制電量略低：分佈式光伏、分散式風電、扶貧光伏、光熱發電等項目全電量進入機制，帶補貼集中式風電、帶補貼集中式光伏、風電供熱試點項目、風電特許權項目分別按照215小時、250小時、1220小時、1210小時對應的電量安排；機制電價定爲蒙西煤電基準價（0.2829元/千瓦時）；執行期限爲項目全生命週期合理利用小時數或項目投產滿20年。同樣的，蒙西對增量項目保護較差：增量項目暫不安排新增納入機制的電量。綜合來看，蒙西電網對存量項目保護與蒙東基本相同，除電量水平不及蒙東，亦給予明確的機制電量、機制電價和執行期限的保護標準；但對於增量項目直接取消機制電量電價的保護，後續新增項目需直面市場交易風險。

2）新疆：存量保護較好，增量待遇可觀。6月，新疆發改委就《自治區貫徹落實深化新能源上網電價市場化改革實施方案（試行）》發表解讀文件。與蒙東類似，新疆對存量項目保護尚可：機制電量分別給予帶補貼項目和平價項目30%/50%的上網電量比例；機制電價分別給予帶補貼項目和平價項目0.25元/千瓦時（新疆燃煤基準價）/0.262元/千瓦時（新疆平價項目入市保障電價）的上網電價，執行期限取項目剩餘全生命週期合理利用小時數對應年限和投產滿20年剩餘年限中的較小者。相對而言，新疆對增量項目保護相對可觀：增量項目機制電量參照存量平價項目機制電量規模比例以及增量項目上網電量確定；機制電價設定0.15~0.262元/千瓦時的區間；執行期限10年。綜合來看，新疆對存量項目保護較好，基本實現與現有情況銜接的目標；對於增量項目的保護相對較爲可觀，機制電量基本延續存量情況，電價競價區間相對友好。

2.未來展望：仍需靜待機制電價細則持續落地，利好交易策略與預測服務

“136”號文明確要求“各地要在2025年底前出臺並實施具體方案”，也即各地機制電價情況與納入機制的機制電價與當前電價相同，收益率相對可靠。同時，增量項目機制電價需通過競價決定，競價結果的不確定性也將影響到後續新能源投資積極性，在“531”新能源搶裝潮過後新能源裝機增速或將大幅放緩。我們再度重申，鑑於已出臺銜接機制的省份具體政策差別較大，未來各地機制電價電量的制定方向值得持續關注，存量項目的收益情況目前仍無法確定，仍需靜待各省機制電價細則落地。

我們再度重申，新能源全面入市直接影響新能源項目收益的確定程度。即便存量項目存在機制電價銜接，但在機制電價與電量存在調整可能的情況下，項目收益情況仍無法明確。短期內新能源投資積極性與投資節奏或在收益前景不清晰的背景下受到衝擊。長期來看，新能源建投熱情有望在電力供需相對平穩，電價波動相對平緩的階段重新恢復。此外，新能源全部入市後市場交易成員趨於多元，交易情況和報價策略將趨於複雜，對電力交易策略和預測的要求有望持續提升，相關服務商有望持續受益。

月度板塊及重點上市公司股價表現

6月電力及公用事業板塊下跌0.5%，表現劣於大盤；6月滬深300上漲2.5%到3936.08；漲幅前三的行業分別是通信(14.1%)、國防軍工(10.9%)、有色金屬(9.3%)。

6月電力板塊重點上市公司中漲幅前三的分別爲國電電力(5.91%)、內蒙華電(1.73%)、長江電力(-0.20%)。

月度電力需求情況分析

1.用電情況：5月電力消費增速環比略微下行

2025年5月份全社會分月用電量8096億千瓦時，分月同比增長4.40%，漲幅較4月收窄0.30pct。

1-5月全社會累計用電量39665億千瓦時，累計同比增長3.40%，漲幅較4月擴大0.30pct。5月電力消費增速環比略微下行。

2. 分行業：二產用電增速持續下行，三產及居民用電增速環比持續恢復

分行業來看，2025年5月一、二、三產業和城鄉居民生活用電量分別爲119、5414、1550、1013億千瓦時，同比變化+8.40%、+2.10%、+9.40%、+9.60%（漲幅較4月變化-5.40pct、-0.90pct、+0.40pct和+2.60pct）。5月二產用電增速持續下行，三產及居民用電增速環比持續恢復。

3. 分板塊：製造業板塊用電持續低迷，消費高耗能板塊用電增速環比持續改善

分板塊來看，2025年5月製造業板塊用電持續低迷。其中，高技術裝備製造板塊（包含汽車製造業，計算機、通信和其他電子設備製造業，醫藥製造業，金屬製品業，通用設備製造業，專用設備製造業，電氣機械和器材製造業，儀器儀表製造業，鐵路、船舶、航空航天和其他運輸設備製造業）和高耗能板塊（包括黑色金屬冶煉及壓延加工業，有色金屬冶煉及壓延加工業，化學原料及化學制品製造業，非金屬礦物製品業，石油、煤炭及其他燃料加工業，電力、熱力的生產和供應業）的電力消費同比增速環比基本持平；消費板塊（包含交通運輸、倉儲、郵政業，信息傳輸、軟件和信息技術服務業，批發和零售業，住宿和餐飲業，金融業，房地產業）的電力消費增速環比持續改善。

分板塊看，製造業板塊用電量4135.48億千瓦時，2025年5月同比增長1.18%（漲幅較4月收窄1.26 pct）；高技術裝備製造板塊用電量967.74億千瓦時，2025年5月同比增長2.70%（漲幅較4月擴大0.07pct）；六大高耗能板塊用電量3317.70億千瓦時，2025年5月同比增長2.36%（漲幅較4月擴大0.01pct）；消費板塊用電量1001.24億千瓦時，2025年5月同比增長11.36%（漲幅較4月擴大1.50pct）。

分子行業看，高技術裝備製造板塊中用電量佔比前三的爲計算機通信設備製造業（25.79%）、金屬製品業（23.48%）和電氣機械製造業（17.81%），新增用電貢獻率排名前三的爲計算機通信設備製造業（38.87%）、汽車製造業（20.68%）和通用設備製造業（19.44%）。消費板塊中佔比前三的爲批發和零售業（36.33%）、交通運輸、倉儲及郵政業（20.70%）和信息技術服務業（15.76%），新增用電貢獻率排名前三的爲批發和零售業（43.93%）、信息技術服務業（21.84%）和交通運輸業（15.04%）。六大高耗能板塊中佔比前三的爲電力熱力生產及供應業（29.52%）、有色金屬冶煉及壓延業（21.08%）和黑色金屬冶煉及壓延加工業（16.56%），新增用電貢獻率排名前三的爲電力熱力生產及供應業（78.33%）、化學相關製造業（25.69%）和石油、煤炭及其他燃料加工業（22.43%）。

4. 分地區：東部沿海省份用電量領先，西部省份用電增速領先

分地區來看，2025年5月，全社會用電量排名前五的省份分別爲廣東（821.00億千瓦時）、江蘇（674.99億千瓦時） 、山東（674.22億千瓦時）、浙江（556.29億千瓦時） 、內蒙古（444.69億千瓦時），大部分爲沿海省份。 全社會用電量增速前五的省份分別爲：西藏（12.06%）、海南（9.77%） 、貴州（9.18%）、廣東（8.99%） 、福建（7.89%）。從數量上看，增速前五省份大部分爲中西部省份。

分地區來看，2025年1-5月，全社會累計用電量排名前五的省份分別爲廣東（3428.98億千瓦時）、山東（3402.61億千瓦時） 、江蘇（3315.79億千瓦時）、浙江（2619.54億千瓦時） 、內蒙古（2220.05億千瓦時），大部分爲沿海省份。 全社會用電量增速前五的省份分別爲：西藏（12.11%）、貴州（9.65%） 、雲南（7.05%）、山西（6.88%） 、福建（5.71%）。從數量上看，增速前五省份大部分爲中西部省份。

電力消費彈性係數方面，2025年一季度我國GDP增速5.40%，用電量增速2.53%，彈性係數爲0.468，較上季下降0.177。

月度電力供應情況分析

1. 發電情況：水電發電增速環比持續下滑，火電發電量由負轉正。2025年5月全社會發電量7378億千瓦時，同比增長0.50%，漲幅較4月下降0.40pct。分電源類型看，火電發電量4615億千瓦時，同比增長1.20%，漲幅較4月增長3.50pct；水電發電量991億千瓦時，同比下降14.30%，同比增速較4月下降7.80pct；核電發電量384億千瓦時，同比上漲6.70%，漲幅較4月收窄5.70 pct；風電發電量917億千瓦時（6MW以上電站），同比增長11.00%，同比漲幅較4月收窄1.70 pct；太陽能發電量471億千瓦時（6MW以上電站），同比上漲7.30%，同比漲幅相較於4月收窄9.40pct。5月水電發電增速環比持續下滑，火電發電量由負轉正。

2025年1-5月全社會累計發電量37266億千瓦時，同比增長0.30%，同比增速較1-4月增長0.20pct。分電源類型看，火電發電量24448億千瓦時，同比下降3.10%，同比增速較1-4月上升1.00pct；水電發電量4001億千瓦時，同比下降2.50 %，同比增速較1-4月收窄4.70pct；核電發電量1969億千瓦時，同比上漲11.50%，漲幅較1-4月收窄1.20pct；風電發電量4742億千瓦時（6MW以上電站），同比增長11.10%，同比漲幅較1-4月擴大0.20pct；太陽能發電量2105億千瓦時（6MW以上電站），同比上漲18.30%，同比漲幅相較於1-4月收窄1.20pct。

截至6月26日，內陸17省煤炭庫存8824.3萬噸，較上週增加284.7萬噸，周環比上升3.33%；內陸17省電廠日耗爲365.2萬噸，較上週增加14.5萬噸/日，周環比上升4.13%；可用天數爲24.2天，較上週下降0.2天。

截至6月26日，沿海8省煤炭庫存3544.6萬噸，較上週增加64.5萬噸，周環比上升1.85%；沿海8省電廠日耗爲189.9萬噸，較上週下降1.6萬噸/日，周環比下降0.84%；可用天數爲18.7天，較上週增加0.5天。

截至7月2日，三峽出庫流量21400立方米/秒，同比上升52.86%，周環比上升22.99%。

2.新增發電設備情況分析：火電步入投產期，風光裝機持續搶裝

分電源看，2025年5月，全國新增裝機12440萬千瓦，其中新增火電裝機457萬千瓦，新增水電裝機60萬千瓦，新增核電裝機0萬千瓦，新增風電裝機2632萬千瓦，新增光伏裝機9292萬千瓦。新增裝機中，火電裝機增速同比增長55.44%，風電裝機同比增長801.37%，光伏裝機同比增長388.03%。

分地區看，2025年5月新增火電裝機排名前三的省份爲湖南（100萬千瓦）、雲南（70萬千瓦）、貴州（69萬千瓦）；新增水電裝機排名前三的省份爲浙江（36萬千瓦）、江蘇（23萬千瓦）、新疆（2萬千瓦）；新增風電裝機排名前三的省份爲新疆（493萬千瓦）、內蒙古（422萬千瓦）、廣西（252萬千瓦）；新增光伏裝機排名前三的省份爲新疆（1345萬千瓦）、江蘇（785萬千瓦）、廣東（682萬千瓦）。

3. 月度發電設備利用情況分析：利用小時數全面收窄，火電降幅明顯

2025年5月全國發電設備平均利用小時數1249小時，同比降低9.62%。其中，火電平均利用小時1644小時，同比下降6.70%；水電平均利用小時數1023小時，同比下降6.40%；核電平均利用小時數3237小時，同比增長4.45 %；風電平均利用小時數952小時，同比降低2.46%；光伏平均利用小時數460小時，同比下降10.33%。

電力市場月度數據

1.電網月度代理購電價格：7月代理購電均價環比持續下行

7月，全國平均的電網公司月度代理購電價格爲367.34元/MWh，相較燃煤基準價下浮0.45%；代理購電價格環比下降4.41%，同比下降6.05%。

2. 廣東電力市場：7月月度交易價格環比基本持平，6月現貨市場電價環比下降

7月，廣東電力市場月度中長期交易均價爲372.39元/MWh，相比燃煤基準電價463元/MWh下浮19.57%，環比上月持平。其中，雙邊協商交易均價372.39元/MWh，集中競價均價爲372.33元/MWh。

截至6月21日，廣東電力市場6月日前現貨交易均價爲303.42元/MWh，環比下降7.45%；實時現貨交易均價爲309.85元/MWh，環比下降5.04%。

3.山西電力市場：6月現貨交易價格環比下降

截止至6月26日，山東電力市場6月日前現貨交易均價爲269.29元/MWh，環比下降5.78%；實時現貨交易均價爲274.97元/MWh，環比下降5.97%。

4. 山東電力市場：6月日前現貨價格環比上升，實時現貨價格環比下降

截止至6月10日，山東電力市場6月日前現貨交易均價爲263.40元/MWh，環比上升2.38%；實時現貨交易均價爲254.48元/MWh，環比下降5.55%。

6月行業重要新聞

(1) 新疆136號文承接——增量0.15-0.262元/kWh競價，機制電量50%；存量0.25或0.26元/kWh，電量30%或50%：

6月25日，新疆發改委就《自治區貫徹落實深化新能源上網電價市場化改革實施方案（試行）》發表解讀文件。新疆新能源的機制電價、機制電量等關鍵信息如下：對2025年6月1日以前投產的存量項目，區分補貼項目和平價項目。其中，補貼項目機制電價0.25元/千瓦時、機制電量比例爲其上網電量的30%；平價項目機制電價0.262元/千瓦時、機制電量比例爲其上網電量的50%。2025年6月1日及以後投產的增量項目採用邊際出清方式、分類型（風電、太陽能）競價形成機制電價，競價區間暫定0.150元/千瓦時—0.262元/千瓦時，機制電量比例暫爲其上網電量的50%。競價工作每年組織一次。此外，對納入機制的電量，國網新疆電力有限公司每月按機制電價開展差價結算。（資料來源：新疆發改委，北極星太陽能光伏網）

(2) 蒙西承接“136號文”實施方案——存量機制電價0.2829元/千瓦時，增量暫不安排納入機制：

近日，內蒙古自治區發展改革委、能源局印發關於《深化蒙西電網新能源上網電價市場化改革實施方案》的通知。方案顯示，蒙西電力市場2024年市場交易新能源電量佔比已達92%以上。現貨市場申報價格上限爲1.5元/千瓦時，申報價格下限暫按-0.05元/千瓦時執行。2025年6月1日前投產的新能源存量項目的電量規模包括三類：一是分佈式光伏、分散式風電、扶貧光伏和光熱發電等項目的實際上網電量；二是帶補貼集中式風電、帶補貼集中式光伏、風電特許權項目和光伏領跑者項目（不含中標價格低於蒙西煤電基準價的項目），分別按照215小時、250小時、1220小時和1210小時對應的電量安排；三是執行固定電價的新能源項目實際上網電量。納入機制的電量按蒙西煤電基準價（0.2829元/千瓦時）執行。項目達到全生命週期合理利用小時數或投產滿20年後將不再執行機制電價。對2025年6月1日後投產的新能源增量項目，暫不安排新增納入機制的電量。後續年度安排納入機制的電量將通過競價形成，自治區價格主管部門會同能源主管部門明確機制電價競價上下限及執行期限。納入機制的新能源項目在執行期限內可以自主申請退出部分或全部納入機制的電量，自行參加市場。（資料來源：內蒙古自治區發展改革委，內蒙古自治區能源局，北極星太陽能光伏網）

(3) 國家發展改革委 國家能源局關於有序推動綠電直連發展有關事項的通知：

近日，爲貫徹落實黨的二十屆三中全會精神和黨中央、國務院關於完善新能源消納和調控政策措施的決策部署，探索創新新能源生產和消費融合發展模式，促進新能源就近就地消納，更好滿足企業綠色用能需求，依據《中華人民共和國能源法》等有關法律法規，制定本通知。綠電直連是指風電、太陽能發電、生物質發電等新能源不直接接入公共電網，通過直連線路向單一電力用戶供給綠電，可實現供給電量清晰物理溯源的模式。其中，直連線路是指電源與電力用戶直接連接的專用電力線路。按照負荷是否接入公共電網分爲併網型和離網型兩類。併網型項目作爲整體接入公共電網，與公共電網形成清晰的物理界面與責任界面，電源應接入用戶和公共電網產權分界點的用戶側。直連電源爲分佈式光伏的，按照《分佈式光伏發電開發建設管理辦法》等政策執行。採用直連線路向多用戶開展綠色電力直接供應的，具體辦法由國家發展改革委、國家能源局另行規定。（資料來源：國家發展改革委）

投資策略及行業主要上市公司估值表

我們認爲，國內歷經多輪電力供需矛盾緊張之後，電力板塊有望迎來盈利改善和價值重估。雖然隨着2022年火電裝機覈准潮逐步落地，電力供需矛盾趨於緩和，但部分經濟較爲發達的區域仍存在區域性供需缺口。在當前新能源裝機持續快速增長，相關能源政策依然重點強調安全保供的態勢下，煤電頂峯價值有望持續凸顯。展望未來，雙碳目標下的新型電力系統建設，或將持續依賴系統調節手段的豐富和投入；容量電價機制正式出臺明確煤電基石地位，電力現貨市場和輔助服務市場機制有望持續推廣，因而在電力市場化改革的持續推進下，電價有望實現穩中上漲。此外，伴隨着發改委加大電煤長協保供力度，電煤長協實際履約率有望邊際上升，我們判斷煤電企業的成本端較爲可控；同時煤電一體化企業依靠自有煤炭或高比例煤炭長協兌現的優勢，有望在穩利潤同時實現業績增長。展望未來，我們認爲電力運營商的業績有望大幅改善。電力運營商有望受益標的：1）煤電一體化公司：新集能源、陝西能源、淮河能源等；2）全國性煤電龍頭：國電電力、華能國際、華電國際等；3）電力供應偏緊的區域龍頭：皖能電力、浙能電力、申能股份、粵電力 A等； 3）水電運營商：長江電力、國投電力、川投能源、華能水電；4）設備製造商和靈活性改造有望受益標的：東方電氣、青達環保、華光環能等。

風險因素

宏觀經濟下滑導致用電量增速不及預期、電力市場化改革推進不及預期、電煤長協保供政策的執行力度不及預期等。

本文源自報告：《電力月報：風光裝機搶裝進入高潮，火電電量增速由負轉正》

報告發布時間：2025年7月7日

發佈報告機構：信達證券研究開發中心

報告作者：

左前明 S1500518070001

李春馳 S1500522070001

邢秦浩 S1500524080001

唐嬋玉 S1500525050001

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