2025年8月21日，信达证券（601059）发布了一篇电力（562350）行业的研究报告，报告指出，多地“136”号文衔接落地，风光装机抢装告一段落。
报告具体内容如下：
月度专题点评：晋琼辽甘宁五地衔接机制落地，存量增量保障均出现明显分化。1）核心要点：五地出台衔接机制，存量增量保障力度均出现明显分化。山西存量电量电价衔接现有规模，有望仿照“甘肃模式”额外扩展容量补偿范围。海南存量电量保障80~90%，但增量仅给予海风80%、陆风和光伏75%的电量保护和海风14年、陆风和光伏12年的执行期限；辽宁存量保护较好，但增量项目保护不佳：机制电量按增量项目上网电量的55%确定；机制电价设定0.18~0.33元/千瓦时的区间；执行期限12年；甘肃存量仅给予存量项目154亿千瓦时的电量保障，常规集中式新能源（850101）项目保障比例或远低于20%，且增量项目仅给予80%的电量纳入上限和12年的执行期限；宁夏存量增量电量均仅10%，且执行期限仅10年。2）未来展望：仍需静待机制电价细则持续落地，利好交易策略与预测服务。目前各地机制电价情况与纳入机制的电量情况目前尚不清晰，且增量项目机制电价需通过竞价决定，竞价结果的不确定性也将影响到后续新能源（850101）投资积极性。短期内新能源（850101）投资积极性与投资节奏或在收益前景不清晰的背景下受到冲击。对电力（562350）交易策略和预测的要求有望持续提升，相关服务商有望持续受益。
月度板块及重点上市公司表现：7月电力（562350）及公用事业板块下跌0.8%，表现劣于大盘；7月沪深300（399300）上涨3.54%到4075.59；涨幅前三的行业分别是钢铁（850106）(16.8%)、建筑材料（881115）(13.4%)、通信(10.8%)。
月度电力（562350）需求情况分析：6月电力（562350）消费（883434）增速环比有所恢复。2025年6月，全社会用电同比增长5.40%。分行业：二产用电增速有所恢复，居民用电增速持续增长：2025年6月，一、二、三产业用电量同比增速分别为+4.90%、+3.20%、+9.00%，居民用电量同比增长10.80%。分板块：制造业板块用电有所反弹，高技术装备&高耗能板块用电增速环比改善。分子行业看，高技术装备制造板块中用电量占比前三的为计算机通信设备（881129）制造业、金属制品（884075）业和电气机械制造业。
消费（883434）板块中占比前三的为批发和零售业、交通运输、仓储及邮政业和房地产（881153）业。六大高耗能板块中占比前三的为电力（562350）热力生产及供应业、有色金属（1B0819）冶炼及压延业和黑色金属冶炼及压延加工业。分地区来看，东部沿海省份用电量领先，西部省份用电增速领先。弹性系数方面，2025年二季度电力（562350）消费（883434）弹性系数为0.921。
月度电力（562350）生产情况分析：整体发电量环比回升，火电（884146）发电量持续正增长。2025年6月份，全国发电量增长1.70%。分机组类型看，火电（884146）电量同比增长1.10%；水电电量同比下降4.00%；核电（885571）电量同比上涨10.30%；风电（885641）电量同比增长5.50%；太阳能电量同比上涨28.70%。
新增装机方面，2025年6月全国新增装机2840万千瓦，其中新增火电（884146）装机824万千瓦，新增水电装机68万千瓦，新增风电（885641）装机511万千瓦，新增光伏装机1436万千瓦。发电设备利用方面，2025年5月全国发电设备利用小时数1504小时。其中，火电（884146）平均利用小时1968小时；水电平均利用小时数1377小时；核电（885571）平均利用小时数3882小时；风电（885641）平均利用小时数1087小时；光伏平均利用小时数560小时。
煤炭（850105）库存情况、日耗情况及三峡出库情况方面，截至8月14日，内陆煤炭（850105）库存周环比上升，日耗周环比下降；沿海煤炭（850105）库存周环比上升，日耗周环比下降。截至8月15日，三峡水位同比环比下降。
月度电力（562350）市场数据分析：8月代理购电均价环比触底回升。8月月度代理购电均价为384.25元/MWh，环比上升1.18%，同比下降2.46%。
行业新闻：
（1）甘肃省发改委发布省级煤电、电网侧新型储能（885921）容量电价机制；
（2）宁夏“136号文”——不强制配储；存量10%，0.2595元/kWh；增量10%，0.18-0.2595元/kWh竞价；
（3）甘肃136号文方案正式下发：存量154亿度、电价0.3078元/度，增量期限12年、申报比例不高于80%。
投资建议：我们认为，国内历经多轮电力（562350）供需矛盾紧张之后，电力（562350）板块有望迎来盈利改善和价值重估。虽然随着2022年火电（884146）装机核准潮逐步落地，电力（562350）供需矛盾趋于缓和，但部分经济较为发达的区域仍存在区域性供需缺口。在当前新能源（850101）装机持续快速增长，相关能源（850101）政策依然重点强调安全保供的态势下，煤电顶峰价值有望持续凸显。展望未来，双碳目标下的新型电力（562350）系统建设，或将持续依赖系统调节手段的丰富和投入；容量电价机制正式出台明确煤电基石地位，电力（562350）现货市场和辅助服务市场机制有望持续推广，因而在电力（562350）市场化改革的持续推进下，电价有望实现稳中上涨。此外，伴随着发改委加大电煤长协保供力度，电煤长协实际履约率有望边际上升，我们判断煤电企业的成本端较为可控；同时煤电一体化企业依靠自有煤炭（850105）或高比例煤炭（850105）长协兑现的优势，有望在稳利润同时实现业绩增长。展望未来，我们认为电力（562350）运营商的业绩有望大幅改善。电力（562350）运营商有望受益标的：
1）煤电一体化公司：新集能源（601918）、陕西能源（001286）、淮河能源（600575）等；
2）全国性煤电龙头：国电电力（600795）、华能国际（600011）、华电国际（600027）等；
3）电力（562350）供应偏紧的区域龙头：皖能电力（000543）、浙能电力（600023）、申能股份（600642）、粤电力A（000539）等；
4）水电运营商：长江电力（600900）、国投电力（600886）、川投能源（600674）、华能水电（600025）；
5）设备制造商和灵活性改造有望受益标的：东方电气（HK1072）、青达环保（688501）、华光环能（600475）等。
风险因素：宏观经济下滑导致用电量增速不及预期,电力（562350）市场化改革推进缓慢,电煤长协保供政策的执行力度不及预期。
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