2025年9月16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，火电（884146）同比增速回升，多省“136”号文政策出台。
报告具体内容如下：
本期内容提要: 月度专题点评：黑贵云鄂陕浙青七地衔接机制落地，东部西部省份保障力度分化。1）核心要点：七地出台衔接机制，存量增量保障力度均出现明显分化。黑龙江存量电量电价衔接现有规模，增量项目保障12年。贵州存量电量保障集中式80%分布式100%，增量电量保障77%、年限保障12年。云南存量保护按并网时间有所区别，2021-2025年5月投产的存量项目机制电量占比范围跨度较大；增量项目仅给予12年的机制保障期限。湖北：存量集中式新能源（850101）机制电量比例上限为12.5％。分布式新能源（850101）机制电量比例上限为80％，增量期限较短。陕西存量保护较好，但增量机制电量仅覆盖增量项目年度上网电量的50%，执行期限仅为10年。浙江存量电量保障90%，增量执行期限仅为8～12年。青海对存量项目保护类似于甘肃，平价项目需集体平分一定额度的电量，且机制电价低于燃煤基准价。
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：8月电力（562350）及公用事业板块上涨2.5%，表现劣于大盘；8月沪深300（399300）上涨10.3%到4496.76；涨幅前三的行业分别是通信（34.4%）、电子（24.8%）、综合（21.9%）。
月度电力（562350）需求情况分析：7月电力（562350）消费（883434）增速环比大幅增长。2025年7月，全社会用电同比增长8.60%。分行业：分行业用电增速环比全面增长，一产居民用电环比涨幅可观：2025年7月，一、二、三产业用电量同比增速分别为+20.20%、+4.70%、+10.70%，居民用电量同比增长18.00%。分板块：四大板块用电增速环比均出现改善。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，中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7月份，全国发电量增长3.10%。分机组类型看，火电（884146）电量同比增长4.30%；水电电量同比下降9.80%；核电（885571）电量同比上涨8.30%；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3148万千瓦，其中新增火电（884146）装机1620万千瓦，新增水电装机196万千瓦,新增风电（885641）装机228万千瓦，新增光伏装机1104万千瓦。发电设备利用方面，2025年7月全国发电设备平均利用小时数1806小时。其中，火电（884146）平均利用小时2367小时；水电平均利用小时数1772小时；核电（885571）平均利用小时数4586小时；风电（885641）平均利用小时数1229小时；光伏平均利用小时数678小时。煤炭（850105）库存情况、日耗情况及三峡出库情况方面，截至9月4日，内陆煤炭（850105）库存周环比下降，日耗周环比下降；沿海煤炭（850105）库存周环比下降，日耗周环比上升。截至9月11日，三峡水位同比环比上升。
月度电力（562350）市场数据分析：9月代理购电均价环比持续下行。9月，全国平均的电网公司月度代理购电价格为374.50元/MWh，相较燃煤基准价上浮1.49%；代理购电价格环比下降2.51%，同比下降5.33%。
行业新闻：
（1）山西：竞价上下限0.199~0.332元/度；
（2）黑龙江136号文承接文件征求意见——存量基准电价0.374元/kWh，增量执行期限暂定为12年；
（3）云南136号文印发——存量风、光机制比例45%~100%，增量期限12年。
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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