新能源有望迎重估，传统电源可靠性&灵活性值得重视 | 投研报告

中国银河近日发布公用事业行业：2025年9月12日，国家发改委、国家能源局发布《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》（发改能源〔2025〕1144号）、《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格 〔2025〕1192号）、《电力现货连续运行地区市场建设指引》（发改能源〔2025〕1171号）。新型储能收益模式不断理顺，27年装机目标1.8亿kw。发改能源〔2025〕1144号文推动建立新型储能“电能量市场赚取价差+辅助服务+容量补偿”三重收益模式。

以下为研究报告摘要：

事件：2025年9月12日，国家发改委、国家能源局发布《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》（发改能源〔2025〕1144号）、《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格 〔2025〕1192号）、《电力现货连续运行地区市场建设指引》（发改能源〔2025〕1171号）。我们对此点评如下：

新型储能收益模式不断理顺，27年装机目标1.8亿kw。发改能源〔2025〕1144号文推动建立新型储能“电能量市场赚取价差+辅助服务+容量补偿”三重收益模式。其中：1）推动“新能源+储能”作为联合报价主体，一体化参与电能量市场交易；具有法人资格的新型储能项目，作为独立主体参与电能量市场；有序推动新型储能参与中长期市场。2）有序引导新型储能参与调频、备用等辅助服务市场，鼓励各地区因地制宜研究探索爬坡、转动惯量等辅助服务品种。3）推动完善新型储能等调节资源容量电价机制，有序建立可靠容量补偿机制。伴随收益模式的理顺，文件明确到27年全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦，较25年6月末的0.95亿千瓦存在接近翻倍的空间。新型储能装机的持续增长，有望增强电力系统调节能力，进一步打开新能源消纳空间。

绿电直连费用承担细则落地，促进新能源发电就近消纳。2025年5月21日，国家发改委、国家能源局印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，指出绿电直连项目应按相关规定缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用。此次发改价格 〔2025〕1192号文明确：1）输配电费：项目实行按容（需）量缴纳输配电费，下网电量不再缴纳系统备用费、输配环节的电量电费。月度容（需）量电费=按现行政策缴纳的容（需）量电费＋所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量。可理解为原来输配环节的电量电费折算成容量电费继续缴纳。2）系统运行费用等：暂按下网电量缴纳系统运行费，逐步向按占用容量等方式缴费过渡；暂免缴纳自发自用电量的政策性交叉补贴新增损益。综上所述，自发自用电量部分节省了系统运行费用（以江苏为例达到0.0581元/kwh），但新增了直连线路的输电成本（以江苏两部制110kV数据为例，电度输配电价为0.0857元/kwh；考虑到直连线路的距离优势，输电成本应明显低于这一水平），我们认为综合来看仍有望对绿电直连项目构成经济性上的利好，刺激新能源发电开拓用户侧应用场景，减轻来自大电网的掣肘。

重视传统电源的可靠性和灵活性价值。发改能源〔2025〕1171号文指出探索建立发电机组可靠容量评估机制，综合考虑发电机组类型、出力特性、厂用电率、检修停机等因素，科学评估各类型机组及新型储能的容量系数，客观反映其对电力系统发电容量充裕度的实际贡献。在此基础上，建立容量补偿机制，对电力系统可靠容量给予合理补偿。基于此，我们认为容量补偿政策未来或有望在更大范围内推行，具备高可靠性的传统电源，如火电、核电、大水电等均有望受益。除此之外，文件指出要加快完善中长期市场交易机制，逐步实现月度、月内等较短时间尺度中长期交易限价范围与现货市场限价贴近；同时支持新能源、核电企业与电力用户签订多年期协议。我们认为此举有利于火电、大水电等具备调节能力的电源价值的进一步体现，以及核电长期收益的稳定。

投资建议：近期可再生能源补贴发放加快+各省136号文逐步落地+新型储能建设加码打开消纳空间+绿电直连开拓用户侧应用场景四重催化下，重视新能源运营商的价值重估，个股建议关注龙源电力、三峡能源、中绿电、吉电股份等。与此同时，关注火电、水电、核电等传统电源可靠性和灵活性价值的持续兑现，个股建议关注华能国际、国电电力、大唐发电、长江电力、国投电力、川投能源、华能水电、中国核电、中国广核等。

风险提示：政策执行力度不及预期的风险；资源条件不及预期的风险；煤炭成本大幅上涨的风电：上网电价下调的风险等。（中国银河 陶贻功,梁悠南,马敏）