国投电力与国电电力或是被错杀及影响电价的主要因素
国投电力与国电电力走势差强人意，国投电力持续低迷，国电电力更是急剧下落。这里除国电电力前期涨幅过大外，两者下跌也有共同的原因是今年各地的长协电价普遍降幅比较大，一方面是发电能力高于用电需求，更重要的是136号新政今年落地，长协电价纷纷下跌，新能源杀跌作用显露的淋漓尽致。这里花一点篇幅具体讨论一下影响电价主要因素，以便大家对其背后的逻辑有一个清晰的了解，过往主要的跟踪西南和江浙、广东电力市场政策和交易动态，以下分析也侧重基于上述区域的情况来进行。然后讨论一下国投电力与国电电力本身情况，作为下一步的操作依据。
一、机制电价魔法盒
机制电价政策从支撑新能源发展的角度看，没有任何问题，问题在于这个政策给地方留出太多操作空间，没有起码的导向约束，地方如果以此杀低电价，操作起来也极其简单。
为了把机制电价核心说清楚，先了解两个参数：
申报充足率H = ∑该类型参与出清竞价主体有效申报电量 / 该类型机制电量总规模 × 100%
某类型竞价电量总规模 = ∑单个项目申报容量 × 近三年该类型发电平均利用小时 × (1-上年该类型平均厂用电率) × 规模比例系数
为了直观的理解，假设总共有10个光伏项目参加光伏机制电价竞价，每个50万千瓦，近三年该类型发电平均利用小时 × (1-上年该类型平均厂用电率)为1000小时，那么10个项目的总供电能力是50亿度。如果规模比例系数90%，那参与出清竞价主体有效申报电量45亿度；如果规模比例系数60%，那参与出清竞价主体有效申报电量30亿度。
在一定的机制电量总规模下，主管部门要提高竞价强度，那就规定较高的规模比例系数，提升；要降低竞价强度，那就选取较低的规模比例系数。
如果主管部门设定的机制电量总规模为27亿度，规模比例系数90%，申报充足率165%，10个项目中有6个可以竞价机制电价项目成功,竞争将会很激烈，机制电价竞争的结果会很低；规模比例系数60%，申报充足率110%，则有9个可以竞价机制电价项目成功，基本没有什么竞争，机制电价竞争的结果会靠近价格上限。
有些省份为了利用新能源机制电价压低电价，申报充足率设置在110%，竞价机制电量规模比例系数在60%左右。竞价机制电量规模比例系数低，可以以较少的机制电量总规模，低机制电量竞价申报充足率完成机制电价竞价，降低机制电价竞争强度，提升中标几率，几乎所有的投标项目都能竞价成功，享受机制电价保障，由于中标概率高，投标者靠近机制电价上限竞价中标，机制电价竞标价格接近上限，有些省份机制电价来到火电基准价，今年不能中标来年可以再来。在这样的政策预期下，竞价几乎变为靠近上限定价的游戏。60%左右的机制电量规模比例系数虽然不高，但机制电价很高，算下来机制电量收益就可以保证全部电量收益，收益有了基本保障，剩余电量收益全是额外利润，全部项目电量采取低价策略参入市场交易，造就新能源有足够的实力低价参入市场竞争，结果大幅度拉低市场化交易电价。
这里也列举一个具体的例子来，光伏机制电价竞价结果0.33元/千瓦时，税后电价0.33/1.13=0.29元/千瓦时，规模比例系数60%，包括管理税费在内的度电成本0.22元/千瓦时，如果某一项目市场化交易价格在市场均价，那么60%部分折算收入0.6*0.29=0.175元/千瓦时，剩余40%部分市场交易价格假若在0.15-0.2元/千瓦时，则可以折算收入0.4*0.15到0.4*0.2在0.06-0.08元/千瓦时，总收入0.175+0.06至0.17+0.08在0.235-0.255之间，利润在0.015-0.035元/千瓦时，已经有不错收益了，但这样的电价对水电、火电等电源已经构成巨大的电价压力。
上面的例子是真实，当然也是个别省份的事情，拿出来是让大家知道机制电价就是一个魔法盒，就看主管部门怎么玩。
大多省份机制电价方案不像上面举例那么极端，在重要的申报充足率设置多数省份是120%或以上，还有的省份将首次规模比例系数90%，以后每次参加机制电价竞争，都在上次规模比例系数基础上再打9折，以增加参加竞价项目的竞争强度，机制电价更接近合理收益水平。
说到这里，电价目前最大杀手是新能源，具体看对各省的电价影响，重点看新能源占全社会用电量比例，越大影响也就越大；二看申报充足率，越低意味着主管部门利用新能源杀电价可能越大，越值得警惕。
新能源冲击市场另外一个因素，那就是新能源交易没有按曲线出清，其实新能源要变成可用的电源，必须配合储能，现在它只承担了发电成本，调节成本还是全网承担，算上储能新能源全部成本应该在0.35元/千瓦时左右，本身不具备什么杀伤力，新能源公平的参入市场应该按交易“曲线出清”，那时新能源竞争优势将荡然无存。
今年是机制电价实施首年，出现一些问题也在所难免。后续看国家层面动作，去年年底国家发展改革委办公厅 国家能源局密集发布一系列文件，第一个是《关于建立全国统一电力市场评价制度的通知》，“全国统一电力市场评价工作应结合市场建设情况开展多维度综合评价，重点围绕电力市场运营效果、市场作用发挥、经营主体可持续性发展、市场竞争充分度四个方面开展评价。”会对市场运行中一些问题起到督导作用。第二个是《关于做好2026年电力中长期合同签约履约工作的通知》，“要求完善分时段、带曲线签约机制。各地应在年度电力中长期交易组织中实现电力中长期分时段交易。电力现货市场正式运行和长周期试运行地区应做好中长期市场与现货市场的有效衔接，交易时段数应不少于24个；其他省份要根据电力运行实际特别是净负荷曲线（指总负荷曲线减去风光等不可控电源发电出力曲线)变化，引导供需双方持续优化细化中长期交易时段划分，明确中长期合同曲线分解和调整方式。”这是一个信号，为后续新措施的出台做好了铺垫。
二、火电电价新机制
很多关于火电的讨论、分析还是沿用以往的发用电量供需关系，煤炭价格与长协价格关系，长协价格来定位火电的盈利，现在必须进行重新全面修改。
1、供需关系。电力是能源转型的重要途径，碳达峰和碳中和的大目标是不可改变的。对我国而言，能源转型除上面的环境意义之外，还有能源安全的意义，这个和环境意义比起来一点也不差。我国缺油少气，有利充足的电力供应，那么即使未来石油、天然气失去保证，电力也有替代上去，保障能源共给，所以新能源的发展与替代方向不会改变，只有加快。但是新能源最大的问题是出力极其不稳定，需要蓄能配合，抽蓄效率低下，充放电全部成本太高，未来蓄能肯定是化学储能、氢能担当调节重任，尽管这些年蓄能技术发展很快，但从经济性和总规模上看，蓄能还有需要很长的时间才能完成成长，担起重担，眼下他们的调节能力与电网需求相比还很弱小，调节任务还是要火电、水电担任主角。新能源的快速增长，2025年新能源发电量增量远大于全社会用电量增长，火电由电力给向调节备用转变趋势日渐清晰，火电利用小时还有很大压降空间。这个转变各省不大一样，广西2025年火电利用小时在2500小时左右，江苏在4800小时上下，如果说广西能源转型成功的话，那么江苏转型路途更遥远，利用小时还有更大的压缩空间。当然广西水电比重大，且是本地电源，响应和备用更灵活，对火电调节依赖相对较低；在储能规模有限的当下，江苏则需要更大的火电容量完成顶峰和辅助服务任务，火电利用小时压降速度和时间节点上也要慢于广西，火电装机容量不再按总发电能力去评判，而是按顶峰和调节能力需求去考量。
2、火电电价
关于火电电价，2026年江苏长协火电均价344.85元/兆瓦时，看起来是历史上比较低的了，比基准价还要低4-5分/千瓦时，但入炉电煤的价格5500大卡现在700元/吨以上，较五年前600元/吨高了100多元，于是有火电盈利悲观的预期。但是现在火电的电价构成已经发生很大的变化，电量电价只是其中的一部分。那桂冠电力来说，2024年广西的长协电价0.4482 元 /千瓦时，桂冠电力的火电电量电价与之相当，2024年桂冠电力年报披露火电电价是0.5904元/千瓦时，高出火电电量电价0.1422元/千瓦时，火电上网电量23.93亿度，装机容量133万千瓦，容量电价收入2.1945亿元，容量收入折合度电0.0917元/千瓦时，备用、调频等辅助服务折合度电0.0505元/千瓦时。各地的容量电价和火电利用小时不同，辅助服务的收入水平，与桂冠电力的电量电价之外的折算价格也不相同，很少有高出火电电量电价14分的，但与电量电价比值肯定不小。所以，2026年江苏长协火电均价344.85元/兆瓦时，但按桂冠电力的口径，江苏综合火电电价在0.4元以上。
有真实火电电价，对火电盈利可以套用点火差来预测，一般说来0.11元的点火差，可以保障火电合理盈利水平，可以根据上面的火电综合电价和动力煤价格动态跟踪。
国投电力和国电电力情况有些相似，火电比例不小，火电电价情况影响很大，目前看火电还可以盈利，以江苏为例，5500大卡动力煤价格在700元/吨左右时不宜过分看空。
水电发电量今年不大理想，四季度雅砻江和大渡河同比有10%的下降，国投电力2025年水电发电量890亿度左右，大渡河2025年发电量在460亿度上下。
蓄水情况，雅砻江锦屏一级和二滩和去年相当，大渡河控制水电站站瀑布沟水位同比高4.5米，好于去年。
来年经营形势判断，水电方面国投电力水电来水恢复发电量增量在100亿度，电价有1-2分/千瓦时的下降，盈利可以保持稳定；国电电力来水恢复加新电站投产，发电量将有加大增加，电价保持稳定，水电净利润在30亿元左右。
水电是两个公司的基本盘保持稳定，新能源和火电盈利略有降低，总体风险不大，连续的股价下跌已经充分释放利空影响，或是被错杀，目前不宜盲目看空，目前股价可以适当加仓。