关于电的思考：电力136号文对水电的影响！

下面先发一下电力136号文：

各省、自治区、直辖市及新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，天津市工业和信息化局、辽宁省工业和信息化厅、重庆市经济和信息化委员会、甘肃省工业和信息化厅，北京市城市管理委员会，国家能源局各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司、中国核工业集团有限公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、国家开发投资集团有限公司、华润（集团）有限公司、中国广核集团有限公司：

为贯彻落实党的二十届三中全会精神和党中央、国务院关于加快构建新型电力系统、健全绿色低碳发展机制的决策部署，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，大力推动新能源高质量发展，现就深化新能源上网电价市场化改革有关事项通知如下。

一、总体思路

按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的要求，深化新能源上网电价市场化改革。坚持市场化改革方向，推动新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格。坚持责任公平承担，完善适应新能源发展的市场交易和价格机制，推动新能源公平参与市场交易。坚持分类施策，区分存量项目和增量项目，建立新能源可持续发展价格结算机制，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。坚持统筹协调，行业管理、价格机制、绿色能源消费等政策协同发力，完善电力市场体系，更好支撑新能源发展规划目标实现。

二、推动新能源上网电价全面由市场形成

（一）推动新能源上网电量参与市场交易。新能源项目（风电、太阳能发电，下同）上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。

参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按照跨省跨区送电相关政策执行。

（二）完善现货市场交易和价格机制。完善现货市场交易规则，推动新能源公平参与实时市场，加快实现自愿参与日前市场。适当放宽现货市场限价，现货市场申报价格上限考虑各地目前工商业用户尖峰电价水平等因素确定，申报价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定，具体由省级价格主管部门商有关部门制定并适时调整。

（三）健全中长期市场交易和价格机制。不断完善中长期市场交易规则，缩短交易周期，提高交易频次，实现周、多日、逐日开市。允许供需双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量价、曲线等内容，并根据实际灵活调整。完善绿色电力交易政策，申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿色电力证书（以下简称绿证）价格；省内绿色电力交易中不单独组织集中竞价和滚动撮合交易。

鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，提前管理市场风险，形成稳定供求关系。指导电力交易机构在合理衔接、风险可控的前提下，探索组织开展多年期交易。

三、建立健全支持新能源高质量发展的制度机制

（四）建立新能源可持续发展价格结算机制。新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制，纳入机制的新能源电价水平（以下简称机制电价）、电量规模、执行期限等由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等明确。对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。

（五）新能源可持续发展价格结算机制的电量规模、机制电价和执行期限。2025年6月1日以前投产的新能源存量项目：（1）电量规模，由各地妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策。新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。鼓励新能源项目通过设备更新改造升级等方式提升竞争力，主动参与市场竞争。（2）机制电价，按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。（3）执行期限，按照现行相关政策保障期限确定。光热发电项目、已开展竞争性配置的海上风电项目，按照各地现行政策执行。

2025年6月1日起投产的新能源增量项目：（1）每年新增纳入机制的电量规模，由各地根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定。超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模可适当减少；未完成的，次年纳入机制的电量规模可适当增加。通知实施后第一年新增纳入机制的电量占当地增量项目新能源上网电量的比例，要与现有新能源价格非市场化比例适当衔接、避免过度波动。单个项目申请纳入机制的电量，可适当低于其全部发电量。（2）机制电价，由各地每年组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成，初期对成本差异大的可按技术类型分类组织。竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。竞价上限由省级价格主管部门考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，初期可考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限。（3）执行期限，按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，起始时间按项目申报的投产时间确定，入选时已投产的项目按入选时间确定。

（六）新能源可持续发展价格结算机制的结算方式。对纳入机制的电量，电网企业每月按机制电价开展差价结算，将市场交易均价与机制电价的差额纳入当地系统运行费用；初期不再开展其他形式的差价结算。电力现货市场连续运行地区，市场交易均价原则上按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定；电力现货市场未连续运行地区，市场交易均价原则上按照交易活跃周期的发电侧中长期交易同类项目加权平均价格确定。各地将每年纳入机制的电量分解至月度，各月实际上网电量低于当月分解电量的，按实际上网电量结算，并在年内按月滚动清算。

（七）新能源可持续发展价格结算机制的退出规则。已纳入机制的新能源项目，执行期限内可自愿申请退出。新能源项目执行到期，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机制执行范围。

四、保障措施

（八）加强组织落实。各省级价格主管部门会同能源主管部门、电力运行主管部门等制定具体方案，做好影响测算分析，充分听取有关方面意见，周密组织落实，主动协调解决实施过程中遇到的问题；加强政策宣传解读，及时回应社会关切，凝聚改革共识。国家能源局派出机构会同有关部门加强市场监管，保障新能源公平参与交易，促进市场平稳运行。电网企业做好结算和合同签订等相关工作，对新能源可持续发展价格结算机制执行结果单独归集。

（九）强化政策协同。强化规划协同，各地改革实施方案要有利于国家新能源发展规划目标的落实，并做好与国家能源电力规划的衔接。强化改革与绿证政策协同，纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益。电网企业可通过市场化方式采购新能源电量作为代理购电来源。强化改革与市场协同，新能源参与市场后因报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核。强化改革与优化环境协同，坚决纠正不当干预电力市场行为，不得向新能源不合理分摊费用，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行。

（十）做好跟踪评估。各地要密切跟踪市场价格波动、新能源发电成本和收益变化、终端用户电价水平等，认真评估改革对行业发展和企业经营等方面的影响，及时总结改革成效，优化政策实施，持续增强市场价格信号对新能源发展的引导作用。国家结合新能源技术进步、电力市场发展、绿色电力消费增长和绿证市场发展等情况，不断完善可再生能源消纳责任权重制度，适时对新能源可持续发展价格结算机制进行评估优化、条件成熟时择机退出。

各地要在2025年底前出台并实施具体方案，实施过程中遇有问题及时向国家发展改革委、国家能源局报告，国家将加强指导。现行政策相关规定与本通知不符的，以本通知为准。对生物质、地热等发电项目，各地可参照本通知研究制定市场化方案。

数据来源：国家发展改革委

好了，上面就是136号文，下面就开始看一下136号文的目的了！

下面接着来一段话：

今年初，国家发改委、国家能源局联合发布《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）（以下简称“136号文”），强调新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成，而存量和增量项目分类施策，存量项目和增量项目以2025年6月1日为节点划分。当前，随着时间节点临近，新能源行业将迈向从追求数量增长加速转向追求更高质量的发展新周期。

近年来，我国新能源发电装机规模迅速扩大。国家能源局发布的数据显示，今年一季度，全国可再生能源新增装机7675万千瓦，同比增长21%，约占新增装机的90%；全国可再生能源发电量达8160亿千瓦时，同比增长18.7%，约占全部发电量的35.9%。

然而，随着新能源大规模发展，新能源上网电价实行固定价格，不能充分反映市场供求，也未公平承担电力系统调节责任，矛盾日益凸显。在此背景下，亟须深化新能源上网电价市场化改革。同时，当前新能源开发建设成本比早期大幅下降，各地电力市场快速发展、规则逐步完善，也为新能源全面参与市场创造了条件。

中电联发布的数据显示，2024年全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量617925.7亿千瓦时，同比增长9%，占全社会用电量比重为62.7%，同比增长1.3个百分点。

业内人士认为，“136号文”下发意味着我国新能源上网电量将全面进入电力市场，以市场化方式建设新型电力系统迈出关键一步。

“‘136号文’发布后，新能源发电将全面入市，保障电量取消转化为市场化交易的‘机制电量’，风光结算均价将持续下降。新型储能参与现货市场、辅助服务和容量市场机制将进一步完善。”国家电投集团经济技术研究咨询有限公司战略与情报所资深高级主管、高级工程师张冲近日在第三届新能源电力发展论坛暨第九届新能源电站设计、工程与设备选型研讨会上指出。

好，继续来一段话=》

值得注意的是，随着“136号文”发布实施，从电站设计、设备选型再到电价收益测算，新能源投资模型以及思路正在转变。新能源项目的收益模式将从过去的固定电价转向市场化定价，推动企业从“规模扩张”转向“精细化运营”，部分技术和管理相对落后、资金链薄弱的企业或面临淘汰。

=》淘汰高成本的新能源项目！

国网能源研究院新能源所副室主任叶小宁指出，从投资布局看，市场价格信号将引导新能源向市场价格水平高、消纳条件好的地区或节点转移。“新能源企业盈利逻辑发生改变，从‘做大电能上网规模’逐步向‘提高量价协同水平’转变，部分地区投资过热将得到有效缓解，由市场和规划共同决定新能源投资规模成为未来趋势。”

=》来了，先来一个通俗解读：

通俗来讲，是说在投资新能源项目时，市场价格信号就像 “指挥棒” ，会让资本、资源往这两类地方集中：

1. “市场价格水平高” 的地区 / 节点

就是 发电能卖出更高价格的地方 。比如有些地方用电需求大（像工业发达的城市），或者新能源发电相对少，电力供不应求，电价就高。资本逐利，自然更愿意去这些电价高的地方投新能源项目，多赚钱。

2. “消纳条件好” 的地区 / 节点

“消纳” 简单说就是 电网能顺利把新能源发的电 “消化、用掉” 。有些地方虽然电价高，但电网设施老旧，或者本地用电少，发的电送不出去、存不下（比如偏远地区光建了电站，没配套好输电线路），就不算 “消纳条件好”。而像电网完善、用电场景丰富（工厂多、充电桩多）的地方，电发出来能马上被用掉，就更吸引新能源投资。

举个例子：

东边沿海工业城市（电价高 + 工厂多用电多 = 消纳好），就比西部偏远地区（电价可能低 + 电送不出去），更能吸引新能源投资，因为在这建电站，电好卖、能卖高价，还不愁没地方用～

本质是 市场用 “价格” 当指挥棒，让新能源资源往又能赚钱、又能稳定发电用掉的地方流动 ，避免盲目投资导致 “建了电站，电却浪费” 的情况。

好了，这个简单了吧，就是规范新能源电站的建设，不赚钱你就别投了，市场说了算，政府不管你兜底了。

继续=》

新能源企业盈利逻辑发生改变，从‘做大电能上网规模’逐步向‘提高量价协同水平’转变，部分地区投资过热将得到有效缓解，由市场和规划共同决定新能源投资规模成为未来趋势。

通俗来说，就是新能源企业以前靠 “多发电、多卖电” 赚更多钱，现在得 “让发的电既多、卖的价又好” ，同时市场盲目抢项目的情况会减少，以后新能源投资得 “市场需求 + 规划引导” 一起说了算，具体拆成这几层意思：

1. 盈利逻辑咋变的？

以前 “做大电能上网规模”

就像 “拼命多生产” ，不管电卖啥价，只要发的电越多、上网（卖给电网）越多，赚的钱就越多。比如建好多光伏、风电电站，靠量大摊薄成本、冲业绩。

现在 “提高量价协同水平”

得 “既要发电多，又要卖好价” ！电不能瞎发，得看啥时候电价高（比如用电高峰时电价贵）、哪些地方电价好（电好卖又值钱的区域 ），让发电量和价格 “配合好” ，少做 “低价卖电、白忙活” 的事儿。

举个例子：以前光伏电站不管白天电价低，使劲发电；现在会琢磨 “用电高峰（早晚）电价高，能不能调整发电策略（配合储能存电、放电），让电在高价时多卖” ，靠 “量（发多少）” 和 “价（卖多贵）” 一起赚。

2. “投资过热缓解” 是啥意思？

以前市场一热，大家扎堆去某些地方猛投新能源项目（比如某地政策好、土地便宜，不管实际能不能消纳、赚不赚钱），导致 “项目扎堆建，电发出来用不掉、卖不出价” ，浪费资源。现在因为企业要 “量价协同” ，会自己算笔账：这地方电价低、电不好卖，投了也不赚钱，就不爱去了。加上政策会 “规划引导”（比如限制某些过剩区域盲目上项目 ），以前那种 “不管不顾乱投” 的过热情况，就会少很多。

3. “市场和规划共同决定投资规模” 咋理解？

市场说了算

企业会盯着 “哪里电价高、电好卖（市场需求强）” ，自愿去这些地方投项目，用脚投票。

规划来兜底

国家 / 地方会从 “整体布局、电网承载、能源安全” 角度，定规划（比如哪些区域适合大力发展新能源、哪些得控制），避免市场瞎搞。

打个比方：市场想在 A 市猛投光伏，但规划说 A 市电网弱、消纳不了，就会限制投资；而 B 市市场需求大、规划也支持，企业就愿意去 B 市投。 以后新能源投资得 “市场赚钱逻辑 + 规划大局观” 一起管，不再是 “盲目乱投” 啦～

简单总结就是：新能源企业从 “只追发电量” 变成 “发电量和卖价都要抓” ，市场会更理性（少盲目投资），以后投资得 “市场需求” 和 “规划指引” 一起决定，行业慢慢从 “野蛮生长” 变 “精打细算、有序发展” 。

=》就是得听话，按照政府的规划走，听话就有钱赚，你还得会算账。可算把你们这些电力企业扔进来了，好了，现在你们开始比试比试，看看谁厉害，谁在市场竞争中最能卷，最会算账了，进入收桃子的环节了，最后还是得国企收割大头，当然国企也要被规范。

厦门科华数能科技有限公司华北区技术支持总监王大龙则提到，“136号文”下发后，新能源市场急需降低电站初始投资成本，降低在电力市场中的竞价风险，保证项目收益。“相应地，光伏逆变器和储能变流器的单瓦造价也需要进一步降低。”

=》你们继续卷，降成本是出路之一！

新挑战也意味着新机遇。在业内人士看来，新能源全面入市后，行业竞争焦点将从规模扩张转向全链路精细化运营，企业需根据市场供求关系调整报价策略，并发力降本增效。未来，新能源企业如何在新的政策环境下抢占先机、优化投资决策、实现效益最大化，并做好新能源项目开发工作，至关重要。

=》精细化运营了，那就是最好赚钱的时候过去了，现在开始拼刺刀，拼禀赋，养盅，看看谁最强了，适者生存！

山东电力工程咨询院有限公司风光资源专业主任孙锐指出，新能源全面入市后，行业优胜劣汰现象将更明显，投资企业需快速适应并做出转变。在此过程中，高效、低成本的设计和优质设备选型方案，优质的成本控制将成为项目投决的必要条件。此外，对功率预测准确性、电力营销能力和交易策略也提出更高要求。“在此趋势下，项目选址需要更加精准、有效，企业需进一步加强投资与成本控制能力。同时，功率预测模型需根据电力交易做出调整，提高功率预测准确性。”

=》既拼成本，也拼电力交易策略，全方位开放竞争！

改革方向及具体内容：

好了，下面来通俗的话解读=》

一、全面市场化定价

以前新能源发电（风电、太阳能）的电价，是政府说了算，想卖多少钱基本被 “定死”。现在变啦！以后新能源发的电，得拿到电力市场里 “自由买卖”，价格让市场说了算 。比如风电、光伏电站，想卖电可以自己报价（报量报价），也可以直接接受市场成交价；要是电想卖到外省，就按专门的跨省政策来交易。

二、建立 “新能源可持续发展价格结算机制”

这是怕市场定价把新能源 “玩坏了”，留的 “缓冲保护”：

差价过渡保障

要是新能源电站参与市场交易后，发现电价不如以前 “保障价” 高，电网会用 “系统运行费” 补上差价，别让电站亏太惨。

别重复占便宜

以前新能源能拿 “绿证” 换钱（证明电是绿色环保的），现在要是享受了上面说的 “差价保障”，就不能再拿绿证赚钱了，避免 “两头赚” 搞乱市场。

三、分类施策：存量 vs 增量项目

把新能源项目分成 “老项目（2025 年 6 月 1 日前建的）” 和 “新项目（2025 年 6 月 1 日后建的）” ，区别对待：

1. 存量项目（2025 年 6 月 1 日前投产）

发电量咋定

以前政府承诺 “保障收购” 多少电，现在还接着按这个量来，但每年能自己调，不过 只能比上一年少，不能多（慢慢向市场过渡）。

电价咋定

还按以前政策来，电价不超过当地煤电的 “基准价”（稳住老项目的收益，别一下全变天）。

能赚几年钱

按原来的政策期限来，比如陆上风电能赚 20 年，光伏能赚 20 - 25 年，到期再按新规矩来。

2. 增量项目（2025 年 6 月 1 日起投产）

发电量咋定

以后能不能多发、多赚，要看当地 “非水电消纳责任” 完成得咋样（比如当地要多用新能源电，完成国家给的任务，任务完成好，才让你多发 ）。

电价咋定

想卖电得 “竞价上车” ！大家报个价，价低的先入选，最高能报多少，省里说了算（完全靠市场竞争，倒逼电站想办法降成本、提效率）。

能赚几年钱

看你这项目投资多久能回本，回本了政策就变，逼着电站别盲目乱建。

四、配套市场机制优化

给新能源发电的 “买卖规则” 打补丁，让交易更灵活：

现货市场（当天 / 实时交易）

以前电价限制死，现在放宽！新能源电站能和工商业用户（比如工厂、大商场）直接交易，用电高峰时（比如夏天空调全开），电价能参考 “尖峰电价” 涨一涨，让电站多赚点。

中长期市场（提前签合同）

以前签合同一签好久，现在交易周期能缩短到 “周、几天甚至当天” ，还能灵活调整 “卖多少电、卖啥价” ，比如预测下周电价要涨，就临时改合同多卖点。

绿电交易（卖绿色认证）

以后 “电的能量” 和 “绿证（环保证明）” 分开卖！省内交易时，不用大家扎堆 “竞价抢绿证” ，避免价格乱飙。

五、破除行政干预

以前有些地方政府 “瞎指挥”，现在全取消：

别逼着配储能、强消纳

以前建新能源电站，政府可能强制要求配 “储能电池”（存电用）、必须保证消纳（不管能不能用掉），现在不准这么干！储能不能再当 “并网门槛”（想并网必须配储能才让上，现在不行了 ）。

别乱收费

禁止向新能源电站乱摊费用（比如让电站承担不该管的成本），保证大家公平竞争，别让 “乱收费” 把好项目吓跑了。

总结一下：国家想让新能源电力市场更 “自由、公平、可持续” ，老项目给过渡期稳住，新项目倒逼市场化竞争；交易规则更灵活，让电站能多赚钱；同时把政府 “乱插手” 的手砍掉，让市场自己慢慢跑起来！

本质上是既要新能源发展，又要避免 “盲目乱建、亏本赚吆喝”，最后让老百姓和企业都能享受到合理电价、绿色电力。

好了，差不多了，下面就是最关键的问题，136号文，对水电的影响如何？

通俗的解读是这样的：

一、水电市场化

1. 电价形成机制改革

以前水电、新能源发电的电价，要么政府 “拍脑袋定”，要么市场规则不清晰。现在国家发了 136 号文，要求新能源必须 “进市场交易”（不再特殊优待 ），这也逼着水电一起 “市场化” 。

比如南方（云南、广东这些地方）试点 “水电阶梯电价”： 丰水期（水多、电多）电价低，枯水期（水少、电少）电价高；低谷时段（夜里没人用电）电价还能再降（比如降 0.02 元 / 度 ），让电价更灵活。

水电大省（云南、四川）开始玩 “差价合约”： 电站和外省签合同，电价能跟着 “现货市场” 波动（市场电价高，电站就多赚；市场电价低，按合同保底 ），越来越像 “自由买卖” 。

2. “双轨制” 改革压力

以前水电有俩 “轨道”：一部分电按政府核定的低价卖，一部分按市场价卖（双轨制 ）。现在国家要 “打破双轨制”，未来水电要么全按 “基准价 + 浮动” 卖（比如基准价 0.3 元 / 度，市场好时涨 0.05，差时跌 0.03 ），要么 全电量参与市场竞价（和新能源一样，纯市场化 ），逼着水电适应 “公平竞争” 。

二、水电调节能力受益

1. 系统调节需求激增

新能源（风电、光伏）越建越多，但它们 “看天吃饭”（风大、太阳好才发电，没风没太阳就歇菜 ），电网电压、频率容易 “波动”（就像水管水压忽大忽小 ）。这时候，水电（尤其是抽水蓄能）能当 “稳定器”：

用电高峰（比如夏天空调全开），水电多发电；用电低谷（夜里），抽水蓄能把多余的电存起来（抽水上山），高峰再放下来发电。

国家也给政策：以后水电参与 “调峰、调频” 能额外赚钱（辅助服务市场 ）；以前只有煤电能拿 “容量补偿”（因为要备用），现在水电调节能力也能算进去，多一笔收入。

2. 与新能源协同获利

水电和新能源 “搭伙赚钱”：比如风电白天发电少、晚上多，光伏中午发电多、早晚少，而水电能灵活调整。电站可以把水电、风电、光伏 “打包” 一起卖，用水电的稳定，把新能源的 “波动电” 变得更平滑，这样在市场上能报更稳的价格，还能避开新能源低价时段（比如光伏中午电价低，用水电补上，整体多赚钱 ）。

三、存量水电收益分流

1. 市场化电价下行

新能源（光伏、风电）越建越多，尤其白天光伏 “疯狂发电”，导致市场电价被拉低（比如山东中午光伏电价才 0.1 元 / 度，比居民用电还便宜 ）。水电以前签的 “中长期合约电价”（比如 0.3 元 / 度 ），会被这种低价 “拖后腿”，以后再签合约，价格可能被迫降低，赚的钱变少。

2. 差价结算机制影响

新能源参与市场交易后，要是 “机制电价”（政府希望的价格）和 “市场均价”（实际成交价格）有差距，这部分差价得 “用户分摊”（比如新能源该卖 0.3 元 / 度，实际只卖 0.2 元，差的 0.1 元让用电户一起补 ）。但用户要是觉得分摊太贵，可能抗议，最后水电想涨电价也难，收益被 “挤” 了。

四、水电投资增加

1. 收益稳定

新能源看似赚钱，但电价波动大（比如新疆光伏以前收益率 8%，现在跌到 3% ），而水电 “看天吃饭” 少（水多水少都能稳定发电、签合同 ），收益更稳。资本（想赚钱的企业、基金）在政策变来变去时，更愿意投水电，觉得 “踏实” 。

2. 政策倾斜预期

国家想 “平衡能源结构”（不能全靠新能源，得有稳定的水电、煤电兜底 ），所以云南、四川这些水电多的地方，会 优先保障水电消纳（比如规定电网必须买多少水电 ），还把水电和新能源 “差异化分配”（水电保证基础收益，新能源去市场拼价格 ），让水电投资更有 “政策靠山” 。

五、水电外送收益改善

1. 差价合约增多

国家鼓励跨省卖电时用 “差价合约（CFD）”：比如四川水电想卖给广东，签个合约 “锁定基准价”（比如 0.3 元 / 度 ），不管市场电价涨到 0.4 还是跌到 0.2，都按基准价结算，规避价格波动风险。2023 年这种合约量涨了 40% ，越来越多水电玩这套，外送收益更稳。

2. 价格信号精细化

以前水电外送，通道拥堵（比如多条线路挤着送电）没人管，现在 “节点电价结算” 把拥堵成本算进去（堵的地方电价低，通畅的地方电价高 ），逼着电站优化送电时间（比如避开拥堵时段），提升外送效率，多赚钱。

总结一下：国家想让水电从 “靠政府定价、靠天吃饭”，变成 “市场化竞争、靠能力赚钱” ，同时用政策和市场规则，让水电更稳、更灵活，既当新能源的 “稳定器”，又能自己赚到钱。

对普通用户来说，以后用电更稳，电价可能更灵活，但整体更绿色、更可持续 。

也就是说，水电这块，大水电更稳，未来也更确定，总体趋势上，调峰有益于水电，电价长期趋势不利于水电，总体会优先水电发电，长协有可能会被打破，这个事儿可能要落地后才能知道，但有一点比较确定大水电更稳，调峰价值更高，长协能力更强（到时候搞不好风光储水一体化，打包卖也不是不可能）。

当然了，咱们主要聊的还是水电，从目前的角度看，大水电大于小水电，调峰电站大于普通电站，下面咱们继续挖一下：

调峰电站的占比：

继续=》

故此调峰能力排序：

长江电力（100%） > 国投电力（60%） ≈ 川投能源（65%） > 华能水电（55%）

这里面三峡，白鹤滩可以多年调节，两河口，锦屏一级，小湾，糯扎渡都是年调节，这里面还有区别=》

年调节和多年调节是水库（水电站）径流调节的不同方式，区别如下：

调节周期：年调节以一年为周期，调节年内丰枯水期水量；多年调节周期超一年，能跨年度分配水量，把丰水年多余水存起来补枯水年 。

库容与径流关系：年调节水库库容系数（兴利库容与入库多年平均径流量比值）一般 0.08 - 0.3；多年调节库容系数通常大于 0.3 ，库容大才能实现跨多年调节。

调节能力与目的：年调节调节年内水量，提升枯水期供水、发电；多年调节除年内调节，还能跨年度以丰补欠，应对不同年份来水不均，增强电力系统调节稳定性，对大江大河防汛也有重要作用，可存洪水到枯水期用，还能削峰错峰 。

应用场景：年调节适用于来水和用水年际变化相对小、以满足年内需求为主的流域；多年调节多用于来水年际波动大、需跨年度调配水资源，对电力稳定和流域水资源优化配置要求高的情况 ，像大型流域梯级开发中，龙头水库常具备多年调节性能。

从水电的纯粹度和装机容量看：

长江电力（100%） > 华能水电（90%+） > 国投电力（47.7%）大于 川投能源（参股）；

这样对比下来看，最纯粹的水电是长江电力，其次是华能水电，之后是国投电力和川投能源。

结论也很简单：长江电力和华能水电是优先选择，资产质量上，长江电力是最优解。国投电力和川投能源，俩兄弟最后。从阶段表现看，国投电力和川投能源也是表现最折腾的，最稳的是长江电力，决策逻辑最简单，其次是华能水电，水电比较纯粹，调峰电站占比最多，未来拥有的这种稀缺的调峰电站是很吃香的，其次是华能水电，之后是国投电力和川投能源。

选最好的，果然是一个最笨也最简单的方法。水电之王，长江电力，你是我哥！

就这些！

@雪球 @滚一个雪球 @东方小蜗牛

$长江电力(SH600900)$ $华能水电(SH600025)$