促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号），标志着新能源电站收益模式从固定电价向市场化交易转型‌。近期，各省136号承接细则基本出台完毕，整体来看，136号文要求各省根据自身电力市场运行情况制定政策，各省承接政策呈现区域分化趋势。据相关机构统计，近期伴随2026年度电力交易零售侧签约工作的陆续展开，各地都在出台售电公司超额收益分成政策。河南要求用户也需承担超额亏损，但上限仅10%。广东2026年起，对售电公司月度平均批零差价高于0.01元/千瓦时的超额部分，按1:9比例分享给用户。同时将公示批零差价最大30家及固定价格均价最高30家售电公司名单。目前，河南、陕西、安徽、江西、四川等地区发布了限价政策，对比河南提出的3厘/度，广东限价1分虽不是最低，但是1:9的分成比例明显高于其他地区的“2:8”“5:5”比例，更进一步体现政策向用户端倾斜。有研究机构认为，政策引导售电侧商业模式转变，有望形成稳定电价预期。利润分享机制意味着售电公司套利的风险收益比将被极大压缩，有望引导售电公司与发用双方均形成合理价格，进而获得低风险且合理收益的电量，单向押注发售价差意味着极大的电量期限错配风险难以通过价差弥补，恶性竞价有望逐步退出市场。从四季度开始，电力行业受益于分子端在低基数下冬季电力需求有望同比高增+明年长协电价预期改善，行业景气修复信号有望从价格端与业绩端逐步验证。从136号文细则发布，以及火电报表端已经体现出来的容量电价、辅助服务提供稳定盈利等视角来看，电力板块公用事业化主线延续，也将促进估值中枢抬升。中金公司表示，电力交易规则明确中长期交易为压舱石，新能源消纳政策持续优化。火电盈利预期因煤价下行而改善，核电在部分省份综合电价有望提升。绿电估值处于底部，政策支持增强，区域龙头具备稳健量价表现。煤价下行改善火电盈利空间；政策推动新能源大规模开发与高质量消纳；中长期电力交易机制稳定电价预期；区域龙头具备更强的消纳能力和成本控制能力。排版：王璐璐校对：刘星莹
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