事件：2月11日，国务院办公厅发布的《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》[国办发〔2026〕4号]。

点评：

1、重点

1）阶段性目标明确，电源全面市场化时刻来临

4号文明确了2030、2035年两个阶段性目标：到2030年，基本建成全国统一电力市场体系，各类型电源和除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场，市场化交易电量占全社会用电量的70%左右。到2035年，全面建成全国统一电力市场体系，市场功能进一步成熟完善，市场化交易电量占比稳中有升。跨省跨区和省内交易有机融合，电力资源的电能量、调节、环境、容量等多维价值全面由市场反映，电力资源全面实现全国范围内的优化配置和高效利用，以电力为主体、多种能源协同互济的全国统一能源市场体系初步形成。本次4号文首次在国家级政策中提出“电源全面市场化”，原先保障性电量较多的水电核电目前也即将实现全面入市。

2）现货市场加快“转正”，发用两端落实全面报量报价

4号文提出“推动现货市场2027年前基本实现正式运行。推动发用两侧各类经营主体全面报量报价参与电力市场”。相较于2025年的“394”号文“2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖”，本次4号文不仅在时间上对现货市场全面转入正式运行提出要求，还进一步要求发电和用电两侧全面报量报价参与现货市场，现货市场发展有望加速进入成熟期。

3）强调保障煤电可持续发展，兜底保供意义重大

4号文重点提出保护煤电发展：切实保障煤电等支撑性调节电源可持续发展，提升兜底保供能力。进一步优化煤电机组运营模式，合理确定机组开机方式和调峰深度，上网电量全部参与电力市场，通过多种交易类型获得收益以覆盖建设运营成本。我们认为“十五五”期间新型电力系统发展仍沿安全保供主线前进，能源低碳转型和电力市场化改革更应从机制和补偿端认可煤电兜底保供意义。

2、影响：

1）火电：电源市场化 强调保供意义，火电红利逻辑加速切换。4号文的最大突破在于加快政策原先制定的电力市场化改革节奏，包括水核在内的电源和非市场化用户全面入市，电力交易有望全面挂钩现货，电力市场价格有望真实反映实际电力供需情况。正如我们在报告《电改下半场开启：投资理性化，电源市场化，电价现货化》提到的：展望中长期，“投资理性化，电源市场化，电价现货化”有望成为电力行业发展趋势的核心关键词。在投资逐步降温，侧重现货交易的背景下，电源市场化叠加电价现货化将直接导致电源的商业模式将由过去的主要依赖长协合同转变为主要依赖现货收入和容量收入，摆脱电源内卷和寻找尖峰需求将成为电源盈利的关键因素。此外，火电还额外获得政策认可兜底保供价值，盈利“下有底”得以确认，其估值逻辑有望加快向“稳定盈利 高分红”的公用事业红利逻辑切换。

2）水电&核电：首次明确全面入市，电量电价下行或由环境/容量价值回补。水电核电电量长期以优先电量或政府授权合约等方式由电网公司统购统销。本次4号文正式官宣水电核电全面入市，在当前电力供需格局偏缓，电量电价下行的背景下，若水电核电现行上网电价高于市场交易价格，则或将面临电价下行风险。但水电核电作为清洁稳定电源，其环境价值和容量价值并未得到电力市场合理认可。环境价值方面，目前仅2023年后新投产的市场化常规水电获得绿证核发，2023年前投产的常规存量水电核发绿证但暂不参与交易；核电未获得绿证核发。我们认为随着水电全面入市交易，23年前投产的水电项目不可交易的绿证部分或将同步进入市场，同时核电或将同步获得绿证核发，体现水电核电的清洁环境价值。容量电价方面，2026年新发布的114号文仅覆盖煤电、气电、抽蓄及新型储能。我们认为出力同样稳定的水电核电有望同样获得容量电价机制，并为电源收入部分回补。

3、投资建议：

1）优质龙头电力央企：供需宽松、电价下行周期中，优质龙头电力央企有望凭借机组质量、集团支持、分布区域、治理能力等自身优势，实现行业内优异业绩。“困境反转”启动时，央企龙头有望凭借其业绩韧性与行业弹性实现率先复苏反弹。建议关注：国电电力、华润电力、华能国际、华电国际、大唐发电。

2）煤电一体化运营商：政策托底背景下2026年煤价中枢有望实现同比抬升。煤电一体公司或将先于纯火电实现“困境反转”。我们持续看好煤电一体标的的业绩稳定性和高分红属性。建议关注：新集能源、陕西能源、淮河能源、皖能电力、内蒙华电、甘肃能源。

4、风险提示：

（1）电力需求持续低于预期；（2）电价超预期大幅下行；（3）风光装机持续高增速导致消纳和电价压力突显；（4）电力市场化改革推进不及预期。