1.本周行业观点

1.1  电力中长期交易新规发布，广东等地2026年长协电价陆续出炉

• 电力中长期市场新规时隔五年再修订，推动价格市场化与新型主体入市。国家发展改革委、国家能源局正式印发了《电力中长期市场基本规则》，各地和区域实施细则需在2026年3月1日前上报备案。中长期交易电量作为我国电力市场交易的核心，在2025年前三季度已占据市场总交易电量的95.9%，此次修订旨在适应新能源全面入市等新形势，也是构建全国统一电力市场“1 6”基础规则体系的关键一步。

  
  

  新规预计增强火电与新能源企业的收益确定性。新规明确合同电价可采用与月度煤电价格指数、现货市场均价等联动的灵活机制，打破了旧规下以固定价格为主的模式，系统性减少煤炭价格波动对火电企业利润的冲击；新规将绿色电力交易整合为主规则品种，明确规定其价格由电能量价格与绿电环境价值组成，且环境价值不纳入峰谷分时电价机制计算，为绿电收益设立了明确的价值底线；开展跨电网经营区常态化交易，跨省跨区交易价格明确由市场形成，跨省跨区交易价格定价灵活性提升；价格机制制定权限明确收归国务院价格主管部门，地方细则需会同国家能源局派出机构共同制定，有助于维护全国统一市场的价格秩序。

• 增加主体范围：新规对于中长期交易的对象增加虚拟电厂、独立储能等“新型经营主体”，并规定其权利与义务。

  
  

• 定义绿电交易：新规首次将绿电交易定义为标准化基础交易品种，并纳入常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电品类，绿电交易价格由电能量价格   绿电环境价值组成，且环境价值不纳入峰谷分时电价计算，按当月合同电量、发电侧上网电量（扣除纳入可持续发展价格结算机制的电量）、用电侧电量三者取小的原则确定，稳定新能源项目的收益底线。

  
  

• 平滑价格风险：一方面，新规提出国务院价格主管部门制定价格机制总体原则，各省（区、市）价格主管部门会同能源、电力运行主管部门、电力监管机构组织制定价格结算实施细则，引入政府对于电价机制的干预机制。另一方面，新规明确合同电价可签订固定价格，也可签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制，煤电企业中长协电价可以与长协煤价挂钩，现货电价可以与现货煤价挂钩，平缓煤炭价格对于煤电公司电价的影响，稳定煤电企业收益确定性。

  
  

• 对直接入市用户取消分时电价：新规明确对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段；对电网代理购电用户，由政府价格主管部门根据现货市场价格水平，统筹优化峰谷时段划分和价格浮动比例。取消旧规中部分地区对于峰谷电价浮动比例的干预，形成了市场化与政府管理并行的“双轨制”。

  
  

• 跨省跨区灵活化：新规明确开展跨电网经营区常态化交易，跨省跨区交易价格由市场形成，鼓励跨省跨区电力中长期交易与省内电力中长期交易联合组织，打破省间交易壁垒，跨省跨区交易价格定价灵活性提升。

  
  

• 交易周期延伸：鼓励开展多年期交易，强化中长期交易“压舱石”作用；明确中长期连续运营要求，进一步缩短交易周期、提高交易频次，推动按日连续交易，逐步推动月内等较短周期的电力中长期交易限价与现货交易限价贴近，中长期市场与现货市场的逐步完成协同衔接。

• 广东2026年度交易均价372.14厘/千瓦时，接近基准价下浮下限。广东2026年度交易公布，总成交电量3594.37亿千瓦时，较2025年度交易电量提升5.4%，成交均价372.14厘/千瓦时，较去年降低5.0%，较燃煤基准价453厘/千瓦时下浮17.8%，接近20%的浮动下限。其中绿电成交量47.79亿千瓦时，同比提升17.7%，由双方约定电能量价格的成交规模显著提升；成交均价372.21厘/千瓦时，较去年降低3.7%。
  

  
  

  江苏2026年1月集中竞价均价324.71元/兆瓦时，较基准价下浮17%。江苏省完成了2026年1月的电力集中竞价，成交电量60.92亿千瓦时，较去年1月下降7.1%；加权均价324.71元/兆瓦时，较去年1月降低19.9%，较煤电基准价391元/兆瓦时下浮17.0%；其中火电均价325.65元/兆瓦时，风电均价319.74元/兆瓦时，光伏均价313.80元/兆瓦时，核电均价319.99元/兆瓦时。

1.2 火电：煤价下行至687元/吨
      

硅料价格持平，主流硅片价格上升：截至12月24日硅料价格为52元/KG，价格与前值持平，截至12月24日主流品种硅片价格为1.38元/PC，较前值上升。长期来看，光伏项目收益率有望进一步提升。

全国碳市场交易价格较上周上升15.95%。本周（12.22-12.26）周成交量1565.56万吨，周成交额11.22亿元，最高成交价76.34元/吨，最低成交价61.72元/吨，本周最后一个交易日收盘价为72.35元/吨，较上周上升15.95%。本周大宗协议交易周成交量1180.09万吨，周成交额8.38亿元。截至2025.12.26，全国碳市场碳排放配额（CEA）累计成交量8.58亿吨，累计成交额571.55亿元。

2.本周行情回顾

本周（12.22-12.26）上证指数报收3963.68点，上升1.88%，沪深300指数报收4657.24点，上升1.95%。中信电力及公用事业指数报收3115.63点，上升0.67%，跑输沪深300指数1.28pct，位列30个中信一级板块涨跌幅榜第21。

个股方面，电力及公用事业板块上市公司超半数上涨。

• 涨幅前五：京能电力、上海电力、大连热电、皖能电力、建投能源。涨幅分别为15.95%、11.47%、7.61%、7.43%、6.66%。

  
  

• 跌幅前五：新能泰山、闽东电力、华能水电、国电电力、晶科科技。跌幅分别为-6.42%、-2.17%、-1.92%、-1.7%、-1.54%。

3.1 行业要闻

中国广核集团广东陆丰核电项目2号机组主体工程正式开工。

12月22日，中国广核集团广东陆丰核电项目2号机组完成核岛第一罐混凝土浇筑（FCD），标志着该机组主体工程正式开工。本次核岛混凝土浇筑总量约6635立方米，持续时间约64小时。陆丰核电项目位于广东省汕尾市，规划建设6台百万千瓦级压水堆核电机组，已核准4台机组。项目5、6号机组分别于2022年9月8日和2023年8月26日开工建设。项目1、2号机组于2024年8月19日获国家核准，其中1号机组已于2025年2月24日开工建设。

（来源：中国能源报，2025-12-22）

2025年11月份全社会用电量同比增长6.2%。

11月份，全社会用电量8356亿千瓦时，同比增长6.2%。从分产业用电看，第一产业用电量113亿千瓦时，同比增长7.9%；第二产业用电量5654亿千瓦时，同比增长4.4%，其中，工业用电量同比增长4.6%，高技术及装备制造业用电量同比增长6.7%；第三产业用电量1532亿千瓦时，同比增长10.3%，其中，充换电服务业以及信息传输、软件和信息技术服务业用电量分别同比增长60.2%、18.9%；城乡居民生活用电量1057亿千瓦时，同比增长9.8%。

（来源：中国能源报，2025-12-24）

2025年1—11月全国电力市场交易电量破6万亿千瓦时，同比增长7.6%。

2025年11月，全国完成电力市场交易电量5484亿千瓦时，同比增长7.0%。从交易范围看，省内交易电量4243亿千瓦时，同比增长5.7%；跨省跨区交易电量1241亿千瓦时，同比增长11.8%。从交易品种看，中长期交易电量5206亿千瓦时；现货交易电量278亿千瓦时。绿电交易电量336亿千瓦时，同比增长42.8%。2025年1—11月，全国累计完成电力市场交易电量60300亿千瓦时，同比增长7.6%，占全社会用电量比重63.7%，同比提高1.3个百分点。从交易范围看，省内交易电量45830亿千瓦时，同比增长6.3%；跨省跨区交易电量14470亿千瓦时，同比增长12.1%。从交易品种看，中长期交易电量57687亿千瓦时；现货交易电量2613亿千瓦时。绿电交易电量2967亿千瓦时，同比增长41.3%。

（来源：中国能源报，2025-12-25）

国家发改委、工信部、国家能源局联合印发的《国家级零碳园区建设名单（第一批）》。

12月26日，国家发改委、工信部、国家能源局联合印发的《国家级零碳园区建设名单（第一批）》指出，经园区申报、地方推荐、专家评审、部门会商等程序，确定了国家级零碳园区建设名单（第一批），共纳入包括北京经济技术开发区、天津经济技术开发区、天津港保税区、河北保定高新技术产业开发区等在内的52个园区。同时指出，要积极支持国家级零碳园区建设，在资金安排、要素保障、技术支持、金融服务等方面给予必要支持，推动绿电直连、新能源就近接入增量配电网等绿色电力直接供应模式在国家级零碳园区落地，鼓励和支持相关园区因地制宜开展技术创新、政策创新、商业模式创新。

（来源：中国能源报，2025-12-26）

国家能源局发布2025年1—11月份全国电力工业统计数据。

12月26日，国家能源局发布1—11月份全国电力工业统计数据。截至11月底，全国累计发电装机容量37.9亿千瓦，同比增长17.1%。其中，太阳能发电装机容量11.6亿千瓦，同比增长41.9%；风电装机容量6.0亿千瓦，同比增长22.4%。1—11月份，全国发电设备累计平均利用2858小时，比上年同期降低289小时。

（来源：中国能源报，2025-12-26）

3.2 重点公司公告

原料价格超预期上涨；项目建设进度不及预期；电力辅助服务市场、绿证交易等政策不及预期