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市场化交易维持高增，电力市场改革进入深化运营阶段
5月全国电力市场交易电量同比增长23.6%，1-5月累计同比增长24.8%，市场化交易量在高基数上仍保持较快增长，表明市场化交易已从行政推动的“增量试点”转向统一市场框架下的持续渗透。省内交易增速（5月26.9%，1-5月28.5%）显著快于跨省跨区（5月12.9%，1-5月12.2%），反映省内现货与中长期市场衔接机制完善，省内连续运营能力提升成为市场化推进主抓手。政策层面，国务院办公厅提出2030年市场化交易电量占比达70%，未来几年电力交易市场仍将保持扩容趋势。
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现货交易占比抬升，新能源运营商更直接暴露于电价波动
5月现货交易电量651亿千瓦时，1-5月累计3779亿千瓦时，占累计市场交易电量约12.4%。随着各省份现货全面转向连续运营，现货市场逐步从补充机制走向核心定价场景。现货扩容不仅推动交易量增长，更因电价形成机制向“实时供需出清”迁移，显著增强价格信号对发电侧收入的影响。省间现货规则修订进一步推动区域间价格联动、负荷转移和资源优化配置，新能源运营商需从“装机扩张逻辑”转向“区位+曲线+交易能力”逻辑，高消纳、强外送区域项目受益，低负荷、消纳约束区域项目面临电价下行压力。
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绿电交易增速放缓，新能源电价压力从“预期”转向“现实”
5月绿电交易电量同比增长6.1%至311亿千瓦时，1-5月累计同比增长3.9%，相较2025年同期（增长60.4%）明显放缓。绿证价格偏弱、部分区域消纳约束及新能源全面入市后“市场电价替代保障电价”效应显现是主因。市场化改革下，新能源项目收益模型从“并网规模和利用小时”转向依赖资源区位、消纳条件、配储能力及交易综合能力，行业从“量增驱动”切换到“质优胜出”，不同项目估值中枢将持续分化。
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市场化深化不改变新能源长期价值，结构性机会来自消纳改善、绿电溢价与现金流修复
短期看，市场化电价下行和现货波动对新能源运营商收入稳定性形成扰动；中长期看，电力市场化通过价格信号提升资源配置效率，有利于优质运营商做大竞争优势。数据中心、AI算力及高端制造负荷增长可提升部分区域消纳能力；碳市场、绿证市场和绿电消费机制完善将推动绿电环境价值定价；独立储能及配储配置可通过削峰填谷优化出力曲线，提升综合实现电价；补贴回收和现金流改善将提升头部运营商分红能力与估值韧性。未来受益者集中于资源禀赋优、区位靠近负荷中心、交易能力强、资产负债表稳健的新能源运营商。
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投资建议：短期重视防御与现金流，长期布局具备区位和消纳优势的新能源运营商
电力市场化加速对新能源运营商短期偏中性偏压制，但中长期有利于优质资产重估。建议按“抗波动能力+新能源成长弹性”排序关注：
1）重点关注：龙源电力（0916.HK）、华润电力（0836.HK）
2）弹性标的：大唐新能源（1798.HK）、协合新能源（0182.HK）
