文章核心观点 - 全国首单完全以CECI进口指数为定价基准的进口动力煤采购交易达成，标志着中国自主进口煤定价体系在国际贸易合同中的直接应用取得突破，有助于增强行业定价话语权、降低交易成本并推动人民币国际化 [1][2][3] 行业定价背景与痛点 - 过去十年，终端电力企业及进口煤贸易商主要采用ICI、API等境外咨询机构指数进行进口煤采购定价 [2] - 在市场呈现买方市场特征、国内煤价中枢下移时，进口煤主流定价指数价格却出现未能跟随市场下跌的异常情况 [2] - 除个别月份外，电厂各热值的现货招标采购价格普遍低于同到货期的外方指数采购成本 [2] - 印尼煤矿多数硬性要求以指数溢价形式销售，导致按传统比价模式，进口煤厂矿直接采购比例严重缩减，国内难以将采购规模优势转化为上游定价话语权 [2] - 境外指数定价合同与人民币招标价格存在长期“倒挂” [1] CECI进口指数特点与应用 - CECI进口指数由中国电力企业联合会组织编制，样本全部采用国内发电企业进口煤采购的真实价格数据，以人民币计价，客观、准确反映中国发电企业进口煤的到岸价格 [1] - 此次交易以CECI进口指数（广州港4600大卡规格品）的特定周期算术平均值为基础定价，并通过运费精准折算，最终形成到厂价格 [1] - 采用该指数成交，可最大程度避免境外指数定价合同与人民币招标价格的长期“倒挂” [1] - 此次采购是华能集团应用CECI进口指数进行定价的首个试点项目，为发电企业进口煤采购提供了可复制、可推广的定价新模式 [2] - 通过建立与价格指数挂钩的定价机制，有效缓解信息不对称问题，有助于减少反复议价的交易成本 [2] 行业影响与意义 - 标志着中国买方开始采用自主价格基准参与议价，推动形成更贴合国内供需基本面的定价机制，增强了我国在国际能源贸易中的主动权和影响力 [3] - CECI进口指数从“市场监测指标”发展为“贸易定价基准”，是我国在能源定价领域自主化进程中的重要里程碑 [3] - 以人民币计价的指数直接应用于进口合同，不仅能帮助企业及时有效规避汇率波动风险，更有助于推动本币结算，助力人民币国际化在大宗商品领域迈出关键一步 [3] - 未来，随着指数在更多场景中应用与完善，我国将进一步推动建立以国内市场为基础、与国际市场相衔接、透明公允的进口煤定价体系 [3]

行业投资评级 - 公用事业行业评级为“买入”（维持）[5] 核心观点 - 2026年“双碳”目标定调，推动全面绿色转型，关注绿电消纳及固废板块投资机会[1][3] - 各省绿电进入“136号文”结算阶段，整体电价呈下行趋势，但绿电补贴加速下放及消纳政策提升有望推动板块估值修复[4] - 电力市场改革持续推进，火电功能性定位转型，容量市场稳步推进[4] - 2026年年度长协电价签署阶段，电价不确定性凸显，建议关注电价风险低、盈利稳健或具备装机与需求增量的火电运营商[4] - 市场风格偏向成长，水电及核电板块聚焦长期稳健配置需求[4] - 固废政策持续推进并于2026年进入实施阶段，建议关注高景气度下的高股息标的[4] 本周行情回顾 - **板块表现**：本周SW公用事业一级板块下跌0.09%，在31个SW一级板块中排名第11[1][23] - **市场对比**：同期沪深300下跌0.08%，上证综指下跌0.34%，深证成指上涨0.84%，创业板指上涨2.74%[1][23] - **子板块涨跌**：细分子板块中，火电上涨0.22%，水电下跌0.26%，光伏发电上涨1.27%，风力发电上涨0.11%，电能综合服务上涨0.48%，燃气下跌0.86%[1][23] - **个股表现**： - 涨幅前五：嘉泽新能(+9.71%)、银星能源(+8.58%)、中泰股份(+7.79%)、西昌电力(+5.38%)、郴电国际(+4.14%)[1][29] - 跌幅前五：蓝天燃气(-15.21%)、德龙汇能(-14.02%)、惠天热电(-12.62%)、华通热力(-11.33%)、联美控股(-10.05%)[1][29] 本周数据更新 - **动力煤价格加速下跌**： - 秦皇岛港5500大卡动力煤（中国北方，平仓价）周环比下跌39元/吨至761元/吨[2][9] - 防城港5500大卡动力煤（印度尼西亚，场地价）周环比下跌10元/吨至710元/吨[2][9] - 广州港5500大卡动力煤（澳洲优混，场地价）周环比下跌10元/吨至820元/吨[2][9] - **现货电价**： - 广东现货平均结算电价为292.88元/兆瓦时，较上周354.64元/兆瓦时下降[10] - 山西现货结算价格为307.98元/兆瓦时，较上周244.83元/兆瓦时上涨[10] - **月度代理购电**： - 湖北代理购电价格同比下跌19%，广东、四川、江西分别同比下跌10%、7%、7%[11] - “136号文”新能源机制电价差价结算费影响显现，湖北新增绿电机组受影响较大[11] 本周重点事件与政策 - **“136号文”增量项目竞价结果陆续发布**（部分省份）[3][7][8]： - 浙江：光伏机制电量13.57亿千瓦时，机制电价0.3929元/千瓦时[3][7] - 重庆：光伏机制电量17.02亿千瓦时，电价0.3963元/千瓦时；风电机制电量20.75亿千瓦时，电价0.3961元/千瓦时[3][7] - 青海（第二批）：光伏机制电量7.81亿千瓦时，电价0.227元/千瓦时（较第一批0.24元/千瓦时下降）；风电机制电量6.69亿千瓦时，电价0.24元/千瓦时[3][7] - 云南（第二批）：光伏机制电价0.329元/千瓦时，风电0.335元/千瓦时（第一批分别为0.33元/千瓦时和0.332元/千瓦时）[3][7][8] - 湖南：光伏机制电量7.58亿千瓦时，电价0.375元/千瓦时；风电机制电量25.18亿千瓦时，电价0.33元/千瓦时[3][8] - 江苏：光伏机制电量131.35亿千瓦时，电价0.36元/千瓦时[3][8] - 四川：光伏机制电量41.4亿千瓦时，电价0.373元/千瓦时；风电机制电量8.8亿千瓦时，电价0.393元/千瓦时[3][8] - **中央经济工作会议定调**：坚持“双碳”引领，推动全面绿色转型，制定能源强国建设规划纲要，加快新型能源体系建设，扩大绿电应用，加强全国碳市场建设，实施固体废物综合治理行动[3][6] - **云南煤电容量电价机制完善**：2026年起，通过容量电价回收固定成本的比例提升至100%（即每年每千瓦330元）[3][7] 公司动态与运营数据 - **项目投产**： - 粤电力A旗下茂名博贺电厂3号1000MW机组投产，项目总投资74.84亿元，预计年发电量86亿千瓦时[6] - 粤电力A旗下广东粤电大埔电厂二期项目投产，项目总投资81.22亿元，预计年发电量90亿千瓦时[6] - 国电电力拟在谏壁电厂原址建设2台100万千瓦燃煤机组，项目动态总投资72.18亿元[6] - **发电量数据**： - 龙源电力：2025年11月发电量6,944,492兆瓦时，同比增长14.34%；其中风电增10.79%，光伏增43.06%[6] - 新天绿能：2025年11月发电量1,662,026.37兆瓦时，同比增加24.45%；输/售气量40,388.22万立方米，同比增加25.36%[6] - 华润电力：2025年11月售电量18,866,666兆瓦时，同比增8.6%；其中风电售电量增29.5%，光伏售电量增71.2%[6] 投资建议关注标的 - **绿电板块**：龙源电力(H)、新天绿色能源(H)、大唐新能源(H)[4] - **全国性火电运营商**：华能国际(A&H)、国电电力、华电国际[4] - **区域性火电运营商**（电价风险低、盈利稳健或具增量）：申能股份、京能电力、皖能电力、浙能电力[4] - **水电及核电板块**：长江电力、国投电力、中国核电[4] - **固废板块高股息标的**：伟明环保、洪城环境[4]

行业投资评级 - 对公用事业行业维持“看好”评级 [4] 核心观点 - 云南省煤电容量电价补偿固定成本比例提升至100%（即330元/千瓦*年），较国家规定的最低标准提升100元/千瓦*年，此举有助于缓解云南煤电经营压力并更好发挥其调节价值 [7] - 报告认为，给予煤电更高比例的容量电价是以新能源为主体的新型电力系统的内在需求，预计未来各省份容量电价政策有望加速向330元/千瓦*年靠拢 [7] - 港口煤价持续下跌，库存维持高位，但现货煤价降幅或有望逐步收窄 [7] - 公用事业板块逆势展现防御属性，在投资者预期较低、低利率及政策鼓励长期资金入市的背景下，作为优质红利资产值得关注 [7] - 为服务高比例新能源消纳，需进一步推动电力市场化价格改革，未来电力市场将逐步对电力的各项属性（电能量、调节、容量、环境价值等）给予充分定价 [7] 行业动态跟踪：电价 - 2025年12月6日~12月12日，广东省日前电力市场出清均价周均值为288元/兆瓦时，同比下降13.0% [10] - 2025年第四季度以来，广东省日前电力市场出清均价均值为298元/兆瓦时，同比下降4.7% [10] - 同期，山西省日前市场算术平均电价周均值为186元/兆瓦时，同比下降57.9% [10] - 2025年第四季度以来，山西省日前市场算术平均电价均值为331元/兆瓦时，同比上升5.8% [10] 行业动态跟踪：动力煤 - 截至2025年12月12日，秦皇岛港山西产Q5500动力末煤平仓价为745元/吨，周环比下降5.1%，同比下降6.2% [13] - 同期，山西大同Q5500弱粘煤坑口价为610元/吨，周环比下降3.9%；内蒙古鄂尔多斯Q5500动力煤坑口价为560元/吨，周环比下降3.9% [13] - 广州港Q5500印尼煤含税库提价为761元/吨，周环比下降3.8%，与秦皇岛港煤价差为+15.7元/吨，价差周环比扩大10.1元/吨 [15] - 秦皇岛港煤炭库存为722万吨，周环比增加1.5%；北方港煤炭库存为2407万吨，周环比增加6.7% [21] - 南方电厂日耗煤量为197万吨，周环比增加5.4%，但同比下降9.8% [21] 行业动态跟踪：水文 - 截至2025年12月13日，三峡水库水位为172米，同比上升2.7% [29] - 2025年12月7日~12月13日，三峡水库周平均入库流量为6314立方米/秒，同比下降2.4% [29] - 2025年第四季度以来，三峡平均出库流量为13588立方米/秒，同比大幅增长93% [29] 上周行情回顾 - 本周（2025/12/8-2025/12/12）申万公用事业指数下跌0.1%，跑平沪深300指数，跑输万得全A指数0.4个百分点 [35] - 公用事业子板块中，本周光伏板块涨幅最大（+1.3%），燃气板块跌幅最大（-0.9%） [37] - 年初至今，公用事业子板块中火电板块涨幅最大（+16.4%） [38] - 个股方面，A股公用事业板块本周涨幅前五为：百通能源(+16.2%)、兆新股份(+15.3%)、*ST聆达(+15.3%)、九丰能源(+15.2%)、胜通能源(+10.0%) [40] 投资建议与标的 - **火电**：行业第三季度盈利延续高增，伴随容量电价补偿比例提升及现货市场开展，商业模式改善已初见端倪，预计行业分红能力及意愿均有望持续提升 [7] - 相关标的：华电国际(买入)、国电电力(买入)、华能国际(买入)、皖能电力(买入)、建投能源(买入) [7] - **水电**：商业模式简单优秀，度电成本最低，短期来水压力已逐步缓解，建议布局优质流域大水电 [7] - 相关标的：长江电力(未评级)、川投能源(未评级)、国投电力(未评级)、华能水电(未评级) [7] - **核电**：长期装机成长确定性强，市场化电量电价下行风险已充分释放 [7] - 相关标的：中国广核(未评级) [7] - **风光**：碳中和预期下电量仍有较高增长空间，静待行业盈利底部拐点，优选风电占比较高的公司 [7] - 相关标的：龙源电力(未评级) [7]

行业数据与趋势 - 2025年10月中国发电量产量为8002亿千瓦时，同比增长7.9% [1] - 2025年1-10月中国发电量累计产量为80625.5亿千瓦时，累计增长2.3% [1] 相关上市公司 - 新闻提及的上市电力公司包括华能国际、大唐发电、国电电力、华电国际、长江电力、国投电力、川投能源、桂冠电力、内蒙华电、浙能电力 [1] 相关研究报告 - 智研咨询发布了《2026-2032年中国能源行业市场研究分析及投资前景评估报告》 [1]

高温气冷堆现代产业链联盟成立 - 2023年12月11日，高温气冷堆现代产业链联盟在北京正式成立，该联盟由中核能源科技有限公司发起，在中核集团、中国华能集团、清华大学的共同倡议与战略指导下组建 [1] - 联盟旨在打造“目标同向、责任共担、利益共享、价值共创”的战略命运共同体，标志着中国在第四代核能技术产业化与协同创新发展方面迈出关键步伐 [1] 联盟参与方与活动 - 中核集团、中国华能、清华大学等单位的领导出席成立大会并致辞 [1] - 联盟成立大会上举行了揭牌仪式、签订联盟章程、宣读党建促产业链倡议书，并举办了高温气冷堆5A级供应商授牌仪式 [3] - 中核能源科技作主旨报告，中国核能电力、哈电集团（秦皇岛）重型装备、中核二四建设、中核北方核燃料元件、石油和化学工业规划院等单位进行主题发言，全体联盟成员参与活动 [3] 联盟构成与战略聚焦 - 联盟汇聚了产业链上下游60余家核心单位 [6] - 重点围绕研发设计、燃料制造、装备制造、建安调试、运行维护和海外市场六大关键环节进行纵向深耕 [6] - 横向为整个产业链提供标准体系与知识产权建设、数字化智能化发展、经验反馈体系完善、党建促产业链融合等多维度赋能与支撑 [6] 联盟发展目标与产业意义 - 推动高温气冷堆技术从单一发电向供热、制氢等多元化综合利用跨越，重点突破与石化耦合、核能制氢等关键方向 [6] - 加速构建“核能+”零碳综合能源系统，为“碳达峰”“碳中和”提供高温堆综合利用解决方案，推动能源绿色转型与产业升级 [6] - 加强上下游合作，打通产业壁垒，建立企业战略合作伙伴关系，全面提升产业链完整性、安全性、先进性和发展韧性 [7] - 加快实现高温气冷堆技术优势向新质生产力转化，打造具有国际竞争力、可持续的现代产业体系，引领核能领域技术发展 [7] 高温气冷堆技术背景 - 高温气冷堆是第四代先进核反应堆，具有固有安全、电热汽多用途、多模块灵活组合布置等独特优点 [6] - 中国已全面掌握了高温气冷堆从设计、制造、建造、调试到运行、燃料循环的全部核心技术和知识产权，实现了由跟跑到并跑再到领跑全球的根本性转变 [6]

人民财讯12月11日电，12月11日，在中国核工业集团有限公司、中国华能集团有限公司、清华大学的共 同倡议与战略指导下，由中核能源科技有限公司发起的高温气冷堆现代产业链联盟在京正式成立。 高温气冷堆是第四代先进核反应堆，具有固有安全、电热汽多用途、多模块灵活组合布置等独特优点。 目前，我国已全面掌握了高温气冷堆从设计、制造、建造、调试到运行、燃料循环的全部核心技术和知 识产权，实现了由跟跑到并跑再到领跑全球的根本性转变。 在此基础上，高温气冷堆现代产业链联盟将加强高温气冷堆上下游合作，打通产业壁垒，建立企业战略 合作伙伴关系，全面提升高温气冷堆产业链完整性、安全性、先进性和发展韧性。 ...

公司技术突破 - 中国华能旗下上海燃机电厂成功投运我国首个燃机发电智能自主运行控制系统 [1] - 该系统实现了火电燃气机组从启动、并网、负荷调节到停机的全过程无人干预智能自主控制 [2] - 本次试运行机组关键运行参数达标率达到100% [2] 技术意义与特点 - 该技术标志着我国火力发电技术从“传统人工监控”进入“智能自主运行”新阶段 [2] - 系统相当于给机组安装了精准计算的“智能大脑”，可一键自动采集运行数据，精准研判设备状态，提前预判变化并主动调整控制策略 [2] - 相较于依赖运行人员经验判断，该系统可有效避免人工操作带来的误差与风险 [2] 行业影响 - 该技术的成功投运将有效加快传统能源产业的数字化、智能化转型 [2]

我国首个燃机发电无人智控系统成功投运。 12月9日从中国华能获悉，我国首个燃机发电智能自主运行控制系统在华能上海燃机电厂 成功投运。 End 欢迎分享给你的朋友！ 出品 | 中国能源报（c n e n e rg y） 编辑丨闫志强 这是我国首次实现火电燃气机组从启动、并网、负荷调节到停机的全过程无人干预智能自 主控制，标志着我国火力发电技术从"传统人工监控"进入"智能自主运行"新阶段。相较 于过去依赖运行人员经验判断，此次投运的智控系统相当于给机组安装了精准计算的"智 能大脑"，可一键自动采集运行数据，精准研判设备状态，提前预判变化，主动调整控制 策 略 ， 可 有 效 避 免 人 工 操 作 带 来 的 误 差 与 风 险 。 本 次 试 运 行 机 组 关 键 运 行 参 数 达 标 率 100%，将有效加快传统能源产业数字化、智能化转型。 来源：央视新闻客户端 ...

（文章来源：央视新闻） 记者今天（9日）从中国华能获悉，我国首个燃机发电智能自主运行控制系统在华能上海燃机电厂成功 投运。 这是我国首次实现火电燃气机组从启动、并网、负荷调节到停机的全过程无人干预智能自主控制，标志 着我国火力发电技术从"传统人工监控"进入"智能自主运行"新阶段。相较于过去依赖运行人员经验判 断，此次投运的智控系统相当于给机组安装了精准计算的"智能大脑"，可一键自动采集运行数据，精准 研判设备状态，提前预判变化，主动调整控制策略，可有效避免人工操作带来的误差与风险。本次试运 行机组关键运行参数达标率100%，将有效加快传统能源产业数字化、智能化转型。 ...

公司技术创新与绿色实践 - 公司在首都北京的热电厂通过技术创新实现“变废为宝”，投运了三期燃机进气温度调节系统，利用“水—气”换热技术回收循环冷却水废热，整个供暖季可节约天然气近500万标立方米，减排二氧化碳约1万吨，减排量相当于为首都多种植45万棵树 [2] - 公司在供暖季进行技术改造时，创新采用“组建辅网、独立调试”技术方案，确保在机组正常发电供暖的同时完成调试，不影响电热安全稳定供应 [2] - 公司在北京热电厂的节能改造技术持续升级，从2023年投运北京市首台（套）重大技术装备燃机烟气余热深度利用系统，到如今电厂两套“二拖一”联合循环机组燃机均具备进气温度调节能力 [3] - 公司正在推进“电热协同热水罐储热灵活性改造工程”，该储热罐被形容为“热量充电宝”，能存储富余热能并在需求高峰时释放，旨在提升供热系统的绿色化、智能化水平 [4] 公司在西藏的能源保供项目 - 公司在西藏运营华能加娃光储电站，这是西藏已建最大光储发电项目，装机容量25万千瓦，并配套50兆瓦/200兆瓦时储能系统，项目自并网以来已在极端环境中平稳运行近8个月 [5][6] - 加娃光储电站的储能系统在白天高效储存光伏电力，夜间用电高峰时可持续4小时输出20万千瓦时电量，缓解了当地夜间供电紧张问题 [6] - 为应对西藏冬季极寒环境（气温可降至零下30℃），公司为加娃光储电站设备定制了“雪域防护方案”，包括加装保温层和智能加热系统，以保持核心设备温度稳定在安全区间 [5] - 公司在西藏还运营华能藏木水电站（海拔3300米），通过严格的安全运行规程，确保在冬季用电高峰时机组稳定可靠供电 [6]