公司运营与安全生产 - 国电电力乌力吉峰储电站位于内蒙古西北边陲，工作人员在恶劣天气下坚守岗位并心系周边牧民 [2] - 截至2025年底，该电站已实现连续安全生产超过6200天 [2] - 截至2025年底，该电站累计发电量已突破44.6亿千瓦时 [2] 社会影响与价值 - 电站的运营为地区提供了持续可靠的电力供应，点亮了万家灯火 [2] - 电站的运营为地区提供了持续可靠的温暖力量 [2]

核心观点 - 2025年中国火力发电量呈现同比下降趋势，其中12月单月产量为5812亿千瓦时，同比下降3.2%，全年累计产量为62945.5亿千瓦时，累计下降1% [1] 相关上市公司 - 新闻中列举了十家中国主要的火电行业上市公司，包括华能国际、大唐发电、国电电力、华电国际、京能电力、浙能电力、豫能控股、申能股份、建投能源和皖能电力 [1] 行业数据与趋势 - 根据国家统计局数据，2025年12月中国火力发电量产量为5812亿千瓦时，同比下降3.2% [1] - 2025年1月至12月，中国火力发电量累计产量为62945.5亿千瓦时，累计同比下降1% [1] - 数据来源为国家统计局，并由智研咨询整理，该机构同时发布了一份关于2026-2032年中国火电行业市场的研究报告 [1]

新公司成立与股权结构 - 国电投青粤能源开发有限责任公司于2026年1月30日在青海完成注册，注册资本高达151亿元人民币 [3][4] - 新公司由国家电力投资集团、广东能源集团和青海省清洁能源产业集团三大能源巨头共同持股 [3][4] - 股权结构体现了“中央军+地方队+资源方”的合作模式，即央企、用电大省能源平台与本地资源政策方的结合 [5][6] - 这种联合体模式旨在分散投资压力、共担风险、共享利益，实现资源、市场与本地优势的互补 [6] 核心投资项目概况 - 新公司业务范围覆盖碳减排技术研发、节能管理、系统集成等多个前沿领域 [4] - 公司成立的直接背景是服务于总投资近730亿元人民币的青海海南清洁能源外送基地电源项目 [3][4] - 该电源项目已于2025年11月正式开工，规划电源总规模达1944万千瓦 [4] - 项目新能源装机占比高达86.4% [4] 清洁能源基地项目细节 - 项目位于青海海南州及黄南州的沙漠戈壁区域，属于“沙戈荒”大基地项目 [8][9] - 电源具体构成包括：光伏960万千瓦、风电600万千瓦、配套煤电264万千瓦以及电化学储能120万千瓦/4小时 [9] - 储能配置120万千瓦/4小时，相当于480万千瓦时的储能容量，旨在破解新能源发电波动性，提供稳定支撑 [9] - 项目采用“风光火储”多能互补的设计思路 [9] - 基地建成后，年发电量预计达360亿千瓦时，相当于每年节约标煤约1000万吨，减排二氧化碳约2350万吨 [9] 电力外送通道与市场价值 - 项目对应“青电入粤”通道，这是青海第三条绿色能源外送通道 [10] - 外送通道为一条±800千伏特高压直流输电线路，设计送电能力800万千瓦，跨越2000多公里直达粤港澳大湾区 [10] - 清洁电力外送将青海的资源优势转化为经济优势，并为广东提供稳定的外部清洁电力供应 [11] - 随着全国统一电力市场和碳市场建立，清洁电力将兼具电力价值和环境价值，未来可能附带“绿色认证”产生额外碳收益 [11] 行业合作模式与战略意义 - 此次合作标志着我国清洁能源开发进入了规模化、跨区域、多主体协同的新阶段 [4] - 合作模式是大型清洁能源基地开发中的标准配置，从以往央企单独开发转向集团作战 [4][6] - 公司经营范围将碳技术研发放在首位，暗示其布局不仅在于发电业务，更着眼于未来碳市场，清洁能源基地可能成为碳减排产品的供应基地 [11] - 151亿元注册资本和730亿元项目投资背后，是能源巨头对未来能源市场和碳市场的深远布局 [11]

报告投资评级 - 报告未在摘要或结论部分明确给出对公用环保行业的整体投资评级，但针对各细分领域给出了具体的投资分析意见和推荐标的 [1] 报告核心观点 - 电力行业：国家完善容量电价机制，通过“精准定价+稳定补偿”为各类调节性电源构建了可预期的收益框架，显著强化了电力行业的公用事业属性，盈利波动性降低 [1][4][7] - 天然气行业：2025年天然气消费量微增，考虑到低基数及制造业景气改善，下游消费景气度有望持续提升；同时，人民币升值及未来LNG产能释放将助力城燃公司降本，看好行业盈利回升 [1][29][31] 根据目录分章节总结 1. 电力：完善容量电价机制 精准定价平稳收益 - **政策背景与目标**：为应对新型电力系统中新能源波动性与调节性电源“备而不用”容量价值未获充分保障的矛盾，国家发改委、能源局联合印发《通知》，旨在平衡新能源消纳、电力安全与调节性电源收益 [4] - **机制核心内容 - 精准定价**： - **新型储能**：首次在国家层面明确容量电价机制，各地可根据煤电标准、放电时长、顶峰贡献等因素核定，精准锚定调节价值 [1][5] - **抽水蓄能**：采用“新老划断”，新项目实行“一省一价”按平均成本定价，并参与市场收益分享，以倒逼降本增效 [1][5] - **煤电**：明确通过容量电价回收固定成本的比例不低于50%，折合每年每千瓦165元，直接增厚收益 [1][5] - **气电**：国家明确可参照煤电建立容量电价机制，广东已率先按机组类型与调节能力分档落地差异化定价 [1][5] - **机制核心内容 - 统一标尺**：提出建立“发电侧可靠容量补偿机制”，以“机组顶峰时段持续供电能力”为统一标尺进行补偿，实现不同调峰机组统一定价，引导投资理性化，避免低效资源布局 [1][6] - **行业影响**：该机制为发电主体提供了“电量收入+容量收入+辅助服务收入”的多元化盈利模式，稳定了保底收益，强化了公用事业属性，推动行业从“周期博弈”向“价值稳定”切换 [1][7][8] 2. 燃气：全球气价高位震荡 天然气消费持续增长 - **全球气价走势**：受寒冷天气支撑，全球天然气价格仍处高位，但区域间走势分化 [10] - **美国**：截至1月30日，Henry Hub现货价格周环比暴跌76.62%至7.18美元/百万英热，但期货价格环比上涨20.64%至4.35美元/百万英热；产量自极寒影响中恢复，但库存环比减少2420亿立方英尺 [11][12] - **欧洲**：库存位于多年低位（库存水平为41.62%，约五年均值的73.08%），地缘政治风险支撑气价高位震荡，TTF现货价格周环比微涨0.99%至41.00欧元/兆瓦时 [10][16] - **亚洲**：东北亚LNG现货到岸价格周环比上涨2.20%至11.60美元/百万英热，受北半球供暖需求及欧洲高价支撑 [10][25] - **国内市场动态**： - **消费与生产**：2025年全国天然气表观消费量达4265.5亿立方米，同比增长0.1%；其中12月消费量385.7亿立方米，同比增长1.9%。2025年全年天然气产量2619亿立方米，同比增长6.2% [1][29] - **价格**：截至1月30日，中国LNG全国出厂价为4045元/吨，周环比上涨1.33%；LNG综合进口价格为4045元/吨，周环比下跌0.48% [10][27] - **行业展望与驱动因素**：考虑到2024/25冬季低基数、制造业PMI回升至50.1%带来的工业用气边际向好，下游消费景气度有望提升。人民币升值利于城燃公司降低美元计价采购成本，且2026年起全球LNG产能加速释放，中长期行业降本趋势明确 [1][29][31] 3. 一周行情回顾 - **板块表现**：报告期内（2026年1月24日至1月30日），公用事业、电力、燃气、电力设备及环保板块均跑输沪深300指数 [33] 4. 公司及行业动态 - **行业数据**：截至2025年底，全国发电装机容量达38.9亿千瓦，同比增长16.1%。其中太阳能装机12.0亿千瓦（同比+35.4%），风电装机6.4亿千瓦（同比+22.9%），火电装机15.39亿千瓦（同比+6.3%），水电装机4.48亿千瓦（同比+2.9%），核电装机0.62亿千瓦（同比+2.7%） [40] - **重点公司公告摘要**：列举了多家公司2025年发电量、业绩预告、融资、股权激励等关键信息，例如国电电力2025年可控装机达4668.31万千瓦，新天绿色能源2025年第四季度发电量同比增加3.66%等 [41][43] 5. 投资分析意见 - **火电**：推荐受益于煤电一体化的国电电力、内蒙华电、建投能源，全产业链布局的广州发展，以及大机组占比高的大唐发电、华能国际、华电国际 [1][8] - **水电**：推荐长江电力、国投电力、川投能源、华能水电、桂冠电力等，看好其折旧到期和财务费用改善带来的利润空间 [1][8] - **核电**：2025年核准10台机组，成长空间打开，建议关注中国核电、中国广核 [1][8] - **绿电**：建议关注新天绿色能源、福能股份、龙源电力、华润电力、三峡能源 [1][8] - **电源装备**：雅下工程开工推动需求，推荐东方电气及哈尔滨电气 [1] - **气电**：广东容量电费提升利好，建议关注广州发展、深圳能源、深圳燃气、粤电力A [1] - **天然气**： - 推荐港股城燃企业昆仑能源、新奥能源、香港中华煤气、港华智慧能源、华润燃气、中国燃气 [1][31] - 推荐产业链一体化贸易商新奥股份、新天绿色能源、深圳燃气 [1][31] - **环保**：推荐中山公用（受益水价调整）、中集安瑞科（绿色甲醇投产）、龙净环保（矿山绿电），以及永兴股份、瀚蓝环境等稳健红利资产 [1] - **其他主题**：推荐可控核聚变低温环节的中泰股份、冰轮环境；氢能制氢环节的华光环能 [1]

报告行业投资评级 - 行业评级：看好 [1] 报告的核心观点 - 电力行业：国家完善容量电价机制，通过“精准定价+稳定补偿”为各类调节性电源构建了可预期的收益框架，显著强化电力行业的公用事业属性，降低盈利波动性 [2][6][10] - 天然气行业：2025年天然气消费量实现同比增长0.1%，考虑到低基数、制造业景气度改善及人民币汇率等因素，下游消费景气度有望持续提升，看好城燃行业盈利回升 [2][32][34] 根据相关目录分别进行总结 1. 电力：完善容量电价机制 精准定价平稳收益 - **政策背景与目标**：完善容量电价机制旨在解决新型电力系统转型中的“供需错配”与调节性电源容量价值未获充分保障的问题，以平衡新能源消纳、电力安全与调节性电源收益 [6] - **核心机制与差异化定价**： - **煤电**：明确通过容量电价回收固定成本的比例不低于50%，折合每年每千瓦165元，直接增厚保供电源收益 [2][7] - **气电**：国家明确可参照煤电建立容量电价机制，广东已率先落地差异化定价，按机组类型与调节能力分档定价 [2][7] - **抽水蓄能**：采用“新老划断”策略，对新电站实行“一省一价”，按弥补平均成本原则定价，并参与市场收益分享 [7] - **新型储能**：首次在国家层面明确容量电价机制，各地可结合煤电容量电价标准、储能放电时长、顶峰贡献等因素核定价格 [2][7] - **统一补偿标尺**：提出“建立发电侧可靠容量补偿机制”，以“机组顶峰时段持续供电能力”为核心标尺，实现不同机组调峰统一定价、拉平补偿水平，公平反映各类机组对电力系统的实际贡献 [2][8] - **行业影响**：机制通过为发电主体提供稳定的“保底收益”（容量电价）叠加市场化电能量收益，降低盈利波动性，强化电力行业公用事业属性，推动行业从“周期博弈”向“价值稳定”切换 [2][10] 2. 燃气：全球气价高位震荡 天然气消费持续增长 - **全球气价走势**： - **美国**：截至1月30日，Henry Hub现货价格为7.18美元/百万英热，周环比下跌76.62%；期货价格为4.35美元/百万英热，周环比上涨20.64% [13][15] - **欧洲**：荷兰TTF现货价格为41.00欧元/兆瓦时，周环比上涨0.99%；英国NBP现货价格为103.63便士/色姆，周环比上涨0.86% [13][19] - **亚洲**：东北亚LNG现货价格为11.60美元/百万英热，周环比上涨2.20% [13][28] - **中国**：LNG全国出厂价4045元/吨，周环比上涨1.33% [13][30] - **消费与供给数据**： - **消费量**：2025年12月，全国天然气表观消费量385.7亿立方米，同比增长1.9%；1-12月累计消费量达4265.5亿立方米，同比增长0.1% [2][32] - **产量**：2025年12月，全国天然气产量230亿立方米，同比增长5.1%；1-12月累计产量2619亿立方米，同比增长6.2% [32] - **行业驱动因素**： - **需求端**：2024年同期冬季偏暖导致基数较低，同时11月PMI达50.1%，制造业景气水平持续改善，居民及工业端用气边际向好 [2][32] - **成本端**：近期人民币兑美元汇率提升，利好城燃公司降低以美元计价的LNG采购成本；2026年起全球LNG产能加速释放，中长期有利于行业降本 [2][34] 3. 一周行情回顾 - 本期（2026年1月24日至1月30日），公用事业板块、电力板块、燃气板块、电力设备板块及环保板块相对沪深300指数均跑输 [36] 4. 公司及行业动态 - **行业数据**：截至2025年底，全国累计发电装机容量38.9亿千瓦，同比增长16.1%。其中，太阳能发电装机容量12.0亿千瓦（+35.4%），风电6.4亿千瓦（+22.9%），水电4.48亿千瓦（+2.9%），火电15.39亿千瓦（+6.3%），核电0.62亿千瓦（+2.7%） [42] - **公司公告摘要**：多家公司发布2025年度业绩预告、发电量/售电量数据、融资计划及股权激励计划等，反映了行业经营与资本运作情况 [44][46] 5. 投资分析意见 - **火电**：推荐煤电一体化的国电电力、内蒙华电、建投能源，产业链布局的广州发展，以及大机组占比高的大唐发电、华能国际、华电国际 [2][11] - **水电**：推荐长江电力、国投电力、川投能源、华能水电、桂冠电力 [2][11] - **核电**：2025年核准10台机组，建议关注中国核电、中国广核 [2][11] - **绿电**：建议关注新天绿色能源、福能股份、龙源电力、华润电力、三峡能源 [2][11] - **电源装备**：推荐东方电气及哈尔滨电气 [2] - **气电**：广东容量电费提升利好，建议关注广州发展、深圳能源、深圳燃气、粤电力A [2] - **天然气**： - **城燃企业**：推荐昆仑能源、新奥能源、香港中华煤气、港华智慧能源、华润燃气、中国燃气 [2][34] - **贸易商**：推荐新奥股份、新天绿色能源、深圳燃气 [2][34] - **环保**： - **水务**：推荐中山公用 [2] - **设备与运营**：推荐中集安瑞科、龙净环保，以及稳健红利资产如永兴股份、瀚蓝环境、兴蓉环境等 [2] - **前沿技术**： - **可控核聚变低温环节**：中泰股份、冰轮环境 [2] - **氢能制氢环节**：推荐华光环能 [2]

公司成立与股权结构 - 国电投青粤（青海）能源开发有限责任公司于2026年1月30日成立，法定代表人为李洪川，注册资本为151亿元人民币[1] - 公司由四家国有企业共同持股，其中青海黄河上游水电开发有限责任公司为控股股东，持股51%，广东省能源集团西北（甘肃）有限公司持股30%，青海省清洁能源产业发展集团有限公司持股10%，国家电投集团广东电力有限公司持股9%[2] - 公司注册地址位于青海省西宁市城西区，登记机关为西宁市城西区市场监督管理局[2] 经营范围与业务定位 - 公司经营范围广泛覆盖清洁能源与低碳技术领域，包括风力发电技术服务、太阳能发电技术服务、储能技术服务以及生物质能技术服务[1] - 业务范围延伸至碳减排、碳转化、碳捕捉、碳封存技术研发以及节能管理服务，体现了公司在碳中和领域的技术布局[1] - 此外，公司还涉及发电、输电、配电等电力业务许可，以及建设工程施工、工程管理服务等，表明其具备从技术开发到项目建设的全链条运营能力[2] 行业背景与战略意义 - 公司股东汇集了中央与地方重要能源集团，包括国家电力投资集团、广东省能源集团和青海省清洁能源产业集团，形成了跨区域的央地合作模式[1][2] - 公司国标行业分类为电力供应，其业务聚焦于新兴能源技术研发和生态保护服务，符合中国能源结构向清洁低碳转型的国家战略方向[2] - 此次151亿元人民币的巨额注资成立新公司，标志着大型能源集团在青海省等清洁能源富集地区进行大规模战略投资和产业开发[1][2]

文章核心观点 - 山东省能源局将63个总容量583.9万千瓦未能如期并网的光伏项目移出市场化并网名单，涉及35家电力央国企，此举旨在维护市场纪律，但项目大规模违约现象并非孤例，在全国多地普遍存在，其根本原因在于光伏电站面临电价暴跌和严重弃光限电，导致项目经济性恶化，迫使电力央国企主动收缩或退出光伏投资，行业粗放扩张模式难以为继，亟需向高质量发展转型 [1][6][9][10] 山东项目调整详情 - 山东省能源局移出63个未能如期建成并网的光伏电站项目，总容量达583.9万千瓦 [1] - 被调整项目涉及35个电力央国企业主，其中国家电投被调出容量最多，达159.8万千瓦，其次为天能（74.9604万千瓦）、华电（50.64万千瓦）、中广核（37.307万千瓦）等 [1][2] - 山东省能源局对违约项目所在市和所属企业后续新能源项目申报将“从严把握” [1] - 在处罚同时，山东省对其中29个、总容量297.8万千瓦已开工并产生实际投资的项目“网开一面”，纳入2026年集中式光伏发电项目建设名单（第一批），须在2026年底前全容量建成投产 [4] - 具体被“砍掉”的项目中，国家电投集团减少100万千瓦，华电集团减少40万千瓦，中广核集团减少近30万千瓦，华润集团减少24万千瓦，华能集团减少近20万千瓦，山东粤祥电力和山东国信投资原计划2025年投产的共47万千瓦项目直接取消建设 [5] 全国性光伏项目“撤退”潮 - 2025年下半年以来，光伏项目建设进入“寒冬”，多地出现电力央国企集中违约、终止或退出项目的现象 [6] - 在云南，国家能源集团、广东能源集团、中核集团、中国能建等“国家队”退出了超过80万千瓦光伏项目，部分项目以1元/千瓦的象征性价格挂牌转让 [6] - 新疆兵团六个师公示了10余个由开发企业申请移出清单的光伏项目，总规模超过7吉瓦，业主涉及中核集团、中国能建、国家电投及地方国企等 [6] - 2025年下半年以来，仅贵州、陕西、河北、山西、福建、宁夏6地就废止了143个风光项目，规模合计10.67吉瓦，其中光伏项目67个，规模共计546.81万千瓦 [6] - 从业主看，涉及三峡集团、国家电投集团、中核集团等60家企业或联合体，其中三峡集团废止风光项目规模最多，为128.19万千瓦，国家电投次之（116.18万千瓦），中核集团第三（58万千瓦） [7] 行业背景与根本原因 - 光伏电站项目大规模撤退和甩卖的直接原因是项目赔钱，根源在于电价暴跌和发电量因弃光限电而严重下滑 [9][10] - 电价方面，除个别省份外，光伏现货市场电价均价已大幅低于0.15元/千瓦时，山东2025年光伏现货市场均价甚至低至几分钱，且增量项目的机制电价保障水平远低于燃煤基准电价 [9] - 弃光限电现象严重，某头部能源企业数据显示，2025年其在辽宁、广西的新能源项目限电率超过20%，广西项目实际限电率约30%，另一企业数据显示，2025年黑龙江风电限电42.59%，新疆哈密光伏限电51.15%，东北三省全年弃风限电已普遍超过20% [10] - 在此背景下，电力央国企作为市场化主体，基于投资收益考虑，自然选择收缩光伏电站投资 [10] 行业趋势与影响 - 此前行业经历了光伏电站甩卖潮，2024年年中国家电投集团开启大规模甩卖，其光伏电站甩卖总金额超过180亿元，此后国家电网、三峡集团、南方电网等30余家央国企旗下新能源企业挂牌转让股权 [8] - 电力央国企在甩卖存量项目的同时，对增量项目也越发谨慎，导致光伏项目终止潮蔓延，项目终止主要是业主方电力央国企主动退出，而非地方政府叫停 [8] - 行业之前“抢项目、铺摊子、摊大饼”的粗放发展老路已走不下去，“新能源高质量发展”亟需破局 [10]

报告投资评级 * 报告对行业持积极看法，推荐关注优质转型火电运营商及“煤电一体化”火电企业 [7][93] 报告核心观点 * 核心矛盾在于电力市场“长协”与“现货”的双轨制定价机制，导致长协电价趋于现货的“电价平权”现象，使火电固定成本回收困难 [2][5] * 解决问题的关键在于将固定成本回收任务与长协价格交易解耦，而容量补偿机制是回收固定成本的关键选择 [2][5] * 若可靠性容量补偿机制全国推广，长协与现货的鸿沟将基本被熨平，电力市场机制将得到理顺，煤电将正式回归公用事业属性 [2][7][93] 根据目录总结 容量补偿机制的重要性 * 容量电价旨在回收电厂投资、维护等固定成本，电量电价回收燃料等变动成本，二者构成“两部制电价”新体系 [21] * 电力现货市场加速推进，预计2026年全国范围内全面转正运行，但其边际成本定价机制难以保证固定成本回收 [5][25][28] * 在供需宽松环境下，现货电价持续低位运行（如广东、江苏现货电价显著低于长协电价），形成现货拖着长协电价下行的不利结果，导致“电价平权” [30][31][34] * 2026年长协谈判中，沿海省份电价降幅明显，部分省份代理购电价同比降幅超过0.05元/千瓦时，使部分沿海煤电厂面临亏损压力 [38] * 电力行业承担保障供给的社会责任，难以通过市场化出清调节供给，因此政策发力实现固定成本接近全额回收成为必要选择 [41] 国内外容量市场机制探索 * 美国PJM容量市场提前3年组织拍卖，通过人为设定需求曲线，使容量电价接近全额回收固定成本，保障了发电企业合理盈利和系统稳定 [6][52][57][63][67] * 甘肃省创新探索可靠容量补偿机制，以“容量供需系数”（容量需求/可靠容量）动态决定补偿水平，测算其容量电价有望达到318元/年·千瓦，接近固定成本全额回收 [6][70][76] * 甘肃机制将容量补偿与省内供求关系挂钩，若供需紧张则补偿标准高以激励投资，若供需宽松则补偿标准下降以约束投资，有望成为全国范本 [70][79] 容量补偿机制的影响与展望 * 若将甘肃机制全国推广，测算全国容量供需系数为84%~96%，对应容量电价区间为276~316元/年·千瓦 [7][86] * 以2025年全国多数省份100元/年·千瓦的容量电价为基准，提升后对应度电电价将同比提升0.041~0.050元/千瓦时，可极大缓解2026年长协电价下降压力 [7][88] * 测算显示，即使在供需矛盾突出的广东省，执行可靠容量补偿后，火电仅依靠现货电价结算（2025年上半年平均0.3474元/千瓦时）加上容量电价即可实现盈利，长协与现货的双轨制矛盾将迎刃而解 [2][7][89] * 容量电价补偿机制理顺后，当前行政规定的长协电价下限可能取消，以避免火电获得超额无风险收益 [91][93] * 报告推荐关注优质转型火电运营商：华能国际、大唐发电、国电电力、华电国际、中国电力、华润电力、福能股份，以及以内蒙华电为代表的“煤电一体化”火电企业 [7][93]

行业投资评级 - 公用事业行业评级为“买入”（维持）[6] 核心观点 - 电力板块商业模式持续转型，年度长协电价影响弱化，市场化全面推进[4][19] - 火电商业模式正从高度依赖年度长协电量和煤价成本，向中长期市场、现货市场和容量市场转型[4][19] - 容量电价机制完善，其提升部分对冲电量电价下行，现货市场体现火电基荷电源价值，成为火电业绩重要增量[4][19] - 绿电板块因政策提升消纳及补贴加速下放，有望迎来估值修复[4] 本周行情回顾 - SW公用事业一级板块本周下跌1.66%，在31个SW一级板块中排名第16[1][33] - 同期沪深300上涨0.08%，上证综指下跌0.44%，深证成指下跌1.62%，创业板指下跌0.09%[1][33] - 子板块中，火电下跌2.78%，水电上涨0.3%，光伏发电下跌4.53%，风力发电下跌2.49%，电能综合服务上涨0.41%，燃气下跌3.2%[1][33] - 个股方面，本周涨幅前五为ST升达（+22.57%）、涪陵电力（+10.3%）、南网能源（+8.74%）、嘉泽新能（+6.85%）、金房节能（+6.44%）[40] - 本周跌幅前五为川能动力（-11.97%）、上海电力（-10.63%）、穗恒运A（-10.53%）、中泰股份（-10.31%）、恒盛能源（-9.38%）[40] 本周数据更新 - **煤价**：国产秦皇岛港5500大卡动力煤价格周环比上涨4元/吨至695元/吨，进口防城港5500大卡印尼动力煤价格周环比上涨5元/吨至700元/吨[2][12] - **电价**： - 受寒潮影响，广东现货周平均结算电价涨至343.08元/兆瓦时，山西现货周平均出清价格涨至353.05元/兆瓦时[13] - 2026年已披露的年度长协电价普遍下行，例如上海同比降3.3分/千瓦时，安徽同比降4.2分/千瓦时，浙江、江苏同比均降6.8分/千瓦时，广东同比降2.0分/千瓦时[14] - 2月月度代理购电价格中，陕西（同比+12%）、重庆（+1%）、广西（+18%）、甘肃（+5%）、新疆（+20%）五个区域同比上行[2][14] 本周重点事件与政策解读 - 国家发改委、能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，核心内容包括[3][15]： - 分类完善煤电、天然气发电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制 - 将煤电机组通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%[15] - 有序建立发电侧可靠容量补偿机制，对机组可靠容量按统一原则进行补偿[17] - 近期电力市场一系列政策变化（如放宽年度长协签约比例、多地取消分时电价）反映电源侧市场化持续推进，2026年加速形成市场化闭环[3][18] - 容量补贴方面，目前甘肃及云南的容量补贴已封顶，达到330元/千瓦·年[4][20] - 根据报告测算的容量电价变化表，多数省份2026年容量补偿标准从2025年的100元/千瓦·年提升至165元/千瓦·年，对应度电容量电价普遍提升[20][22] 公司动态与业绩 - **国电电力**：2025年完成发电量4674.65亿千瓦时，上网电量4443.84亿千瓦时，同比分别增长1.74%和1.76%，市场化交易电量占比92.62%，平均上网电价400.66元/千千瓦时[10] - **京能电力**：预计2025年归母净利润为33.07亿元至38.19亿元，同比（重述后）增加89.04%至118.34%[10] - **上海电力**：预计2025年归母净利润为25.11亿元到29.88亿元，同比增加22.71%到46.03%[10] - **大唐发电**：预计2025年归母净利润约为68亿元至78亿元，同比增加约51%到73%[11] - **太阳能**：2025年累计完成发电量83.71亿千瓦时，同比增长20.17%[10] - **新天绿能**：2025年1-12月平均上网电价（不含税）为0.41元/千瓦时，较去年同期下降4.52%[10] - **内蒙华电**：2025年发电量完成582.19亿千瓦时，较上年同期公告数据下降0.73%，平均售电单价为333.10元/千千瓦时（不含税），较上年同期公告数据下降0.97%[10][11] 投资建议关注 - **全国性火电运营商**：华能国际（A&H）、国电电力（承诺2025-2027年每股派发现金红利不低于0.22元人民币）[4] - **区域火电**：建议关注电量电价、供需稳健区域的公司，如京能电力、内蒙华电、陕西能源、建投能源[4] - **绿电板块**：龙源电力（H）、金开新能、大唐新能源（H）[4] - **长期稳健配置**：长江电力、国投电力、中国核电[4]

行业投资评级 - 发电行业评级为增持（维持）[6] - 电网行业评级为增持（维持）[6] 核心观点 - 国家发改委、国家能源局发布的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）基本符合预期，容量电价机制的完善有望提升调节电源的固定收入占比和盈利稳定性[1] - 报告推荐火电龙头华能国际AH/国电电力/华润电力等、抽蓄运营龙头南网储能和装机增长潜力大的长江电力/湖北能源等[1] 煤电容量电价机制 - 煤电容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%，与2023年的要求一致[2] - 煤电容量电价决定权下放给地方，可结合当地实际情况进一步提高，有望保障盈利能力较差区域煤电的基本生存能力[2] - 煤电容量电价机制完善后，各地可适当调整省内煤电中长期市场交易价格下限，煤电固定收入占比提升，盈利稳定性增强[2] - 各省可建立气电容量电价机制，按回收一定比例固定成本的方式确定，具体影响需待各省方案出台[2] 抽水蓄能容量电价机制 - 抽蓄项目容量电价机制采取新老划断模式[3] - 对于“633号文”出台前开工的电站，容量电价继续执行政府定价，按经营期内资本金内部收益率6.5%核定[3] - 对于“633号文”出台后开工的电站，由省级价格主管部门每3-5年按经营期内弥补平均成本的原则制定统一的容量电价[3] - 调节价值由抽水蓄能电站自主参与电能量、辅助服务等市场体现，市场化推进可能使项目平均IRR水平较此前下降[3] - 抽蓄、电网侧独立新型储能充电时视作用户，需缴纳上网环节线损费用（全国平均约1.6分/千瓦时）和系统运行费用（全国平均约6.1分/千瓦时），充放电量损耗需按单一电量制用户缴纳输配电价（全国平均约0.178元/千瓦时），该要求可能减少其电量收益[1] 电网侧独立新型储能容量电价 - “114号文”将未参与配储的电网侧独立新型储能纳入容量电价补偿范围[4] - 容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，根据顶峰能力按一定比例折算，折算比例为满功率连续放电时长除以全年最长净负荷高峰持续时长，最高不超过1[4] - 此举意味着其作为快速调节资源的系统价值得到了官方认可与定价，有望改善商业模式和经济性，刺激新增投资[4] 可靠容量补偿机制 - “114号文”提出，电力现货市场连续运行后，将有序建立发电侧可靠容量补偿机制[5] - 该机制将对机组的可靠容量（指机组在全年系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量）根据顶峰能力按统一原则进行补偿，公平反映不同机组对电力系统的顶峰贡献[5] - 可靠容量补偿机制建立后，原有容量电价不再重复执行[5] 重点公司推荐与观点 - 报告列出了重点推荐公司名单，包括川投能源、国电电力、华润电力、甘肃能源、长江电力、国投电力、华能国际A/H股、湖北能源、南网储能、内蒙华电，投资评级均为买入，并给出了目标价[7][10] - **川投能源**：3Q25实现营收4.29亿元（同比-11.30%，环比+23.20%），归母净利17.60亿元（同比-16.96%，环比+79.19%），预计4Q25控股水电电价有望环比提升，看好雅砻江水风光一体化发展[10] - **国电电力**：3Q25实现营收475.51亿元（同比-1.01%，环比+25.66%），归母净利30.90亿元（同比+24.87%，环比+64.72%），业绩超预期，测算2025E股息率4.72%[10] - **华润电力**：公司效益优先，资产盈利能力和分红能力处于行业领先水平[10] - **甘肃能源**：3Q25实现营收25.94亿元（同比+1.33%，环比+53.30%），归母净利7.57亿元（同比+11.34%，环比+119.33%），水电在现货交易中电价优势显著，火电板块盈利能力强[10] - **长江电力**：3Q25实现营收290.44亿元（同比-7.78%，环比+47.56%），归母净利151.37亿元（同比-9.13%，环比+92.20%），9月三峡来水大幅转丰对业绩形成支撑，预计2025年全年境内水电发电量同比+0.34%，归母净利润同比+3.62%[11] - **国投电力**：3Q25实现营收148.76亿元（同比-13.98%，环比+18.29%），归母净利27.23亿元（同比-3.94%，环比+58.62%），看好雅砻江水风光一体化发展[11] - **华能国际**：3Q25实现营收609.43亿元（同比-7.09%，环比+17.88%），归母净利55.79亿元（同比+88.54%，环比+30.07%），1-9M25公司煤电度电利润总额同比+2.8分至5.1分，测算A/H股2025E股息率高达5.37%/7.55%[11] - **湖北能源**：3Q25实现营收50.28亿元（同比-9.99%，环比+16.65%），归母净利13.80亿元（同比+33.26%，环比+129.92%），公司水火互济，盈利水平较为稳健，PB(LF)为0.88x[11] - **南网储能**：作为中国稀缺的上市储能运营商，将充分受益于电改趋势，2026年新能源项目全面入市，调节性资源盈利空间有望释放，上调2025-27年归母净利润预测10%/11%/13%至16.3/18.2/19.7亿元[12] - **内蒙华电**：为华能集团旗下内蒙古地区煤电一体化经营主体，自2018年起每年实现60%+分红比例，2025E/26E股息率4.5/4.8%，是稳健高股息标的[12]