公司2026年1月发电量数据 - 公司2026年1月完成总发电量42.64亿千瓦时，同比增加26.38% [1] - 水电发电量同比大幅增加150.62% [1] - 火电发电量同比增加11.01% [1] - 新能源发电量同比减少13.12% [1] 公司各电源类型发电表现 - 水电成为当月发电量增长的核心驱动力，增速远超其他电源类型 [1] - 火电发电量保持稳定增长 [1] - 新能源发电量出现同比下滑 [1]

公司2026年1月发电量数据摘要 - 2026年1月，公司完成总发电量42.64亿千瓦时，同比大幅增长26.38% [1] - 水电发电量同比增幅显著，达到150.62% [1] - 火电发电量同比增长11.01% [1] - 新能源发电量同比减少13.12% [1]

公司2026年1月发电量数据 - 2026年1月公司完成总发电量42.64亿千瓦时，同比增加26.38% [1] - 水电发电量同比大幅增加150.62% [1] - 火电发电量同比增加11.01% [1] - 新能源发电量同比减少13.12% [1] 公司电源结构表现 - 水电成为当月发电量增长的核心驱动力，增幅显著 [1] - 火电发电量保持稳定增长 [1] - 新能源发电量出现同比下滑 [1]

业绩总结 - 2026 年 1 月公司完成发电量 42.64 亿千瓦时，同比增加 26.38%[1] - 2026 年 1 月水电发电量 12.18 亿千瓦时，同比增加 150.62%[3] - 2026 年 1 月火电发电量 24.70 亿千瓦时，同比增加 11.01%[3] - 2026 年 1 月新能源发电量 5.76 亿千瓦时，同比减少 13.12%[3] - 2026 年 1 月风电发电量 1.40 亿千瓦时，同比减少 21.79%[3] - 2026 年 1 月光伏发电量 4.35 亿千瓦时，同比减少 10.12%[3]

行业核心数据 - 2025年12月中国水力发电量产量为865亿千瓦时，同比增长4.1% [1] - 2025年1-12月中国水力发电量累计产量为13143.6亿千瓦时，累计增长2.8% [1] 相关上市公司 - 新闻提及的水力发电行业相关上市公司包括：长江电力（600900）、华能水电（600025）、国投电力（600886）、川投能源（600674）、桂冠电力（600236）、黔源电力（002039）、湖北能源（000883）、闽东电力（000993）、乐山电力（600644）、郴电国际（600969） [1] 行业研究报告参考 - 相关报告参考为智研咨询发布的《2026-2032年中国水力发电行业市场行情监测及发展趋向研判报告》 [1]

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]

公司战略与业务发展 - 公司积极关注湖北省内相关政策推进情况 [1] - 公司聚焦能源主业，积极跟进能源资源投资机会 [1] - 公司不断优化产业布局 [1] 公司运营与管理 - 公司开展提质增效专项工作，提高资产运营效率 [1] - 公司持续提升内生增长动力，助力实现高质量发展 [1]

寒潮天气影响与电力需求激增 - 受强冷空气影响，湖北省自北向南出现今冬以来最强寒潮和雨雪冰冻天气，气温骤降7–14℃，用电用能需求持续攀升 [1] 公司应对措施与机组运行情况 - 三峡集团湖北能源在鄂10台火电机组全部启动运行，全力守护人民群众温暖过冬 [1] - 襄阳宜城电厂于1月19日实现双机运行，两台100万千瓦煤电机组开足马力应对寒潮，电煤库存可满足机组高负荷运行20天以上 [1] - 鄂州电厂在24小时内接连启动3台机组，于1月20日实现年内首次6台煤电机组全部运行，总装机容量396万千瓦，电煤储备可满足全厂持续运行20天以上 [1] - 东湖燃机电厂于1月20日实现双机满负荷运行，采用“以气代煤”方式，全厂24小时发电量超740万千瓦时 [1] - 湖北能源省煤投公司将应急可调度储煤提升至43万吨，超既定储备目标，保障煤电机组燃料稳定供应 [1] 未来运营计划 - 公司将密切关注天气变化与用电负荷趋势，科学调度机组运行，确保燃料储备充足、运输通道畅通、机组能开尽开，保障电力安全可靠供应 [2]

行业投资评级 - 公用事业行业评级为“增持”（维持）[2] - 发电行业评级为“增持”（维持）[2] 核心观点 - 中国电力行业供需最严峻的时刻已经过去，2026年开始电力供给侧增速将放缓，需求侧有望回升，电价和电力股估值已步入底部区间[4] - 中美电价“剪刀差”已经形成并可能持续扩大，2026年起中国工业电价预计将明显低于美国，利好中国制造业全球竞争力[4][6] - 决定电力股估值的核心逻辑在新型电力时代已发生变化，衡量行业景气度的最佳指标是容量电价，而非电量电价、点火价差或利用小时[4][7][15] - 美国“电荒”与中国“电卷”的局面不可能长期持续，推荐低估值的电力运营商[4][8] 中美电力供需与“缺电”本质分析 - 疫情后中美“缺电”本质相同：均源于基荷电源增长降速，而需求出现结构性超预期（中国出口、美国AI），容易引发供电危机[5][26] - 2022-2026年，美国整体装机增速高于电量增速3个百分点，但基荷电源因火电退役而下降，其保供压力在2022年时并不比当时的中国小[36][37] - 中国通过全国统一电力大市场的制度优势和强大的协调能力（煤矿/火电/电网），利用省间互济等方式，度过了2023-24年新增火电装机投产前的空白期[5][42] - 美国的“缺电”呈现高度“局部性”，与2022年中国部分地区缺电而其他地区限电的情况类似，解决方案大概率殊途同归[5][50] 中美电价“剪刀差”成因与趋势 - 电价“西升东降”的本质原因是2024年以来中美一次能源价格分化：中国煤价回落 vs 美国气价上涨[6][18] - 2024年以来，燃料成本变化贡献了美国电价上涨的70%[6][72] - 2025年下半年开始，中美工业电价已频繁出现倒挂，预计2026年起“剪刀差”将持续扩大[6][74] - 截至2026年1月，中美加权平均批发市场电能量电价水平接近，但美国在辅助服务、容量电价、输配电价等环节的成本显著高于中国[60][61] - 历史上，美国燃气发电成本长期低于中国燃煤发电成本的情况并不常见，当前倒挂难以持续[6][114] 中国电力供需展望 - 2025年是中国基荷电源装机增速（5%）超过用电负荷增速（4%）的年份，供需最为宽松[6][123] - 2026年开始，中国基荷电源并网将降速，新能源装机增速也将快速回落至15%（与美国2024年低点相近）[6][119] - 2026年起，中国制造业投资提速将带动用电负荷回升，电力供需最宽松的时候已经过去[7][123] - 火电利用小时恶化最快的阶段已经结束，得益于落后机组淘汰加速及“十五五”用电需求的稳健增长[126] 中美电力股估值比较与驱动因素 - 2023年开始，中美电力股平均市净率（PB）已拉开2倍以上的差距，目前美股PB是A股的3-4倍[4][7][18] - 2020-22年，中美电力股市盈率（PE）相近，但2024年以来，随着美国AI缺电逻辑兑现，美股电力板块估值快速上行，与中国电力企业估值差距拉大[7][129][140] - 火电企业的PB主要由容量电价驱动，而非化石能源（水电、核电、绿电）的PB则与电能量电价的绝对值相关性显著[7][141][144] - 中国火电企业的PB在2021年底电价上浮政策出台时达到高点，并在2023年中因容量电价预期而明显修复[144] 投资建议与推荐主线 - 主线一：2026年容量电价提升，利好火电龙头，推荐华能国际（A/H）、国电电力、华润电力、中国电力[8] - 主线二：煤炭组预测2026年煤价企稳回升，推荐煤电联营的淮河能源、陕西能源、内蒙华电[8] - 主线三：电能量电价已至底部区间，推荐：1）电价率先企稳的区域电力公司，如京能电力、建投能源、湖北能源；2）受益于电量电价修复的可再生能源电力企业，如川投能源、国投电力、中国核电、中国广核（A/H）、福能股份、龙源电力（H）、绿发电力、节能风电、桂冠电力、甘肃能源、华能水电和京能清洁能源[8]

公司2025年度业绩快报核心数据 - 公司2025年末资产总额为1,000.81亿元，较期初增长1.83% [1] - 公司2025年末归属于上市公司股东的所有者权益为372.22亿元，较期初增长10.30% [1] - 公司2025年度实现归属于上市公司股东净利润18.96亿元，同比增长4.51% [1] - 公司2025年度实现扣除非经常性损益后的归属于上市公司股东净利润10.98亿元，同比下降37.28% [1] 公司2025年度净利润变动原因分析 - 归属于上市公司股东的净利润同比增长，主要是因为长江证券股权转让实现收益 [1] - 扣除非经常性损益后净利润同比大幅下降，主要受火电及新能源业务利润同比下降影响 [1] 公司主营业务面临的行业与市场环境 - 湖北省内新能源装机容量和发电量快速增长，且下半年来水较好，水电大发对火力发电形成挤压，导致公司火电发电量同比下降 [1] - 受湖北省新能源市场化交易政策影响，公司火电和新能源电价同比下降 [1]