行业投资评级 - 公用事业行业投资评级为买入（维持）[5] 核心观点 - 继续推荐水电、核电板块，动力煤价格持续上行稳年度长协预期[1] - 短期石油价格阶段性下行，整体通胀有望缓和，放缓加息预期，同步缓解红利资产的相对收益压力，前期板块经历调整后，整体估值具备配置性价比[4] - 从长期配置来看，红利板块是险资等长期资金的重要配置方向，可长期持续关注[4] - 优选盈利更加稳定的水电及核电运营商，而火电及新能源运营商周期性更强，当前处于盈利寻底阶段，会随未来盈利改善预期或主题炒作形成估值修复[4] - 投资方面建议关注：（1）水电、核电运营商：川投能源、中国广核、长江电力、国投电力；（2）火电龙头标的：华能国际（A&H）、国电电力，以及上半年火电盈利性承压的浙江省（浙能电力）、广东省（宝新能源、广州发展）；（3）主题投资方面，重点关注算电协同与氢氨醇政策催化，建议关注切入数据中心板块的电力运营商豫能控股、金开新能、南网能源，以及为数据中心供电的新能源运营商福能股份、龙源电力（H），氢氨醇板块关注电投绿能[4] 本周行情回顾 - 本周SW公用事业一级板块上涨1.7%，在31个SW一级板块中排名第6[1][32] - 沪深300下跌0.93%，上证综指下跌0.74%，深证成指下跌1.91%，创业板指下跌2.93%[1][32] - 细分子板块中，火电上涨2.6%，水电上涨1.88%，光伏发电上涨0.97%，风力发电上涨1.36%，电能综合服务上涨0.88%，燃气上涨1.52%[32] - 本周公用事业涨幅前五的个股分别为华能蒙电（+9.75%）、国新能源（+9.41%）、广西能源（+7.3%）、宝新能源（+7.29%）、桂冠电力（+7.12%）[38] - 周跌幅前五的个股分别为大连热电（-3.9%）、金房能源（-3.31%）、上海电力（-2.87%）、恒盛能源（-2.73%）、世茂能源（-2.53%）[38] - 2026年至今公用事业涨幅前五的个股分别为华电辽能（+329.12%）、金房能源（+116.53%）、华电能源（+108.37%）、豫能控股（+100.96%）、德龙汇能（+78.75%）[40] - 2026年至今跌幅前五的个股分别为上海电力（-34.2%）、大众公用（-30.63%）、中泰股份（-28.37%）、西昌电力（-19.59%）、世茂能源（-19.03%）[40] 本周数据更新：煤价 - 截至26年10月10日，秦皇岛港5500大卡动力煤（中国北方，平仓价）价格为999元/吨，较上周五（09月30日，988元/吨）上涨11元/吨[2][13] - 截至26年10月10日，防城港5500大卡动力煤（印度尼西亚，场地价）价格为965元/吨，较上周五（09月30日，950元/吨）上涨15元/吨[2][13] - 截至26年10月10日，广州港5500大卡动力煤（澳洲优混，场地价）价格为1030元/吨，较上周五（09月30日，1015元/吨）上涨15元/吨[2][13] 本周数据更新：电价 - 广东（加权平均电价）、安徽（实时出清加权均价）现货价格周环比均下跌，山西（出清算数均值，实时市场）现货价格周环比上涨[2][14] - 本周（26.10.05-26.10.09）广东现货平均结算电价为386.99元/兆瓦时（区间为346-445元/兆瓦时），较上周（26.09.28-26.10.02）611.08元/兆瓦时下跌[14] - 本周山西现货出清价格为382.62元/兆瓦时（区间为244-533元/兆瓦时），较上周342.33元/兆瓦时上涨[14] - 本周安徽现货出清价格为342.34元/兆瓦时（区间为335-352元/兆瓦时），较上周393.31元/兆瓦时下跌[14] - 10月全国电网代理购电价格同比大幅下行，绿电比例提升背景下，短期电价承压[2][15] - 10月有3个区域月度代理购电价格同比上涨，分别为陕西（+2.2%）、宁夏（+3.0%）和重庆（+7.5%）[2][15] - 环比维度而言，本月共13个区域月度代理购电价格月环比有所提升[2][15] - 2026年10月各地系统运行费在-0.046747元/kWh~0.150805元/kWh区间，除重庆、上海、北京外，各地区系统运行费均较去年同期上涨，海南涨幅尤为显著，同比上涨4060.34%，19个地区系统运行费翻倍[15] - 吉林、黑龙江、辽宁、广西、湖南、内蒙古东部六地的系统运行费超过0.1元/kWh，其中吉林系统运行费居全国之首，达0.150805元/kWh；北京的最低为-0.046747元/kWh[15] - 2026年10月煤电容量补贴同比普遍大幅上涨，固定成本回收比例由2024-2025年的不低于30%提升至2026年不低于50%[16] - 10月煤电容量补贴最高的前五名集中在华中、东北和华北，湖南以89.5元/MWh居首，吉林、黑龙江紧随其后；最低的前五名以云南、青海、宁夏、四川等水电、新能源富集省份为主，其中云南仅0.043元/MWh，环比大跌96.43%[16] - 新能源机制电价差价结算损益方面，10月最高的前五名海南以96.4元/MWh居首，新疆、陕西、湖南、黑龙江紧随其后；最低的前五名中贵州以-16.7元/MWh垫底，且由9月的正值转为负值，冀北、上海、蒙西、天津的折价也为负[16] - 广西核电差价合约费用确认0.02598元/千瓦时（9月为0.030元/千瓦时）、辽宁核电差价合约费用确认0.057549元/千瓦时（9月为0.066元/千瓦时），广西、辽宁核电差价合约费用月环比缩小，反映广西、辽宁10月市场化竞价结果预计月环比有所提升[2][16] - 2026年全国已有18个地区调整了燃煤容量电价标准，其中辽宁省最高为370元/kW·年；吉林、甘肃、云南的燃煤容量电价标准均为330元/kW·年；天津、四川为231元/kW·年，其余区域为165元/kW·年[17] 本周重点事件 - 10月8日，吉林省能源局发布《吉林省多用户绿电直连项目开发建设实施方案（试行）（征求意见稿）》[3][8] - 多用户绿电直连坚持绿色导向，实现更高水平新能源就近消纳，主要体现在：扩大适用范围和应用场景；建立调节能力激励机制，鼓励多用户协同优化用电行为，通过聚合柔性负荷、提升集控管理能力、合理配置储能等方式提升项目整体调节能力，鼓励项目内部主体之间探索灵活的协作方式；支持电网末端更多发展自平衡的产消融合模式[3] - 多用户绿电直连适用范围负荷类型包括：新增负荷项目均可开展，重点支持绿色氢氨醇、钢铁冶金、算力（数据）中心、汽车制造等行业；存量单用户绿电直连项目可吸纳满足要求的其他负荷；有绿色电力消费比例要求的存量负荷项目可吸纳满足要求的其他负荷；经省工信厅、省生态环境厅确认的重点用能和碳排放工业企业的存量负荷项目可吸纳满足要求的其他负荷；有降碳刚性需求的出口外向型及其上下游存量负荷项目可吸纳满足要求的其他负荷；工业园区、零碳园区、增量配电网园区内的全部或部分负荷均可开展[8] - 电源类型方面：可在负荷项目周边新建集中式风电、太阳能发电、生物质发电等新能源电源项目开展绿电直连；分布式光伏可通过集中汇流方式参与；支持尚未开展电网接入工程建设或因新能源消纳受限等原因无法并网的新能源项目在重新履行相关手续后作为绿电直连项目配套新能源进行申报；已并网投运的新能源项目在配套接网工程处置方案等方面与电网企业达成一致意见后可申报[9] - 源荷匹配方面：按照以荷定源原则科学确定新能源电源类型和装机规模，项目整体新能源自发自用电量占项目总用电量的比例不低于30%，并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%；新能源自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%；新增负荷开展绿电直连项目的新能源上网电量占总可用发电量的比例上限，在2028年底前投产项目不超过40%，之后投产项目不超过20%；存量负荷开展绿电直连项目的新能源发电量全部自发自用，不允许向公共电网反送[10] - 10月9日，中国核电发布《中国核电2026年前三季度发电量完成情况公告》[10] - 截至2026年9月30日，中国核电控股在运机组27台，装机容量2,621.20万千瓦；控股在建及核准待建机组22台，装机容量2,563.50万千瓦，核电装机容量合计5,184.70万千瓦[10] - 中国核电新能源控股在运装机容量3,591.56万千瓦，包括风电1,119.11万千瓦、光伏2,472.45万千瓦，另控股独立储能电站206.10万千瓦；控股在建装机容量926.36万千瓦，包括风电390.62万千瓦，光伏535.74万千瓦[10] - 截至2026年9月30日，中国核电2026年前三季度累计商运发电量为1,866.60亿千瓦时，同比增长1.25%；上网电量为1,760.53亿千瓦时，同比增长1.12%[10] - 核电部分：2026年前三季度核电机组发电量累计为1,532.78亿千瓦时，同比增长1.50%；上网电量累计为1,432.62亿千瓦时，同比增长1.40%；机组平均利用小时数5,848小时[11] - 秦山核电发电量同比增长4.65%，主要原因为机组检修天数较去年同期有所减少；三门核电发电量同比增长3.59%，主要原因为机组检修天数较去年同期有所减少；江苏核电发电量同比下降1.44%，主要原因为机组检修天数较去年同期有所增加；海南核电发电量同比下降7.39%，主要原因为机组检修天数较去年同期有所增加；福清核电发电量同比下降11.34%，主要原因为机组检修天数较去年同期有所增加；漳州核电发电量同比增长74.38%，主要原因为2号机组于2026年1月1日投入商运[12] - 新能源部分：2026年前三季度控股新能源机组发电量累计为333.82亿千瓦时，同比增长0.08%，其中风力发电量139.12亿千瓦时，同比下降3.13%；光伏发电量194.70亿千瓦时，同比增长2.50%；新能源上网电量327.91亿千瓦时，同比下降0.07%[12] - 10月9日，龙源电力发布《2026年9月发电量数据公告》，2026年9月按合并报表口径完成发电量5,666,639兆瓦时，较2025年同期同比增长7.08%，本月风电发电量同比增长3.20%，太阳能发电量同比增长20.21%[12] - 截至2026年9月30日，龙源电力2026年累计完成发电量56,250,365兆瓦时，较2025年同期同比下降0.52%，其中风电发电量同比下降4.97%，太阳能发电量同比增长19.29%[12] 算电协同相关标的估值 - 算电协同相关标的估值表涵盖金开新能、豫能控股、龙源电力（A&H）、新天绿能（A&H）、晶科科技、朗新科技、甘肃能源、福能股份、绿发电力、银星能源、湖南发展、节能风电、新筑股份、韶能股份、华电辽能、华电能源、江苏新能、浙江新能、三峡能源、协鑫能科、涪陵电力、南网能源、华电新能、大唐发电等标的[19] - 金开新能收盘价5.68元，PB为1.28，市值112亿元，2025A归母净利润1.01亿元，2026E为3.23亿元，2027E为4.93亿元，2028E为5.89亿元，2025A PE为110倍，2026E为35倍，2027E为23倍，2028E为19倍[19] - 龙源电力（A）收盘价15.03元，PB为1.63，市值1256亿元，2025A归母净利润45.26亿元，2026E为41.79亿元，2027E为48.76亿元，2028E为57.44亿元，2025A PE为28倍，2026E为30倍，2027E为26倍，2028E为22倍[19] - 龙源电力（H）收盘价5.28元，PB为0.49，市值441亿元，2025A归母净利润51.35亿元，2026E为52.44亿元，2027E为59.12亿元，2028E为66.31亿元，2025A PE为9倍，2026E为8倍，2027E为7倍，2028E为7倍[19] - 三峡能源收盘价3.55元，PB为1.14，市值1015亿元，2025A归母净利润37.14亿元，2026E为34.24亿元，2027E为39.42亿元，2028E为43.69亿元，2025A PE为27倍，2026E为30倍，2027E为26倍，2028E为23倍[19] - 华电新能收盘价3.97元，PB为1.49，市值1656亿元，2025A归母净利润72.63亿元，2026E为64.36亿元，2027E为69.24亿元，2028E为72.98亿元，2025A PE为23倍，2026E为26倍，2027E为24倍，2028E为23倍[19] - 大唐发电收盘价5.34元，PB为2.62，市值988亿元，2025A归母净利润73.86亿元，2026E为74.84亿元，2027E为80.57亿元，2028E为86.46亿元，2025A PE为13倍，2026E为13倍，2027E为12倍，2028E为11倍[19] 各地区电网代理购电价格 - 表2列出各地区电网代理购电价格（元/千瓦时），涵盖云南、山东、河北、冀北、山西、上海、江苏、贵州、宁夏、湖南、陕西、蒙东、辽宁、福建、重庆、青海、黑龙江、北京、安徽、江西、蒙西、海南、天津、浙江、广西、湖北、吉林、河南、甘肃、广东、深圳、新疆、四川等地区[30] - 山东26年10月代理购电价格0.341元/千瓦时，月同比-31.7%，月环比1%[30] - 湖南26年10月代理购电价格0.353元/千瓦时，月同比-30.0%，月环比6%[30] - 辽宁26年10月代理购电价格0.249元/千瓦时，月同比-41.7%，月环比-16%[30] - 新疆26年10月代理购电价格0.138元/千瓦时，月同比-49.7%，月环比4%[30] - 重庆26年10月代理购电价格0.433元/千瓦时，月同比7.5%，月环比0%[30] - 宁夏26年10月代理购电价格0.264元/千瓦时，月同比3.0%，月环比3%[30] - 陕西26年10月代理购电价格0.337元/千瓦时，月同比2.2%，月环比-6%[30] 各地区容量补贴情况 - 表3列出各地区容量补贴情况（元/kW·年），24-25年容量电价普遍为100元/kW·年或165元/kW·年，26年容量电价有所调整[31] - 辽宁26年容量电价最高为370元/kW·年；吉林、甘肃、云南均为330元/kW·年；天津、四川为231元/kW·年；青海为185元/kW·年；北京、冀北、河北、山西、蒙西、蒙东、上海、浙江、安徽、福建、江西、宁夏、广东为165元/kW·年[31]