BEST项目 - BEST核心构造为真空室内产生聚变反应并产生能量，包层吸收热量用于发电 [3] - BEST试验目标为建成调试后Q值达到1-5水平，并进行氘氘实验 [3] 储能业务 - 独立储能电站2025年尚未正式参与调频市场结算运行 [3] - 根据皖发改能源〔2025〕568号文，独立新型储能2025年7月、8月、12月上网总放电量补贴标准为0.2元/千瓦时 [3] - 独立新型储能2026年1月、7月、8月及2027年1月、12月上网总放电量补贴标准为0.1元/千瓦时 [3] 电力项目与市场 - 2026年省内新增300兆瓦风电项目投产 [3] - 2026年有参股煤电机组投产，控股煤电机组暂无 [3] - 2026年容量电费提升，中长期交易电价预计略有下降 [3] 未来增量规划 - 风光项目：约2吉瓦风电在建设和待建中，预计明年陆续投产 [3] - 风光项目：0.8吉瓦大基地光伏发电项目力争今年年底前首并，明年正式商运 [3] - 火电项目：参股的淮北聚能发电和中煤新集六安电厂项目预计明年上半年陆续投产 [3]

全国发电量总体情况 - 2025年10月全国发电量8002.1亿千瓦时，同比增长7.9% [1] - 2025年1-10月全国累计发电量80625.5亿千瓦时，同比增长2.3% [1] 各发电品种表现分析 - 火力发电仍为绝对主力，1-10月发电量52130.5亿千瓦时，占总发电量64.7%，但同比下滑0.4% [1] - 水力发电1-10月发电量11311.2亿千瓦时，占比14%，同比增长1.6% [1] - 核能发电1-10月发电量3967.6亿千瓦时，占比4.9%，同比增长8.7% [1] - 风力发电1-10月发电量8416.7亿千瓦时，占比10.4%，同比增长7.6% [1] - 太阳能发电增长最为迅猛，1-10月发电量4798.16亿千瓦时，占比6%，同比大幅增长23.2% [1] 相关上市公司 - 涉及上市企业包括皖能电力、建投能源、韶能股份、宝新能源、湖南发展、晋控电力、甘肃能源、赣能股份、长源电力、闽东电力 [1]

行业行情回顾 - 本周SW公用事业板块整体上涨0.89%，在31个申万一级行业中排名第23位，跑输沪深300指数（+1.64%）[4] - 细分板块表现分化，燃气板块领涨（+3.27%），火电（+1.6%）、电能综合服务（+1.04%）、光伏发电（+0.62%）上涨，水电（+0.04%）微涨，风力发电（-0.08%）小幅下跌[4] - 个股方面，恒盛能源（+12.43%）、德龙汇能（+11.15%）、大众公用（+10.17%）涨幅居前，联美控股（-7.57%）、上海电力（-3.92%）跌幅居前[4] 关键数据更新 - 动力煤价格整体下调，秦皇岛港5500大卡动力煤（平仓价）周环比下跌7元/吨，防城港5500大卡印尼煤（场地价）周环比下跌10元/吨，广州港5500大卡澳洲煤价格持平[5] - 现货电价周环比下降，广东（加权平均电价）与山西（实时市场）现货结算价格均有所下调[5] - 多地新增新能源机制电价差价结算费，本月湖北代理购电价格同比下降19%[5] 政策与市场动态 - 甘肃省完成第二轮机制电价竞价，2026年项目机制电量规模15.2亿千瓦时，机制电价水平为0.1954元/千瓦时[6] - 浙江省发布2026年电力市场运行与交易方案，明确中长期交易执行“基准价+上下浮动”机制，煤电交易价格浮动范围不超过20%[6] - 国家发改委印发一系列输配电价定价相关办法（发改价格规〔2025〕1490号），旨在促进新能源消纳、电力保供和电网降本增效[6][7] - 主要指数样本调整，华电新能被调入沪深300、上证50、上证180指数，申能股份、电投能源被调入中证500指数，皖能电力、华电能源、华银电力被调入中证1000指数，京能电力被调入上证380指数[7]

行业投资评级 - 行业评级为“推荐”，且为“维持”[2] 核心观点 - 煤炭行业反内卷导致7、8、9月全国原煤产量同比分别下滑3.8%、3.2%、1.8%，秦港5500大卡动力煤现货价为820元/吨，月环比提升7%，煤价企稳回升有望对2026年长协电价谈判形成支撑[5] - 预计出现双重拉尼娜，迎峰度冬期间用电需求有望高增，风格轮动下建议关注电力板块投资机会[5] - 重点推荐红利标的国电电力，以及业绩表现亮眼、估值有望修复的皖能电力和新集能源，长期看好华润电力、申能股份，海风标的福能股份、中闽能源等[5] - 燃气板块重点推荐煤制气布局、业绩成长确定性强的九丰能源，冷冬利好城燃，建议关注昆仑能源、新奥能源等[5] 重点事件解读 - 国家发展改革委出台修订后的《输配电定价成本监审办法》等四个办法，提出以输送清洁能源电量为主的跨省跨区专项工程可探索实行两部制或单一容量制电价，旨在促进新能源消纳利用、保障电力安全保供并促进电网企业降本增效[8] - 生态环境部与国家能源局发布三项油气田温室气体自愿减排方法学，首次将自愿减排交易市场支持范围扩充到油气开采领域，推动甲烷回收利用，形成碳市场收益机制[9] - 全国自愿减排交易市场累计成交核证自愿减排量246.03万吨，成交额2.08亿元，随着油气领域纳入，交易规模有望进一步扩大[9] 本周行情复盘 - 本周环保（申万）行业指数上涨1.59%，公用事业（申万）行业指数上涨0.89%[5][10] - 公用事业子板块中，电力板块上涨0.65%，燃气板块上涨3.27%[5][10] - 2025年以来，环保板块累计涨幅16.94%，涨幅领先于沪深300；电力板块累计涨幅2.43%，涨幅落后于沪深300及创业板指[5][10] - 环保子板块中，综合环境治理上涨5.45%，水务及水治理上涨2.41%，大气治理上涨2.22%，环保设备上涨2.14%，固废治理下跌0.45%[15] - 电力子板块中，火力发电上涨1.60%，水力发电上涨0.04%，光伏发电上涨0.62%，风力发电下跌0.08%，核电平均下跌0.83%[15] 行业重点数据跟踪 - **煤炭价格与库存**：截至2025年11月28日，秦皇岛动力煤（Q5500）市场价格820元/吨，周环比持平，同比下滑0.6%；广州港印尼烟煤（Q4200）市场价格585元/吨，周环比下跌，同比下滑10.0%；纽卡斯尔动力煤现货价为113.75美元/吨，周环比上涨4.3%[24] - **水库水位与流量**：截至2025年11月28日，三峡水库水位为173.41米，同比上升3.26%，环比下降0.99米；入库流量7500立方米/秒，同比持平，环比下降2900立方米/秒；出库流量9530立方米/秒，同比上升37%，环比下降2270立方米/秒[26] - **硅料价格**：截至2025年11月26日，多晶硅（致密料）价格为52元/千克，周环比持平[35] - **天然气价格**：截至2025年11月28日，LNG到岸价为10.94美元/百万英热（4026元/吨），周环比下降4.42%，同比下跌28.0%；国内LNG出厂价为4312元/吨，周环比下跌0.90%，同比下跌3.9%[37] - **电力市场交易**：本周广东省发电侧加权平均电价最高达252.14元/兆瓦时，环比上升10.7%；2025年12月，广东省中长期交易综合价为372.54元/兆瓦时，同比下降7.1%，环比上升0.03%[41] - **碳市场交易**：本周全国碳市场碳排放配额（CEA）周成交量1004.82万吨，环比下降14.1%，成交均价58.25元/吨；2025年累计成交量1.87亿吨，累计成交额115.43亿元[47] 行业重点事件 - 河北省发改委印发《河北南部电网2026年电力中长期交易工作方案》，设定固定价差上浮不超4元/兆瓦时，燃煤机组浮动限价±20%[49] - 湖北省印发《储能体系建设方案（2025-2030年）》，目标到2027年全省储能装机达800万千瓦，到2030年达1700万千瓦[50] - 河南省五部门联合印发《金融赋能制造业绿色低碳发展试点措施》，提出拓展工业数据、排污权、碳排放权等环境权益抵质押融资[51][52]

公司战略合作 - 皖能电力将深化与聚变新能公司的合作 [1] - 合作将结合公司实际情况，重点突破聚变能在发电领域的技术场景化落地 [1] - 公司正积极推动聚变能的商业化应用 [1]

**皖能电力电话会议纪要关键要点总结** **一、 公司经营与业绩（2025年第四季度）** * 公司发电量增速已超去年同期水平 受益于安徽省用电增速恢复 10月和11月全省用电增速分别达到约8%和6-7%[4] * 电价方面受益于安徽省电力现货市场价格上涨 尤其9月和10月价格显著上升 11月受天气影响略有下降但整体仍处高位[2][4] 2025年10月现货市场价格创历史新高 约0.366-0.367元/千瓦时 高于上半年3毛钱左右的水平[7] * 煤价波动对公司影响有限 因公司长协合同占比约40% 现货不到10%[2][4] **二、 行业与市场环境（安徽省）** * 2025年10月安徽省用电量增速接近17% 主因去年同期基数较低以及供应端受异常天气影响（阴雨多、风力少）导致新能源供应减少 传统发电竞争增加[6] * 安徽省火电脱硫脱硝长期合同签订比例高 使得现货市场交易量不大 价格波动相对较小[7][8] * 2026年火电脱硫脱硝长期合同及利润展望待政府政策指引 预计容量费用标准提高后对发电企业会有保障[10] * 预计2026年投产煤电脱硫脱硝装机容量近10GW 占当前比例约10% 若用电量稳定 利用小时数可能下降约10%[10] **三、 新能源项目进展与规划** * 公司在建新能源项目集中 包括新疆50万千瓦风电和80万千瓦光伏大基地项目近期将全容量并网[2][5] 80万千瓦光伏外送项目今年首并 计划明年上半年商运[3][12] * 公司与东方电气合作100万千瓦风电项目[2][5] * 公司储备200多万千瓦风电项目 包括新疆175万千瓦项目 预计2026年陆续投产[2][12] 省内50万千瓦风电项目（30万千瓦在建 20万千瓦待建）可能明年下半年或年底全容量并网[3][12] * 公司新能源开发坚持收益优先 不盲目扩张 选择政策支持好、资源丰富区域（如新疆） 获机制定价保障和较高价格（0.252元/度）[12] **四、 其他项目与资本规划** * 公司紧密跟踪燃气发电项目进展 第二个燃气发电项目预计有较快进展[11] * 煤电业务将继续保留并优化 通过等容量替代或先建后关等方式优化现有机组[16] 计划通过外部投资建立新厂（如陕西闪入皖煤电项目 含4×100万吨机组及约2吉瓦新能源指标）预计明年下半年或后年初投产[17] * 明年资本开支主要集中在风电项目、固定资产投资和参股煤电机组拨付资金等方向 预算尚未完全编制完成[18] * 第四季度按计划进行基础检修 减值影响待评估[19] 分红比例可能提高 具体数额待定[20] **五、 其他重要内容** * 公司新能源开发形式将兼顾自建与合作 以充分利用各方优势[13] * 安徽省风电竞争比例处于中等水平可能与资源禀赋有关（光伏占比高达6000多万千瓦 风电竞争仅1000多万）[15]

报告行业投资评级 - 行业投资评级为“看好”，与上次评级一致 [2] 报告核心观点 - 电力板块在经历多轮供需矛盾后有望迎来盈利改善和价值重估，煤电顶峰价值凸显，电价趋势预计稳中小幅上涨，市场化改革持续推进 [5] - 天然气板块随着上游气价回落和消费量恢复增长，城燃业务毛差有望稳定，售气量有望高增，拥有低成本长协气源和接收站资产的贸易商具备利润增厚空间 [5] - 全国发电装机容量保持高速增长，尤其是太阳能和风电装机增速显著，但发电设备利用小时数同比下降 [5] 按目录结构总结 一、本周市场表现 - 截至11月28日收盘，公用事业板块本周上涨0.9%，表现劣于大盘（沪深300上涨1.6%）[12] - 电力板块上涨0.65%，燃气板块上涨3.27% [16] - 子行业中，火力发电上涨1.60%，水力发电上涨0.04%，核力发电下跌0.83%，热力服务上涨3.40% [16] - 电力板块涨幅前三公司为国电电力(6.43%)、皖能电力(2.96%)、吉电股份(1.82%)；燃气板块涨幅前三公司为大众公用(10.17%)、新奥股份(4.93%)、中泰股份(4.85%) [17] 二、电力行业数据跟踪 动力煤价格 - 秦皇岛港动力煤(Q5500)市场价818元/吨，周环比下跌9元/吨 [4] - 广州港印尼煤(Q5500)库提价823.4元/吨，周环比下跌17.73元/吨；澳洲煤(Q5500)库提价875.35元/吨，周环比下跌13.93元/吨 [4] 动力煤库存及电厂日耗 - 秦皇岛港煤炭库存600万吨，周环比增加40万吨 [4] - 内陆17省煤炭库存10207.4万吨，周环比上升0.55%；日耗354.1万吨，周环比上升0.85%；可用天数28.8天，较上周下降0.1天 [4] - 沿海8省煤炭库存3454.2万吨，周环比上升3.47%；日耗187万吨，周环比下降0.05%；可用天数18.5天，较上周增加0.7天 [4] 水电来水情况 - 三峡出库流量9530立方米/秒，同比上升36.73%，周环比下降19.24% [4] 重点电力市场交易电价 - 广东日前现货周度均价227.38元/MWh，周环比下降9.61%；实时现货周度均价189.53元/MWh，周环比下降13.76% [4] - 山西日前现货周度均价130.48元/MWh，周环比下降31.25%；实时现货周度均价130.48元/MWh，周环比下降32.33% [4] - 山东日前现货周度均价236.86元/MWh，周环比下降6.44%；实时现货周度均价245.47元/MWh，周环比下降7.96% [4] 三、天然气行业数据跟踪 国内外天然气价格 - 上海石油天然气交易中心LNG出厂价格全国指数4312元/吨，周环比下降0.90% [4] - 欧洲TTF现货价格10.03美元/百万英热，周环比下降5.6%；美国HH现货价格4.59美元/百万英热，周环比上升15.3%；中国DES现货价格10.76美元/百万英热，周环比下降7.8% [4] 欧盟天然气供需及库存 - 第47周欧盟天然气供应量62.3亿方，周环比下降3.4%；消费量84.4亿方，周环比上升17.1% [4] - 欧盟天然气库存量888.55亿方，周环比下降2.42%，库存水平76.5% [72] 国内天然气供需情况 - 2025年9月国内天然气表观消费量331.90亿方，同比下降2.0% [4] - 2025年10月国内天然气产量221.20亿方，同比上升6.1%；LNG进口量576.00万吨，同比下降12.1%；PNG进口量401.00万吨，同比上升0.5% [4] 四、本周行业新闻 - 国家能源局数据显示，1-10月全国累计发电装机容量37.5亿千瓦，同比增长17.3%；其中太阳能装机11.4亿千瓦，同比增长43.8%；风电装机5.9亿千瓦，同比增长21.4% [5] - 全国发电设备累计平均利用2619小时，比上年同期降低260小时 [5] - 截至2025年10月底，全国煤岩气累计探明地质储量超7000亿立方米，资源量可达50万亿立方米以上 [5] 五、投资建议 电力 - 建议关注全国性煤电龙头：国电电力、华能国际、华电国际等；电力供应偏紧区域龙头：皖能电力、新集能源、浙能电力等；水电运营商：长江电力、国投电力、华能水电等 [5] - 煤电设备制造商和灵活性改造技术类公司有望受益，如东方电气、华光环能、青达环保等 [5] 天然气 - 建议关注拥有低成本长协气源和接收站资产的贸易商，如新奥股份、广汇能源 [5]

行业产量数据 - 2025年9月中国火力发电量为5175亿千瓦时，同比下降5.4% [1] - 2025年1-9月中国火力发电量累计产量为46969亿千瓦时，累计下降1.2% [1] 相关上市公司 - 行业涉及的主要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、皖能电力 [1] 数据来源 - 数据来源于国家统计局及智研咨询发布的行业研究报告 [1]

行业核心观点 - 电力板块在2025年整体未明显跑赢上证指数，火电收益与指数持平，水电和新能源发电板块跑输指数 [2] - 海上风电在“十五五”期间定位变化且当前基数低，有望迎来增长拐点 [1][4] - 新能源发电资产沉寂较久，政策与基本面将迎变化，看好其估值修复 [1][4] - 火电资产有希望从周期属性向公用事业属性切换，水电与核电价值属性有望被市场重新定价 [1][4] 海上风电 - 截至2024年海上风电装机仅占全国总装机的1.2%，开发前景可观 [5] - 推荐福建海风运营平台中闽能源与福能股份，江苏海风运营平台江苏新能，河北海风运营平台新天绿能等 [2] 传统绿电 - 2024年8月以来绿电补贴回款节奏显著加快，欠补问题有望解决 [6] - 2023年绿电行业PB-ROE曲线斜率近乎为零，估值体系失锚；2024至2025年曲线斜率回归向上倾斜，表明行业估值体系或逐渐重构 [6] - 136号文有望重塑新能源电价体系，推荐节能风电、三峡能源、太阳能等 [2] 火电 - 2025年以建投能源、京能电力为代表的业绩释放标的跑赢上证指数 [9] - 2026年长协电价有望企稳，煤价阶段性反弹打消电价大幅下滑预期 [9] - 2026年容量电价或系统性上调，助力火电向公用事业切换 [9] - 测算京能电力、申能股份、建投能源、浙能电力等公司的股息率均超过5% [9] - 推荐华能国际、华电国际等 [2] 水电 - 2025年10月至今长债利率出现下降趋势，若市场风格转变，水电资产有望重回防御配置逻辑 [11] - 测算有6家水电上市公司当前股息率超过3% [11] - 建议关注长江电力、国投电力、华能水电、川投能源等 [2] 核电 - 核电成长性回归和收益预期稳定带来估值重塑，2025年新增机组落地明确远期成长性 [14] - 若2026年市场风险偏好回落，核电或迎来更多增量资金关注 [14] - 推荐中国核电、中国广核 [2]

行业投资评级 - 报告对电力行业持长期看好态度，特别是火电板块 [1] 核心观点 - 电力需求保持上升趋势，10月全社会用电量8572亿千瓦时，同比增长10.4%（9月为4.5%），其中第二产业/第三产业/居民用电量分别为5688/1609/1155亿千瓦时，同比增长6.2%/17.1%/23.9%（9月为5.7%/6.3%/-2.6%），主要受去年低基数影响 [3] - 预计全年用电量增速超过5%问题不大，市场对2026年长协电价和近期高煤价的担忧预计在长协签订后缓解 [3] - 火电板块目前市盈率低于10倍，分红率有望提升，而海外电力龙头市盈率普遍在20倍左右，具备投资价值 [3][8] 各地售电政策 - 河南要求用户承担超额亏损，但上限为10% [3][5] - 广东自2026年起，对售电公司月度平均批零差价高于0.01元/千瓦时的超额部分按1:9比例分享给用户，并公示批零差价最大的30家售电公司名单 [3][5] - 河南、陕西、安徽、江西、四川等地已发布限价政策，河南限价3厘/度，广东限价1分/度，但1:9的分成比例明显高于其他地区的"2:8"或"5:5"，政策向用户端倾斜 [3][5] 陕西市场化交易方案 - 煤电年度电量不低于上一年实际发电量的70%，加上月度交易后达到80% [3][5] - 分时交易不限价，各时段申报价格上限和下限暂定为0.52元/度和0元/度，用户年度中长期交易比例不低于55%，加上月度后不低于60% [3][5] - 新能源机制电量由电网代表全体用户签订，合同价格为实时市场同类项目加权均价，相关电量同步计入用电侧签约比例 [3][5] 辅助服务政策 - 京津唐电力调峰辅助服务市场规则：火电机组在额定容量50%以下部分按价格递增逐档申报，具体为40%＜Pn≤50%时0-220元/兆瓦时、30%＜Pn≤40%时0-270元/兆瓦时、20%＜Pn≤30%时0-320元/兆瓦时、Pn≤20%时0-370元/兆瓦时 [3][6] - 上海应急备用煤电机组容量电价标准为每年每千瓦256元（含税） [3][6] 国家能源集团预测 - 2024年全国最大用电负荷14.4亿千瓦，最大负荷峰谷差率约25%，煤电以36%的装机提供55%的电量和70%的顶峰能力 [3][7] - 预计2030年煤电装机达15.4亿千瓦，新增气电装机4000-5000万千瓦；2035年煤电装机不变，发电量5.8万亿千瓦时，占比38%；2030-2035年气电装机增至2.4亿千瓦 [3][7] - 2050年煤电装机13亿千瓦，发电量占比19.2%；2060年煤电装机9.0亿千瓦，发电量1万亿千瓦时 [3][7] 盈利与投资建议 - 2025年第三季度火电盈利继续好转，建议关注华电国际、京能电力、皖能电力、大唐发电、浙能电力、华能国际、宝新能源、华润电力、中国电力、国电电力、湖北能源、国投电力、广西能源、三峡能源、龙源电力、中广核新能源、福能股份、中闽能源、大唐新能源、长江电力、华能水电、川投能源、桂冠电力、桂东电力、黔源电力、中国核电、中国广核等公司 [3][8]