报告行业投资评级 - 增持（维持）[1] 报告的核心观点 - 电改深化电力重估，红利配置价值显著[4] - 江苏、广东发布2026年电力市场交易通知，明确年度交易安排[4] - 攀西特高压交流工程获核准，总投资2317662万元，资本金占比20%[4] 行情回顾 - 本周（2025/12/01-2025/12/05），SW公用指数上涨0.12%[9] - 细分板块中，中国核电（+1.62%）、SW水电（+0.66%）、SW风电（+0.62%）表现较好，SW火电（-0.20%）、SW燃气（-1.66%）下跌[9] - 个股方面，周度涨幅前五为中国港能（+24.7%）、闽东电力（+16.9%）、中闽能源（+12.6%）、德龙汇能（+6.2%）、北京燃气蓝天（+5.6%）[9][10] - 周度跌幅前五为聆达股份（-14.4%）、上海电力（-13.5%）、大众公用（-9.8%）、美能能源（-6.4%）、长春燃气（-6.4%）[9][10] 电力板块跟踪 用电情况 - 2025年1-10月，全社会用电量8.62万亿千瓦时，同比增长5.1%，增速较1-9月上升0.5个百分点[4][12] - 分产业看，第一产业用电量同比增长10.5%，第二产业增长3.7%，第三产业增长8.4%，城乡居民生活用电增长6.9%[4][12] 发电情况 - 2025年1-10月，累计发电量8.06万亿千瓦时，同比增长2.3%，增速较1-9月上升0.7个百分点[4][20] - 分电源看，火电发电量同比下降0.4%（1-9月同比-1.2%），水电下降1.6%（1-9月同比-1.1%），核电增长8.7%（1-9月同比+9.2%），风电增长7.6%（1-9月同比+10.1%），光伏增长23.2%（1-9月同比+24.2%）[4][20] 电价情况 - 2025年11月，全国平均电网代购电价为401元/兆瓦时，同比下降2%，环比上升2.8%[4][34] 火电情况 - 截至2025年12月5日，动力煤秦皇岛港5500卡平仓价为785元/吨，同比下降3.33%，周环比下降3.80%[4][42] - 2025年11月动力煤月均价为822元/吨，同比下跌14元/吨，跌幅1.67%[42] - 截至2025年9月30日，中国火电累计装机容量达15亿千瓦，同比增长5.7%[43] - 2025年1-9月，火电新增装机容量5668万千瓦，同比增长69.5%[4][43] - 2024年，火电利用小时数为4400小时，同比下降76小时[43] 水电情况 - 2025年12月5日，三峡水库站水位172.84米，蓄水水位正常[4][50] - 同日，三峡入库流量6700立方米/秒，同比增长3.1%；出库流量7800立方米/秒，同比增长12.23%[4][50] - 截至2025年9月30日，中国水电累计装机容量达4.4亿千瓦，同比增长2.9%[58] - 2025年1-9月，水电新增装机容量716万千瓦，同比下降10.1%[4][58] - 2024年，水电利用小时数为3349小时，同比增加219小时[58] 核电情况 - 2025年已核准核电机组10台，2019年重启核准以来，已连续四年（2022-2025年）核准10台以上[4][61] - 截至2025年9月30日，中国核电累计装机容量达0.62亿千瓦，同比增长7.6%[64] - 2025年1-9月，核电新增装机容量153万千瓦[4][64] - 2024年，核电利用小时数为7683小时，同比上升13小时[64] 绿电情况 - 截至2025年9月30日，中国风电累计装机容量达5.8亿千瓦，同比增长21.3%；光伏累计装机容量达11.3亿千瓦，同比增长45.7%[69] - 2025年1-9月，风电新增装机容量6109万千瓦，同比增长56.2%；光伏新增装机容量24027万千瓦，同比增长49.3%[4][69] - 2024年，风电利用小时数为2127小时，同比下降107小时；光伏利用小时数为1211小时，同比持平[69] 投资建议 - **绿电**：消纳、电价、补贴三大压制因素逐步缓解，新能源全面入市，建议关注龙源电力H、中闽能源、三峡能源，重点推荐龙净环保[4] - **火电**：定位转型，挖掘可靠性价值与灵活性价值，建议关注华能国际H、华电国际H[4] - **水电**：量价齐升、低成本受益市场化，现金流优异分红能力强，重点推荐长江电力[4] - **核电**：成长确定、远期盈利及分红提升，重点推荐中国核电、中国广核，建议关注中广核电力H[4] - **光伏资产、充电桩资产价值重估**：被RWA、电力现货交易赋能有望价值重估，建议关注南网能源、朗新集团、特锐德、盛弘股份等[4]

每经AI快讯，有投资者在投资者互动平台提问：贵公司有新能源电池公司吗？ 三峡能源（600905.SH）12月8日在投资者互动平台表示，尊敬的投资者，您好。2022年1月，公司控股 子公司与北京中科海钠科技有限责任公司成立合资公司阜阳海钠科技有限责任公司，建成投产1GWh级 钠离子电池生产线，目前产线达到设计生产能力。 （文章来源：每日经济新闻） ...

行业动态：项目年底并网冲刺 - 2025年底，中国西北多个光热项目正进行“并网冲刺” [2] - 国家能源集团敦煌“光热+”一体化项目100MW光热部分于11月下旬全面进入安装阶段 [3] - 大唐石城子100万千瓦“光热+光伏”一体化项目中的100MW光热部分于11月初聚光集热系统完工转入调试 [3] - 新华发电博州100MW光热项目定日镜安装完成94%，全面转入分系统调试，冲刺12月底并网 [3] - 三峡能源青海直流二期100MW光热项目在11月多次实现满负荷稳定运行 [4][10] - 青海海南、海西基地青豫直流外送项目的光热部分已于9月25日启动高温熔盐储罐化盐工作，进入热力系统调试关键阶段 [11] - 西藏开投安多县土硕100MW光热+800MW光伏一体化项目的100MW光热部分吸热塔已于9月21日突破100米混凝土筒壁施工高度 [11] - 三峡集团在新疆哈密的100万千瓦“光热+光伏”一体化项目于2025年9月实现全容量并网 [23] 政策支持：多层面利好密集出台 - 2025年11月，新疆发改委明确对国家示范光热项目优先小时数按批复保障收购 [5] - 2025年11月，青海省发改委发布的首批绿电直连试点项目清单中包含光热项目 [6] - 2025年11月，海南电力交易中心明确2025年6月1日前已明确电价的光热项目不纳入机制电价竞价主体范围，以保障早期项目基础收益 [6] - 2025年11月10日，国家发改委、国家能源局联合印发《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》，首次从国家层面明确光热发电可通过辅助服务、容量电价等方式兑现其调峰价值 [6][16][19] - 青海省发布通知，明确2024年到2028年单独建设的光热示范项目上网电价按0.55元/千瓦时执行，且不参与市场化交易 [21] - 内蒙古在全国率先出台《光热发电与风电光伏发电一体化系统项目实施细则》，详细规定一体化项目的配置比例、调峰能力和技术标准 [21] - 政策推动与电网消纳能力、技术进步节奏相匹配的“规模化”发展，国家能源局将在“十五五”可再生能源发展规划中合理安排相关发展布局 [24] 行业现状与规模 - 根据《中国太阳能热发电行业蓝皮书2024》统计，截至2025年初，中国在建光热发电项目超过30个，总装机容量约310万千瓦 [12] - 2025年上半年全国光热发电装机为152万千瓦 [24] - 2025年至2026年将是国内首批大规模“光热+新能源”一体化项目集中投产的验证期 [12] - 行业正处在从示范迈向规模化的关键爬坡期 [24] - 当前光热项目主要分为“一体化配套建设”和“单独建设”两种模式 [21] - “一体化配套”模式是当前项目推进的主流，即在大型新能源基地中将光热作为调节电源与风电、光伏打包开发 [21] 核心挑战：成本与可靠性 - 光热项目造价依然是光伏的3倍左右，是最现实的门槛之一 [14] - 一个100MW、8小时储热的塔式光热电站，单位千瓦造价目前在1.2万到1.7万元人民币之间 [14] - 同期大型光伏电站的单位千瓦造价已普遍降至3000元至4000元人民币 [14] - 现阶段光热的平准化度电成本仍在0.7元/千瓦时以上，是同期光伏成本的2到3倍 [16] - 一些最核心、工况最严苛的部件仍更倾向于进口品牌，如高温熔盐泵、阀门等，采购成本和维护费用高昂，交货周期长 [15] - 在西藏等高海拔、自然条件恶劣地区，建设成本更高，工期不确定性增加 [16] - 高昂的初始投资成本与仍显不足的设备可靠性是行业规模化发展需要解决的关键难题 [6] 技术路线与降本探索 - 企业正在探索新的技术可能性以降低成本，如三峡集团哈密项目采用的“线性菲涅尔”光热技术，无需建造高耸吸热塔，模块化程度更高，被认为具有降本潜力 [23] - 青海、甘肃等地新批复的项目，单机规模普遍从早期的50MW提升至100MW甚至规划350MW，通过规模化进一步摊薄成本 [23] - 产业链企业聚焦“新一代超高温熔盐储热系统”等前沿技术研发，试图从核心部件环节推动技术迭代和降本 [23] - 未来的竞争是“光伏+电池储能”与“光热（自带储能）”在系统成本和服务质量上的竞争 [23] 商业模式与价值定位转变 - 光热发电的盈利模式将从主要依靠发电量收入，转向“电能量收入+调节服务收入”的双轨制 [19] - 光热不再仅仅是发电的选项，也是新型电力系统中服务的供给者 [24] - 新政核心在于为光热创造价值变现的通道，随着容量电价、辅助服务等补偿机制明确，光热项目综合收益有望提升 [25] - 当前光热项目的加速推进，很大程度上依赖于“一体化”模式下的政策性配置和地方政府对于提升新能源基地调节能力的诉求 [17] - 光热对于增强电力系统调节能力、支撑电网安全稳定运行具有重要作用，特别是在风电、光伏占比激增的背景下 [20]

公司股权结构 - 截至2024年9月末，三峡能源持有金风科技股份有限公司38690.97万股股份，占其总股本的9.16% [1] - 三峡能源是金风科技的第三大股东 [1]

证券日报网讯 12月8日，三峡能源在互动平台回答投资者提问时表示，公司通过控股子公司投资株洲中 车时代半导体股份有限公司，目前持股比例为0.88%。 （文章来源：证券日报） ...

证券日报网讯 12月8日，三峡能源在互动平台回答投资者提问时表示，2022年1月，公司控股子公司与 北京中科海钠科技有限责任公司成立合资公司阜阳海钠科技有限责任公司，建成投产1GWh级钠离子电 池生产线，目前产线达到设计生产能力。 （文章来源：证券日报） ...

报告行业投资评级 - 报告未明确给出整体行业投资评级，但对各细分领域及具体公司给出了明确的投资建议和评级 [4][11][44][45] 报告的核心观点 - **电力行业**：近期多地新能源机制电价竞价结果接近上限，主要因政府给予的机制电量指标较高，但地区间差异显著，未来新能源项目收益率将分化，对电站精细化运营能力提出更高要求 [4][7][9][10] - **燃气行业**：全球天然气市场呈现区域分化，美国气价因国内需求旺盛及出口强劲创2023年以来新高，而欧亚气价因供需宽松及需求疲软持续回落，国内天然气消费短期承压但四季度起增速有望提升，成本回落利好城燃行业量利回升 [4][13][16][20][28][30][32] 根据相关目录分别进行总结 1. 电力：多地机制竞价结果公示，结果均接近上限 - **竞价结果**：近期多个省份新能源机制电价竞价结果均接近或达到政府设定的上限价格 [4][7] - **冀北电网**：风电机制电量103.70亿千瓦时，电价0.347元/千瓦时；光伏机制电量36.13亿千瓦时，电价0.352元/千瓦时，竞价区间为0.2~0.372元/千瓦时 [7] - **宁夏**：统一竞价项目机制电量102.00亿千瓦时，电价0.2595元/千瓦时，达到竞价上限 [7] - **辽宁**：风电机制电量80.22亿千瓦时，电价0.33元/千瓦时（上限）；光伏机制电量1.4亿千瓦时，电价0.3元/千瓦时（接近上限） [7] - **河北南网**：风电机制电量142.02亿千瓦时，电价0.353元/千瓦时；光伏机制电量14.01亿千瓦时，电价0.3344元/千瓦时 [4][7] - **陕西**：风电机制电量62.70亿千瓦时，电价0.352元/千瓦时；光伏机制电量52.30亿千瓦时，电价0.35元/千瓦时，竞价区间为0.23~0.3545元/千瓦时 [7] - **福建**：海上光伏机制电量15.97亿千瓦时，电价0.388元/千瓦时；其他新能源机制电量6.61亿千瓦时，电价0.35元/千瓦时，均接近各自上限 [7] - **核心驱动**：近期省份竞价结果贴近上限的共性是政府给予的机制电量指标较高，例如河北南网与冀北电网共安排648.74亿度机制电量，上海机制电量指标22亿千瓦时但最终仅入围5.38亿千瓦时 [4][9][10] - **地区差异原因**：机制电价差异体现各地消纳能力、机制电量供需和当地政策导向，例如甘肃、山东因消纳能力弱导致竞价激烈、出清价格较低，山东为优化能源结构将86%的机制电量配额倾斜给风电，导致光伏机制电价（0.225元/千瓦时）显著低于风电（0.319元/千瓦时） [4][9] - **行业影响**：自136号文出台后，各省竞价结果差异较大，预计未来新能源项目在不同地区收益率将相差较大，越来越考验电站的精细化运营能力 [4][10] - **细分领域投资建议**： - **水电**：秋汛偏丰利好今冬明春水电蓄能，行业进入资本开支下降阶段，降息周期中可通过债务结构优化降低利息支出，折旧到期和财务费用改善有望提升利润空间，推荐长江电力、国投电力、川投能源和华能水电等大水电公司 [4][11] - **火电**：稳定的容量收入来源有效对冲电量电价波动风险，盈利结构从“单一电量依赖”转向“电量收入+容量收入+辅助服务收入”的多元化模式，推荐煤电一体化的国电电力、内蒙华电，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（A+H）、华电国际 [4][11] - **核电**：燃料成本占比低且稳定，利用小时数高且稳定，2025年核准10台机组延续高增节奏，打开成长空间，建议关注中国核电、中国广核（A+H） [4][11] - **绿电**：各地新能源入市规则陆续推出，存量项目收益率稳定性增强，绿证等环境价值释放长期增加回报，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 [4][11] - **电源装备**：雅下工程开工推动需求长期释放，推荐东方电气及哈尔滨电气 [4] - **气电**：广东容量电费提升将提振广东气电盈利稳定性，建议关注广州发展、深圳能源、深圳燃气、粤电力A [4] 2. 燃气：欧亚气价持续回落 美国气价再度走强 - **价格表现**：截至12月5日，全球天然气市场区域分化明显 [4][13][16] - **美国价格上涨**：Henry Hub现货价格报5.19美元/百万英热，周环比上涨12.91%；NYMEX Henry Hub主力期货价格报5.29美元/百万英热，周环比上涨9.05%，创2023年以来新高 [4][13][16] - **欧亚价格下跌**：荷兰TTF现货价格报27.15欧元/兆瓦时，周环比下跌5.57%；英国NBP现货价格报67.80便士/色姆，周环比下跌9.96%；东北亚LNG现货价格报10.66美元/百万英热，周环比下跌2.20% [4][13] - **中国价格**：LNG全国出厂价报4250元/吨，周环比下跌1.44%；截至11月30日当周，LNG综合进口价格为3141元/吨，周环比下跌8.17%，同比下跌26.30% [4][28] - **价格变动原因**： - **美国**：近期天气寒冷导致居民及商业用暖需求激增，同时用于LNG出口的原料气需求处于历史高位，推动气价上涨，截至11月28日当周美国天然气库存量为39230亿立方英尺，较五年均值高5.1% [4][13][16] - **欧洲**：供需相对平衡，气候温和需求未显著变化，全球LNG供给强劲，库存水平较高（截至12月5日为831.67太瓦时，占库存能力的72.83%，约为五年均值的88.1%），气价延续跌势 [4][13][20] - **亚洲**：东北亚地区需求偏弱，工业需求疲软，叠加欧洲气价走弱，带动LNG价格回落 [4][13][27] - **国内消费与展望**：2025年10月全国天然气表观消费量331.9亿立方米，同比下降1.3%，主要受去年高基数及工业用气需求疲软拖累，展望四季度，11月起供暖期开启，且去年冬季基数较低，预计4Q25及1Q26城燃销气增速有望提升 [4][30] - **行业逻辑**：国际油价中枢下降，利好挂钩油价的长协资源成本回落，带动进口天然气综合成本下降，海气经济性有望持续提升，成本回落利好需求长期回归，叠加价改稳步推进，城燃行业量利回升值得期待 [4][30][32] - **投资建议**： - **城燃企业**：上游资源成本回落叠加宏观经济恢复，港股城燃企业有望量利回升，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 [4][32] - **天然气贸易商**：成本回落销量提升，推荐产业链一体化标的新奥股份、新天绿色能源、深圳燃气 [4][32] 3. 一周行情回顾 - **板块表现**：本期（2025/11/29~2025/12/05）公用事业板块、电力板块、环保板块相对沪深300指数均跑输 [34] 4. 公司及行业动态 - **行业动态**：12月4日，广东深圳加快推进光伏项目以虚拟电厂模式参与电力交易，推动分布式光伏接入虚拟电厂平台并参与市场交易，探索绿电与碳交易衔接 [42] - **公司公告摘要**： - **广州发展**：收购中电建（禄丰）抽水蓄能公司35%股权（对价5325.35万元）及中电建（富民）抽水蓄能公司50%股权（对价5322.84万元） [42] - **内蒙华电**：拟发行股份及支付现金购买北方公司持有的正蓝旗风电70%股权与北方多伦75.51%股权，合计交易价格53.36亿元 [42] - **豫能控股**：获配65万千瓦风电项目建设指标 [42] - **湖北能源**：1-11月累计发电量391.04亿千瓦时，同比下降2.15%，其中新能源发电量同比增长26.83% [42] - **长源电力**：1-11月累计发电量320.60亿千瓦时，同比下降11.19%，并调整汉川新能源光伏发电项目装机规模及投资额 [42] 5. 重点公司估值表 - 报告列出了公用事业（包括火电、新能源、核电、水电、天然气）以及环保与电力设备领域的重点公司估值表，包含股票代码、简称、评级、收盘价（截至2025/12/5）、2025-2027年预测每股收益（EPS）、市盈率（PE）和市净率（PB）等数据 [44][45][46]

项目进展与年底冲刺 - 2025年底中国西北多地在建光热项目正进行“并网冲刺” [1] - 国家能源集团敦煌“光热+”一体化项目100兆瓦光热部分于11月下旬全面进入安装阶段 [1] - 新疆大唐石城子100万千瓦“光热+光伏”一体化项目中的100兆瓦光热部分于11月初聚光集热系统完工并转入调试 [1] - 新疆新华发电博州100兆瓦光热项目定日镜安装完成94%，全面转入分系统调试，冲刺12月底并网 [1] - 三峡能源青海直流二期100兆瓦光热项目在11月多次实现满负荷稳定运行 [1][6] - 青海海南、海西基地青豫直流外送项目的光热部分已于9月25日启动高温熔盐储罐化盐工作，进入热力系统调试关键阶段 [6] - 西藏开投安多县土硕100兆瓦光热+800兆瓦光伏一体化项目中，100兆瓦光热部分的吸热塔已于9月21日突破100米混凝土筒壁施工高度 [7] - 三峡集团在新疆哈密的100万千瓦“光热+光伏”一体化项目于2025年9月实现全容量并网 [15] 行业规模与规划 - 据《中国太阳能热发电行业蓝皮书2024》统计，截至2025年初，中国在建光热发电项目超过30个，总装机容量约310万千瓦 [8] - 2025年上半年全国光热发电装机为152万千瓦 [16] - 2025年至2026年将是国内首批大规模“光热+新能源”一体化项目集中投产的验证期 [8] - 青海、甘肃等地新批复的项目，单机规模普遍从早期的50兆瓦提升至100兆瓦甚至规划350兆瓦 [15] 政策支持与价值确认 - 2025年11月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》，首次从国家层面明确提出光热发电可通过辅助服务、容量电价等方式兑现其调峰价值 [3][13] - 新疆维吾尔自治区发改委于11月25日发布通知，明确对国家示范光热项目优先小时数按批复保障收购 [2] - 青海省发改委于11月28日发布的首批绿电直连试点项目清单中包含了光热项目 [3] - 海南省电力交易中心11月印发的细则明确，2025年6月1日前已明确电价的光热项目不纳入机制电价竞价主体范围，以保障早期项目基础收益的确定性 [3] - 青海省发布的政策明确，2024年到2028年单独建设的光热示范项目，上网电价按0.55元/千瓦时执行，且不参与市场化交易 [14] - 内蒙古在全国率先出台了《光热发电与风电光伏发电一体化系统项目实施细则》，详细规定了一体化项目的配置比例、调峰能力和技术标准 [14] 成本与经济效益挑战 - 光热项目造价依然是光伏的3倍左右，是行业最现实的门槛之一 [9] - 一个100兆瓦、8小时储热的塔式光热电站，单位千瓦造价目前在1.2万到1.7万元人民币之间，而同期大型光伏电站的单位千瓦造价已普遍降至3000元至4000元人民币 [9] - 现阶段光热的平准化度电成本仍在0.7元/千瓦时以上，是同期光伏成本的2到3倍 [11] - 一些最核心、工况最严苛的部件（如高温熔盐泵、阀门）仍更倾向于采购进口品牌，导致采购和维护成本高昂且交货周期长 [10] - 在西藏等高寒缺氧地区，特殊施工条件、设备保温及防冻要求直接推高了建设成本和工期不确定性 [11] 商业模式与技术探索 - 光热发电的盈利模式正从主要依靠发电量收入，转向“电能量收入+调节服务收入”的双轨制 [13] - 当前光热项目主要分为“一体化配套建设”和“单独建设”两种模式，前者是当前项目推进的主流 [14] - 三峡集团新疆哈密项目采用的“线性菲涅尔”光热技术，因无需建造高耸的吸热塔且模块化程度更高，被认为在降低建设和维护成本方面具有潜力 [15] - 产业链企业正聚焦“新一代超高温熔盐储热系统”等前沿技术的研发，试图从核心部件环节推动技术迭代和降本 [15] - 未来的竞争将是“光伏+电池储能”与“自带储能的光热”之间，比较谁能以更低的系统成本为电网提供更稳定优质的电力服务 [16] 行业定位与未来展望 - 光热发电凭借其长时间储能和同步发电机特性，在构建新型电力系统中找到定位，正从示范探索迈向规模化开局 [3] - 光热对于增强电力系统调节能力、支撑电网安全稳定运行具有重要作用，特别是在风电、光伏占比激增的背景下 [13] - 在西藏等生态脆弱、电网薄弱地区，光热发电的稳定输出和储能特性对于保障电力供应、减少对化石能源依赖具有战略价值 [7] - 政策推动的是与电网消纳能力、技术进步节奏相匹配的“规模化”，而非一拥而上的泡沫化 [16] - 光热发展还面临成本等难题，但方向已经清晰，光热不再仅仅是发电的选项，也是新型电力系统中服务的供给者 [17]

报告行业投资评级 - 看好 [3] 报告核心观点 - 电力行业方面，多地机制电价竞价结果接近上限，反映出政府给予的机制电量指标充足，但地区间因消纳能力、供需和政策导向不同导致电价差异显著，未来新能源项目收益率将分化，对电站精细化运营能力提出更高要求 [4][8][11] - 天然气行业方面，全球气价走势分化，美国因寒冷天气和出口需求旺盛导致气价创2023年以来新高，而欧洲和东北亚地区因供需平衡、需求偏弱及气温回升等因素，气价持续回落，国内天然气消费量短期承压但四季度起在低基数及成本回落背景下，城燃行业量利回升值得期待 [4][14][17][31][33] 根据相关目录分别总结 1. 电力：多地机制竞价结果公示，结果均接近上限 - 冀北电网风电机制电量103.70亿千瓦时，机制电价0.347元/千瓦时，光伏机制电量36.13亿千瓦时，机制电价0.352元/千瓦时，均接近其竞价上限0.372元/千瓦时 [8][9] - 宁夏统一竞价项目机制电量102.00亿千瓦时，机制电价0.2595元/千瓦时，为竞价区间上限 [8][9] - 辽宁风电机制电量80.22亿千瓦时，机制电价0.33元/千瓦时（上限），光伏机制电量1.4亿千瓦时，机制电价0.30元/千瓦时（接近上限） [8][9] - 河北南网风电机制电量142.02亿千瓦时，电价0.353元/千瓦时，光伏机制电量14.01亿千瓦时，电价0.3344元/千瓦时 [8][9] - 陕西风电机制电量62.70亿千瓦时，电价0.352元/千瓦时，光伏机制电量52.30亿千瓦时，电价0.35元/千瓦时，均接近竞价上限0.3545元/千瓦时 [8][9] - 福建海上光伏机制电量15.97亿千瓦时，机制电价0.388元/千瓦时，其他新能源机制电量6.61亿千瓦时，机制电价0.35元/千瓦时，均接近各自竞价上限 [8][9] - 机制电价差异反映各地消纳能力、机制电量供需和政策导向，如山东将86%机制电量配额倾斜给风电，导致其光伏机制电价仅0.225元/千瓦时，显著低于风电的0.319元/千瓦时 [10] - 近期竞价结果贴近上限的共性是政府给予的机制电量指标较高，例如河北南网与冀北电网共安排648.74亿度机制电量，上海机制电量指标22亿千瓦时但最终仅入围5.38亿千瓦时，导致以竞价上限0.4155元/千瓦时出清 [4][10][11] 2. 燃气：欧亚气价持续回落 美国气价再度走强 - 截至12月5日，美国Henry Hub现货价格为5.19美元/百万英热，周环比上涨12.91%，创2023年以来新高，主要因寒冷天气导致用暖需求激增，且用于出口的原料气需求处于历史高位 [4][14][17] - 同期，荷兰TTF现货价格为27.15欧元/兆瓦时，周环比下跌5.57%，英国NBP现货价格为67.80便士/色姆，周环比下跌9.96%，欧洲气价下跌因供需相对平衡且短期气温回升 [4][14][21] - 东北亚LNG现货价格为10.66美元/百万英热，周环比下跌2.20%，因需求偏弱且受欧洲气价走弱带动 [4][14] - 国内LNG全国出厂价4250元/吨，周环比下跌1.44%，LNG综合进口价格3141元/吨，周环比下跌8.17%，同比下跌26.30% [4][29] - 2025年10月全国天然气表观消费量331.9亿立方米，同比下降1.3%，主要受去年高基数及工业用气需求疲软拖累 [4][31] - 展望四季度，供暖期开启及去年暖冬导致的低基数效应，有望提升4Q25及1Q26城燃销气增速，同时国际油价中枢下降带动进口天然气成本回落，利好城燃行业量利回升 [4][31][33] 3. 投资分析意见 - 水电：秋汛偏丰利好今冬明春水电蓄能，水电进入资本开支下降阶段，降息周期中可通过债务结构优化降低利息支出，折旧到期和财务费用改善将提升利润空间，推荐长江电力、国投电力、川投能源和华能水电等大水电公司 [4][12] - 火电：火电盈利结构从“单一电量依赖”转向“电量收入+容量收入+辅助服务收入”的多元化模式，稳定的容量收入有效对冲电量电价波动风险，推荐煤电一体化的国电电力、内蒙华电，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（A+H）、华电国际 [4][12] - 核电：核电燃料成本占比低且稳定，利用小时数高且稳定，2025年核准10台机组延续高增节奏，打开成长空间，建议关注中国核电、中国广核（A+H） [4][12] - 绿电：各地新能源入市规则陆续推出，增强存量项目收益率稳定性，绿证等环境价值释放长期增加回报，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 [4][12] - 电源装备：雅下工程开工推动需求长期释放，推荐东方电气及哈尔滨电气 [4] - 气电：广东容量电费提升将提振广东气电盈利稳定性，建议关注广州发展、深圳能源、深圳燃气、粤电力A [4] - 天然气：降本及居民气价改革利好城燃公司盈利能力回升，推荐优质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，同时推荐产业链一体化天然气贸易商新奥股份、新天绿色能源、深圳燃气 [4][33] - 环保：关注业绩稳健的高股息标的，推荐光大环境、洪城环境、海螺创业、永兴股份、瀚蓝环境、兴蓉环境、军信股份、粤海投资、绿色动力 [4] - 其他：热电联产+高股息推荐物产环能，可控核聚变低温环节推荐中泰股份、冰轮环境，氢能制氢环节建议关注华光环能 [4] 4. 公司及行业动态 - 广东深圳加快推进光伏项目以虚拟电厂模式参与电力交易，推动分布式光伏接入虚拟电厂平台并探索绿电与碳交易衔接 [43] - 广州发展收购中电建（禄丰）抽水蓄能公司35%股权（对价5325.35万元）及中电建（富民）抽水蓄能公司50%股权（对价5322.84万元） [43] - 内蒙华电拟发行股份及支付现金购买北方公司持有的正蓝旗风电70%股权与北方多伦75.51%股权，合计交易价格53.36亿元 [43] - 湖北能源1-11月累计发电量391.04亿千瓦时，其中新能源发电量同比增长26.83% [43] - 广州发展拟实施2025前三季度分红，每股派发现金红利0.10元（含税），共计派发3.51亿元 [43]

文章核心观点 - 华为数字能源与三峡能源合作的智能光伏解决方案，通过实证案例证明了其在提升发电量、保障电站长期稳定运行及数字化运维方面的卓越性能与可靠性 [1][5][6][7] 合作案例与实证成果 - 三峡能源与华为数字能源自2013年起合作建设河北曲阳光伏电站，该项目利用智能组串式逆变器激活荒山价值并改善民生 [5] - 该电站十年运行实证显示，1071台华为智能组串式逆变器仅发生26次维修，故障率极低 [6][7] - 智能组串式逆变器采用无熔丝设计，相比集中式逆变器故障率更低，保障了电站的高收益与高可靠运行 [7] 技术优势与价值体现 - 华为智能组串式逆变器的卓越性能是保障电站高发电量稳定输出的核心 [5] - 该技术方案不仅铸就了高收益与高可靠，还赋能了数字化的智慧运维 [7]