国家能源局数据显示，1月20日，全国冬季用电负荷首次突破14亿千瓦，最高达14.17亿千瓦，单日用电 量突破300亿千瓦时。我国用电负荷供给格局持续趋紧，"十五五"期间电力系统实际备用率有回落压 力，电力容量价值凸显，容量电价的提升值得关注。 有分析称，AI爆发式增长催生的电力需求凸显中国电力龙头的稀缺性。2025年全社会用电量将首破十 万亿度，行业需求持续扩张。容量电价、绿电交易等机制完善，叠加电价标准提升，电力行业盈利稳定 性增强。当前市场风格向红利价值端切换的概率增加，电力板块配置价值趋于明确。 （文章来源：每日经济新闻） ...

行业投资评级 - 报告未明确给出行业投资评级 [1][2][3][4][5][6][7][8][9][10] 核心观点 - 碳排放总量和强度双控将全面实施，十五五是双碳阶段性考核节点，看好双碳领域政策展开 [1] - 重点关注碳排放双控、高耗能电价机制调整、绿色价值、电力成本向终端传导机制、非电可再生消纳等政策方向 [1] - 重视双碳政策对产业结构和产能规划的引导，关注火电商业模式转型、绿电国补发放进展、绿氢氨醇的产能建设等方向 [1] 行业动态与市场表现 - 1月20日全国冬季用电负荷首次突破14亿千瓦，此前于1月4日首次达到13.5亿千瓦，入冬以来12个省级电网负荷75次创历史新高，全国单日用电量多次突破300亿千瓦时 [2] - 2023年全年全社会用电量超10万亿度，为全球单一国家首次，夏季最大负荷达到15亿千瓦时 [2] - 1月6日辽宁风电出力创新高，但现货全天均价首次跌至负值，12月黑龙江电力市场出现连续13天出清价格为零的极端情况 [2] - 近期板块部分权重龙头出现一轮较大幅度的调整，主要系资金层面影响以及对业绩预期的不明朗 [3] 投资机会与关注方向 - 关注火电容量价值需求提升，容量电价的提升值得关注和期待 [2] - 天津、云南分别将容量电价提升至231、330元每年每千瓦 [2] - 关注新能源装机占比及新增突出、容量机组有限的省份，后续容量电价提升亦可期待，将对电量电价下行形成有效对冲 [2] - 看好火电的逻辑在于业绩可通过市场化交易、容量电价、市值管理等方式提升盈利稳定性，带动公用事业属性的提升和估值端的反馈 [2] - 建议关注央国企市值管理和资本运作诉求下对市值侧的诉求，尤其是市值管理和资本运作较为明晰的公司 [3] - 关注火电Q1业绩预期差带来的红利资产逻辑演绎 [3] - 关注水电未来进入主汛期后，在低基数下的业绩改善和估值修复，当前长江电力股息率再创新高 [3] - 关注绿电年报一季报业绩发布后的补贴发放进程 [3] - 若煤价在今年上半年电量同比低基数下有所抬升，或逐步扭转电价单边向下的悲观预期，或可改善公用事业板块的利润展望 [3] 具体公司建议 - 关注受益于煤制气及商业航天的九丰能源、水文超预期且拟收购集团资产的桂冠电力 [3] - 火电可关注市值管理驱动叠加商业模式转型的华能国际电力股份、国电电力、华电国际电力股份、大唐发电H、内蒙华电、申能股份、建投能源、京能电力等 [3] - 水电可关注长江电力、国投电力、川投能源 [3]

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]

纪要涉及的行业或公司 * 公司：中国神华能源股份有限公司[1] * 行业：煤炭、电力、煤化工、新能源[2][8] 核心观点与论据：煤炭业务 * **2026年定价机制灵活**：2026年电煤中长期合同政策不强制要求执行基准价加浮动价，允许煤炭生产销售企业与客户协商定价机制以反映价格波动[3] * **公司定价方法**：公司采用由坑口价倒推到港口计算销售价格的方法，若计算结果高于限价上限则执行上限[2][3] * **1月定价实践**：1月份定价大部分通过与客户协商确定，部分区域参照全国煤炭交易中心发布的指导价格[2][3] * **销售分类**：首先按销售集团统一调度销售和坑口销售分类，再按合同周期划分为年度长协、月度长协和现货，不区分煤种、销售地点、自产煤与外购煤[2][5] * **运输成本**：煤炭销售量平均运输成本在80-120元/吨之间，但实际全程运输成本可能更高[2][5] * **产销完成情况**：截至11月，商品煤产量完成年度计划的90.9%，销量完成84%，销量欠缺主要受市场需求影响[2][6] * **全年预期**：预计全年产销量基本完成计划但略微欠缺，个别矿因安全因素短暂停产及蒙东区域露天矿前期剥采准备不足对年底生产有影响[6] * **外购煤策略**：只要吨加供销不亏损，公司就会安排相应业务量，取决于下游客户需求及购销两地价格情况[2][7] * **2026年计划**：预计2026年将继续最大化安排外购煤业务，前提是保证不亏损[2][7] * **成本下降原因**：2025年前三季度吨煤成本下降主要因安全生产费计提标准调整，部分煤矿逐步暂停计提[12] * **2026年成本管控**：公司将继续加强成本管控力度，具体管控目标将在年度报告中披露[12] * **新疆煤炭消纳**：收购的新疆煤炭大部分就地消纳，每年外运量约1,000至2,000万吨[13] * **外运通道与区域**：探索多条运输通道，考虑成本及自有运输体系效能，供应区域包括川渝、宁夏、青海、甘肃等，并可能拓展至湖南、湖北、江西[13][14] * **进口煤策略**：国家能源集团进口煤无固定规划，根据市场及内部运营情况动态调整，作为东南沿海电厂燃料的有效补充[16] 核心观点与论据：电力业务 * **发电量完成情况**：截至11月，发电量完成年度计划的7.5%左右，与用电需求相关[2][6] * **容量电价提升**：容量电价补偿比例从2025年的30-50%上调至2026年的50-70%，增长明显，占比将提升[2][7] * **辅助服务收入**：随着各省份辅助服务机制完善及新装机提升，辅助服务收入未来占比也将越来越重要[2][7] * **收入结构转变**：未来发电企业收入将逐步向多元化转变，包括容量保障收入、辅助服务收入等[2][7] * **长期电价承压**：大部分省份2026年长期电价承压，降幅约为一两分钱[4][7] * **利润平滑措施**：容量电价上涨对冲部分降幅影响，公司积极争取辅助服务收益，燃料成本变化最为关键[4][7] * **利润前景**：2025年发电竞行业利润有所改善，但2027年具体利润情况还需进一步预算梳理，目前判断利润承压[7] 核心观点与论据：新能源与煤化工业务 * **新能源装机规模**：截至三季度末，公司新能源项目装机规模约3.5GW[8] * **新能源战略定位**：公司并非以发展新能源为主要平台，仍是以煤炭为基础的一体化运营平台[8] * **新能源项目类型**：积极落实煤炭与新能源联营政策，在煤炭采空区、复垦区、铁路沿线、电厂周边发展新能源项目，整体规模较小[8] * **未来方向**：未来可能会关注抽水蓄能等项目，但总体投资规模不会太大[8] * **在运煤化工项目**：包头煤制烯烃产能为60万吨，正在进行升级，产能将提升至135万吨并优化工艺及产品高端化，预计2027年完工投运[8] * **收购煤化工资产**：收购控股股东旗下资产，包括总计128万吨/年的煤制烯烃产能和100多万吨/年的煤制油产能[8][9] * **项目进展**：鄂尔多斯煤制油项目自2024年11月开始升级改造，接近完工，预计2025-2026年投运[9] 核心观点与论据：资本开支与资产收购 * **资本开支规划**：预计2026-2027年资本开支将在300亿至500亿元之间，包括维持性和新建项目[4][10] * **投资项目**：包括新街和塔然高勒煤矿、梅花鹿视频示范项目、新街铁路联络线、港口工程等[4][10] * **收购资产内容**：新增收购资产包含1,500万吨的在建煤矿产能及500多万千瓦坑口电站[10] * **总投资规模**：“十四五”期间总投资约700亿至800亿元，每年平均100亿至200亿元，未来两年资本开支较此前略有增长[10] * **收购资产整合**：收购资产是国家能源集团旗下成熟完善的一部分，大多数配合坑口电站进行就地转化或运输销售，纳入后将继续按既有体系运行，不会发生明显改变[11] * **新街12井项目**：总投资约300亿元，高投资额主因安全环保投入、物价水平上升、开采深度影响及包含公用设施建设，其单位生产成本将高于神东主矿区[11] * **项目标准**：新建矿井均按照先进智能化标准建设[11] 核心观点与论据：财务与股东回报 * **分红承诺**：承诺2025-2027年的分红比例不低于当年实现归母净利润的65%，过去几年实际执行比例均高于保底比例[15] * **收购对分红影响**：此次收购方案设计已充分考虑资金需求，包括后续分红需求，不会影响公司既定分红政策[15] * **2026年分红**：具体2026年的分红比例需待年度业绩数据公布后由董事会讨论决定[15] 其他重要内容 * **新疆资产扭亏**：新疆能源化工2026年1-7月因销量和价格下降而亏损，未来随着外运通道扩容、生产规范及需求增长，盈利将改善[10] * **一次性因素影响**：包头矿业处置资产影响了2025年利润，鄂尔多斯煤制油升级改造将在2026年显著改善盈利水平[10] * **蒙古焦煤长协**：与蒙古ETT签订的大规模焦煤长协采购由国家能源集团负责，中国神华未参与其中[12]

报告投资评级 - 行业投资评级为“看好”，并维持该评级 [8] 报告核心观点 - 天津市煤电容量电价自2026年1月1日起从每年每千瓦100元大幅上调至231元，通过容量电价回收煤电固定成本的比例提升至70%，超出此前政策规划的50%最低水平，调整幅度略超预期 [2][11] - 2026年1月各地代理购电价格普遍下行，但区域分化显著：北方内陆地区电价更具韧性，而沿海省份普遍面临较大降价压力 [2][11] - 当前电价下行压力可能催生电力市场机制的进一步完善，容量电价改革是关键一环，其提升有助于从机制上保障火电合理盈利，推动现货、中长期与容量市场有机衔接 [11] 关键政策与市场动态 - **天津容量电价调整**：根据2022-2024年天津市火电利用小时均值近似折算，此次容量电价调整带来的度电增益约为0.035元/千瓦时，若煤电利用小时数下降，实际度电容量电费提升将更显著 [11] - **年度长协电价结果**：已公布的广东与江苏两省2026年年度交易均价分别为372.14元/兆瓦时和344.19元/兆瓦时，同比分别下降19.72元/兆瓦时和68.26元/兆瓦时 [11] - **1月代理购电价格分化**： - 韧性地区：蒙东地区1月代购电价同比提升0.021元/千瓦时；蒙西、冀南、冀北等地同比降幅均低于0.03元/千瓦时 [11] - 承压地区：广东、江苏、浙江、安徽等地1月代购电价同比降幅均超过0.05元/千瓦时 [2][11] - **现货市场周度数据**： - 1月3日至9日，广东发电侧日前成交周均价0.32092元/千瓦时，周环比提升2.13%，同比降低13.70% [42] - 1月3日至9日，山东发电侧日前成交周均价0.29658元/千瓦时，周环比提升18.39%，同比提升7.12% [42] 行业与公司数据 - **板块估值**：截至2026年1月9日，CJ火电、CJ水电、CJ新能源、CJ电网的市盈率(TTM)分别为12.63倍、19.73倍、24.41倍和35.41倍，同期沪深300指数市盈率为13.7倍 [25] - **煤炭成本**：截至1月5日，秦皇岛港山西优混(Q5500K)平仓价为672.67元/吨，较上周下降9.53元/吨 [46][49] - **水电运营数据**： - 截至1月9日，三峡水库水位为170.85米，周环比提升0.18%，同比提升1.41% [59] - 1月3日至9日，三峡平均出库流量7450立方米/秒，周环比提升12.25%，同比提升18.44% [59] - **公司发电量**： - 长江电力2025年境内梯级电站总发电量约3071.94亿千瓦时，同比增长3.82% [60] - 华能水电2025年完成发电量1269.32亿千瓦时，同比增加13.32% [61] - 中国核电2025年累计商运发电量为2444.30亿千瓦时，同比增长12.98% [64] 投资建议与关注公司 - **推荐关注火电运营商**：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 [11] - **推荐关注水电板块**：优质大水电长江电力、国投电力、川投能源和华能水电 [11] - **推荐关注新能源板块**：在行业三重底部共振下，推荐龙源电力H、新天绿色能源H、中国核电和中闽能源 [11] - **下周重点推荐公司核心逻辑**： - **华能国际**：煤电容量电价改革突破打消利用小时下降担忧，煤价回落使公司深度受益；火电现金流支撑新能源快速扩张；高分红承诺支撑估值 [16] - **大唐发电**：受益于容量电价改革与煤价回落；火电资产布局于电价更具韧性的北方地区，业绩弹性潜力高 [16] - **长江电力**：2026-2030年承诺不低于净利润70%的现金分红；盈利稳定，与经济基本面脱钩；当前股息与国债利差处于高位，红利价值突出 [18] - **中国核电**：核电量价成本稳定，类水电特性被市场认知；2025年新机组全年运行，未来投产规模逐年增长，景气度迎拐点 [18]

纪要涉及的行业或公司 * 公司：内蒙华电（北方火电上市公司）[1] * 行业：火电行业、煤电一体化、新能源（风电、光伏）[2][4][13] 核心观点与论据 投资价值与推荐理由 * 公司是火电板块重点推荐标的，股价回调后预期收益率上升，提供二次投资机会[2][3] * 投资价值体现在高额分红和煤电一体化优势[2][9] * 公司承诺不低于当年合并报表可分配利润70%的分红，且每股派息不低于一毛钱[2][9] * 预计2026年股息率可达6%左右，近期被调入红利低波等指数[19] * 现有存量资产盈利能力稳定且估值合理，2026年资产收购有业绩对赌承诺保障[19] 煤电一体化优势 * 煤电一体化企业在煤价波动周期中表现出更强的盈利稳定性和竞争力，ROE优于普通火电企业[2][4] * 公司煤电一体化程度较高，核心资产魏家峁煤矿一体化公司贡献上市公司超过100%的净利润[2][9] * 自有煤炭产量接近整体采购量的45%，降低了成本并平滑了煤炭价格波动风险[2][10] * 魏家峁煤矿是露天高卡矿，埋藏浅且盈利能力强[10] 容量电价提升的积极影响 * 2026年容量电价将阶梯式抬升，全国大部分地区容量电价将从100元/千瓦每年提升至165元/千瓦每年[2][8] * 这一变化推动火电行业向公共事业转型，提升现金流和分红可预测性[2][8] * 2026年初港股市场如华能国际、大唐发电等标的大涨50%-60%，主因是容量电价提升[8] 区域与市场优势 * 公司11GW煤电装机中，6GW供给蒙西地区，5GW供给华北电网[2][10] * 华北地区因北京保供任务及央国企客户群，电价相对稳定[2][10] * 内蒙古火电利用小时数高于全国平均水平（2025年内蒙古5,100小时 vs 全国4,400小时），受益于高耗能企业搬迁和数据中心建设[4][12] * 高耗能企业（多晶硅、电解铝、数据中心）持续向内蒙古区域搬迁[12] 新能源业务布局 * 公司积极布局新能源业务，拥有约1.8GW风光装机容量[4][17] * 2025年通过大股东注入正蓝旗和北方多伦风电场，总装机容量达1.6GW，PE估值较低（正蓝旗不到7倍，北方多伦约10倍），显示大股东支持并有业绩对赌[4][17][18] * 注入的风电场盈利能力显著，利用小时数高（保持3,000小时及以上），ROE分别接近30%（正蓝旗）和20%（北方多伦）[18] * 公司选择在市场低谷时布局新能源项目[17] 对市场担忧的回应 * 市场对2026年全国电价下降的关注度高，部分区域降幅超预期导致股价调整，但认为内蒙华电等北方火电公司被错杀[3] * 2025年煤价中枢回落明显，预计2026年电厂利润占比将略高[9] 其他重要内容 行业分析与估值方法 * 严格筛选真正实现煤电一体化的公司非常重要，这直接关系到其在不同市场环境下能否获得超额收益[7] * 提出用坐标体系评估企业煤电一体化程度，理想状态是100%匹配[6] * 认为传统资本市场给予火电8-9倍市盈率、煤电一体化10-11倍市盈率的估值方法过于简单[11] * 提出应重新审视商业模式，若企业自产自用全部所需燃料，其模式更接近水资源采掘型水力发电，应以类似方法评估其风险敞口[11] 新能源行业展望 * 资本市场普遍认为新能源行业已进入底部区间，是“弱现实强预期”的资产类别[14][15] * 新能源行业未来盈利的关键在于政策完善其商业模式，特别是绿电和绿证交易的重要性[16] * 2025年电解铝行业已开始强制考核绿证比例，钢铁、多晶硅、水泥和数据中心等行业为只监测不考核，预计2026年或“十五五”期间将逐步转为正式考核，将推动绿证需求[16]

文章核心观点 - 美国通过地缘政治手段加强对南美关键矿产（尤其是锂）的控制，旨在维护其全球大宗商品定价权和供应链主导地位，并可能对中国构建人民币结算的新秩序构成挑战 [4] - 全球锂电产业链正经历深刻变革，上游碳酸锂因产能出清和地缘政治等因素进入供需紧平衡，价格强势反弹；中游锂电材料受益于储能需求爆发式增长；下游电池厂商与整车厂关系重塑，行业竞争加剧并面临政策调整 [4][5][10][14][23][27][28] 上游：锂资源供应与价格动态 - 南美“锂三角”（阿根廷、智利、玻利维亚）锂储量占全球一半以上，是全球开采条件最有利的区域之一，盐湖提锂成本处于全球最低端，约3600美元/吨碳酸锂 [7][10] - 智利2024年锂产量约占全球五分之一，阿根廷处于产量爆发期，预计到2030年总产能可能超过70万吨碳酸锂当量 [7][8] - 中国碳酸锂进口高度依赖南美，2025年11月进口总量22055吨，其中从智利进口占49%，从阿根廷进口占36% [10] - 碳酸锂价格在2025年10月触及8万元/吨后企稳回升，12月下旬主力期货合约一度突破12万元/吨，较年中低点实现翻倍 [10] - 价格回升主因是供需紧平衡，由上游主动减产推动，全球约三分之一的产能曾陷入亏损，澳大利亚、中国等地主要生产商相继减产或推迟项目，锂矿勘探预算腰斩 [12] - 上游公司股价已反映强预期，2025年大中矿业涨超261%，藏格矿业涨超210%，盛新锂能涨近150%，多家公司股价涨幅超100% [12] 中游：锂电材料与储能需求 - 锂电材料需求正从单一依赖新能源汽车转向新能源汽车和储能“双轮驱动”，储能需求增长势头更为迅猛 [14] - 为实现政策目标，2025年至2027年间，国内新型储能装机规模的年复合增长率需维持在30%左右，容量电价机制为储能收益提供保障，提振需求 [17] - 美国储能需求强劲，25Q3装机14.5GWh，同比增长38%，2025年累计装机32.6GWh已超2024年全年，预计2026年装机达80GWh，同比增长51%，其中数据中心预计贡献37GWh增量 [18] - 六氟磷酸锂作为行业景气度先行指标，2025年11月报价站上12万元/吨，较7月价格低点（4.96万元/吨）涨幅高达142% [18] - 头部企业六氟磷酸锂排产计划环比10月再增7.5%，带动整个锂电产业排产计划史无前例地达到200GWh/月 [19] - 有券商预测，2026Q4六氟磷酸锂、磷酸铁锂、隔膜、铜箔产能利用率将分别达到106%、96%、98%、95%，中游企业面临是否扩产的抉择 [22] 下游：电池厂商与整车厂格局 - 宁德时代面临挑战，其不掌握盐湖资源，云母提锂（如江西宜春矿）在储能时代相比盐湖提锂的竞争优势可能减弱，且其在玻利维亚的盐湖项目进展缓慢 [24] - 南美主要盐湖项目（如Atacama、Cauchari-Olaroz等）产量持续增长，预计合计产量将从2023年的23.3万吨碳酸锂当量增至2026年的50.5万吨 [26] - 宁德时代全球市场份额难以继续突破，国内二线电池厂商（如亿纬锂能、中创新航）在储能等细分市场增速更快，比亚迪在磷酸铁锂路线与其竞争白热化 [27] - 宁德时代动力电池业务毛利率约22%-24%，显著高于行业，并计划将碳酸锂涨价压力传导给新能源车企 [27] - 电池厂商与整车厂的绑定关系正在瓦解，车企面临更大压力，2026年初新能源乘用车销量受车购税政策调整影响，预计环比下降至少30% [27][28] - 新能源汽车补贴政策从“定额”变为“按比例”，将削弱经济型车型价格竞争力，倒逼行业资源向中高端倾斜 [28] - 中国新能源车企需发力海外市场，但面临关税、限售及关键矿产控制等挑战 [32]

行业投资评级 - 行业评级为“买入” [2] 核心观点 - 年度长协落地，电价已触底，未来下降空间有限，同时煤电容量电价提升及市场化交易手段有望增强火电盈利稳定性，板块红利价值凸显 [1][6] - 火电“公用事业化”进程加速，市值管理、净资产修复与分红提升共同作用，若盈利稳定叠加分红提升，火电将走向红利资产的定价模型，塑造估值空间 [6] - 水电方面，桂冠电力收购集团资产打开成长空间，长江电力实施中期分红且估值性价比较高，板块整体估值处于历史低位，公募持仓为十年次低，伴随增量资金配置需求，板块攻防兼备 [6] 根据目录总结 一、年度长协电价结果持续落地，各省电价即将触底 - **各省年度长协电价陆续落地，部分区域降幅较大**：广东2026年度电量电价为0.372元/度，同比下降0.02元/度，较基准价下浮20%；江苏2026年度电量电价为0.344元/度，同比下降0.07元/度，较基准价下浮12% [6][24] - **电价已接近下限，未来下降空间有限**：当前各省年度长协电价逐渐接近政策下限，且新能源装机增速下滑后电力供需有望改善，电量电价有望触底 [6] - **容量电价执行良好，有效补偿电量电价下滑**：2025年1-11月，全国单位火电容量电价均值在2.52-3.22分/度之间（含税），执行力度良好；展望2026年，绝大部分省份煤电容量电价标准将从100元/千瓦·年提升至165元/千瓦·年，可带来度电接近2分的增幅 [28] - **月度交易电价同比普遍下降**：2025年1-12月，广东月度中长期交易均价为373.45元/兆瓦时，同比下降11.2%；2025年12月，山东、山西、江苏的月度市场化交易电价同比分别下降0.9%、2.9%、19.3% [34][37][39] - **电力装机结构变化显著**：截至2025年11月末，全国发电设备总装机达3794GW，同比增长17.3%；其中火电装机占比下降至40.1%，风电和光伏装机占比合计达46.5%；2025年1-11月，风光新增装机合计357GW，占全口径新增装机的80% [43][46] 二、本周回顾：地方电力定价机制集中落地 - **广西电力现货市场规则出台**：暂定现货市场申报上限为0.75元/千瓦时，出清上限为1.125元/千瓦时；新能源增量项目竞价上限暂定为0.36元/千瓦时，下限为0.15元/千瓦时 [58] - **河北明确煤电容量电价机制**：年度标准调整为165元/千瓦，月度标准为13.75元/千瓦 [58] 三、行业高频数据跟踪 - **煤炭价格近期下行**：2025年12月31日，秦皇岛5500大卡动力煤市场价格为678元/吨，较上周下降3元/吨，位于近12个月以来30%的价格下游；同期，北方主要港口（秦皇岛、曹妃甸等）煤炭合计库存1562万吨，环比下降119万吨 [62][71] - **天然气价格低于去年同期**：2025年12月31日，国内LNG到岸价为9.55美元/百万英热，较2025年初下降39.1%；LNG出厂价为3859元/吨，较2025年初下降14.7% [86] - **电力现货交易价格波动**：在广东电力现货市场，2026年1月1日发电侧加权平均电价最低，为176.51元/兆瓦时；12月29日最高，为358.77元/兆瓦时 [83] 四、行业个股重点公告及板块行情跟踪 - **重点公司动态**： - 桂冠电力拟以20.25亿元收购大唐西藏能源开发有限公司及中国大唐集团ZDN清洁能源开发有限公司100%股权，对应收购PB为1.06倍 [6][96] - 长江电力发布2025年中期利润分配方案，拟每10股派现2.10元，累计分红51.38亿元 [6][96] - 国电电力拟投资152.73亿元建设大渡河丹巴水电站项目 [96] - 内蒙华电拟发行股份并募集配套资金，用于购买正蓝旗风电及北方多伦股权，交易作价合计53.36亿元 [96] - **板块行情与估值**： - 截至2025年12月31日，公用事业指数（GFGY）相对沪深300指数上涨18.60个百分点；2021年8月以来跑赢沪深300指数37.03个百分点 [97] - 当前板块PE-TTM为17.30倍，位于2010年以来约31.6%分位；PB为1.63倍，位于2010年以来约17.3%分位，估值处于历史中低位 [97] - 本周（报告期）A股公用事业子板块普跌，其中火电板块下跌5.84%；个股中国电电力下跌12.80%，桂冠电力上涨7.26% [104] 五、关注公司及投资主线 - **报告建议关注**：九丰能源、华能国际H、国电电力、华电国际H、内蒙华电、申能股份、长江电力、桂冠电力、福能股份 [6] - **具体投资主线**： 1. **火电**：聚焦绩优高股息与市值管理，如华能国际电力股份、华电国际电力股份、国电电力、申能股份、内蒙华电、赣能股份 [6] 2. **水电**：关注业绩反转的长江电力与高增长的桂冠电力 [6] 3. **绿电**：关注高ROE低PB的龙源电力H、福能股份 [6]

行业政策动态：全国储能容量电价机制建设进入关键过渡期 - 我国正处于从地方性“容量补偿”试点探索向全国统一、规范的“容量电价”机制建设全面过渡的关键阶段，多地正密集出台新政以推动市场化收益机制[2] 浙江省容量补偿案例 - 浙江省向17个新型储能项目发放容量补偿资金，总规模达1.164GW，第一年补偿总金额为2.328亿元[3] - 补偿项目清单详细列出了各项目的名称、规模（单位：万千瓦）、项目单位、建设地点及第一年补偿金额（单位：亿元），例如太湖源镇80MW/160MWh储能电站补偿0.16亿元，国能浙江温州梅屿新型储能电站（10万千瓦）补偿0.2亿元[6][7] - 17个项目补偿规模合计116.4万千瓦（即1.164GW），补偿金额合计2.328亿元[7] 湖北省容量电价政策 - 湖北省建立电网侧独立储能容量补偿机制，自2026年2月1日起执行，执行期限暂定1年[8] - 年度容量电价暂按165元/千瓦·年执行，月度容量电价为其1/12，容量电费由全体工商业用户分摊[8] - 设置考核机制：若电化学储能项目全年等效充放电次数低于240次，当年容量电费仅回收20%[8] 甘肃省容量补偿与市场机制 - 甘肃省对电网侧独立新型储能建立可靠容量补偿机制，补偿标准暂定为每年每千瓦330元，自2026年1月1日起执行[9] - 设置严格的考核条款：储能项目若未按调度指令提供最大出力或放电时长，月内发生一次扣减当月容量电费50%，发生二次扣减100%；全年有三个月被扣减100%月度容量电费的，将扣减全年容量电费[9] - 文件同时明确现货市场申报价格下限为0.04元/千瓦时，上限为0.5元/千瓦时，该机制自2026年1月1日起执行[10] 云南省储能发展方案 - 云南省发布专项行动方案，推动“新能源+储能”联合报价或储能作为独立主体参与电能量市场交易，并研究完善市场化价格形成机制以合理补偿储能可靠容量成本[11] - 方案提出优化储能参与调频及黑启动辅助服务市场机制，并探索爬坡、转动惯量等新品种以扩大储能参与辅助服务规模[11] - 云南省下发储能项目清单，规模达8.955GW/20.36GWh，并计划在17个区域优先布局一批总规模达4.45GW的长时储能项目[11]

核心观点 - 预计2026年国内新能源汽车销量将保持增长，海外市场电动化长期趋势向好，全球动力电池需求随之提升，中游材料行业供需格局有望改善 [1][4][7][9][18] 国内新能源汽车市场 - 2025年1-10月国内新能源汽车累计销量1294.3万辆，同比+32.7%，渗透率达46.7% [1] - 2025年10月单月新能源汽车销量171.5万辆，同环比+20.0%/+6.92%，渗透率达51.6% [1] - 预计2025年国内新能源汽车销量达1684万辆，同比+31.0%；预计2026年销量达1895万辆，同比+12.5% [3][11] - 2025年以旧换新政策效果显著，截至10月22日补贴申请量超1000万份，其中新能源汽车占比57.2%，带动1-9月新能源乘用车零售同比+24.4% [3][11] - 混动车型呈现“大电池+小油箱”趋势，单车带电量提升，例如零跑D19增程版搭载80.3kWh电池，CLTC纯电续航超500公里 [3][11] 新能源汽车出口 - 2025年10月新能源汽车出口25.6万辆，同环比+99.9%/+15.4%，其中纯电出口16.6万辆，插混出口9.0万辆 [2][10] - 2025年1-10月新能源汽车累计出口201.4万辆，同比+90.4%，其中纯电累计出口129.6万辆，插混累计出口71.8万辆 [2][10] - 同期汽车整体累计出口561.6万辆，同比+15.7% [2][10] - 预测数据显示，电动车出口销量预计从2024年的128万辆增长至2026年的367万辆，2025E同比增速达80.0% [4] 海外新能源汽车市场 - 预计2026年海外新能源汽车销量达814万辆，同比+21.0%；预计2027年销量达1024万辆，同比+25.8% [4][12] - **欧洲市场**：受严格碳排放政策驱动，2025年1-10月新能源汽车销量295.42万辆，同比+32.6%；预计2026年销量达487万辆，同比+30.0% [4][12] - **美国市场**：因税收抵免政策取消（最高7500美元补贴于2025年9月30日终止），2025年1-10月新能源汽车累计销量139.1万辆，同比+6.5%；预计2026年销量160万辆，同比-4.5% [5][6][13] - **全球其他地区**：受南美、澳洲及东南亚需求推动，预计2026年新能源汽车销量167万辆，同比+28% [6][13] 动力电池与储能 - 2025年1-9月全球动力锂电池装机量811.7GWh，同比+34.7% [7][15] - 中国电池厂商在全球TOP10中占据6席，合计市占率68.2%；宁德时代龙头地位稳固，1-9月全球装机量297.2GWh，同比+31.5%，市场份额36.6% [7][15] - 预计2026年全球动力电池产量达1510GWh，同比+17.33% [7][15] - 储能需求超预期增长，国内政策由“强制配储”转向市场导向，叠加容量电价补偿政策出台，提升项目收益率；海外市场欧洲及新兴市场需求持续高增，景气度有望延续 [8][16][17] 中游材料行业 - 中游材料涨价预期强烈，预计2026年行业供需格局将全面改善 [9][18] - 供给端扩产节奏放缓，龙头企业市场占有率不断扩大 [18]