报告行业投资评级 - 投资评级：看好 [2] 报告核心观点 - 电力板块：历经多轮电力供需矛盾紧张后，板块有望迎来盈利改善和价值重估[4][93] 在供需紧张态势下，煤电顶峰价值凸显[4][93] 电力市场化改革持续推进下，电价趋势有望稳中小幅上涨，现货市场、辅助服务市场及容量电价机制推广将明确煤电基石地位[4][93] 伴随电煤长协保供力度加大，煤电企业成本端较为可控，电力运营商业绩有望大幅改善[4][93] - 天然气板块：随着上游气价回落和国内消费量恢复增长，城燃业务有望实现毛差稳定和售气量高增[4][93] 拥有低成本长协气源和接收站资产的贸易商可灵活把握进口与转售机遇以增厚利润[4][93] 本周市场表现 - 截至12月19日收盘，本周公用事业板块下跌0.6%，表现劣于大盘（沪深300下跌0.3%）[3][11] - 子板块表现：电力板块下跌0.66%，燃气板块上涨0.11%[3][12] 其中，火力发电下跌0.88%，水力发电下跌1.00%，核力发电下跌0.17%，光伏发电上涨0.92%，风力发电下跌0.95%[12] - 个股表现：电力板块涨幅前三为广州发展(0.74%)、南网储能(0.71%)、内蒙华电(0.65%)[14] 燃气板块涨幅前三为中泰股份(4.53%)、水发燃气(2.76%)、百川能源(1.74%)[14] 电力行业数据跟踪 - **动力煤价格**：截至12月19日，秦皇岛港动力煤(Q5500)市场价711元/吨，周环比下跌42元/吨[3][20] 广州港印尼煤(Q5500)库提价752.07元/吨，周环比下跌17.28元/吨[3][23] 广州港澳洲煤(Q5500)库提价762.61元/吨，周环比下跌27.38元/吨[3][23] - **动力煤库存及电厂日耗**：截至12月19日，秦皇岛港煤炭库存728万吨，周环比下降2万吨[3][26] 截至12月18日，内陆17省煤炭库存10030.7万吨，周环比下降0.64%；日耗375.8万吨，周环比下降4.23%[3][29] 沿海8省煤炭库存3412.4万吨，周环比下降0.63%；日耗204.4万吨，周环比上升2.35%[3][29] - **水电来水情况**：截至12月19日，三峡出库流量6520立方米/秒，同比下降6.86%，周环比上升0.62%[3][41] - **重点电力市场交易电价**： - 广东：截至12月13日，日前现货周度均价286.45元/MWh，周环比上升2.40%；实时现货周度均价283.99元/MWh，周环比上升1.24%[3][49] - 山西：截至12月19日，日前现货周度均价337.68元/MWh，周环比上升101.25%；实时现货周度均价253.70元/MWh，周环比上升49.68%[3][56] - 山东：截至12月19日，日前现货周度均价340.08元/MWh，周环比上升26.49%；实时现货周度均价248.21元/MWh，周环比下降10.14%[3][57] 天然气行业数据跟踪 - **国内外天然气价格**：截至12月18日，上海石油天然气交易中心LNG出厂价格全国指数为4075元/吨，周环比下降2.00%[3][55] 国际气价方面，欧洲TTF现货价格9.32美元/百万英热，周环比下降0.3%；美国HH现货价格3.86美元/百万英热，周环比下降11.3%；中国DES现货价格9.47美元/百万英热，周环比上升0.2%[3][58] - **欧盟天然气供需及库存**：2025年第50周，欧盟天然气供应量61.1亿方，周环比上升0.9%[3][62] 其中LNG供应量29.5亿方，占比47.1%[3][62] 同期欧盟天然气消费量（估算）为88.0亿方，周环比下降9.1%[3][73] 库存量为785.32亿方，周环比下降3.31%，库存水平为68.2%[71] - **国内天然气供需情况**：2025年10月，国内天然气表观消费量347.70亿方，同比下降1.6%[4][76] 2025年11月，国内天然气产量218.80亿方，同比上升5.9%[4][77] LNG进口量694.00万吨，同比上升12.8%；PNG进口量501.00万吨，同比上升7.7%[4][77] 本周行业重点新闻 - **电力行业**：11月份，规上工业发电量7792亿千瓦时，同比增长2.7%[4][86] 1—11月份累计发电量88567亿千瓦时，同比增长2.4%[4][86] 分品种看，11月火电同比下降4.2%，水电增长17.1%，核电增长4.7%，风电增长22.0%，太阳能发电增长23.4%[4][86] 国家发改委、国家能源局发布通知，要求做好2026年电力中长期合同签约履约工作，明确燃煤发电等支撑性电源年度签约电量原则上不低于上一年实际上网电量的70%[85] - **天然气行业**：11月份，规上工业天然气产量219亿立方米，同比增长5.7%[4][87] 投资建议与关注标的 - **电力板块**：建议关注全国性煤电龙头：国电电力、华能国际、华电国际等[4][93] 电力供应偏紧的区域龙头：皖能电力、新集能源、浙能电力、申能股份、粤电力A等[4][93] 水电运营商：长江电力、国投电力、川投能源、华能水电等[4][93] 同时关注受益于煤电新周期的设备制造商（如东方电气）和灵活性改造技术公司（如华光环能、青达环保、龙源技术）[4][93] - **天然气板块**：建议关注有望受益标的：新奥股份、广汇能源[4][93]

中国光伏产业发展现状与挑战 - 中国光伏产业已成为全球可再生能源领域的重要力量，发展迅猛 [2] - 行业已进入平价上网时代，但面临如何更好地融入电力市场、提高经济性的挑战 [2] - 光伏发电具有间歇性和波动性特点，在电力市场化交易中面临价格波动挑战 [2] 政策引导与市场机制 - 国家能源局提出光伏行业需更好匹配市场分时价格信号，并拓展非电利用途径 [2] - 推动光伏发电参与电力现货市场、辅助服务市场，通过价格信号引导电站优化运行 [2] - 多地已开展分时电价机制试点，企业需关注各地电力市场规则变化并灵活调整策略 [2] 非电利用与多元化应用 - 光伏制氢被视为重要方向，利用富余电力电解水制氢，既能解决消纳问题又能生产清洁能源 [3] - 2025年中国可再生能源制氢量有望达到10-20万吨/年 [3] - “光伏+农业”模式已在多省推广，提高土地利用率并增加农民收入 [3] - 光伏建筑一体化技术日趋成熟，为城市低碳发展提供新思路 [3] 技术创新与研发方向 - 光伏电池转换效率持续提升，钙钛矿等新型电池技术取得突破 [3] - 智能运维、储能配套等技术进步为光伏参与电力市场提供支撑 [3] - 专家建议行业应加大研发投入，重点突破高效电池、柔性组件、智能调控等技术瓶颈 [3] 政策支持与地方举措 - 国家能源局正研究制定促进光伏消纳的政策措施，包括完善绿证交易制度、健全辅助服务市场等 [3] - 山东省提出到2025年建成千万千瓦级光伏基地 [3] - 江苏省推动光伏与制造业深度融合 [3] 产业链协同与未来发展 - 产业链各环节需加强协作以应对市场变化，构建自主可控的产业链尤为重要 [4] - 部分龙头企业已开始布局上下游一体化以增强抗风险能力 [4] - 预计到2030年，中国光伏装机容量有望突破12亿千瓦，在能源结构中的占比将显著提高 [4] 2026年ZZSOLAR中原光储充展会概况 - 展会将于2026年4月16-18日在郑州航空港区中原国际会展中心举行 [6] - 主题为“光储融合·低碳未来”，聚焦光伏、储能、充电桩及智慧能源全产业链 [6] - 预计吸引全球超500家参展商和8万名专业观众 [6] - 观众预登记与企业参展通道已全面开放，早鸟优惠持续至2025年12月31日 [6] 展会规划与参展企业 - 首次采用“场景化展陈”模式，设置光伏组件、储能系统、充电设施、智慧能源解决方案四大主题展馆 [7] - 储能专区将集中展示全球最新液冷储能技术、钠离子电池及光储充一体化微电网项目 [7] - 充电设施区将呈现800V高压快充、无线充电路面等前沿技术 [7] - 华为数字能源、宁德时代等头部企业已确认参展，并将发布针对中原地区的定制化解决方案 [7] 区域产业机遇与数据 - 根据《2026中原光储充产业白皮书》，河南省光伏装机容量预计在2026年突破30GW [8] - 河南省储能需求年增长率达67% [8] - 郑州航空港区作为全国首个“全域新能源示范区”，正加速建设分布式光伏+储能+智能充电网络基础设施体系 [8] - 展会将举办“黄河流域新能源发展峰会”，探讨利用河南交通枢纽优势构建区域性绿电交易中心 [8] 展会配套活动与预期成果 - 组委会策划了20余场垂直活动，包括“光伏电站投资沙龙”、“工商业储能项目路演”等闭门会议 [9] - 针对农村光伏市场举办“千县万镇”供需对接会 [9] - 首次设立的“国际采购商日”已吸引东南亚、中东地区12个买家团报名，预计促成超15亿元意向订单 [9] - 提供“光储充科创公开课”，现场拆解户用光储系统故障案例 [9] 往届展会成果与产业基础 - 2025年第五届展会吸引38689人次参观，成交订单额高达28亿元 [12] - 河南已构建起涵盖硅材料、电池片、组件、储能及应用端的全链条光伏产业体系，形成以开封、洛阳等地为中心的产业集聚区 [12] - 全球太阳能光伏发电累计装机容量在过去数年间实现指数级增长，中国产能位居世界第一 [12] 第六届展会预告与规模 - 第六届展会主题为“聚焦双碳目标、推动新能发展”，拟定于2026年4月16日-18日举行 [13] - 展会移师至郑州航空港中原国际会展中心，规划4大展厅，展示面积40,000平方米 [13] - 预计吸引全球600余家展商，参观采购商预计50,000余人次 [13] - 往届吸引百余家企业参与，大部分展商反馈表示继续参加下次展会 [13]

文章核心观点 - 国家发改委与能源局发布通知，要求做好峰谷分时电价政策与市场交易电价的衔接，原则上直接参与市场的用户不再执行政府规定的分时电价，这引发了市场对工商业储能套利模式可持续性的担忧 [2] - 汇能科技与行家说储能对政策进行解读，认为“直接参与市场用户”应被理解为“批发侧用户”，零售侧仍保留分时机制或灵活协商空间，因此并非完全切断储能套利路径 [3] - 政策的核心是构建“中长期合同锁基础、现货市场调偏差”的双层运行框架，标志着储能行业需从依赖固定峰谷价差套利的传统模式，转向依赖多元市场收益和主动负荷管理的新模式 [3][4] - 行业转型将催生新机遇，虚拟电厂（VPP）和售电公司的角色将变得至关重要，储能资产与售电业务深度绑定被视为当前驾驭市场不确定性的最优策略 [4] - 政策变化将推动行业门槛提高，加速淘汰单纯依赖价差套利、风控能力薄弱的低效主体，同时培育一批掌握算法与数字化运营能力的优质平台 [4] 政策解读与市场影响 - 政策原文：国家发改委、能源局官宣，各地要做好峰谷分时电价政策与市场交易电价的衔接，原则上直接参与市场用户不再执行政府规定的分时电价 [2] - 关键概念澄清：“直接参与市场用户”本质是“批发侧用户”，其定义源于2015年电改9号文配套文件，指通过双边或多边交易等方式与发电企业直接交易电量和价格的用户，零售侧电价机制并未被完全取消 [3] - 市场误读纠正：将“直接参与市场用户”解读为所有“市场化用户”，并认为零售侧分时电价取消、现货价格直接向用户传导的观点是错误的，不符合电力市场化稳步改革的作风 [3] - 框架转变：政策核心是搭建“中长期合同锁基础、现货市场调偏差”的双层运行框架，而非简单调整电价规则 [3] - 对储能行业影响：传统依靠固定峰谷价差套利的模式进一步受挫，短期部分群体存在变现路径衔接不畅的阵痛 [4] 储能行业转型方向与新机遇 - 转型核心：从“政策依赖”转向“多元市场收益”，开启“主动管理负荷+虚拟电厂聚合+多元收益”的新窗口 [4] - 虚拟电厂（VPP）机遇：政策为虚拟电厂行业划下了清晰的发展赛道，随着其爆发，售电公司也会向虚拟电厂运营业务延伸 [4] - 售电公司角色强化：售电公司因具备资质、客户和交易能力，能快速承接储能/用户侧市场化红利，变得更为占优 [4] - 最优资产运营策略：无论储能资产规模大小，与售电深度绑定是当前驾驭市场不确定性的最优解 [4] - 规模大、资金足的企业可自建售电公司以掌握全链条收益 - 规模小、经验少的企业可委托头部售电公司运营，以快速获取稳定现金流与行业经验 - 核心逻辑：售电为体，储能为用，二者结合才能最大化资产价值 [4] 行业格局演变与未来趋势 - 准入标准抬高：行业准入标准将进一步抬高，信息披露与压力测试机制同步强化 [4] - 市场出清与培育：政策将推动单纯依赖价差套利、风控能力薄弱的低效主体出清，同时着力培育一批掌握算法模型、深耕数字化运营，可提供负荷管理与储能调度服务的优质平台 [4] - 技术驱动：未来行业将更注重“AI+储能”在多场景的创新应用，以及数字化赋能下的技术迭代与商业化实践 [8][9][10] - 应用场景探索：行业关注新型储能应用的新场景与新机会，包括工业园区光储充冷协同聚合、储能家电化、AIDC（人工智能数据中心）等潜在增长“新蓝海” [8][9][10] 行业会议信息 - 会议名称：行家说储能2026开年盛会——电力市场与数智化储能企业创新实践峰会暨储能行家极光奖颁奖仪式 [7] - 时间地点：2026年1月8日，全天举行 [7] - 参与企业：超30家储能头部企业出席，包括中车株洲所、弘正储能、海辰储能、海尔新能源、融和元储、华储电气、天合光能、万帮数字能源、汇能科技、阳光电源、瑞浦兰钧等 [2][5] - 核心议题：会议将围绕“十五五新周期下储能价值转化与技术革新”及“AI+储能多场景创新应用”展开，包含电力市场改革分析、虚拟电厂发展、数字化运营、圆桌对话等环节 [7][8][9][10]

公司业务拓展 - 在电力市场化改革纵深推进背景下，公司依托技术积累与市场布局积极拓展电力交易业务 [1] 用户侧资源聚合业务 - 通过智能微电网管理系统及算法模型，实时调度工业企业与园区的可调负荷、分布式储能等资源 [1] - 将分散资源整合为调峰调频主体参与电力现货市场及辅助服务市场交易 [1] 储能电站商业化运营业务 - 针对储能电站在电力市场中的报价决策需求，构建统一出清价预测模型 [1] - 研发电价预测软件并试点应用，助力储能主体通过充放电策略优化实现套利收益 [1] 交易系统升级业务 - 基于售电公司需求升级配售电管理系统，嵌入各省实时交易规则 [1] - 助力售电公司从单一中长期交易向“中长期+实时”双模式转型 [1]

核心观点 - 电力行业投资逻辑正从盈利增长转向盈利稳定与分红提升的红利逻辑 火电板块的估值有望接力盈利成为下一阶段超额收益的核心驱动力 绿电板块政策拐点已现 虽基本面改善时点不确定 但低估值且具备风电占比高、区域电价确定性强等特征的主体值得左侧布局 水电板块当前股息率与无风险利率息差处于历史高位 具备较强的绝对收益价值 核电板块在“十五五”期间将迎来可观的产能增长 长期电价中枢预期依然坚实 [2][6] 火电板块分析 - 火电业绩呈现“逆周期性” 主要随煤价反向波动 但行情演绎与基本面变化并非完全同向 例如“十三五”中后期虽盈利改善 但因降价与减值导致市场质疑盈利兑现能力 估值持续下杀 [6][19][20] - 2023年和2024年火电行情呈现“前高后低”特征 根源在于现行政策框架下 每年签订一次的长协电价限制了盈利预期的久期 市场担忧煤价走弱将导致次年电价下调 [6][44][46][49] - 未来火电叙事有望转向盈利稳定与分红提升的红利逻辑 核心驱动力来自两方面：一是全国煤电容量电价将在2026年提升 例如甘肃拟提至每年330元/千瓦 广东已提至每年165元/千瓦 这将增强盈利稳定性 二是国资委考核深化及市值管理推进 要求提高现金分红比例 [6][60][64] - 从盈利角度看 经过2023年以来的修复 全国火电度电盈利已回到相对合理状态 主要公司如华能国际2025年上半年煤电度电盈利为0.048元/千瓦时 未来进一步增厚空间有限 [59] - 短期维度 在煤价上行周期应关注煤电一体化标的 因其商业模式更接近水电、核电 成本端风险敞口小 盈利稳定性突出 自2025年9月以来港口现货煤价涨势提速 市场对明年煤价中枢抬升形成共识 煤电一体化标的成本优势将放大 [6][65][68][71] 绿电板块分析 - 当前新能源发电面临供需关系恶化、消纳问题明显、市场化电价承压及补贴拖欠等多重问题 2025年以来风电、光伏当月利用率同比下滑 且新能源参与市场比例提升通常导致折价交易 [6][76][77][84] - 尽管基本面承压 2024年以来港股绿电公司实现了可观的绝对收益 核心支撑在于支持绿电发展的政策体系逐步完善 具体包括：1）绿电电价机制改革新老划断 “保存量、稳预期”思路清晰 2）绿色属性强制消费推进 打开叙事空间 3）补贴拖欠解决预期升温 [6][89][92][98] - 2025年2月发布的“136号文”明确新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场 并建立机制电价 从首次竞价结果看 风电电价普遍优于光伏 多数省份较竞价上限仅小个位数降幅 如天津风电出清电价0.3196元/千瓦时 较上限仅下浮0.13% 这有利于稳定电价预期 [92][94][97] - 2025年可再生能源电力消纳责任权重通知要求电解铝行业绿电消费比例转为考核 并新增钢铁、水泥等多行业绿电消费比例 据测算 新增重点用能行业将带来潜在非水绿证需求约4.6亿个 有望缓解绿证市场“供强需弱”格局 [98][100] - 2025年1-8月部分绿电公司补贴收回金额同比显著增长 如太阳能收回23.19亿元 同比增加232.23% 占2024年收回金额的169.77% 显示补贴拖欠问题解决或正推进 [101][102] - 投资策略上 建议左侧布局估值低、兼具一定股息补偿、风电占比高、区域电价确定性强的主体 可通过风电装机占比、中东部电量占比及股息率等多维度筛选标的 [6][104][107] 水电板块分析 - 水电行情与来水丰枯相关性有限 一线水电公司如长江电力因业绩确定性和分红比例高 更容易获得长线资金持有 交易来水波动的资金较少 而二线水电如桂冠电力、黔源电力因来水波动性大 业绩不确定性高 存在交易来水波段的机会 [7][112][116][118][120] - 大水电投资择时的核心因素是股息率与长期无风险收益率的息差 历史回测显示 当长江电力股息率息差达到高位后 股价往往明显抬升 当前该息差再度达到历史高位 显示具备较强的绝对收益价值 [7][123][126][127] - 横向对比大水电公司投资价值需考量股息率、成长性、确定性三因素 长江电力过去占据优势 但未来并非唯一最优解 国投电力和川投能源的雅砻江水电、华能水电的澜沧江上游仍有大规模潜在水电装机成长 例如雅砻江中游在建拟建常规水电782万千瓦 相对现有装机潜在扩张幅度41% [7][128][130][131] - 当前国投电力和川投能源相对于长江电力的估值折价明显 考虑国投电力55%的分红比例指引 其股息率表现已不弱于长江电力 川投能源估值也处于极具绝对收益的位置 [7][132][134][137] 核电板块分析 - 核电资产属性与水电最为相似 运营稳定、久期长、清洁稳定 从调整后的ROE看 剔除大量在建工程对净资产的摊薄影响后 中国核电与中国广核的ROE与长江电力的差距明显缩小 例如2023年中国核电剔除在建工程后ROE为14.40% 甚至反超长江电力的13.59% [8][139][142] - “十五五”期间核电将迎来可观的产能增长 截至2024年底 中国核电和中国广核的在建及待建权益装机分别为1084.29万千瓦和1435.36万千瓦 预计2025-2031年陆续投产 相对2024年底权益装机的累计增幅分别为85.54%和84.03% 年化复合增长率分别为9.23%和9.10% [8][144][145] - 市场核心担忧的电价风险影响有限 2026年年度长协电价调整将对核电电价产生一定影响 但对于部分地区而言电价风险有限 长期来看 核电作为“碳中和”背景下唯一稳定、清洁的电源 其电价中枢具备坚实、稳定的基础和预期 [8]

核心观点 报告认为，2026年电力设备行业将围绕“海外需求扩张”与“国内电力市场化改革”两大主线发展，行业景气度有望持续上行[1][14]。海外市场受AI算力需求、新能源装机及老旧设备更新驱动，电网投资持续增长，为中国具备出海能力的企业带来机遇[2][18]。国内市场则因电力市场化改革深化、新能源全面入市，将推动特高压、配电网改造及电力交易服务等领域投资增加[2][19]。 行业复盘与展望 - **板块表现复盘**：截至2025年12月16日，申万电力设备指数上涨36.37%，智能电网指数上涨37.64%[1][13]。上涨核心驱动因素包括：北美算力用电需求带动电力设备出海预期高增，以及国内储能需求旺盛、新能源与电力市场化政策频出带来的需求增加[1][13]。 - **2026年展望**：预计全球电网投资力度将持续上升，电网出海将维持高景气度[1][14]。同时，国内电力市场化改革推进与能源结构变化（特高压建设、配网改造、电力交易及管理服务）将形成内外并举的格局[1][14]。 主线一：AI驱动全球电力需求，电力设备出海 - **全球电网投资加码**：预计2025年全球电网投资达4133亿美元，同比增长6.63%；2026年预计达4613亿美元，同比增长11.62%[20][21]。北美、欧洲和中国是主要增量区域[20]。 - **北美需求旺盛**：美国电网投资受“老化替换”与“负荷扩张（AI/制造业回流）”双重驱动[20]。数据中心用电量激增，据IEA预测，全球数据中心用电量将从2023年的460 TWh增至2026年的1000 TWh以上，三年复合增速达29%[29]。 - **出口数据强劲**：2025年海关数据显示，变压器、高压开关、绝缘子、电缆出口额同比增速均超过30%[21]。其中变压器单月出口额达64.01亿元，同比增长46.52%[21]。 - **海外巨头订单积压**：西门子能源2025年第三季度新增订单达166亿欧元，同比增长65%；在手订单达1360亿欧元，创历史新高[25]。GE Vernova燃气轮机订单排产已至2028年[33]。 - **燃气轮机出海机遇**：全球燃气轮机订单积压，2024年订单总量突破50GW，预计2029年达100GW，国内具备出海能力的厂商（如东方电气）或将受益[33]。 - **投资建议**：推荐思源电气、东方电气、神马电力、海兴电力、伊戈尔；建议关注特变电工、金盘科技、三星医疗[2][38]。 主线二：电力市场化改革深化，驱动国内电网投资 - **政策驱动明确**：国家发改委136号文要求新能源电量原则上全部进入市场化交易；394号文要求加快全国电力现货市场建设，2025年底前基本实现全覆盖[2][39]。分布式光伏管理办法提出“可观、可测、可调、可控”的“四可”要求，推动配网改造升级[40]。 - **国内电网投资持续增长**：2024年全国电网工程建设投资6083亿元，同比增长15.3%；2025年1-9月完成投资4378亿元，同比增长9.9%[43]。国家电网承诺2025年电网投资将超6500亿元[48]。 - **投资结构变化**：输电网投资占比自2019年后逐年提高，2024年占比达47.49%（投资额2889亿元）[45][46]。 特高压建设进入长周期高景气阶段 - **需求持续**：风光大基地外送需求接力，预计“十五五”期间特高压需求旺盛[49]。根据产业调研，预计2025/2026年直流特高压分别核准4/4条，建设5/5条；交流特高压分别核准3/3条，建设3/3条[51]。 - **柔直技术增量**：海上风电深远海化趋势将加速柔性直流输电需求[57]。 - **特高压出海**：国家电网与南方电网在巴西、沙特、巴基斯坦、智利等地承建或参建特高压项目，带动产业链出海[58][59]。 - **技术路线**：换流阀环节，IGCT因过流能力强、成本优势，有望与IGBT形成双路线并进格局[60]。 - **投资建议**：推荐许继电气、平高电气、中国西电、国电南瑞；同时推荐思源电气[2][62]。 配电网改造关注四大方向 - **投资方向**：报告指出配电网投资将重点关注四大方向：1）基础承载力补足；2）提升“四可”能力；3）电网数字巡检；4）跨域电力调度[2][63]。预计2026年电网投资将向配电网侧及数字化倾斜[64]。 - **投资建议**：推荐东方电子、国电南瑞、四方股份[2][64]。 新能源入市带来电力交易新机遇 - **市场规模扩大**：2024年，全国市场交易电量达6.2万亿千瓦时，占全社会用电量比重为62.72%，同比增长9.03%[66]。非中长期交易电量占比总体呈上升趋势[71]。 - **服务需求释放**：随着各省落实136号文细则，新能源电力交易需求快速释放，对电力交易数据、平台和策略服务需求提高[65][72]。 - **投资建议**：推荐国能日新，建议关注协鑫能科、朗新集团[2][73]。

政策背景与核心目标 - 政策旨在规范集中式新能源发电企业的市场报价行为 以防范市场运营风险并维护公平竞争秩序 推动形成规则清晰、竞争有序、监管有力的新能源全面入市新格局 [2] - 政策出台是为了贯彻落实电力市场化改革与绿色低碳转型的决策部署 更好落实新能源全面入市要求 [3] - 政策核心导向为“宽约束、严监管” 旨在释放市场经营主体活力的同时筑牢市场公平底线 [8] 政策适用范围与定义 - 集中报价特指同一集团内、同一省（区、市）的集中式新能源发电企业在同一固定场所参与电能量市场交易的行为 禁止跨集团、跨省集中报价 [4] - 适用范围包括电力现货市场正式运行和连续结算试运行地区的中长期电能量集中交易和现货电能量交易 [4] 集中报价管理机制 - 集中报价按照“申请—公示—备案”流程进行管理 企业需共同向电力交易机构提交申请并履行审核公示、市场披露、政府备案程序 [4] - 建立动态调整与退出机制 企业装机规模或场所变化需及时申请变更 原则上3个月内仅允许1次退出申请 [4] - 电力交易机构需建立标准化审核流程 重点核验集团关联证明、装机规模合规性及报价场所独立性 并对变更申请实行“即报即审” [7] 经营主体行为规范与责任 - 参与集中报价的企业及场所需与本集团其他购售电业务隔离 各方需自行明确责任义务并对集中报价行为承担法律责任 企业退出后仍需对历史行为负责 [5] - 集中报价不改变内部单个参与者的独立市场地位 各企业仍需独立承担市场风险并遵守市场交易规则和调度指令 [5] 监管体系与风险防控 - 构建多层次监管体系 电力市场管理委员会加强自律管理 市场运营机构负责申请受理、信息公示与备案报送 并强化技术审查与市场监控 [5][6] - 市场运营机构需科学设定价格预警区间和触发条件 建立“申报—出清—结算”全链条监测指标体系 定期生成市场监控分析报告 [6] - 运用数字化手段实时监控报价行为 探索将所有备案、变更、退出记录纳入区块链存证 并对偏离预警区间的申报价格实施风险防控 [6][7] - 国家能源局派出机构与地方主管部门联合加强监管 对违规企业采取强制取消关联关系、追溯处理等措施 对虚假申报、操纵市场等行为依法查处 [6] 政策预期影响 - 政策实施后 预计将进一步提升新能源参与市场的规范性与活跃度 [8] - 政策有助于构建多元竞争、有序协同的电力市场体系 为实现“双碳”目标提供有力支撑 [8]

文章核心观点 - 在电力市场化改革与“双碳”目标催生的千亿级虚拟电厂市场中，AI技术应用是突破行业瓶颈的关键[1] - 协鑫能科正以AI大模型研发与场景拓展为突破口，攻克能源精准预测等核心难题，并实施“能源资产+能源服务”双轮驱动战略，加速向全球能源科技服务商转型[1] AI技术攻坚与行业挑战 - AI技术在能源领域应用前景广阔，但面临发电功率预测、用电负荷预测和能源聚合协同控制的高精度难题[1] - 行业普遍面临挑战：能源AI预测模型存在场景缺失问题，需利用海量历史负荷和气象数据训练时序大模型，以精准捕捉长期关联性并适应非平稳条件，实现提前数天至数周的精准预测及精准竞价策略[2] - 公司明确攻坚方向：一方面集中研发能源时序大模型及场景应用AI智能体，攻克超长时序记忆和泛化能力难题，着重解决多类协变量交互建模问题[2]；另一方面加大项目开发以扩大AI技术应用场景和规模，形成数据积累与模型精度提升的良性循环[2] 公司AI技术应用成果 - 公司管理的用户负荷规模超20GW，经市场检验的可调负荷规模约835MW，其中在江苏省内辅助服务市场实际可调负荷规模占比约35%[4] - 通过自主研发的AI大模型，公司实现了精准预测、动态调控、算法重构，打通“预测-决策-执行”全链路[4] - AI大模型使综合能源系统用户侧的可调度潜力评估精度提升10%以上，并使分布式能源系统整体运行成本降低约3%[4] - 与蚂蚁数科合资成立的“蚂蚁鑫能”开发了智能巡检解决方案，已在公司内部风电场、光伏电站应用，打造“无人值班、少人值守、集中监控”运维新模式[4] - “蚂蚁鑫能”开发的电力交易辅助决策软件已在江苏、浙江、广东、山东等多地电力现货交易中使用，使电价预测准确率提高10%以上[5] 虚拟电厂业务进展与平台建设 - 公司在虚拟电厂领域已深耕13年，形成数据全面、客户广泛、模型完善等综合优势[3] - AI技术推动公司实现“接入资源即产生收益、用户参与即创造价值”的自驱型运营模式，助力虚拟电厂从“被动聚合”升级为“主动增值”的能源服务平台[2] - 为响应苏州工业园区虚拟电厂建设方案（目标到2027年建成120兆瓦调节能力），公司发布“聚星”虚拟电厂平台，构建“城市-运营商-企业”三级联动体系[5] - “聚星”平台核心由多维AI大模型支撑，实现从电网需求预测、资源优化匹配到交易策略推荐的全流程智能化，构建“中长期及现货交易+辅助服务交易”多元运营体系[5] - 公司通过AI算法优化负荷预测与调度策略，并延伸提供能效优化、绿电交易、碳资产管理等增值服务[5] 公司发展战略与未来规划 - 公司正全力推进从国内绿色能源运营商向全球能源科技服务商的战略转型，未来2-3年将实施“能源资产+能源服务”双轮驱动战略[1][6] - 能源资产端：持续扩大新能源在资产结构中的占比，重点拓展零碳园区、源网荷储、绿电直连、微电网等就近消纳项目，通过精细化管理提升资产运营效益[6] - 能源科技服务端：以电力市场化交易为核心，打造AI数智化平台、能源资产管理服务、售电和虚拟电厂、碳中和服务四大核心业务板块[6] - 海外市场布局是战略转型重要一环，公司将聚焦东南亚、中欧、中亚、澳洲、非洲等潜力区域，以绿色能源产业作为海外发展主线[6] - 公司认为电力市场化改革与“双碳”目标深度融合带来历史机遇，将通过“科技服务升级+海外市场拓展”实现跨越式发展[7]

报告行业投资评级 - 投资评级：看好 [2] 报告核心观点 - 电力板块在供需矛盾背景下有望迎来盈利改善和价值重估，煤电的顶峰价值与基石地位因容量电价等机制而凸显，同时成本端有望得到控制 [8] - 天然气板块随着上游气价回落和消费量恢复增长，城燃业务有望实现毛差稳定和售气量高增，拥有低成本气源和接收站资产的贸易商利润空间有望增厚 [8] 根据相关目录分别总结 一、本周市场表现 - 截至12月12日收盘，本周公用事业板块下跌0.1%，表现优于大盘（沪深300下跌0.1%）[4][15] - 电力板块本周下跌0.01%，燃气板块下跌0.86% [4][17] - 公用事业子行业中，火力发电上涨0.22%，水力发电下跌0.26%，光伏发电上涨1.27%，风力发电上涨0.11% [17] - 电力板块个股周涨幅前三为：国电电力(2.97%)、中闽能源(2.31%)、吉电股份(2.16%) [19] - 燃气板块个股周涨幅前三为：九丰能源(15.22%)、中泰股份(7.79%)、新奥股份(1.72%) [19] 二、电力行业数据跟踪 - **动力煤价格**：截至12月12日，秦皇岛港动力煤(Q5500)市场价753元/吨，周环比下跌38元/吨；广州港印尼煤(Q5500)库提价769.35元/吨，周环比下跌26.05元/吨；广州港澳洲煤(Q5500)库提价789.99元/吨，周环比下跌42.16元/吨 [4][24][26] - **动力煤库存及电厂日耗**： - 秦皇岛港煤炭库存730万吨，周环比增加48万吨 [4][31] - 内陆17省电厂煤炭库存10094.9万吨，周环比下降0.12%；日耗392.4万吨，周环比上升1.61%；可用天数25.7天，较上周下降0.4天 [4][33] - 沿海8省电厂煤炭库存3434.2万吨，周环比下降2.03%；日耗199.7万吨，周环比上升1.01%；可用天数17.2天，较上周下降0.5天 [4][33] - **水电来水情况**：截至12月12日，三峡出库流量6480立方米/秒，同比下降7.56%，周环比下降16.92% [4][45] - **重点电力市场交易电价**： - 广东：日前现货周均价330.62元/MWh，周环比上升22.24%；实时现货周均价280.50元/MWh，周环比上升53.25% [4][52] - 山西：日前现货周均价225.76元/MWh，周环比上升73.03%；实时现货周均价218.08元/MWh，周环比上升67.14% [4][59] - 山东：日前现货周均价263.00元/MWh，周环比上升2.96%；实时现货周均价292.86元/MWh，周环比上升12.09% [4][60] 三、天然气行业数据跟踪 - **国内外天然气价格**： - 截至12月12日，上海石油天然气交易中心LNG出厂价格全国指数为4184元/吨，周环比下降1.55% [4][58] - 截至12月8日，欧洲TTF现货价格9.07美元/百万英热，周环比下降6.1%；美国HH现货价格5.19美元/百万英热，周环比上升2.2%；中国DES现货价格10.48美元/百万英热，周环比下降2.8% [4][62] - **欧盟天然气供需及库存**： - 2025年第48周，欧盟天然气供应量61.1亿方，周环比下降1.9%；其中LNG供应量28.8亿方，占47.1% [4][65] - 同期，欧盟天然气消费量（估算）为100.7亿方，周环比上升19.1% [5][75] - 同期，欧盟天然气库存量为848.70亿方，周环比下降4.46%，库存水平为71.3% [73] - **国内天然气供需情况**： - 2025年10月，国内天然气表观消费量347.70亿方，同比下降1.6% [7][78] - 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% [7][79] 四、本周行业新闻 - **电力行业**：云南省发布通知，自2026年起将煤电容量电价回收固定成本的比例提升至100%（即每年每千瓦330元），容量电费由工商业用户按用电量比例分摊，并对机组执行严格的考核与扣减机制 [7][87] - **天然气行业**：上海石油天然气交易中心正式发布“中国管道天然气现货价格”，当周（12月6日至12日）价格为2.47元/立方米，这是国内首个基于线上交易的全国管道天然气现货价格 [6][84] 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）、电力供应偏紧的区域龙头（皖能电力、浙能电力、粤电力A等）、水电运营商（长江电力、华能水电等），以及受益于煤电新周期的设备制造商（东方电气）和灵活性改造技术公司（华光环能、青达环保） [8][91] - **天然气**：建议关注城燃及贸易商标的，如新奥股份、广汇能源 [8][92] - **估值参考**：报告附有公用事业行业主要公司估值表，包含华能国际、国电电力、长江电力、新奥股份等公司的收盘价及盈利预测 [93] 六、公司公告摘要 - **新天绿能**：2025年11月发电量同比增加24.45%，输/售气量同比增加25.36% [88] - **龙源电力**：2025年11月发电量同比增长14.34%，其中风电增长10.79%，光伏增长43.06% [89] - **粤电力A**：茂名博贺电厂3号1000MW机组于12月8日正式投产商业运营 [90]

文章核心观点 - 一家国有重型装备制造企业在转供电环节长期违规加价，暴露了电力“最后一公里”的监管模糊问题，反映了传统“企业办社会”模式在电力市场化改革背景下的阵痛，其根本出路在于推动市场化与透明化改革 [1][2][3][5][6][7] 公司事件与处罚详情 - 2025年11月，武汉市洪山区市场监督管理局对中国电建集团武汉重工装备有限公司开出1.76万元罚单，因其向列电社区转供电时收费高于政府定价 [1] - 自2022年8月起，公司向177户居民收费，其中163户按0.595元/千瓦时、14户按1.2元/千瓦时收费，而其向电网公司缴费价格仅为0.575元/千瓦时 [1][2] - 经计算，公司在此期间实际收取电费总额为627,402.47元，按电网缴费标准应收539,223.59元，多收88,178.88元 [2] - 公司已于2025年10月14日前完成全部88,178.88元的退费，并充值至177户居民的电费账户 [7] - 2025年，公司还因安全生产事故造成1死3伤被处罚，另因未设置可燃气体报警装置被处以1万元罚款，暴露出其在价格合规与安全生产方面的管理漏洞 [2] 公司背景与行业地位 - 公司前身为1958年成立的武汉列车电站基地，现为中国电力建设集团旗下的二级子企业，是国家级专精特新“小巨人”企业 [1][3] - 主要产品包括翻车机、港机和高端智能施工装备，其翻车机国内市场占有率居首，悬链斗卸船机全国市场占有率达90%，2022年产品获工信部单项冠军产品认定 [3] 行业问题：转供电环节的症结 - 转供电是电力系统中长期存在的特殊环节，源于计划经济时期大型国企自建电网为职工社区供电的“企业办社会”传统 [3] - 电力体制改革后，大部分终端用户已由电网直供，但部分历史遗留的转供电区域仍然存在 [3] - 在转供电过程中，转供电单位可能因线路损耗、管理成本或利益驱动而加价，终端用户缺乏议价能力 [3] - 此次事件中，公司对部分用户的加价幅度超过了100% [4] 政策与监管动向 - 2025年4月，中办、国办印发《关于完善价格治理机制的意见》，提出稳妥有序推进能源等重点领域价格市场化改革，完善多层次电力市场体系，培育多元化竞争主体 [5] - 文件强调要强化事前引导和事中事后监管，依法查处价格违法违规行为 [5] - 2025年10月，国家发展改革委、国家市场监管总局印发公告，强调治理价格无序竞争，对违规经营者可进行提醒告诫、成本调查和价格监督检查 [5] 行业改革方向与挑战 - 解决转供电加价问题的根本出路在于推动市场化改革：一是逐步减少转供电区域，推动终端用户与电网企业直接交易；二是对确需保留的环节建立透明的成本核算与价格形成机制 [6] - 尽管个案已完成退费，但在新能源快速发展和电力市场化改革深化的背景下，如何让终端用户享受透明合理的电价，仍是行业必须面对的挑战 [7]