市场表现回顾 - 2025年初以来电力公用事业行业累计涨幅相对大盘滞后，整体跑输大盘 [2] - 2025年第四季度以来，受市场风格切换和电力需求持续转好影响，公用事业行业与市场的涨幅差距有所收窄 [2] - 展望2026年，公用事业行业基本面有望持续保持平稳，市场需关注风格切换后低估值板块的补涨机遇 [2] 电力改革与市场建设 - 电力改革步入下半场，现货市场全面铺开与电源全面入市成为主线 [1][3] - “136”号文官宣中国新能源发电正式进入全面入市阶段，由于存量与增量项目“机制三要素”差别较大，导致2025年上半年出现新能源项目“531”抢装热潮 [1][3] - 存量项目方面，大部分地区做到了“平稳过渡”，但纳入机制的电量体量各地政策有差别 [3] - 增量项目方面，山东、云南等11省市区完成首次增量项目竞价，结果分化：上海、江西、云南、天津、新疆的结果更接近竞价上限，青海直接以上限成交，而甘肃则以下限成交 [3] - 截至2025年11月，中国省级电力现货市场已实现基本全覆盖，“394”号文目标已经实现，现货市场有望迎来全面推广 [3] 行业形势与电价展望 - 电力供需步入宽松周期，煤电正步入大规模投运潮，叠加用电需求疲弱，电力电量供需格局转宽松 [4] - 电力供需格局宽松是2022-2024年现货市场价格下行的直接原因，背后隐含能源价格回落和新能源装机持续高增两点因素 [4] - 当前电力交易结构以中长期交易为主，现货价格波动对中长期交易谈判存在引导作用 [4] - 展望2026年，电力供需格局有望进一步宽松，叠加地方政府降电价诉求，预计电价仍将面临下行压力，同时当电价下行至接近下浮20%的底部时将获得支撑 [4] - 2025年中长期电价高上浮比例的地区电价或将面临补跌风险 [4] 电源投资与资产整合 - 电源投资周期高峰或已度过，“十四五”后半程火电仍保持可观投资强度，但新能源投资出现明显降温 [4] - 本轮新能源和传统能源电源投资快速发展的核心原因是政策驱动 [4] - 电源投资放缓后，集团存量资产整合或成“十五五”发展主线 [4] - 2025年是“国企改革深化提升行动”收官之年，能源电力国央企资产整合重组呈现聚焦主业、优化资产结构、推动能源转型和提升资产证券化率的特征，预计该趋势将持续 [4] 各电源品类投资机遇 - 在电力装机供给充足背景下，电能量价格或将持续下探，而辅助服务价格和容量电价有望持续提升 [5] - **火电**：预计2026年电价或出现明显下行，但2026年全年煤价均价或出现同比明显回升，并有望带动2027年年度电价修复；容量电价上涨可抵消部分收入下行；火电电量预计将进入平台期；2026年国内煤炭供需或将持续维持平衡态势 [5] - **新能源**：增量项目竞价结果分化，仅上海、安徽、云南、新疆四省区结果较好，其余各省区竞价结果均显著低于当地燃煤基准价；新能源投资节奏或持续调整；国家发改委年内发布多条政策，整合消纳政策体系，提出“十五五”新能源开发利用综合指导方针，消纳或将进入新阶段 [5][6] - **水电**：剩余可开发容量裕度有限，主要集中在西藏地区；无发电成本，入市比例较低；未来有望成为电量供应与灵活调节并重的电源 [6] - **核电**：“十四五”后半段核准高增，预计2027年后将迎来核电装机投产潮；2025-2026年核电主要分布省份持续深化核电入市，核电在“十五五”期间装机体量快速增长的同时持续扩大入市比例，或将成为又一大规模入市的主力电源 [6] 投资策略建议 - **红利高股息资产**：水电运营商兼具稀缺性、成长性和调节性，具有长期投资价值，建议关注长江电力、国投电力、川投能源、华能水电；煤电一体化运营商建议关注新集能源、国电电力、淮河能源、皖能电力、陕西能源、甘肃能源；稳健型高股息煤电建议关注申能股份、内蒙华电等 [7] - **预测优化等服务**：新能源入市叠加现货推广，预测及优化服务重要性显著提升，对天气、电价、负荷、市场需求实现高精度预测将使市场主体占据优势，建议关注国能日新、朗新集团 [7]

核心观点 电改步入下半场，电力市场化改革持续深化，现货市场全面铺开与新能源全面入市成为主线[4][30] 在电力供需格局步入宽松周期的背景下，电能量价格面临下行压力，而辅助服务、容量电价及具备稀缺性、稳定性的电源价值凸显[4][5] 电源投资高峰或已度过，行业投资机遇转向存量资产整合与高股息红利资产，同时市场交易运营的预测与优化服务重要性显著提升[4][5] 市场表现回顾 - 2025年初至12月2日，公用事业板块累计涨幅3.41%，在申万一级行业中排名第24，涨幅显著滞后于大盘[12] - 市场风格在Q4出现切换，公用事业行业相对市场的涨幅差距有所收窄[4][12] - 细分板块中，水电与核电等红利资产表现相对弱势，火电受益于煤价下行与基本面好转，股价表现相对较强，新能源板块内部出现分化，光伏股价表现下半年强于风电[15][17] 电力基本面回顾：电改主线 - **“136号文”落地与衔接**：2025年2月，国家发改委发布“136号文”，标志着新能源发电正式进入全面入市阶段[4][31] 政策对存量与增量项目实行“新老划断”，存量项目以“机制电价”平稳过渡，增量项目则需通过竞价确定机制电价，待遇差别较大[32][34][35] - **“531”抢装潮**：因存量与增量项目“机制三要素”差别大，2025年1-5月出现抢装潮，国内新增光伏装机197.85GW，同比增长149.97%，新增风电装机46.28GW，同比增长134.21%[35] 但6-9月装机量出现断崖式下跌[35] - **各地衔接机制差异**：截至2025年11月，除西藏外各省均已出台衔接文件，但存量项目纳入机制的电量体量各地政策差别较大[42] 增量项目竞价结果分化，上海、江西、云南、天津、新疆结果接近竞价上限，青海以上限成交，甘肃则以下限成交[4][45] - **现货市场全面覆盖**：2025年4月，“394号文”要求加速推进现货市场建设[4] 截至2025年11月，除京津冀电网和西藏外，我国省级电力现货市场已实现基本全覆盖[48] 山西、山东、广东等七省区实现正式运行，另有22省区为结算试运行[48] 电力行业展望 - **供需步入宽松周期**：2022-2024年全国煤电机组核准容量累计约2.6亿千瓦，煤电正步入大规模投运潮[52] 叠加用电需求疲弱（24Q4用电增速3.48%，25Q1为2.02%），电力电量供需格局转向宽松[53] - **现货价格显著下行并引导长协**：2022-2025年，连续结算试运行省份的现货市场均价延续下降趋势，例如山西、广东、山东、甘肃、蒙西现货市场年均价较2023年分别下降31、108、46、55、100元/MWh[62] 现货价格波动对中长期交易撮合谈判的引导效果增强，在供需宽松背景下，年度中长期交易电量占比出现萎缩[83][89] 例如广东2024年年度中长期交易电量占比为67.17%，较2022年的89.16%大幅下行[89] - **2026年电价展望**：电力供需格局有望进一步宽松，叠加地方政府降电价诉求，预计2026年电价仍将面临下行压力[4][92] 当电价下行至接近下浮20%的底部时将获得支撑，而2025年中长期电价高上浮比例的地区电价或将面临补跌风险[4][96] - **电源投资高峰或已度过**：“十四五”后半程火电投资仍保持可观强度，但新能源投资出现明显降温，2025年风电与光伏电源投资额分月增速同比持续下行[97] 本轮电源投资快速发展主要受政策驱动，随着市场化全面推行与供需趋缓，电源投资或将放缓[102] - **资产整合成为投资机遇**：2025年是“国企改革深化提升行动”收官之年，能源电力国央企资产整合呈现聚焦主业、优化结构、推动转型和提升证券化率的特征[4][103] 例如国家能源集团、华能集团、国电投集团等均有重大资产整合案例[104] 预计“十五五”前期将是行业资产整合高峰[106] 各电源品类投资机遇 - **火电**：预计2026年电价或出现明显下行，但2026年全年煤价均价或同比明显回升，并有望带动2027年年度电价修复[5] 容量电价上涨可抵消部分收入下行，助力稳定收益[5] 火电电量预计将进入平台期，长期震荡波动[5] 推荐关注煤电一体高股息运营商[5] - **新能源**：增量项目竞价结果分化，仅上海、安徽、云南、新疆四省区结果较好，其余各省区竞价结果均显著低于当地燃煤基准价[5][45] 国家发改委年内发布“650”、“1192”、“1360”号文，整合消纳政策体系，提出“十五五”新能源开发利用综合指导方针，消纳或将进入新阶段[5] - **水电与核电**：水电剩余可开发容量裕度有限，主要集中在西藏，且入市比例较低，未来有望成为电量供应与灵活调节并重的电源[5] 核电“十四五”后半段核准高增，预计2027年后将迎来装机投产潮，但在“十五五”期间或将持续扩大入市比例，成为又一大规模入市的主力电源[5] 投资策略 - **红利高股息资产**：水电运营商兼具稀缺性、成长性和调节性，具有长期投资价值，建议关注长江电力、国投电力等[5] 煤电一体化运营商及稳健型高股息煤电也值得关注[5] - **预测优化等服务**：新能源入市叠加现货市场推广，使得对天气、电价、负荷的高精度预测及优化能力成为市场交易运营的关键，相关服务重要性显著提升[5] 建议关注国能日新、朗新集团[5]

文章核心观点 - 当前储能市场从“冷冬”跃入“盛夏”，其火热是需求超预期爆发与供给短期承压导致供需失衡的结果，但本质是新能源产业发展到一定阶段的必然[1][2] - 短期看，电芯供给紧张和高价格是阶段性现象，预计明年下半年起有望缓解[3] - 长期看，储能在构建新型电力系统中具有关键战略价值，其多重价值属性决定了它将发展成为电力市场的重要新业态，长跑刚刚开始[3][4] 市场现状与直接动因 - 资本市场对储能概念追捧火热，储能板块股价节节攀升，国内储能电芯出现“一芯难求”，头部电池企业满产[1] - 当前火热场景与过去两年储能系统价格“跌跌不休”形成鲜明反差[1] - 直接动因是需求端超预期爆发与供给端短期承压导致的供需失衡[1] 需求侧驱动因素 - 国内政策为市场注入强心剂，《新型储能规模化建设专项行动方案(2025—2027年)》设定了1.8亿千瓦以上装机目标[1] - 多个省份推出或计划推出容量电价补偿机制，新能源上网电价市场化改革持续推进，储能收益模式更加清晰[1] - 大电芯技术应用提升了储能系统经济性，企业投资意愿大增[1] - 海外需求迫切，欧洲为应对电价大幅波动及保障电网稳定，加上中东、亚太等新兴市场快速崛起，形成国内外需求共振[1] 供给侧制约因素 - 供给侧响应速度暂时难以跟上需求步伐[2] - 储能电芯生产依赖的正负极材料、电解液等上游产品，从产能规划到投产运营周期较长，无法短期快速扩产[2] - 不同应用场景对电芯性能要求差异大，部分专用产能短缺加剧了电池紧缺局面[2] 产业发展的深层逻辑 - 储能市场火热是新能源产业发展到一定阶段的必然结果[2] - 风电、光伏等新能源发电受自然条件影响大，给电网稳定带来挑战，导致部分地区出现弃风弃光现象[2] - 储能如同电力系统的“充电宝”，能平滑新能源发电输出并保障电网供电稳定[2] - 对新能源企业而言，布局储能已从可选变为必选，配备储能不仅能满足并网要求、减少弃电损失，还能通过参与电力市场交易、提供辅助服务拓展盈利渠道，实现商业模式升级[2] - 储能让不稳定的绿电变成优质可靠的能源产品，并让电力商品有了提供差异化服务的可能，其带来的商业价值提升是企业争相布局的核心动力[2] 短期与长期趋势判断 - 短期看，随着上游材料企业扩产项目陆续投产，明年下半年起储能电芯供给紧张局面有望缓解，当前高价格大概率是阶段性现象[3] - 长期看，应重视储能产业的战略价值，在新型电力系统构建中，储能是保障电网安全、促进新能源消纳、提升能源利用效率的关键，没有其规模化发展，高比例新能源接入就是空谈[3] - 在电力市场化改革中，储能角色不断拓展，既是能通过峰谷价差套利的“电力搬运工”，也是能为电网提供调频、备用等辅助服务的市场参与者，创造多元价值[3] - 这种多重价值属性决定了储能不仅是新能源产业的配套环节，更将成为电力市场的重要新业态，其发展空间远非短期需求所能衡量[3] 未来发展建议与展望 - 对企业而言，不应只盯着短期产能扩张与价格红利，应聚焦技术创新，突破长寿命、高安全、低成本储能技术，同时加强产业链协同，优化产能布局，探索可持续商业模式[4] - 在政策层面，需加快完善电力市场机制，建立能充分反映储能价值的价格体系，让储能调峰、调频等服务获得合理收益[4] - 政策层面还需加强行业规范引导，避免盲目扩产与恶性竞争，营造健康有序的发展环境[4] - 储能产业蓬勃发展是推进能源转型、实现“双碳”目标的重要支撑，也是把握全球能源变革主动权、保障国家能源安全的战略支点[4] - 当前市场热度不仅是短期供需失衡的结果，更是储能产业价值被重新认识、重新定义的过程[4]

电力板块市场表现 - 电力板块近期表现强势，惠天热电开盘即涨停，中闽能源、闽东电力一度涨停，恒盛能源、京能电力、深南电A等跟涨，电力ETF早盘一度逆市上涨超过0.7% [2] - 惠天热电在弱市中表现突出，连续竞价后第一笔单即封死涨停板 [3] - 整个电力板块强于大盘，闽东电力、中闽能源、恒盛能源、京能热电、京能电力、建投能源、华能国际、内蒙华电等纷纷走强 [4] 行业基本面数据 - 10月规上工业发电量同比增长7.9%，火电近期市场表现优于其他电源 [5] - 京唐港动力煤价降至823元/吨，周环比下降1.0% [5] - 沿海及内陆电厂日耗环比略有提升，但同比仍呈下降趋势 [5] - 长江流域来水同比提升59.7%，大渡河、雅砻江来水同比分别下降11.1%和34.9% [5] 政策影响分析 - 136号文（《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》）标志新能源电站收益模式从固定电价向市场化交易转型，各省承接细则已基本出台完毕 [6] - 各地出台售电公司超额收益分成政策，例如广东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，河南要求用户承担超额亏损但上限仅10% [6] - 政策引导售电侧商业模式转变，利润分享机制压缩售电公司套利风险收益比，有望形成稳定电价预期 [7] 行业发展趋势 - 电力与储能结合可能驱动估值提升，中国燃气与亿纬锂能战略合作，截至2025年9月30日已投运储能规模达617.7兆瓦时，累计签约装机容量达1.2吉瓦时 [5] - 人工智能技术用于提升电力交易精准度，虚拟电厂等创新模式整合分散式能源资源 [5] - 电力行业四季度受益于低基数下冬季电力需求同比高增及明年长协电价预期改善，景气修复信号从价格端与业绩端逐步验证 [7] 机构观点 - 电力板块公用事业化主线延续，容量电价、辅助服务提供稳定盈利，促进估值中枢抬升 [2][7] - 火电盈利预期因煤价下行而改善，核电在部分省份综合电价有望提升，绿电估值处于底部且政策支持增强 [7] - 中长期电力交易机制稳定电价预期，区域龙头具备更强消纳能力和成本控制能力 [7]

电力板块市场表现 - 惠天热电开盘第一笔交易即封死涨停板，股价达4.14元，涨幅10.11%[1][2] - 中闽能源、闽东电力双双一度涨停，恒盛能源、京能电力、深南电A等跟涨[1] - 电力ETF早盘一度逆市上涨超过0.7%[1] - 除惠天热电外，闽东电力、中闽能源、恒盛能源、京能热电、建投能源、华能国际、内蒙华电等纷纷走强[3] 行业政策动态 - 国家发改委、国家能源局于2025年初联合发布136号文，标志着新能源电站收益模式从固定电价向市场化交易转型[5] - 近期各省136号文承接细则基本出台完毕，政策呈现区域分化趋势[5] - 伴随2026年度电力交易零售侧签约工作展开，各地出台售电公司超额收益分成政策，如广东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[5][6] - 河南、陕西、安徽、江西、四川等地区发布限价政策，河南提出3厘/度，广东限价1分[5] 行业基本面数据 - 10月规上工业发电量同比增长7.9%，火电表现优于其他电源[4] - 京唐港动力煤价降至823元/吨，周环比下降1.0%[4] - 沿海及内陆电厂日耗环比略有提升，但同比仍呈下降趋势[4] - 长江流域来水同比提升59.7%，大渡河、雅砻江来水同比分别下降11.1%和34.9%[4] - 多地发布2026年电力交易方案，中长期交易占比维持高位，煤电交易价格浮动区间保持20%不变[4] 行业发展趋势 - 电力与储能结合可能驱动估值提升，中国燃气与亿纬锂能战略合作，截至2025年9月30日已投运储能规模达617.7兆瓦时，累计签约装机容量达1.2吉瓦时[4] - 利用人工智能技术提升电力交易精准度，通过虚拟电厂等创新模式整合分散式能源资源[4] - 政策引导售电侧商业模式转变，利润分享机制有望形成稳定电价预期[6] - 电力行业受益于冬季电力需求有望同比高增，明年长协电价预期改善[6] - 火电盈利预期因煤价下行而改善，核电在部分省份综合电价有望提升[6] 机构观点 - 从136号文细则发布及火电报表端已体现容量电价、辅助服务提供稳定盈利等视角看，电力板块公用事业化主线延续，将促进估值中枢抬升[1][6] - 中金公司表示电力交易规则明确中长期交易为压舱石，新能源消纳政策持续优化[6] - 绿电估值处于底部，政策支持增强，区域龙头具备稳健量价表现[6]

我国电力供应体系发展方向 - 电力供应体系正经历历史性变革，清洁低碳、安全高效成为主导方向 [1] - 电源结构从以化石能源为主体向以非化石能源为主体加速转变 [1] - 电力系统从“源随荷动”向“源网荷储”协同互动演进 [1] 水电行业现状与地位 - 2024年水力发电量达12742.5亿千瓦时，占全国总发电量13.53% [2] - 2025年1—10月水力发电量11311.2亿千瓦时，占比小幅上升至14.03% [2] - 水电在可再生能源发电量中占比最高，接近40%，是我国第一大可再生能源 [2] - 截至2025年10月水电装机达4.4亿千瓦（含抽水蓄能），占总电源装机11.83% [4] - 水电装机增速持续处于五大发电类型中最低水平，主要因优质资源开发接近饱和且建设周期长 [6] 水电资源开发潜力 - 我国水电理论蕴藏量装机6.76亿千瓦，技术可开发装机容量5.42亿千瓦，均居世界第一 [8] - 截至2025年10月常规水电装机容量3.8亿千瓦，已开发量占技术可开发容量70.11% [8] - 相较美国82%、日本84%等发达国家开发度，我国水电开发尚有一定增长空间 [8] 水电经济性与成本优势 - 水电度电成本在0.1~0.3元/千瓦时，属于偏低水平，在电能量市场中具较强成本优势 [16] - 存量巨型水电站度电成本极低，如长江电力、华能水电等企业度电成本0.08~0.1元 [16] - 2018年全国平均上网电价0.37元，水电0.27元，较全国平均水平低0.1元 [16] - 2024年水电上网电价0.3元，与火电价差扩大至0.17元 [16] - 2025年预计水电行业收入0.2~0.45元/千瓦时，平均毛利0.1~0.15元/千瓦时，是目前毛利最高的电源类型 [18][22] 抽水蓄能发展前景 - 常规水电可配套建设自身装机规模1~1.5倍新能源，抽水蓄能可将此值提升至3~4倍 [11] - 截至2024年底抽水蓄能投产装机5869万千瓦，占全球40%，核准在建20255万千瓦，均居世界第一 [12] - 预计2025年抽水蓄能装机达6600万千瓦，超过“十四五”规划目标 [12] - 保守估算到“十五五”末抽水蓄能装机将达1.5亿千瓦，实现超额完成“两个翻番”任务目标 [12] 未来装机与发电量预测 - 目标到2035年风电和光伏总装机容量达36亿千瓦，截至2025年9月末合计17亿千瓦 [23] - 预计“十五五”期间年均新增水电装机0.4亿千瓦，2030年常规水电装机达4.2亿千瓦 [23] - 预计2025—2030年水电装机年均复合增长率2.02% [23] - 预计2025—2030年间水电年均利用小时数回归至3500小时 [24] - 预计到2030年常规水电装机和发电量占比将小幅下降至8.48%、11.39% [27] 水电在新型电力系统中的功能演变 - 水电功能定位将从单一电量供应进化为电力系统调节中枢和稳定基石 [27] - 水电具备启停迅速、调峰能力强优势，是唯一具备调峰能力的可再生能源 [9] - 水电站机组从停机到满负荷运行仅需1~2分钟，灵活性高于火电 [9] - 水电在构建新型电力系统进程中可为高比例新能源系统提供灵活调节能力 [1]

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]

电价政策调整核心观点 - 2025年电价体系正在进行重大改革，核心是从固定电价转向基于供需关系的市场化分时电价，以引导用户用电行为，实现电网“调峰”和促进新能源消纳 [1][4][5] 分时电价价差扩大 - 全国9个省市峰谷电价比差已超过1元/千瓦时，上海尖峰与低谷时段电价差达1.81元/千瓦时 [3] - 天津峰谷价差拉大至4:1，其政策将平日中午12-14点设为低谷时段，使不同时段用电价格相差四倍 [3] - 山东实行“五段式分时电价”，工商业用户高峰时段电价上浮70%，低谷下浮70%，尖峰上浮100%，深谷下浮90%，以平段电价1元/度计算，尖峰电价为1.7元/度，深谷电价仅0.1元/度，价差达16倍 [5] - 蒙西地区峰谷价差从2024年1月的0.2元增至2025年1月的0.3665元，涨幅达80%，广东、上海等地价差亦明显扩大 [6] - 全国已有19个地区开始执行“尖峰电价”，在高峰、平段、低谷之外增设更昂贵的档位 [6] 政策调整驱动因素 - 调整核心逻辑为“调峰”，通过价格杠杆在新能源发电多时降低电价鼓励用电，在用电紧张时提高电价抑制需求，以解决光伏、风电等不稳定性问题 [4] - 改革大背景是电力市场化改革，从“政府定价”转向“市场定价”，使电力像商品一样根据供需浮动 [5] - 政策目标包括构建新型电力系统，为新能源发展铺路，并优化电力资源配置以支持碳达峰碳中和目标 [4][5][10] 对不同用户的影响与案例 - 居民和农业用户电价水平保持不变，但安装电动汽车充电桩的用户可自愿选择峰谷电价，有案例显示调整充电时间后月充电费用从300元降至100元，年省两千多元 [6] - 工商业用户电价在改革后平均水平与上年基本持平，但个体差异巨大，善于调整用电模式的企业电费可降三成，反之可能增加五成 [7] - 有塑料厂案例通过将耗电工序调整至中午12-14点及半夜12-6点的低谷时段，电费次月下降三成 [4] - 有电子元件企业投资数十万安装储能系统，利用峰谷价差半年收回一半成本，年省电费数十万 [7] - 化工、冶金等需24小时连续生产的企业难以调整用电时间，面临成本增加压力，部分企业通过与发电企业签中长期合同锁定电价以规避风险 [7] 未来趋势与用户应对建议 - 未来电价将更灵活，调整更频繁，各地将根据电力供需和新能源发展情况动态调整政策，山东已实现提前一年公布下一年分时电价 [8][11] - 可能出现“分时电价动态调整机制”，根据极端天气或新能源发电情况临时调整电价，以及试点“居民互动电价”，对高峰时段主动减少用电的用户给予补贴 [11][12] - 用户应对建议包括：首先了解所在地区具体政策，避免经验主义 [8]；其次根据自身用电习惯定制方案，如企业调整工序时间、居民安排大功率电器在夜间使用 [9]；有条件的可考虑技术升级，如企业评估安装储能系统（投资回报周期约3-5年），居民家庭可考虑家用储能柜 [9]

核心观点 - 在电力市场化改革深化的背景下，电力及公用事业行业的投资逻辑正从追求增长转向关注质量、稳定性和股东回报[4] 行业中的部分公司拥有稳定且高比例的分红，在低利率环境下，高股息低估值的红利资产具备吸引力，当市场风险偏好下降时，该板块有望迎来补涨行情[4] 基于行业估值水平、业绩增长预期及发展前景，报告维持电力及公用事业行业“强于大市”的投资评级[5][127] 行业整体回顾 业绩与行情回顾 - 2025年，市场化交易电价下行，但火电燃料成本显著下降，水电财务成本持续优化，行业整体归母净利润实现逆势增长[5] 2025年前三季度，行业实现营业收入18748.53亿元，同比减少0.07%；归母净利润2065.15亿元，同比增长6.07%[10] 第三季度单季，行业归母净利润为770.72亿元，同比增长5.3%[10] - 截至2025年11月25日，电力及公用事业指数上涨7.43%，跑输沪深300指数（14.12%）6.69个百分点，在30个中信一级行业中涨幅排名第24，位于下游水平[12] 涨幅排名前三的行业为有色金属（71.79%）、通信（59.39%）、电力设备及新能源（35.94%）[12] - 行业盈利主要来自发电企业，2025年前三季度，火电（占比39.8%）、水电（21.7%）、其他发电（20.7%）合计贡献行业超过82%的归母净利润[16] 成本下降是盈利增长的核心驱动因素[16] - 水电盈利能力维持最强，2025年前三季度毛利率接近59%（较2024年同期增加0.66个百分点），净利率接近44%[17] 火电毛利率和净利率增速最高，毛利率较2024年同期增加2.51个百分点，净利率增加1.78个百分点[17] 电力供需回顾 - 2025年前三季度我国全社会用电量累计7.77万亿千瓦时，同比增长4.6%，其中7、8月份单月用电量均历史性突破万亿千瓦时，达到1.02万亿千瓦时[20] 全国累计完成电力市场交易电量49239亿千瓦时，同比增长7.2%，占全社会用电量比重63.4%，较2024年同期提高1.4个百分点[20] - 第一产业用电量1142亿千瓦时，同比增长10.2%[22] 第二产业用电量4.91万亿千瓦时，同比增长3.4%，占全社会用电量的63.2%，且用电量呈逐季回升态势[22] 第三产业用电量1.51万亿千瓦时，同比增长7.5%[25] - 电力装机加速绿色低碳转型，截至2025年三季度末，全国累计发电装机容量37.2亿千瓦，同比增长17.5%[35] 风电、太阳能装机容量占比45.96%，超过火电（占比40.45%）[33] - 2025年前三季度，我国规上工业发电量72557亿千瓦时，同比增长1.5%[39] 其中，火电发电量46969亿千瓦时，同比减少1.2%；水电发电量9971亿千瓦时，同比减少1.1%；核电发电量3581亿千瓦时，同比增长9.2%；风电发电量7673亿千瓦时，同比增长10.1%；太阳能发电量4363亿千瓦时，同比增长24.2%[39] 水电：业绩稳定，分红可靠，关注长期价值 - 大型水电企业具备稀缺性和自然垄断属性，拥有独特的商业模式和超长的经营周期，固定资产折旧完成后将持续增厚业绩[47] 部分公司已投产水电机组陆续进入足额计提折旧区间，资本开支减少，分红比例提高，成为红利资产标杆[47] - 水电发电量存在“丰枯交替”的季节性波动，但长期存在均值回归趋势[51] 2025年1至8月，规上工业水电发电量8387亿千瓦时，同比减少5.5%，但9、10月单月发电量分别同比增长32%、28%[51] 拥有强大调节能力的大型水电企业能有效平滑来水波动，业绩确定性更强[53] - 水电行业格局稳定，具备流域独家开发权的优质大型水电站稀缺[60] 截至2025年三季度末，国内水电装机容量排名前三的上市公司为长江电力（7169.5万千瓦）、华能水电（2811.58万千瓦）、国投电力（2130.45万千瓦），合计装机容量全国占比约27.4%[60] - 水电电价具备长期上涨潜力，其发电成本低，整体平均电价低于其他电源类型，竞争力较强[65] 随着可再生能源比例提高和电力市场化改革推进，水电电价存在长期上涨空间[65] - 水电盈利能力强且稳健，2025年前三季度毛利率为58.83%（较2024年同期提升0.66个百分点），净利率为43.8%[68] 源于稳定的现金流，大型水电公司具备高股息特征，长江电力近三年年度分红比例均超过70%，并承诺2026-2030年分红比例不低于净利润的70%[71] - 建议关注水电装机规模最大的长江电力、装机排名第二的华能水电，以及通过参股雅砻江水电投资收益稳定的川投能源[72] 火电：有望从周期资产转型稳定收益资产 - 火电装机规模已被风电、光伏超越，但在新能源出力不足时，仍是保障电力电量平衡的绝对主力，正从传统发电资产向电力调节资源转型[73] 随着容量电价和辅助服务市场等机制建立，火电有望从周期资产转向稳定收益资产[73] - 火电发电量占比持续下行，2025年前三季度，规上工业火电发电量4.7万亿千瓦时，同比减少1.2%，发电量占比64.7%，较2024年同期下降2.5个百分点[75] - 市场电价下行导致火电企业营业收入下降，2025年前三季度，火电行业营业收入9787.8亿元，同比减少3.5%[79] 代表性企业如华能国际、国电电力平均上网电价分别同比减少3.5%[79] - 尽管三季度煤价有所回暖，但燃料成本同比减少带动营业成本下降，火电三季度盈利增速提升，单季度归母净利润315.4亿元，同比增长27.6%[84] - 煤电价格联动机制完善，2026年容量电价上调（由2025年的约100元/千瓦·年提升至165元/千瓦·年），辅助服务收益维持增长，将弱化火电行业周期性[88] 容量电费收入与辅助服务收入与发电量脱钩，增强盈利稳定性[88] - 火电行业分红逻辑正从“周期性波动分红”向“稳定可持续分红”转变[92] 建议关注水电装机容量排名第三且水、火电共同发展的国投电力，以及股息率排名靠前的申能股份、浙能电力[95] 其他发电 新能源发电 - 新能源发电行业投资逻辑已从规模扩张转向对技术实力、成本控制和精细化运营的综合考量[96] 面临绿电供需宽松压力，绿电电价波动下行，考验企业盈利能力[96] - 其他发电行业盈利增速持续下行，自2024年四季度起，归母净利润增速水平连续四个季度下行[97] - 预计2026年绿电价格仍将延续下行，主因平价上网政策实施后电价持续下行，以及新能源上网电量参与市场交易比例扩大导致综合上网电价低于原标杆电价[100] - 2025年以来，其他发电行业的毛利率、净利率、ROE均呈现同比下降走势[103] 核电 - 我国积极安全有序发展核电，2025年国常会一次核准10台核电机组，预计“十五五”将迎来核电机组投产高峰[109] 目前核电发电量占比约5%，预计占比10%的战略目标仍有较大潜力[109] - 主要核电运营商装机规模将持续增长，截至2025年三季度末，中国广核、中国核电管理的在运核电装机容量分别为3179.6万千瓦和2500万千瓦，合计全国占比91%[112] 电投产融重组完成后将成为第三家上市核电运营平台[123] - 预计2026年市场化电量占比将继续提升，市场电价下行将对核电盈利水平造成不利影响[116] 2025年上半年，中国广核平均市场电价同比减少8.23%[116] - 核电运营商盈利指标连续两年下行，2025年前三季度，中国广核毛利率、净利率、ROE分别较2024年同期下跌3.2、3.2、1.6个百分点[117] 投资评级及主线 - 电力及公用事业整体估值处于合理偏低估区间，截至2025年11月25日，行业市盈率20.43倍，低于近十年中位数23.33倍，近十年分位值33.49%；市净率1.75倍，与近十年中位数持平，近十年分位值52.33%[125] - 投资主线聚焦于质量、稳定性和股东回报，建议关注拥有稳定高比例分红的红利资产[127] 水电方面，关注长江电力、华能水电、川投能源；火电方面，关注国投电力、申能股份、浙能电力[128]

行业景气度与市场供需 - 储能行业延续高景气态势，核心环节储能电芯订单呈现“爆发式”增长，市场“一芯难求” [1] - 储能电芯市场供需两旺，头部企业订单排期普遍延伸至明年，行业从“规模扩张”向“质效提升”转型 [1] - 储能电芯企业的满产满销成为行业高景气度的直接印证，上游材料企业生产热度同步攀升，处于满产状态且产能利用率高 [1][2] 公司经营与订单状况 - 龙净环保储能电芯订单饱满，排产期已至2026年6月，当前产能约8.5GWh，自今年3月以来均处于满产满销态势 [1] - 亿纬锂能储能电池订单饱满且处于满产状态，600Ah+大电芯已实现量产，2025年上半年其储能电池出货量稳居全球第二 [1] - 海博思创与宁德时代签订十年战略协议，约定2026年至2028年期间累计采购电量不低于200GWh，宁德时代确保供应 [3] 增长驱动因素 - 储能市场高速发展受多重因素推动：大电芯技术提升经济性、电力市场化改革及容量电价补偿政策支持、AI数据中心等新兴场景配储需求增强、海外储能需求快速增长 [2] - 行业高景气源自政策与市场双轮驱动，新能源上网电价市场化改革与容量电价机制实施使储能收益模式更清晰 [2] - 行业普遍预测2026年全球储能市场需求将持续大幅增长，数据中心配储、长时储能等新场景将持续带来增量需求 [3] 行业竞争与战略动向 - 企业正通过技术升级、模式创新等方式巩固竞争优势，行业正从“拼总量”向“拼结构”转变 [3] - 头部企业如亿纬锂能、宁德时代凭借技术壁垒，在大电芯量产等领域抢占先机 [3] - 长期战略合作成为产业链稳定发展的重要支撑，长协深度绑定模式为下游企业提供稳定核心资源供应 [3] 成本、盈利与技术发展 - 龙净环保计划通过精益生产、提产提质、技术降本等措施应对竞争，其第三季度储能电芯毛利率约为10% [3] - 为满足市场需求，龙净环保拟在原产线预留区域适度提升产能，以进一步降低单位生产成本 [1] - 磷酸盐正极材料市场需求有望在动力电池和储能电池的双轮驱动下继续保持强劲增长 [2] 行业挑战与建议 - 需避免陷入低价竞争，应加强行业自律与标准约束，反对低于成本的恶性报价，推动招标从“最低价”走向“最优价值” [4] - 应通过技术与产品差异化，提升储能产品和系统的可用容量与度电成本表现 [4] - 需加快“出海”和国际认证步伐，积极参与全球竞争 [4]