会议概况与目的 - 会议于1月29日由兰州市发改委、工信局主办，国网兰州供电公司承办，旨在进行电力市场化政策宣贯 [1] - 会议旨在打通政策传导“最后一公里”，通过集中讲解帮助企业把握交易规则与参与路径，是优化营商环境、服务实体经济的重要举措 [1] - 会议吸引了超过200家企业代表积极参与 [1] 宏观政策与战略意义 - 会议从宏观战略角度阐述了电力市场化改革对促进能源高效配置、推动产业转型升级、实现绿色低碳发展的关键作用 [1] - 会议鼓励企业主动融入市场，用好政策红利 [1] 具体政策与市场规则解读 - 国网兰州供电公司结合兰州市产业结构和用电实际，系统分析了当前电力市场运行情况 [1] - 会议解析了电力市场化交易为企业带来的管理优化与成本控制机遇 [1] - 专家围绕《甘肃省电力中长期交易实施细则》等文件，详细讲解了市场构成、交易品种、电价机制、结算方式等核心内容，并通过案例辅助说明 [1] 企业入市实操指导 - 会议针对企业“如何参与”的问题，进行了入市流程指导，演示了从市场注册、资质审核到合同签订、信息维护的全过程操作步骤 [2] - 培训专家梳理了材料准备、时间节点、信用承诺等关键注意事项，为企业提供了实用入市指南 [2] 各方角色与未来展望 - 会议指出电力市场化改革已进入深化推进阶段，需要政府、电网、企业三方协同发力 [2] - 国网兰州供电公司将持续提升服务水平，在政府部门支持下，通过多渠道提供政策咨询与业务保障，做好企业入市的“引路人”与“服务员” [2] - 会议增强了企业对政策的认知，为规范参与市场交易奠定了基础，下一步各方将继续加强联动，推动兰州电力市场健康有序发展，助力企业降本增效与可持续发展 [2]

报告行业投资评级 - 行业评级：增持（维持）[4] 报告核心观点 - 2026年1月30日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，该通知的发布是我国电力市场化改革路上的又一重要里程碑事件[6] - 通知建立了电网侧独立新型储能容量电价机制，为电网侧独立储能提供了较为明确的运营收入保障和收益预期，有利于调动其积极性[6] - 通知建立了“可靠容量”概念以及对应的“可靠容量补偿机制”，对在系统顶峰时段持续稳定供电的机组给予补偿，不再区分具体电源类型与技术路线，标志着容量电价制度的进一步完善[6] - 此次通知并未简单提高容量电价水平，而是通过重构发电侧收益结构，在“电量电价”与“容量补偿”之间形成更合理的分工[6] 行业基本状况 - 行业为计算机行业[4] - 上市公司数量为358家[2] - 行业总市值为51，526.63亿元[2] - 行业流通市值为45，711.37亿元[2] 政策机制要点 - **建立独立储能容量电价机制**：对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，各地可给予容量电价[6] - **容量电价定价基础**：容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，根据顶峰能力按一定比例折算[6] - **折算比例计算**：折算比例为满功率连续放电时长除以全年最长净负荷高峰持续时长，最高不超过1[6] - **建立可靠容量补偿机制**：电力现货市场连续运行后，省级价格主管部门会同相关部门适时建立可靠容量补偿机制，对机组可靠容量按统一原则进行补偿[6] - **补偿范围**：可靠容量补偿机制的补偿范围，可包括自主参与当地市场的煤电、气电和符合条件的电网侧独立新型储能等，并结合市场建设情况逐步扩展至抽水蓄能等其他具备可靠容量的机组[6] - **补偿原则**：对获得其他保障的容量不重复补偿，政府定价的机组不予补偿[6] - **机制切换**：可靠容量补偿机制建立后，相关煤电、气电、电网侧独立新型储能等机组，不再执行原有容量电价[6] 投资建议与重点公司 - 投资建议：重点推荐国能日新，同时也建议持续关注朗新科技、东方电子等[6] - **国能日新**：评级为“买入”，2026年1月30日收盘价为65.77元，2025年预测EPS为0.99元，对应预测PE为66.56倍，2026年预测EPS为1.38元，对应预测PE为47.65倍[4] - **东方电子**：评级为“买入”，2026年1月30日收盘价为13.16元，2025年预测EPS为0.64元，对应预测PE为20.71倍，2026年预测EPS为0.76元，对应预测PE为17.26倍[4]

合作事件概述 - 中国碧澄能源与英国章鱼能源于1月30日正式宣布成立战略合资公司，并在中英商务论坛签约 [1] - 合资公司命名为碧桐能源，将聚焦于电力交易业务 [1] - 此次合作被视为世界顶级能源科技企业正式进入中国市场的标志性事件，也是中国电力市场化改革进程中的重要事件 [1] 合作方背景与能力 - 英国章鱼能源通过领先的算法和技术平台颠覆传统电力零售模式，已成为英国最大的电力供应商之一，并正在全球快速扩张 [1] - 碧澄能源是中国领先的工商业分布式清洁能源电站投资运营商，是一家集发电与售电于一体的综合能源服务商 [1] - 碧澄能源拥有丰富的工商业用户资源和专业的电力交易团队，这为引进国际先进技术提供了坚实保障 [1] - 章鱼能源选择碧澄能源作为合作伙伴，是基于后者在中国电力市场的综合能力和业务积淀 [1] 合资公司定位与战略意义 - 碧桐能源将成为碧澄能源“综合能源服务”战略板块的核心组成部分，也是其未来发展的关键布局 [2] - 合资公司将借助数字化工具和算法模型，帮助工商业用户优化用电成本、提升绿电消费比例 [2] - 双方将共同探索适应中国市场的绿色电力产品与负荷聚合服务 [2] - 合作旨在赋能用户更有效地参与电力市场，从而为电网的灵活性与清洁化转型提供支撑 [2]

电力市场化改革核心政策动态 - 全国范围内已有11个省市发布关于取消工商业市场化用户政府核定固定分时电价政策的通知，其中9地政策已明确落地，2地处于征求意见阶段 [1] - 政策核心是取消政府规定的固定峰谷时段和强制浮动比例，并非取消分时电价本身，改由市场供需决定分时价格差异 [1] - 改革主要针对直接参与市场交易的工商业用户，居民和农业用电基本不受影响，仍执行原有电价政策 [1] 各省政策执行时间与范围 - **辽宁**：自2025年3月1日起执行，批发市场电能量价格、输配电价、上网环节线损费用不执行计划性峰谷分时电价政策 [2] - **陕西**：自2026年1月1日起执行，经营主体参考现货分时价格走势等因素通过市场化方式形成分时交易价格 [2][3] - **云南**：自2026年3月1日起执行，除特定电气化铁路牵引用电外，电网代理购电的大工业及100千伏安以上一般工商业用户执行政府分时电价，直接参与市场交易用户不再执行 [2][3] - **吉林**：自2026年1月1日起执行，直接参与市场用户不再执行政府分时电价，参考现货分时均价信号等因素市场化形成价格 [2][3] - **湖北**：自2026年1月1日起执行，直接参与市场用户不再执行政府分时电价，通过市场化交易形成 [2][4] - **重庆**：自2026年1月1日起执行，不再人为规定分时电价水平和时段，由中长期分时段交易形成 [2][4] - **河北南网**：自2026年1月1日起执行，根据签约方式不同，合同分时电价直接传导或依据现货市场出清曲线特性形成 [2][4] - **贵州**：自2026年3月1日起执行，直接参与批发侧交易的两部制工商业用户不再执行峰谷分时电价，零售侧用户部分电量不再执行 [2][5] - **河南**：计划自2026年2月1日起执行，直接参与市场交易用户不再执行工商业分时电价政策 [2][6] - **山西**：处于征求意见阶段，拟对直接参与市场交易主体不再人为规定分时电价水平和时段 [2][6] - **江苏**：处于征求意见阶段，原则上对直接参与市场交易主体不再人为规定分时电价水平和时段 [2][6] 输配电价浮动安排 - **输配电价不参与浮动**：在已明确政策的辽宁、陕西、云南、吉林、湖北、河北南网、贵州、河南、山西、江苏共10个地区，政策均明确输配电价不随分时电价浮动 [2][3][4][5][6] - **输配电价参与浮动**：仅重庆一地政策明确输配电价参与浮动 [2][4]

核心观点 - 2026年3月1日起，中国电力行业将迎来关键的市场化变革，核心是取消由政府规定的固定分时电价，电力价格将全面由市场供需主导[2] - 此次改革旨在解决新能源装机激增背景下，传统固定分时电价机制导致的供需脱节与价格扭曲问题，通过真实的价格信号优化资源配置和系统运行效率[3][10] 政策调整与实施范围 - 截至2026年初，全国已有11个省市发布通知调整分时电价政策，其中9地已明确落地取消固定分时电价，2地（江苏、山西）正在征求意见[2] - 根据国家发改委、国家能源局2025年12月17日印发的《电力中长期市场基本规则》，自2026年3月1日起，直接参与电力市场交易的经营主体不再由政府规定分时电价水平和时段[2] 改革背景与必要性 - 传统分时电价机制将一天划分为高峰、平段、低谷时段并设定差异化固定电价，但随着新能源（尤其是光伏）装机激增，其划分与实际供需严重脱节[3] - 具体表现为：中午12:00-14:00因光伏发电量大，电力批发价常跌至0.1-0.2元/度，但用户仍需按0.8-1.0元/度的固定高价缴费，导致“绿电浪费”[3] - 而在传统晚高峰（18:00-21:00），光伏退出后电力成本极高，但固定电价无法反映此动态变化，导致资源错配与价格扭曲[3] 行业现状与转型基础 - 截至2024年底，全国发电装机容量达33.5亿千瓦，同比增长14.6%[6] - 包括风电、太阳能及生物质发电在内的新能源发电装机达14.5亿千瓦，首次超过火电装机规模[6] - 非化石能源发电量同比增量占比达到84.2%，绿色低碳转型成效显著[6] - 太阳能发电装机呈爆发式增长，2024年底达8.87亿千瓦，2025年3月进一步增至9.46亿千瓦，同比增幅达45.2%[7] 电力工业发展历程 - 中国电力工业始于1882年，至今已走过144年历程，正经历从规模扩张到绿色转型的关键跨越[3] - 发展主要阶段包括：1882-1921年初步发展、1921-1949年起步发展、1949-1978年高速发展、1978-2012年高质量发展、2012年至今的转型发展阶段[5] - 2015年《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》印发，启动了新一轮电改，推动构建清洁低碳安全高效的能源体系[5] 改革预期影响与方向 - 取消固定分时电价是电力市场化改革的必然选择，核心是将电价定价权从政府转移至市场[10] - 通过实时供需关系决定价格，让价格信号更真实、准确地引导资源配置[10] - 预期将激励用户调整用电行为、配置储能设施、发展虚拟电厂，最终提升整个电力系统的运行效率[10]

文章核心观点 - 自2026年3月1日起，国内电力行业启动一项关键市场化改革，核心内容是取消对直接参与电力市场交易用户执行的政府核定的固定分时电价机制，标志着电价形成机制从“政府核定”转向“随行就市”的市场化阶段 [3][4] - 改革旨在将电价定价权从政府转移至市场，让价格信号更真实反映实时电力供需，以优化电力资源配置，并对发电、用电、电网及辅助服务市场等全产业链产生深远影响 [6] 政策发布与实施概况 - 截至文章发布时，全国已有11个省市发布相关通知，提及对入市用户不再执行政府核定的固定分时电价 [3] - 其中9个省市已明确落地取消政策，包括贵州、河北（南网）、湖北、陕西、吉林、云南、重庆、辽宁、河南 [5] - 江苏和山西两省的调整方案仍处于征求意见阶段 [3][5] - 国家层面的政策依据是2025年12月17日国家发改委、国家能源局印发的《电力中长期市场基本规则》（1656号文），明确自2026年3月1日起实施 [3] 政策细节与地方差异 - 各地均严格落实国家要求，但在实施方式上结合本地实际存在差异 [5] - 湖北、重庆、河北南网、陕西、吉林、江苏等省份明确，对直接参与中长期交易的市场主体，不再人为划定电价时段与水平，完全交由市场形成分时价格 [5] - 湖北、陕西进一步界定“市场化用户”涵盖批发和零售两类用户 [5] - 河南、贵州、云南则在工商业分时电价调整中，提出参与电力市场的工商业用户不再执行固定分时电价 [5] - 在价格传导机制上，陕西提出售电公司代理用户电价将主要由市场批发均价传导，中午光伏大发时段将成为电力市场的价格洼地；河北南网则提出以合同总电费不变为前提，按现货市场分时电价曲线特性向零售用户传导 [6] 改革影响与行业展望 - 发电侧：新能源企业将更加注重光储融合发展，通过储能调整出力曲线以适配市场价格波动，提升收益稳定性 [6] - 用电侧：企业需主动依据市场分时价格信号优化用电策略，实现用电成本精准管控 [6] - 电网侧：将进一步强化平台功能，推动电力资源在更大范围高效配置 [6] - 辅助服务市场：储能、虚拟电厂等灵活性资源的价值凸显，可通过参与调频、调峰等服务获取多元收益 [6] - 行业观点：短期内会带来行业适应性阵痛，但从长期看，市场化定价机制将激活全产业链活力，对行业发展是利好 [7]

报告行业投资评级 未提及 报告核心观点 2025Q4大部分资产业绩呈现边际改善，不同行业表现分化；2026年各行业发展趋势受多种因素影响，需关注运营管理能力及新增竞争等风险，建议关注业绩向好且有潜力的项目 [3] 各行业总结 总览 - 25Q4多数资产业绩边际改善，消费、产业园及仓储物流收入和EBITDA环比正增长，公用事业增长亮眼，能源及交通EBITDA同比降幅收窄；24/25年新发REITs可供分配金额完成率为79%/64% [3][6][8][11][13] 公用事业 - 已上市4只涉及4个领域，首创水务REIT扩募项目终止；首钢生物质Q4垃圾处理量和发电量同比增加，首创水务冬季处理量环比降、同比持平，绍兴原水供水量环比降、同比增，济南供热停热率低于预期且成本下降 [20][23] - 首钢生物质与新增项目协同，首创水务可能受竞品分流；2026年现金流预计稳定，业绩分化取决于运营方主动管理能力，也需关注季节性波动等风险 [32][35] 消费 - 12只REITs上市，涉及四类细分资产，商管运营能力强；Q4消费旺季，运营方主动调改，项目出租率和收缴率表现好，租金多数提升 [37][41][45] - 购物中心、奥特莱斯、超市配套和农贸市场各有表现；26年春节错期或使Q1业绩补偿性提升，扩内需政策有望激活市场 [49][56] 保租房 - 8只REITs上市，按招租模式分两类，客群画像有差异；政府主导型项目量价稳固，市场化项目以价换量，部分底商招商慢 [58][61] - 收入整体正增，利润率环比普遍下降，派息率下滑，厦门安居周边竞品多；2026年行业面临新增供给冲击，地方平台更稳健，市场化主体需精细化运营 [65][79][80] 能源 - 25Q4新增1单发行、1单扩募，区域分布分散；电量过半同比下滑，售电结构市场化交易电量占比稳中略降；电价同比稳中下行 [82][85][88] - 收入微降、EBITDA企稳，可供分配金额平均提升3%；26年机制电量托底收入，项目收益稳定性取决于电力交易策略 [94][97][100] 交通 - 25Q4无新增发行及上市，道路能级以双向四车道居多；部分项目因周边路网获引流或分流出清，七成项目车流同比下降 [104][107][108] - 通行费收入环比降、同比增，过半项目EBITDA利润率处年内低位，四成REITs可供分配金额同比提升；26年车流受分流影响或减弱，业绩支撑来自成本管控 [111][118][122] 仓储物流 - 25Q4新增发行1只，底层项目分布广泛；全国仓储租金承压，区域分化，市场化项目以价换量，整租型波动小 [128][131][135] - 收入与利润率普遍走弱，可供分配金额环比平均提升；短期内租金仍承压，项目业绩因区域和租赁模式而异 [138][142][147] 产业园 - 25Q4有首发和扩募，共20只上市；商务园区出租率和收缴率回升、租金待筑底，制造园区出租率和收缴率高、租金下行压力大 [149][155][159] - 基金收入边际改善初现，EBITDA依旧承压，个券可供分配金额变动分化；26年供给总量高位，市场深度调整，建议关注优质项目 [163][167][175] IDC - 已上市两单，经营模式为大客户长期协议；25Q4经营稳定，财务指标环比提高；26年基本盘稳定，需关注成本端供电及用电效率 [177][181][185]

政策核心与范围 - 国内电力行业自2026年起迎来市场化变革 核心是“取消固定分时电价” [3] - 截至文章发布 全国已有11个省市发布相关通知 其中9地已明确落地取消政策 江苏、山西两省的调整方案仍处于征求意见阶段 [3] - 国家层面 国家发改委、国家能源局于2025年12月17日印发《电力中长期市场基本规则》 明确自2026年3月1日起 直接参与市场交易的经营主体不再人为规定分时电价水平和时段 [3] 政策背景与定义 - 分时电价机制是电力市场化改革过渡阶段的核心电价调控手段 根据一天中不同时段的电力供需状况制定差异化固定电价 以引导错峰用电和“削峰填谷” [3] - 该机制曾有效发挥削峰填谷、保障电网安全、提升新能源消纳水平的作用 [4] - 随着电力现货市场全面落地 分时电价机制迎来退出的合适契机 [4] - 此次取消的是政府核定的固定分时电价 并非分时定价机制本身 市场化分时定价仍将延续 定价主体从政府转向市场 [5] 地方政策实施细节 - 已明确取消固定分时电价的9个省市为贵州、河北（南网）、湖北、陕西、吉林、云南、重庆、辽宁、河南 [5] - 湖北、重庆、河北南网、陕西、吉林、江苏等省份明确 对直接参与中长期交易的市场主体 不再人为划定电价时段与水平 完全交由市场形成分时价格 [5] - 湖北、陕西进一步界定“市场化用户”涵盖批发、零售两类用户 [5] - 河南、贵州、云南在工商业分时电价新一轮调整中 提出参与电力市场的工商业用户不再执行固定分时电价 [5] - 陕西提出 售电公司代理用户电价将主要由市场批发均价传导形成 中午光伏大发时段将成为电力市场的价格洼地 [5] - 河北南网提出 中长期合同采用曲线交易模式签约的 以合同总电费不变为前提 按照现货实时市场月度分时电价曲线特性以及合同分时电量形成合同的分时电价 向零售用户传导 [6] 改革影响与行业展望 - 政策调整的核心要义是将电价定价权从政府转移至市场 实现电力价格“由市场主导决定” 让价格信号更真实反映实时电力供需状况 [6] - 改革将对电力全产业链产生深远影响 [6] - 发电侧 新能源企业将更加注重光储融合发展 通过储能调整出力曲线以适配市场价格波动 提升收益稳定性 [6] - 用电侧 企业需主动依据市场分时价格信号优化用电策略 实现用电成本精准管控 [6] - 电网侧 将进一步强化平台功能 推动电力资源在更大范围高效配置 [6] - 辅助服务市场 储能、虚拟电厂等灵活性资源的价值凸显 可通过参与调频、调峰等服务获取多元收益 [6] - 业内观点认为 逐步取消固定分时电价是电力市场化改革的大势所趋 短期内会带来行业适应性阵痛 但长期看市场化定价机制将激活全产业链活力 [6]

核心政策与改革进程 - 国家发改委与国家能源局于2025年12月17日印发《电力中长期市场基本规则》（1656号文），明确自2026年3月1日起，直接参与市场交易的经营主体不再执行政府核定的固定分时电价 [1] - 该政策标志着分时电价机制正式从“政府核定”迈入“随行就市”的市场化阶段，核心要义是将电价定价权从政府转移至市场 [1][2][3] - 截至新闻发布，全国已有11个省市发布相关通知，提及对入市用户不再执行固定分时电价，其中9地已明确落地取消政策，江苏、山西两省的调整方案仍处于征求意见阶段 [1][2] 已实施政策的省市详情 - 已明确取消固定分时电价政策的9个省市分别是贵州、河北（南网）、湖北、陕西、吉林、云南、重庆、辽宁、河南 [2] - 湖北、陕西进一步界定“市场化用户”涵盖批发和零售两类用户 [3] - 湖北、重庆、河北南网、陕西、吉林、江苏等省份明确，对直接参与中长期交易的市场主体，不再人为划定电价时段与水平，完全交由市场形成分时价格 [2] 地方政策实施差异与价格传导机制 - 河南、贵州、云南在工商业分时电价调整中，提出参与电力市场的工商业用户不再执行固定分时电价 [3] - 陕西提出，售电公司代理用户电价将主要由市场批发均价传导形成，中午光伏大发时段将成为电力市场的价格洼地 [3] - 河北南网提出，中长期合同采用曲线交易模式签约的，以合同总电费不变为前提，按照现货市场分时电价曲线特性及合同分时电量形成分时电价，向零售用户传导 [3] 改革对电力产业链的深远影响 - 发电侧：新能源企业将更加注重光储融合发展，通过储能调整出力曲线以适配市场价格波动，提升收益稳定性 [4] - 用电侧：企业需主动依据市场分时价格信号优化用电策略，实现用电成本精准管控 [4] - 电网侧：将进一步强化平台功能，推动电力资源在更大范围高效配置 [4] - 辅助服务市场：储能、虚拟电厂等灵活性资源的价值凸显，可通过参与调频、调峰等服务获取多元收益 [4] 行业观点与长期展望 - 业内普遍认为，逐步取消固定分时电价是电力市场化改革的大势所趋，旨在让价格信号更真实、准确地反映实时电力供需状况，为电力资源优化配置提供支撑 [3] - 行业观点认为，市场化定价机制将激活全产业链活力，尽管短期内会带来行业适应性阵痛，但从长期来看对行业发展是利好 [5]

行业投资评级 - 看好（维持）[8] 核心观点 - 发电量增速边际回落，火电降幅收窄，但预计2026年火电电量降幅或将进一步扩大[8][12][15] - 公用事业基金持仓环比上升，增持方向主要集中于火电企业，但持仓比例仍处于较低水平[8][11] - 投资者对公用事业板块2026年盈利预期已至较低水平，低位公用事业资产值得关注[8] - 在低利率及政策鼓励长期资金入市趋势下，红利资产仍为值得长期配置的方向之一[8] - 电力市场化改革将逐步给予电力商品各项属性充分定价，以服务高比例新能源电量消纳[8] 行业动态跟踪总结 基金持仓 - 截至4Q25末，公用事业占全部基金股票投资市值比例为1.25%，环比上升0.10个百分点[8][11] - 公用事业基金持仓相对标准行业配置比例低配2.03个百分点，低配幅度环比收窄0.17个百分点[8][11] - 4Q25基金增持主要集中于3Q25业绩较好的火电公司，持股占流通股比例增加最多的三家公司为华能国际（环比+1.1%）、皖能电力（环比+0.9%）、建投能源（环比+0.9%）[8][11] - 基金公司持股总市值增加最多的三家公司为华能国际（环比+9.6亿元）、长江电力（环比+4.8亿元）、国电电力（环比+3.4亿元）[11] 电量数据 - 2025年12月规上电厂发电量同比+0.1%，增速较2025年11月回落2.6个百分点，主要受气温因素拖累[8][12] - 2025年累计发电量同比+2.2%[10][16] - 分电源看： - 火电：2025年12月同比-3.2%，降幅较11月收窄1.0个百分点；2025年累计同比-1.0%[8][10][12][17] - 水电：2025年12月同比+4.1%，增速较11月回落13.0个百分点；2025年累计同比+2.8%[8][10][12][20] - 核电：2025年12月同比+3.1%，增速较11月回落1.6个百分点；2025年累计同比+7.7%[8][10][12][24] - 风电：2025年12月同比+8.9%，增速较11月回落13.1个百分点；2025年累计同比+9.7%[8][10][12][18] - 光伏：2025年12月同比+18.2%，增速较11月回落5.2个百分点；2025年累计同比+24.4%[8][10][12][18] 电价数据 - 广东：2026年1月16日~1月22日，日前市场出清均价周均值为326元/兆瓦时，同比上涨14元/兆瓦时（+4.5%）；1Q26至今均价为324元/兆瓦时，同比下跌21元/兆瓦时（-6.0%）[25][26] - 江苏：2026年1月16日~1月22日，日前市场出清均价周均值为274元/兆瓦时，周环比下跌20元/兆瓦时（-6.8%）[25][26] - 山西：2026年1月16日~1月22日，日前市场算术平均电价周均值为385元/兆瓦时，同比上涨59元/兆瓦时（+18.2%）；1Q26以来均价为244元/兆瓦时，同比下跌44元/兆瓦时（-15.4%）[27][28] - 山西中长期交易电价：12M25同比下跌7.4%[10][28] 动力煤市场 - 港口及坑口煤价环比走弱： - 秦皇岛山西产Q5500动力末煤平仓价685元/吨，周环比下跌10元/吨（-1.4%），同比下跌68元/吨（-9.0%）[29][30] - 内蒙古鄂尔多斯Q5500动力煤坑口价516元/吨，周环比下跌25元/吨（-4.6%）[29][30] - 进口煤价：广州港Q5500印尼煤库提价为729元/吨，周环比下跌2元/吨（-0.3%），同比下跌101元/吨（-12.2%）[31][33] - 海运运费：秦皇岛-广州海运煤炭运价指数周环比上涨4.3元/吨（+12.8%）；秦皇岛-上海运价指数周环比上涨3.9元/吨（+17.3%）[31][34][35][38] - 库存情况： - 秦皇岛港煤炭库存580万吨，周环比增加30万吨（+5.4%）[39][40] - 全国25省电厂煤炭库存量12309万吨，周环比减少334万吨（-2.6%），同比减少374万吨（-3.0%）[39][40] - 全国25省电厂日耗煤量688万吨，周环比增加57万吨（+9.0%），同比增加112万吨（+19.5%）[39][40] 水文数据 - 三峡水库水位170米，同比上升1.2%[41][44][46] - 1Q26以来三峡平均出库流量8235立方米/秒，同比上升10.2%[42][43] - 本周（2026年1月16日~22日）三峡平均入库流量同比上升10.6%，平均出库流量同比上升14.4%[41][42][44] 上周行情回顾总结 行业表现 - 本周（2026/1/19~2026/1/23）申万公用事业指数上涨2.3%，跑赢沪深300指数2.9个百分点，跑赢万得全A指数0.5个百分点[8][47][48] - 子板块周涨跌幅：水电-0.9%，火电+2.7%，风电+2.8%，光伏+7.2%，燃气+7.2%[49][50] - 年初至今子板块涨跌幅：水电-1.9%，火电+5.5%，风电+5.7%，光伏+16.0%，燃气+11.0%[51] 个股表现 - A股涨幅前五：梅雁吉祥(+25.7%)、中泰股份(+23.0%)、特瑞斯(+21.6%)、胜通能源(+18.4%)、百通能源(+18.2%)[53] - A股跌幅前五：世茂能源(-21.5%)、华光环能(-10.7%)、黔源电力(-4.8%)、德龙汇能(-2.1%)、长江电力(-2.0%)[53] 投资建议与标的 火电 - 2026年煤电容量电价补偿比例持续提升，叠加现货市场全面铺开，火电商业模式改善已初见端倪[8] - 预计2026年火电行业分红能力及分红意愿均有望持续提升[8] - 推荐标的：建投能源(买入)、华电国际(买入)、国电电力(买入)、华能国际(买入)、皖能电力(买入)；相关标的：豫能控股(未评级)[8] 水电 - 商业模式简单优秀，度电成本最低，短期来水压力已逐步缓解[8] - 建议布局优质流域的大水电，相关标的：长江电力(未评级)、桂冠电力(未评级)、川投能源(未评级)、华能水电(未评级)[8] 核电 - 长期装机成长确定性强，市场化电量电价下行压力最大的时间节点已过[8] - 相关标的：中国广核(未评级)[8] 风光 - 碳中和预期下电量仍有较高增长空间，静待行业盈利底部拐点[8] - 优选风电占比较高的行业公司，相关标的：龙源电力(未评级)[8]