行业投资评级 - 报告对公用事业行业（火电）的投资评级为“看好”，并维持这一评级 [11] 核心观点 - 火电行业正处于新老投资框架切换的历史级别拐点，资本市场行情久期可能超出市场基础预期 [5] - 当前时点“老周期框架”和“新红利框架”均有逻辑支撑：周期框架下煤价不具备持续大涨基础且适度上涨可通过电价顺价传导；红利框架下容量电价阶梯式抬升使盈利与煤价关联度下降，业绩和分红的可预期性、可持续性提升 [5] - 投资框架切换导致煤价对火电股价的影响权重在2025年大幅降低 [8] - 推荐关注全国性火电央企，因其具备更优的利润兑现率和分红增长预期 [7] - 火电企业未来利润增长点包括全国性布局的灵活性、新能源资本开支压力缓解带来的股东回报提升、以及电力体制改革深化下灵活性价值的兑现 [9] 度电盈利修复至高位，布局火电的逻辑 - 行业龙头华能国际2025年前三季度度电利润总额实现0.051元/千瓦时，单三季度修复至0.060元/千瓦时，为2022年以来最高水平 [17] - “老周期框架”下，宏观经济处于弱复苏阶段，煤炭在碳中和及保供背景下难现2021-2022年大涨走势，适度煤价上涨可通过电价顺价传导 [19] - “新红利框架”下，容量电价2024-2025年全国大部分地区为100元/千瓦·年，2026年将再升不低于65元/千瓦·年，折算度电贡献从约0.023元/千瓦时抬升至不低于0.037元/千瓦时 [23] - 容量电价提升使火电盈利来源结构改善，与周期煤价关联度下降，资本市场可通过拉长资产久期、优化折现率实现资产价格重估 [23] PB估值存在失真，适用定价方法 - 市场过去长期以PB估值体系看待火电，但在投资框架切换过程中有效性不足 [6] - 新红利框架下，市盈率或股息率是更好参考依据 [6] - 火电市盈率长期低于其他电源，部分公司PE不足10倍，偏低估值水平将随容量电价加持和框架切换被重新审视 [28] - 参考煤炭采掘、石油开采等周期红利资产，4.5%-5.0%股息率为市场长期资金可接受水平 [30] - 基于2026年业绩预期，华能国际H预期股息率在8%以上，大唐发电H及华电国际H接近6%，仍有修复空间和投资价值 [31] 全国性火电央企与区域性火电企业比较 - 更推荐关注以华能国际、大唐发电等为代表的全国性火电央企 [7] - 容量电价机制完善为整个火电行业带来向上β，全国性央企具备特定α [36] - 中央国资委考核从“一利五率”升级至综合“市值管理”和“分红倡导”，全国央企利润兑现率、分红增长率大概率好于市场预期 [36] - 区域国企服从地方国资系统管理，现阶段优先考虑有中央国资委考核约束的全国央企 [36] 煤价涨而火电不跌的现象分析 - 2024年年中动力煤价格企稳回升导致火电股价下跌，但2025年6月下旬以来煤价持续小幅探涨并未导致火电股价下跌 [41] - 2024年容量电价实施第一年且煤价下行，资本市场仍以老周期框架为主导 [41] - 2025年因2026年容量电价明确抬升使周期切换红利预期更明确，且经历2025年全国中长期协议电价下行后，火电运营商业绩展现超预期韧性 [41] - 煤价对火电经营和股价影响权重下降，但后续仍需边际跟踪煤价和电价；红利框架下需加大跟踪分红回报相关事项 [45] 火电企业未来利润增长点 - 全国性发电集团核心火电平台具备全国开发建设区域可选择性，可灵活结合政策变化开发合适电源种类，规避单一电源风险 [47] - 新能源发展转向需求导向、效益为先的高质量发展阶段，新能源板块资本开支压力有望明显缓解，央企资本开支达峰后增加股东回报是潜在资产价格向上重估期权 [49] - 新型电力系统下灵活可调节能力日益稀缺，现货市场全面推进和落地可期，火电机组通过“以量换价”方式（如放弃基础电量、增加调峰电量）可使度电盈利仍有向上空间 [49]

市场环境与投资策略转变 - 市场波动加剧，上证指数突破4000点后回落并进入区间震荡，成长类资产如科技、新能源、医药等板块轮动速度加快 [1] - 资金观望情绪浓厚，更加重视资产选择，各板块资金分布可能迎来新一轮再配置 [1] - 市场情绪冷静后，兼具行业空间和基本面兑现能力的资产更受青睐 [1] 储能行业崛起的政策驱动因素 - “136号文”政策（《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》）于今年2月发布，核心内容是新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，电价由市场交易形成 [2] - 新政策导致电价波动加剧，峰谷价差扩大，例如中午光伏发电集中导致电价显著降低，晚上用电高峰导致电价大涨 [2] - 储能系统通过低价时充电、高价时放电，将峰谷价差转化为自身收益，成为最受益于电价市场化的环节 [2] 储能对新能源发展的战略意义 - 储能是解决新能源消纳问题的关键，可将电网无法消纳的电能储存起来，在电网有空余容量时释放，有效疏通新能源发展的堵点 [3] - 中国作为新能源大国，要继续发展新能源，必须配套建设储能设施 [3] 储能项目经济性的提升 - 各省陆续发布容量电价或容量补偿政策，为储能项目提供一部分确定性收益 [4] - 容量政策与峰谷价差交易相结合，有效提高了储能项目的内部收益率（IRR），显著覆盖资金成本，使建设储能“有利可图” [4] - 适合建设储能的优质资源位（如靠近变电站、用电中心、风光基地）有限，叠加经济性提升，推动各类资金活跃投资，招标数据持续超预期高涨 [4] 储能产业链与投资工具分析 - 储能是一个系统，涉及储能电芯、PCS（变流器）、逆变器、温控设备等多个细分领域，适合指数投资 [5] - 储能电池ETF（159566）跟踪的国证新能源电池指数成份股集中在电池制造和储能系统类别，不涉及上游设备材料和中游零部件，对储能板块的暴露度高、纯度好 [6] - 相较于可能面临更大不确定性的电池零部件环节，该指数基本面更为扎实 [6] - 储能电池ETF规模已超20亿，为市场上规模第一的聚焦储能板块的ETF，近期持续获得资金净流入 [6]

市场整体表现 - A股三大股指午后强势拉升，沪指涨0.23%报3969.25点，深证成指涨0.37%报13223.56点，创业板指涨1.03%报3166.23点 [1] - 沪深北三市合计成交18945亿元，较此前一日减少约440亿元，已连续两日维持在2万亿元下方 [1] - 场内近3400股飘红，新股丰倍生物登陆沪市主板大涨172.6%，盘中最高涨幅达210.3% [1] 新能源板块 - 储能、风电、光伏等新能源板块集体爆发，多股涨停，亿能电力涨超20%，双杰电气、阿特斯、众智科技、金冠电气、中能电气等20%涨停 [1][3] - 市值超4000亿元的阳光电源涨超7%，全日成交233.7亿元，位居A股成交额首位 [1][3] - 机构观点认为全球储能需求在新能源渗透率提升和系统成本下降驱动下爆发，国内外需求共振，欧洲储能项目收益率已提升至10%-15%，2025年有望成为欧洲储能爆发拐点 [4] - 国内方面，政策推动储能峰谷价差套利空间增大，预计国内储能需求将在2026年起加速增长 [4] - 中信建投证券表示国内储能迎来经济性拐点，上调明年国内新增装机至300GWh，储能将带动锂电需求明年增速超过30% [5] 海南自贸概念 - 海南自贸概念活跃，海马汽车斩获4连板，洲际油气、凯撒旅业、海峡股份、海南发展等涨停 [1][7] - 国信策略指出，海南自由贸易港建设正迎来2025年全岛封关运作的重要里程碑，投资主题从B2C消费转向B2B产业升级和高附加值服务业 [8] - 2024年数据显示，海南重点园区的高新技术产业和现代服务业投资增速分别为9.1%和22.8%，成为新的增长引擎 [8] 煤炭板块 - 煤炭板块强势拉升，安泰集团涨停斩获3连板，宝泰隆涨停，大有能源涨约6% [9][10] - 行业方面，四季度供给端受安全监管和超产核查约束，需求端冬储需求提前释放，预计12月份供给或再度出现缺口 [11] - 中信证券预计四季度港口动力煤均价环比上涨或超过15%，煤价高点有望超过850元/吨，焦煤价格四季度均价环比上涨或接近200元/吨 [12]

涉及的行业与公司 * 行业为抽水蓄能、新型储能及调峰水电行业[1] * 公司为南网储能公司[1] 项目投产规划 * 南宁梅圩抽水蓄能项目总装机240万千瓦 2025年底全面投产 已有两台机组投产 剩余两台预计年底前投运 2026年1月进入商业运行[2] * 肇庆浪江和惠州中洞项目计划2026年底前首台机组投产 2027年上半年全部投产[2] * 茂名电白项目预计2027年底前首台机组投产 2028年上半年全部投产[6] * 桂林灌阳项目预计2028年底首台机组投产 2029年上半年全部投产[6] * 贵港、钦州和玉林三个项目预计2029年底前全部机组投产发电[6] * 云南西畴项目可能要到十四五期间再进行[6] 现货市场交易与影响 * 梅墟抽水蓄能电站进入现货市场后容量电价机制未变 电量电费增加 但总体收入仍以容量电费为主[2] * 现货市场收益贡献约为千万元级别 相较于容量电费几亿元的比例较小 对利润贡献不显著[2][7] * 广东现货市场价差较低 不到两毛钱[7] * 公司正推进会序、清序、申序等多个项目进入现货市场 具体进度取决于电力市场建设及技术指标达成情况[2][8] 业务收入与利润构成 * 公司前三季度营业收入53.2亿元 同比增长17.7% 归母净利润14.33亿元 同比增长37%[4] * 前三季度抽水蓄能业务收入30.83亿元 占比62%[2][9] * 调峰水电竞争收入16.5亿元 占比31%[2][9] * 新型储能收入2.67亿元 占比5.02%[2][9] * 抽水蓄能和新型储能业务贡献利润总额90%以上[2][10] * 因集约化管理成本 难以明确拆分各项业务的具体盈利情况[2][10] 电价机制与核价周期 * 下一个三年核价周期内 容量电价和电量电费的扣减将分三年进行 以避免对利润产生过大影响[2][12] * 已投产并竣工结算的电站继续按633号文执行 资本金内部收益率为6.5%[3][12] * 容量电费和电量电费是分开计算的两部制电价体系[13] * 新型储能定价机制参照抽水蓄能 包括容量补偿、电量费用及市场化交易收入[4][15] * 国家发改委正制定全国统一原则性规定 各省细化政策 宁夏、甘肃、云南等地已发布征求意见稿[4][15] 新型储能发展规划与技术 * 公司计划到2035年实现新能源装机36亿千瓦[4] * 十四五期间计划新增新型储能200万千瓦 十五五期间新增300万千瓦 到十六五末达到1,000万千瓦[4][14] * 在建新型储能项目包括宁夏中卫项目和丽江华坪全钒液流储能项目[4][14] * 宁夏项目综合造价约为每瓦时不到0.8元[4][17] * 云南丽江华坪全钒液流电池建设成本约为每瓦时1.7-1.8元 租赁按三倍容量计算[4][17] * 除锂离子和全钒液流电池外 公司在丘北项目引入钠离子电池 并跟踪重力储能、压缩空气储能等新兴技术[4][18] 其他重要信息 * 公司2025年前三季度业绩增长主要得益于桥巩水电站来水增加[4] * 今年来水偏丰 明年情况难准确判断但主观推测可能不会太差[11] * 新型储能业务因其规模及成熟度相对较低 盈利模式尚未完全成熟[10] * 对于尚未竣工决算的项目 如梅旭和杨旭 需要进一步确认其资本金投入金额[12]

投资评级 - 报告对华能国际的投资评级为“买入”，且为上调评级 [1][7] 核心观点 - 公司2025年第三季度业绩超预期，主要得益于煤价下跌大幅改善盈利能力 [1][7] - 2025年前三季度实现营业收入人民币1,729.75亿元，同比下降6.19% [7] - 2025年前三季度实现归母净利润人民币148.41亿元，同比增长40.70% [7] - 盈利预测上调，预计2025-2027年归母净利润分别为152.14亿元、161.46亿元、173.35亿元 [7] - 当前股价对应2025-2027年市盈率分别为8倍、8倍和7倍，估值空间较大 [7] 市场与财务数据 - 截至2025年10月28日，公司收盘价为7.73元，市净率为2.0倍 [2] - 基于最近一年分红计算的股息率为3.49% [2] - 截至2025年9月30日，公司每股净资产为4.26元，资产负债率为63.78% [2] - 预测2025年营业总收入为2,414.84亿元，同比微降1.7% [6] - 预测2025年毛利率为18.8%，净资产收益率为10.1% [6] 火电业务表现 - 煤炭成本下降持续释放火电利润弹性，是业绩超预期的主因 [7] - 2025年前三季度境内煤电实现税前利润总额132.68亿元，较去年同期65.68亿元同比大增102% [7] - 2025年前三季度煤电度电利润总额为0.051元，较去年同期的0.024元增加117% [7] - 公司科学统筹煤炭长协与现货采购，燃料成本显著降低 [7] 新能源业务表现 - 新能源装机量持续高增长，2025年前三季度新增风电装机2,205.25兆瓦，同比增加50.28% [7] - 2025年前三季度新增光伏装机4,626.8兆瓦，同比增加23.28% [7] - 光伏电量保持高速增长，前三季度同比增加47.73% [7] - 风电利润受风况不佳制约，前三季度利润总额46.30亿元，同比降低11% [7] - 风电度电利润总额0.158元，同比下降18.24% [7] - 光伏板块前三季度利润总额33.07亿元，同比增加36% [7] 政策与分红价值 - 容量电价政策有助于稳定公司盈利预期，回收固定资本开支 [7] - 公司2024年每股派发现金红利0.27元，对应A股股息率3.49% [2][7] - 预计容量电价政策推进将增强盈利稳定性，凸显调节价值 [7]

行业与公司 * 纪要涉及的行业为电力行业 特别是新能源发电与储能行业[1] * 核心讨论围绕发电企业 尤其是新能源发电企业展开[3][4][5] 核心观点与论据：储能业务布局与市场趋势 * 2025年发电企业开始进行储能长单改造 包括新增和优化现有设施 原因是优化存量场地和配置后收益良好[1][3] * 早期配置的储能设备电芯老化 更换需求预计在2026-2027年集中释放 为市场带来新增长点[1][3] * 2024年开始 新能源强配储能比例明显缩减 发电企业更多转向建设独立的储能电站[3] * 尽管136号文取消强制配建 但部分地区如云南仍以其他形式要求配建储能[1][3] * 2025年发电侧配置储能意愿不强 虽收益率较高 但发电企业不倾向大规模推进 因非主营业务[1][4][5] * 集团对于建设储能意愿不强 更聚焦于发展装机相关建设 未来可能有一定体量集中式光伏项目和存量换新 但总体规模不会特别大[16] 核心观点与论据：政策与调度机制 * 解决新能源消纳问题的关键在于电网调度权 辽宁等地试点将调度权下放发电侧 允许自主调度以缓解弃风弃光[1][6] * 国家考虑下放发电侧调度权并执行容量电价政策 以应对弃风弃光率恶化问题[1][10] * 分布式能源不能完全自主运行 仍需依赖电网的调度权限 例如在山西建设储能设施需先纳入规划[8][9] * 未来消纳问题可能通过两个途径解决 一是发展独立侧 网侧的大规模储能 二是发电侧配件调度权下放[16] 核心观点与论据：储能收益与电价机制 * 储能容量电价主要来源于售电收入 由全社会承担调节成本[1][11] * 甘肃拟将煤电容量电价提升至330元/千瓦 但因用电成本增加尚未最终确定 目前执行165元/千瓦[1][11][14] * 目前新能源场站通过减少弃风弃光和峰谷差套利获得收益 收益率可达8%~9%[11] * 网侧独立储能相比自建储能优势明显 调用次数有保障 通常能保证300次以上 有些区域达330次 而自建储能一年最多约200次[2][14] * 若出台容量电价政策 会优先实施于商业级的大型独立储能 而非新能源场站配件储能[2][14] * 商业级大型独立储能投资略高 但设备多为购网型 调频能力更强 收益也更好[2][14] 其他重要内容 * 早期2019年强制配件的项目数量有限 大约五六个 总规模约400兆瓦时 换新需求总体体量不大[15]

行业与公司 * 行业聚焦于中国及全球新型储能市场，特别是电化学储能（锂电储能）[1][3][5] * 公司层面提及宁德时代、阳光电源、易纬科技和海波特等企业在储能领域被看好[1][5] 核心观点与论据 政策驱动与市场前景 * 中国储能市场在取消强制配备后，转向容量补偿和容量电价政策，预计未来将全面推广，国家层面将有统一规划[2] * 河南省发布新型储能政策，为独立储能提供兜底收益每度电0.383元，全年覆盖不低于350次放电，并明确容量电价测算方法，旨在提升装机总量[1][6] * 河南省政策出台背景是当前有效调度运用的独立储能装机量不到3GWh，远低于2025年6GW功率及12GWh容量的规划目标[7] * 全国新型储能新增装机量持续高增长，今年前三季度新增超过90GWh，全年新增预计接近150GWh，明年预期增速保守估计30%~40%，全年可达200GWh以上[1][9] * 全球储能周期处于高增长阶段，是新能源领域增速最快且最容易超预期的板块，欧洲和新兴市场去年已爆发，美国市场表现良好[3] 项目进展与区域动态 * 河南省正实施源网荷储一体化项目，包括2.3GW储能装机容量，对应超过5GWh储能容量，以解决新能源消纳问题[1][10] * 保守估计河南省明年将新增超过10GWh独立储能装机量，加上源网荷一体化项目，总装机量预计超过20GWh[8] * 除西北地区外，东北三省对储能需求最为迫切，存量新型储能装机量非常少，未来几年空间巨大[18] * 内蒙古地区截至9月份新开工十几个GWh锂电储能项目，在建项目总计超过40GWh[31] * 广东省市场容量巨大，每个220kV变电站都可建设独立储能站，全国220kV以上变电站超一万个，提供广阔发展空间[32] 技术路线与投资回报 * 锂电材料结束三年通缩周期进入通胀周期，整体利好锂电储能[1][5] * 绿电直连项目投资回报率较高，西北省份绿电成本低，即使考虑自建电网成本，最终电价仍低于电网购电价格[1][15] * 离网型绿电直连适用于冶金等不太敏感负荷，并网型则适用于数据中心等对用电可靠性要求高的负载[14] 供应链与成本压力 * 电芯供应非常紧张，头部电芯企业排产已排到明年2月份以后，导致储能集成公司面临成本上升和项目交付延期风险[4][22] * 近期电芯价格上涨，储能设备报价大幅提升，目前2小时储能设备平均报价已接近每瓦时0.55元及以上水平[22] * 当前头部六到七家电芯企业技术差距和价格差距较小[27] 政策细节与风险提示 * 河南省容量补偿细则按满功率放电时长与最长净负荷高峰时长比值计算，例如当地煤电容量电价为165元每千瓦每年，2小时储能站可获得约55元每千瓦每年补偿[23] * 补贴政策（如兜底收益）一般持续1至2年，预计覆盖2026年项目并可能延续至2027年上半年，市场成熟后退出[28] * 政策明确禁止高充低放（充电价格高于放电价格），目前平均日运行时长已从满负荷2次充放降至1.2次[29] * 明年1月1日起所有风光发电竞价形成将进入现货市场，可能导致价格波动更加剧烈[19][20] * 分时电价峰谷时段未来将不再固定，用户侧价格与发电侧现货价格更好衔接，对储能系统调节能力和EMS要求更高[21] 其他重要内容 * 发改委发文指出未来容量电价更适宜在发电侧建立健全，并在工商业用户侧分摊，河南煤电容量补偿标准为165元每千瓦每年，高于全国多数省份的约100元[4][16] * 河南省独立储能项目可以同时获得容量补偿和容量租赁，但不能同时拿这两者[25] * 补贴资金来源预计列入系统运行费用，由全体工商业用户分担[26] * 备案量不等同于实际开工量，例如广东省今年备案上百项目，但实际独立储能开工项目不到十几个[31]

行业投资评级 - 全面看好大储板块 投资建议首推宁德时代、阳光电源、海博思创、亿纬锂能 其次为阿特斯、比亚迪、中创新航、欣旺达、派能科技、上能电气、科华数据 关注鹏辉能源、瑞浦兰钧、英维克、伊戈尔等 [2] 核心观点 - 国内由强制配储向独立储能转变 电力市场化改革改变储能项目收益模型 驱动IRR抬升 [2][8] - 地方政府密集出台储能容量电价补偿政策 建立市场化收益机制 项目IRR普遍在8–12%区间 高价值省份可达15%以上 [2][18] - 上修国内储能需求预测 预计25年国内储能装机149GWh 同比+35% 26年装机194GWh 同比+30% 到30年预计装机340GWh 同比+12% [2][82] - 储能电芯供不应求持续至26H2 全行业产能利用率80-90% 一二线持续满产 低价订单价格上涨1-3分/wh 厂商盈利大幅改善 [2] - 独立储能对储能电池和系统质量要求提高 采用龙头电池的储能电站年稳定运行天数高20% 对应IRR高30%+ 国内竞争格局有望集中 [2] 容量电价与商业模式 - 136号文后强制配储正式退出 不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件 [6][8] - 现货市场在29个省级电网区域开展试运行或正式运行 电力市场化改革将改变储能项目收益模型 [2][12] - 独立储能作为独立主体接入电力市场 具备多元化收益来源 包括容量电价/补偿、现货市场套利、容量租赁和辅助服务 [10][11] - 内蒙古储能政策补贴力度全国最强 0.35元/kWh放电补偿下项目IRR可达10–20% [2][21] - 甘肃率先落地"火储同补"容量电价机制 执行标准为330元/kW·年 项目IRR约9–12% [24][25] - 宁夏容量电价逐步上调 26年上调至165元/kW·年 IRR测算6–8% [28][29] - 河北容量电价机制+充放电价格政策并行 享受100元/kW·年容量电价 IRR约6–8% [32][33] - 新疆容量补偿逐年递减 25年标准为0.128元/kWh 若按此标准延续IRR测算6–8% [37][38] 需求预测与装机情况 - 25年1-8月国内新型储能装机75.9GWh 同比+42% 1-8月储能EPC招标116GWh 同比增约40% [2][71] - 分省份看 25-26年新疆和内蒙是装机主力 贡献70GWh 贡献40-50%装机 [2][83] - 25H1国内独立储能占比58% 累计装机规模127GWh 7月储能招标中独立储能占比已达到92% [60][62] - 国内算力发展对储能拉动明显 预计2030年数据中心储能需求120GWh 占总体储能需求1/3 [2][78] - 25年储能电池需求197GWh 同比+42% 对应储能系统和电芯均价分别为0.48、0.28元/wh 市场空间分别为945/551亿元 [85][86] 产业链与竞争格局 - 预计25/26年全球储能电池需求521/710GWh 同比增长60%/36% [2][115] - 全球储能系统竞争格局整体分散 24年CR5合计49% 25年前五名为阳光电源、特斯拉、比亚迪、中国中车、海博思创 [89][90] - 国内储能系统竞争格局更加分散 24年CR5合计约30-35% [93][94] - 独立储能趋势下代建代运营成为创新型商业模式 具备电芯-PCS-EMS一体化设计能力的厂商有望脱颖而出 [100][105] - 25年宁德时代储能电芯市占率约30% 全球CR3份额超50% 国内市场CR3份额45-50% [106][107]

**行业与公司** 电力行业（火电 风电 水电 核电） 上市公司包括华能国际 大唐发电 华润电力 中国电力 龙源电力 新天绿色能源 福能股份 中闽能源 中国核电 中广核 雅砻江（国投/川投）等[1][2][4][8][12][14][15][16] **核心观点与论据** **1 火电板块盈利模式变革** - 投资逻辑从煤电博弈周期性转向碳中和与电力体制改革驱动 容量电价机制成为核心[1][2][5] - 2024-2025年容量电价为每千瓦100元（约每度2分钱） 2026年起全国最低165元（约每度3.5分钱）[1][5][6] - 利润来源从“发多少赚多少”转向旱涝保收模式 可预期性和可持续性显著增强[5][7] - 火电在调峰调频和能源安全中仍具不可替代价值 需通过降低折现率提高股息率保障收入[1][8] **2 新能源运营商分化与机遇** - 风能资源进入修复周期（2025年起） 风电运营商毛利率将提升 因风能无边际成本且财报体现明显[1][12] - 更看好风电而非光伏运营商 建议选择风能占比较高的公司（如龙源电力 新天绿色能源）[1][12][14] - 绿电脱碳政策（136号文）保障老项目收益 新项目执行细则2025年10月前落地 推动两部制定价模式[11] **3 水电与核电长期价值凸显** - 水电成本控制能力强 雅砻江资产被低估 两河口电站投产后带来发电量提升88亿度 业绩补偿效应约22亿元[1][15][17] - 核电真实ROE（剔除在建工程）达10%-15% 权益装机增速KPI约9% 2027-2031年具备提分红能力[1][16] - 长江电力为行业龙头 但国投 川投等估值不足15倍 安全边际高[15][17] **4 区域与市场配置机会** - 广东省火电电价2025年同比下降7分钱 2026年容量电价再降1.5分钱 电价处于低谷 A股广东火电公司破净 短期关注PB最低企业[9][10] - 中东地区电力需求依赖绿电和绿证 福能股份和中闽能源因稀缺海风资源具区域优势[13][14] - 公募基金对公共事业板块（水/电/核）配置比例有望提升 因十年期国债息差创历史新高 夏普比率高[1][18] **其他重要内容** - 国资委对港股火电企业（华能 大唐等）市值管理包括分红政策 保障中小股东长远利益[1][8] - 2025年电力行业个股涨幅约50% 盈利和估值迎系统性提升[2] - 火电股价未反映年底电价博弈 因清洁转型和电改为慢变量[4]

**纪要涉及的行业或公司** * 行业：储能行业、电力市场（现货市场、辅助服务市场、容量电价机制）[1][2][4] * 公司：海博思创（央企，布局独立储能站）[27] **核心观点和论据** * 储能需求双驱动：政策（136号文推动市场化、禁止强制配套）与市场（现货价差、容量补偿）共同驱动储能招标热度上升，锂电池价格从1元/Wh降至0.3元/Wh[2][3][34] * 收益模式分化： * 现货价差主导型：山东（中午充电价0.03元/度，放电价0.68-0.7元/度，10万千瓦储能年收益2,260万元）[4][6][13] * 辅助服务/补偿主导型：甘肃（调频规则优，容量补偿按放电时长/高峰时长×系数计算）[2][4][20] * 区域经济性差异： * 高经济性区域：山东、江苏、河北南网、河南（价差大、市场规模大）[4][19] * 低经济性区域：浙江、四川（水电调节能力强，价差<0.2元）、西北（新疆电价0.25元/度，价差小）[10][21][22] * 全国现货市场建设：2025年底覆盖20省（当前9省），储能调度依据现货价格信号[7][8][27] **其他重要但易忽略的内容** * 容量电价发展三阶段：省级试点（内蒙古、河北、甘肃）→国家统一电价（参考甘肃模式，2025年底出台）→容量市场（山西试点）[9][11][28] * 技术成本对比：新型储能容量电价180元/千瓦/年（4小时），抽水蓄能500-800元/千瓦/年，煤电330元/千瓦/年[12][28] * 峰谷价差影响：储能建设可能缩小价差，但136号文要求新能源入市拉大价差，山东通过调节能力控制弃风弃光率≤5%[15][16][31] * 特殊应用场景： * 新疆绿电直连（650号文推动风光+储能替代火电）[25] * 山东源网荷储一体化（电网强势、人口密集，威海项目妥协推进）[26] * 市场机制限制：现货交易占比≤20%，价格区间受限（山东-0.08至1.3元/度），政府强管控[30][31] **风险与挑战** * 政策可持续性：内蒙古度电补偿0.35元/度类似早期补贴，不可持续，需转向市场化[18] * 区域供需失衡：西北低电价、东北低光伏装机（辽宁1,000万千瓦）限制储能盈利[21][23] * 竞争风险：新型储能成本优势明显，但煤电放电时长更长（9-12小时），可能挤压储能空间[12][28]