政策动态 - 11月10日国家发展改革委和国家能源局发布《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》[4] - 同日内蒙古自治区能源局发布《关于规范独立新型储能电站管理有关事宜的通知》[4] 储能容量电价机制 - 《意见》将新型储能与煤电、抽水蓄能并列，意味着后续全国范围内储能有望对标煤电获得容量电价[5] - 2025年9月发布的《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》也曾强调推动完善新型储能容量电价机制[5] - 甘肃和宁夏已在2025年7月和9月发布类似政策，将新型储能与煤电机组并列并获得容量电价[5] 内蒙古储能补偿政策 - 2026年度内蒙古独立新型储能电站向公用电网放电量的补偿标准为0.28元/kWh，较2025年的0.35元/kWh标准下降20%[6] - 2025年0.35元/kWh的补偿标准下，运行策略好的储能电站综合收益率超过20%[6] - 以2026年0.28元/kWh的标准补贴，项目仍具有较高经济性[6] 储能电站盈利模式 - 储能容量电价成本由用户侧承担，具体体现在工商业电价的系统运行费用科目中[7] - 储能装机增加会导致容量电费下降和套利价差收窄，从而降低套利收入[8] - 风电光伏装机增加会推动容量电费上行和套利价差扩大，从而增加套利收入[8] - 储能电站内部收益率将在有托底的情况下动态变化，保障投资方获得合理收益和产业健康发展[8]

政策动向 - 国家发改委和能源局发布指导意见 提出健全煤电、抽水蓄能及新型储能的容量电价机制 并首次在正式文件中明确将新型储能纳入该机制适用范围 [2] - 指导意见目标为满足全国每年新增2亿千瓦以上新能源的合理消纳需求 并支持分布式新能源、储能等新型主体通过聚合等模式参与电力市场 [2] - 内蒙古出台针对2026年独立新型储能电站的放电补偿标准 为0.28元/千瓦时 电网企业需逐日公布电力供需预测信息并对充放电曲线进行校核 [3] 市场影响与需求 - 容量电价机制若在全国性推广 将使储能经济性在更多省份走通 从而带动储能装机高速增长 [1][2] - 内蒙古2026年的放电补偿政策虽较2025年的0.35元/kWh有所下降 但仍有助于储能经济性走通 预计将极大刺激2026年的储能需求 [3] - 2025年10月国内储能新增招标量达8.39GW/27.08GWh 同比分别增长24%和29% 新增中标量达8.32GW/26.67GWh 同比分别大幅增长139%和176% [3] 行业数据与价格 - 2025年10月 内蒙古、新疆、甘肃三地储能市场需求表现强劲 合计贡献超过半数市场需求 [3] - 同期 4小时储能系统中标价格区间为0.41-0.5元/Wh 加权平均价为0.44元/Wh 环比上涨11% [3]

货币政策解读 - 货币政策基调延续适度宽松，强调逆周期与跨周期调节相结合，释放政策重心微妙转变信号[3] - 货币政策框架转型，目标从短期逆周期托底转向更注重效率优化与结构调整，服务于中长期高质量发展目标[3] - 短期货币加码紧迫性降低，聚焦落实前期政策，若经济稳增长压力增加，明年降准降息仍有空间，实际利率处于历史高位有进一步降息必要[3] 中观景气表现 - 科技制造延续高景气，AI基建投资带动电子半导体及电力设施，存储器价格延续上涨，锂电产业因需求回升和供给偏紧景气度大幅提升[7][10] - 地产内需偏弱，地产销售降幅扩大，商品房成交面积同比-41.4%，重点城市二手房成交面积同比-32.9%，建筑资源品需求边际下滑[7][9] - 上游资源价格分化，煤炭价格因供暖刚需大幅上涨，国际金属价格环比回落[7][10] 下游消费与制造业 - 耐用品消费承压，10月乘用车零售同比-0.8%，主因补贴政策变化的高基数效应与政策收紧[9] - 电子产业高景气，9月国内半导体销售额同比+15.0%，存储器现货均价延续上涨[10] - 制造业开工率分化，企业招聘意愿维持高位，锂电产业景气度提升，六氟磷酸锂价格环比大幅提升[10] 储能行业政策与市场 - 国家健全容量电价机制，首次在正式文件中明确将新型储能纳入容量电价机制适用范围，若全国性推广将有利于储能高增[15] - 内蒙古独立储能2026年放电补偿标准为0.28元/千瓦时，虽较2025年0.35元/千瓦时有所下降，但仍有助于储能经济性走通，极大刺激2026年需求[16] - 2025年10月国内储能新增招标量8.39GW/27.08GWh，同比分别增长24%、29%，4小时储能系统中标加权平均价0.44元/Wh，环比上涨11%[16]

政策驱动 - 国家发展改革委和国家能源局发布指导意见，提出健全煤电、抽水蓄能及新型储能的容量电价机制，并首次在正式文件中明确将新型储能纳入该机制适用范围 [2] - 政策目标为满足全国每年新增2亿千瓦以上新能源的合理消纳需求，并支持分布式新能源、储能等新型主体通过聚合或直接交易模式参与电力市场 [2] - 内蒙古针对独立新型储能电站设定2026年度放电补偿标准为0.28元/千瓦时，电网企业需逐日公布电力供需预测信息并对充放电曲线进行校核，清单内储能电站日内全容量充电次数原则上不超过1.5次 [3] 市场表现与趋势 - 2025年10月国内储能新增招标量达8.39GW/27.08GWh，同比分别增长24%和29%，内蒙古、新疆、甘肃三地合计贡献超半数市场需求 [3] - 2025年10月国内储能新增中标量为8.32GW/26.67GWh，同比分别大幅增长139%和176% [3] - 4小时储能系统中标价格区间为0.41-0.5元/Wh，加权平均价为0.44元/Wh，环比上涨11% [3] 行业前景与影响 - 容量电价机制的全国性铺开有望使储能经济性在更多省份走通，从而带动储能实现高增长 [1][2] - 内蒙古储能放电补偿政策的出台，虽对比2025年的0.35元/kWh有所下降，但预计将极大刺激2026年的储能需求 [2][3]

市场整体表现 - A股市场整体呈现窄幅震荡格局，沪指险守4000点 [1] - 主要股指涨跌不一，市场暂时缺乏明确的上涨主线，资金避险情绪升温，防御性板块表现强势 [2] - 新能源方向回调明显，光伏板块领跌，阳光电源、隆基股份、特变电工等跌幅居前 [3] - 市场整体流动性保持宽松，但资金风险偏好下降，从高估值科技板块流向低估值防御性板块 [4] 证监会政策动向 - 证监会表示将深化投融资综合改革，提升资本市场制度包容性和适应性，融资端将纵深推进两创板改革，加快落实科创板"1+6"政策举措，推动科创成长层平稳运行，并抓紧启动实施深化创业板改革 [5] - 投资端将持续完善长钱长投的市场生态，加力推动中长期资金入市实施方案落地，持续扩大社保、保险、年金等权益类投资规模和比例，深化公募基金改革 [5] - 证监会将稳步扩大资本市场高水平制度型开放，完善合格境外投资者制度，稳慎拓展互联互通，丰富跨境投资产品 [6] - 监管层明确稳定市场的决心，为A股提供重要的"压舱石"，市场短期非理性波动风险可能降低 [6][7] 六氟产业链景气度 - 六氟新一轮行情展开，现货价超过12.6万元，二线电解液公司实际采购价已接近15万元，电解液报价开始传导，上周电解液2天涨幅超过过去2个月的涨幅 [8] - 添加剂开始发力，两大主力添加剂VC、FEC近2个交易日三方均价分别大涨10%、11%，9月份以来VC涨幅已超过40%，FEC涨幅接近80% [8] - EC是三大主要溶剂品种之一，也是VC、FEC主要原材料，2026年仅添加剂就将拉动30万吨EC需求，2026年EC供应可能吃紧 [8] - 下游应用的爆发，特别是储能市场，是此轮六氟产业链景气的根本驱动力，国家层面推动的容量电价机制为独立储能电站提供了稳定的盈利预期 [10][11] 相关公司梳理 - EC主要供应商包括华盛锂电、永太科技、海科星源、胜华新材 [9] - 储能与动力电池主要公司包括宁德时代、亿纬锂能、阳光电源 [12] - 电解质主要公司包括天赐材料、新宙邦、比亚迪 [12] - 核心材料主要公司包括天赐材料、多氟多、天际股份 [12]

政策核心目标 - 国家发改委和能源局联合发布指导意见，明确到2030年基本建立协同高效的多层次新能源消纳调控体系，满足全国每年新增2亿千瓦以上新能源合理消纳需求[1][2] - 政策旨在为2035年风电和太阳能发电总装机容量达到36亿千瓦的目标提供实施路径，确保“十五五”期间每年具备新增2亿千瓦风光电的消纳能力[1][2] - 政策提出分类引导新能源开发与消纳、推动新能源消纳新模式新业态创新发展、增强新型电力系统适配能力等多项重点任务[1] 新能源装机规模与消纳压力 - 中国风光电装机容量已超过17亿千瓦，2023年风光新增装机2.93亿千瓦，2024年新增3.57亿千瓦，2025年1-10月新增3亿千瓦[2][3] - 2026至2035年间每年新增风光电装机规模平均约1.8亿至2亿千瓦，未来5年总计需提升10亿千瓦风光电消纳能力[2][3] - 截至9月底，中国新型储能装机规模超过1亿千瓦，可再生能源发电占比达到39%，风光电电量占比相比去年增长4个百分点[4] 调节能力与电价机制 - 政策提出健全完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源容量电价机制，促使煤电向支撑调节性电源转变[3][4] - 容量电价机制将显著提升煤电、储能等资源的经济性和投资吸引力，推动整个产业链发展[4] - 政策执行层面由国家发改委和能源局制定整体规划，地方政府决定具体细节，电网公司为容量电价执行主体[5] 算力设施协同发展 - 政策重点提出加强新能源与算力设施协同规划布局及优化运行，推动算力设施绿色发展[5] - 算力项目需在选址规划阶段考量区域新能源布局，优先考虑可获得稳定绿电或具备灵活接入能力的区域[5] - 算力企业需具备分钟级甚至秒级负荷调节能力以参与需求响应和电力市场，绿色电力合约与碳核算将成为融资与竞争关键[5][6] 储能技术路线与市场机遇 - 政策明确支持创新应用液流电池、压缩空气储能、重力储能等多种技术路线，加快突破大容量长时储能技术[6][7] - 锂离子电池适合快速调频与短时调峰，液流电池适用于中长时削峰填谷，抽水蓄能等适合区域性基础调峰与跨日跨季能量平衡[7] - 建议储能企业短期应用锂电储能提升安全与成本效率，同时布局长时储能技术示范与规模化路径[7]

2025年三季度业绩表现 - 公司1-9月营业收入958.72亿元，同比下滑9.72%，归母净利润64.37亿元，同比增长15.87% [1] - 单三季度营业收入359.20亿元，同比下降10.92%，归母净利润25.33亿元，同比上升20.32%，业绩略超预期 [1] - 前三季度累计发电量2013.29亿千瓦时，同比下降5.87%，较上半年降幅6.41%有所收窄 [1] 电力业务运营情况 - 三季度发电量降幅收窄主要系夏季极端高温拉动全国用电负荷快速增长，火电发电空间环比改善 [1] - 1-9月公司平均上网电价0.50955元/千瓦时，较追溯调整后上年同期下降2.76%，电价保持相对稳定 [1] - 3Q25秦皇岛5500大卡动力煤现货均价为672元/吨，同比3Q24下降21%，成本降幅大于电价降幅，预计火电度电利润持续提升 [1] 容量电价机制影响 - 根据国家政策，2026年起煤电容量电价回收固定成本比例将从不低于30%提升至不低于50，容量电费有望从每年每千瓦100元提升至165元 [2] - 公司煤电控股装机容量达5440万千瓦，仅考虑煤电，明年容量电费提升有望为公司增收35.36亿元 [2] - 容量电费提升体现煤电对电力系统的支撑调节价值，保障公司长期盈利及分红稳定性 [2] 财务成本与盈利预测 - 公司把握利率下降机遇，1-9月财务费用24.14亿元，同比下降4.47亿元，财务降费效果显著 [2] - 考虑到火电资产注入及发电边际改善，上调2025-2027年归母净利润预测至68.95亿元、76.58亿元、80.44亿元 [3] - 公司当前股价对应市盈率分别为9倍、8倍、8倍 [3]

投资评级 - 报告对华电国际维持“买入”评级 [5][7] 核心观点 - 公司2025年第三季度业绩略超预期，归母净利润为25.33亿元，同比上升20.32% [7] - 公司火电发电边际改善，盈利能力提升，主要受益于夏季用电负荷增长及煤价同比下降21% [7] - 容量电价机制将于2026年提升，预计可为公司增收约35.36亿元，保障长期盈利稳定性 [7] - 公司把握降息机遇，财务费用同比下降4.47亿元，财务降费效果显著 [7] - 基于火电资产注入及发电边际改善，报告上调公司2025-2027年归母净利润预测至68.95、76.58、80.44亿元 [7] 财务数据与预测 - 2025年前三季度公司营业收入958.72亿元，同比下滑9.72%；归母净利润64.37亿元，同比增长15.87% [6][7] - 预测公司2025年营业总收入为1194.15亿元，同比增长5.7%；归母净利润为68.95亿元，同比增长20.9% [6] - 预测公司2026年归母净利润为76.58亿元，同比增长11.1%；2027年为80.44亿元，同比增长5.0% [6] - 公司当前股价对应2025-2027年预测市盈率分别为9倍、8倍、8倍 [6][7] 运营表现 - 前三季度公司累计完成发电量2013.29亿千瓦时，同比下降5.87%，但降幅较上半年收窄 [7] - 1-9月公司平均上网电价为0.50955元/千瓦时，较追溯调整后上年同期下降2.76%，保持相对稳定 [7] - 第三季度秦皇岛5500大卡动力煤现货均价为672元/吨，同比下降21%，成本降幅大于电价降幅 [7] 行业与政策影响 - 国家发改委规定2026年起煤电容量电价回收固定成本比例提升至不低于50%，即每年每千瓦165元 [7] - 截至2025年上半年，公司煤电控股装机容量达5440万千瓦，将充分受益于容量电费提升 [7] - 容量电费提升体现了煤电对电力系统的支撑调节价值 [7]

行业与公司 火电行业 银行业[1] 核心观点与论据 **火电行业盈利改善与驱动因素** * 火电行业自2021年电价机制改革后盈利改善 主要源于煤价下滑 资产减值金额减少以及业务多元化构建[2] * 容量电价机制推进提升盈利稳定性 大多数省份2025-2026年容量电价将从100元/千瓦/年提升至165元以上 有些地区甚至达到330元[2][5] * 火电未来商业模式将从发电转向调节性收入 调节性收入与煤炭价格相关性较弱 有助于提高盈利稳定性[4] * 非能量收入占比提升对商业模式改观起到积极作用[6] **分红能力与意愿增强** * 火电行业分红自2023年起改善 影响因素包括盈利端基本面的脆弱性和新能源大规模开支 但这些因素正在逐步改善[2][3] * 下半年风电和光伏发电投资压力缓解 各大发电集团新增装机缩水 火电平台分红能力有显著边际提升[6] * 央企火电公司受国资委市值管理考核 提升分红意愿增强 考核包括分红比例同比变化 行业排序等细节因素[6] * 华能自2020年初以来连续六个季度业绩正常兑现 分红表现明显提升 减值因素削弱[9] **估值水平与投资价值** * 当前火电行业估值与2021年低点相差不多 PB比历史低位更高 但经过两年亏损后净资产减少导致PB向上拉动[7] * 与2021年相比 盈利稳定性和成本传导能力均有所改善 企业资产减值问题对盈利波动影响逐步减少 即使PE数值相同 目前公司更值得投资[7][8] * 需综合评估PB和PE指标[2] **具体公司分析** * 华能国际H股因高股息率（25年业绩对应股息率约6.7% 26年可达7.5%）和业绩释放潜力被看好[9][14] * A股市场倾向于国电电力 其承诺60%分红比例 大渡河水电投产带来接近10亿元增量贡献 水电业务不确定性较低且估值较高[9][14][15] * 国电火电竞争力因集团长协煤资源支持而更加稳定 横向比较26年PE 华能为9倍 国电为12倍 但拥有更高占比的水电竞争力 整体性价比不逊色[15][16] * 华润执行40%分红比例 若提高至50% 股息率将提升25%达到约6.5% 若至60%则会超过华能[11][12] * 省级层面如福能 广东发展等公司的A股股息率整体在4%以上[10] 其他重要内容 * 银行股曾受益于盈利韧性 稳健分红和险资的红利资产配置需求 但随着估值修复 股息率优势减弱[1][2] * 火电竞争力从周期性产品转变为稳定收益加工业制造业 或将带来更高估值[4] * 华润正在推进旗下新能源平台的分拆上市 成功后母公司与新能源平台的现金流将形成隔离 提升母公司风险管理能力[11]

投资评级 - 首次覆盖给予"买入"评级，预计2025-2027年归母净利润分别为130.46/138.47/147.01亿元人民币，对应PE为6.0/5.7/5.3倍 [2][6][7] 核心观点 - 煤价下行显著改善盈利能力：2025年上半年境内标煤单价同比下降9.23%至917.05元/吨，带动煤电/气电税前利润同比大增84%/32%至73.10/7.53亿元，度电利润分别提升98%/23% [6][16] - 新能源装机快速扩张：2024年新增风电/光伏装机2646/6772兆瓦，2025H1风光上网电量同比+11%/49%，清洁能源占比达35.82% [6][23][29] - 容量电价机制增强盈利稳定性：甘肃政策将煤电容量电价从100元/千瓦年提升至330元，广东明年调至165元，有助于回收固定成本 [6][39][40] - 现金流与分红表现亮眼：2024年经营性现金流505亿元（+11%），每股分红0.27元对应H股股息率5.32%，股利支付率达41.08% [6][35][37] 财务表现 - 2025H1营收1120亿元（-5.7%），归母净利95.78亿元（+23.19%），ROE提升至8.32% [5][6][17] - 2025E营收2414.84亿元（-1.7%），2026E/2027E增速回升至0.7%/1.8% [7][41] - 煤电利用小时数预计2025-2027年每年减少100/100/50小时，入炉煤价预计下降88/10/2元/吨 [7][41] 行业比较 - 可比公司2025E平均PE为7.4倍，华能国际6.0倍且业绩增速（28%）高于行业平均（12%），存在33%估值修复空间 [46] 业务结构 - 2024年底总装机145125兆瓦，煤电/燃机/风电/光伏占比分别为64.18%/9.31%/12.48%/13.67% [23] - 新能源业务贡献提升：2024年风电/光伏税前利润67.72/27.25亿元，同比增长14.53%/33.3% [28][29]