文章核心观点 - 负电价是电力市场化机制深化与新能源高比例接入背景下，电力系统供需关系的正常市场化反映，而非市场失控或能源转型失败的信号[1] - 负电价体现了市场机制的有效性，是供过于求的极端表现，并蕴含着推动电力系统优化升级的潜在价值[1] 电力现货市场负电价的本质逻辑 - 负电价是电力现货市场在供过于求时的极端价格表现，其出现恰恰体现了市场机制通过价格信号引导供需、实现资源最优配置的有效性[2] - 发电企业报出负电价是理性经济选择：新能源发电企业边际成本极低，报负电价可避免弃风弃光导致的收益归零，并获取补贴等其他收益；传统火电企业维持低负荷运行比频繁启停更经济，可避免机组寿命损耗[2] - 负电价与负电费概念不同：电价是现货市场瞬时交易价格，电费是用户最终结算费用，我国最终结算电价是包含中长期合同、输配电费等在内的复合体，现货负电价不等于最终负电费[3] - 以辽宁为例，2026年1月6日风电最大出力达1501万千瓦历史峰值，导致当日电力现货市场全天均价跌至-43.96元/兆瓦时[3] - 对于主要依赖现货市场售电的部分分布式光伏项目，可能在负电价时段面临实际收入为负的“负电费”风险[3] 电力现货市场负电价的三大关键成因 - 负电价是高比例新能源并网、电力物理属性约束、传统电源运行特性三者共同作用下的系统性结果[4] - 成因一：新能源出力的间歇性与随机性：风电、光伏依赖自然条件，出力不稳定，高比例接入后易导致电力系统出现“时段性过剩”，这是负电价最核心直接的原因[5] - 成因二：电力商品发用实时刚性平衡：电力无法大量储存，要求发电与用电实时匹配，当发电远超负荷时，系统通过现货市场发出负价信号来激励用户侧增用电、发电侧减出力，以维持系统稳定[6] - 成因三：传统机组启停寿命损失大：传统火电机组肩负可靠性兜底作用，但频繁启停会造成显著设备寿命损耗，例如现代大型燃煤机组冷态启停寿命仅约200-300次，且存在最低技术出力限制，导致在负电价时段也难以随意停机[7] 高比例新能源下负电价的普遍性实践 - 负电价是全球能源转型过程中的共性特征，在新能源高比例接入且电力市场化深化的阶段会成为常态，而非个别区域的偶然乱象[8] - 从国际实践看，在德国、法国、荷兰、西班牙等新能源占比高、市场化程度深的成熟市场，负电价已是常态化现象[8] - 自2007年德国电力日内交易市场首次引入负电价以来，负电价出现次数和时长逐年增加，核心原因是其风电、光伏装机比例极高，新能源出力波动导致时段性过剩[8] 重构认知，发挥负电价的转型指引作用 - 负电价是电力市场化改革深化与新能源大规模接入过程中的自然结果，反映了电力系统在调节能力、市场设计等方面存在的短板[9] - 过去行业发展规划侧重规模扩张，当前矛盾实质是规划与运行、传统电源与新能源之间协同不足的体现[9] - 应理性看待负电价传递的市场供需信号与系统短板，主动优化市场机制、提升系统灵活性，使其成为促进电力系统低碳、高效转型的推动力[9]

行业投资评级 - 公用事业行业评级为“买入” [4] 报告核心观点 - 电改“4号文”是继“9号文”之后电力体制改革的又一里程碑式顶层设计，旨在推进全国统一电力市场建设、优化电力资源配置并健全市场功能 [1] - 火电商业模式正从依赖年度长协向多维度市场化转型，其作为基荷电源的调节性功能与价值凸显 [2] - 绿电的环境溢价通过绿证市场等途径逐渐确认，应用场景扩容有助于提升消纳能力与盈利稳定性 [2] - 电力市场化进程中，火电与绿电相互交织、协同推进，有助于完善市场化结构并助力绿色低碳转型 [3] - 随着市场化推进，电价将呈现顺周期属性，具备资源稀缺性的电源有望实现电价溢价 [3] 电力市场化改革进程 - 2002年“5号文”确定电改雏形，提出厂网分开与竞价上网 [1] - 2015年“9号文”加快上网电价市场化步伐，明确了输配电价改革、电力市场建设等方向 [1] - 2025年“4号文”是新的顶层设计，目标在2030年基本建成全国统一电力市场，市场化电量占比达70%左右，并在2035年全面建成，反映电能量、调节、环境、容量等多维价值 [1] 全国统一电力市场建设目标 - 推动电力资源在全国范围内优化配置，打通国家电网与南方电网经营区间的交易通道，实现跨经营区常态化交易 [1] - 交易模式将从经营主体分别进行跨省跨区和省内交易，过渡到由电力市场在全国范围内统一分解匹配供需的联合交易模式 [1] 电力市场功能健全方向 - 现货市场：发挥价格发现与调节供需功能，目标在2027年前基本实现正式运行 [1] - 中长期市场：作为电力保供的基本盘 [1] - 辅助服务市场：进行扩容，在现货市场连续运行的地区，按照“谁受益、谁承担”原则传导成本；同时加快备用市场建设，探索爬坡市场，并与现货联合出清 [1] - 绿电市场：完善全国统一的绿证市场，体现绿电溢价，推进消纳 [1] - 容量市场：推进建设以体现支撑性调节电源的价值 [1] 火电商业模式转型 - 从高度依赖年度长协电量与电价，向中长期市场（稳定盘）、现货市场（反映实时供需与获取辅助服务收入）和容量市场（反映实时负荷供需与获取容量补贴）多维度转型 [2] - 此次政策全国性布局有望解决火电跨省交易的容量补贴问题 [2] 其他电源与新型主体参与 - 将有节奏地推进气电、水电、核电等电源进入电力市场，并探索建立体现核电低碳价值的制度 [2] - 推动虚拟电厂、智能微电网、可调节负荷等新型经营主体灵活参与电力市场 [2] 绿电发展与环境溢价 - 在能耗双控向碳排放双控转变的背景下，绿证是实现绿电环境溢价、打造碳排放核算路径以及推动国内绿色电力消费标准与国际接轨的重要方式 [2] - 绿证收入有望成为绿电运营商的重要营收渠道 [2] - 新能源非电应用、绿电直连等应用场景持续落地，有望提升绿电整体消纳水平 [2] 投资建议与关注方向 - 红利板块具备强配置价值，需重视资源稀缺性及股息率，建议关注长江电力、华能国际（A&H）、国电电力 [3] - 碳市场深化及新型复合应用场景（如算力、绿电制氢氨醇、源网荷储一体化）扩容，有望使绿电盈利企稳，建议关注电投绿能、金开新能、龙源电力（H） [3] - 现货市场、虚拟电厂等持续推进，利好电力数字化板块，建议关注国能日新、朗新科技、安科瑞、国网信通 [3]

电话会议纪要关键要点总结 一、 涉及的行业与公司 * 涉及的行业：**新型电力系统**、**电力市场化改革**、**新能源（风电/光伏）**、**储能（抽水蓄能/新型储能）**、**虚拟电厂**、**碳交易** [2][3][6][9][12][60] * 涉及的公司：**国能日新** [1][2][13] 二、 核心政策背景与行业趋势 * **政策密集出台，改革加速**：2025年是关键年份，年初的“136号文”、年底前的“15021710”文件以及近期的“114号文”（容量电价政策）等政策出台频次加快，标志着新型电力系统建设和电力市场化交易进入新时代[2][3][5] * **电力管理的“不可能三角”**：政策核心围绕**绿色**（新能源占比提升）、**安全**（电网安全）和**经济**（市场化机制）三个目标展开[6][7] * **容量电价政策（114号文）的核心目的**：在保障电网安全和绿色转型的基础上，完善市场机制，对**煤电、气电、抽水蓄能、新型储能**等可调节性资源给予明确的容量补偿，以平抑新能源波动性[7][8][9] * **政策带来的行业逻辑转变**：从过去的**增量逻辑**转向**增质逻辑**，可调节资源获得保底收入后，**运营能力**成为获取超额收益（通过调频、市场化交易）的关键[10] * **电力市场化交易进展迅速**：从长周期结算省份试点到2025年预计所有省份进入试运行，个别省份已取消峰谷电价，市场建设不断加快[11][12] 三、 国能日新的业务影响与战略布局 * **战略方向得到进一步确认**：电力市场化改革加速，确认了公司以**电力交易业务**作为第二增长曲线的战略方向[13][14] * **主营业务（功率预测）稳健增长**：功率预测业务采用订阅模式，持续增长；去年向分布式市场开放后，业务边际出现积极变化[13][14] * **对2027年业绩信心增强**：基于功率预测装机持续、分布式存量市场潜力以及电力交易业务带来的商业模式变化，公司对2027年业绩开始建立信心[17][18] 四、 电力交易业务的最新进展 * **商业模式三级演进**：从**数据型服务**（“电力万得”，工具包约10万元/年）、**策略型服务**（投资顾问，约15-20万元/年）向**交易托管型服务**（“下场做基金经理”）升级[19][20][21][26] * **托管业务模式**：采用**基础服务费+超额收益分成**模式，单客价值显著提升。例如，独立储能项目基础服务费可达每年100万到200万元[26] * **订单与客户类型多元化**： * 原有策略服务案例：在广东、山西、山东等地为电站提供服务，曾实现单日大几十万、单月几百万的超额收益，或使交易电价高出全省平均电价10%-20%[24] * 新增托管订单：涵盖**售电公司**（如山东）、**独立储能资产持有方**（如宁夏、河南、内蒙古项目），以及与产业方（如东方电气）成立合资公司[24][25][26] * **超额收益案例**：2025年1月，为一个客户提供测算回溯服务，收取100多万服务费，当月已为其创造100多万超额收益[27] * **2026年业务重点**：计划在**储能交易托管**方面重点发力，因为独立储能是双边交易资产，更依赖电力交易能力[28][29] 五、 公司的核心竞争优势与护城河 * **独特的市场卡位**：公司兼具**软件商**（系统建设）、**服务商**（交易团队建设）和**科技公司**（AI算法、大数据）三重属性，在第三方服务商中覆盖全面[35][36] * **核心数据优势**：拥有**功率预测业务**带来的新能源波动性基础数据，能更准确地判断电价变化方向[36][38] * **技术与模型能力**：自研“矿明模型”已升级至第三版，2025年计划再升级两版，专注于市场化交易。在山东的测试中，将电价方向判断准确率从人为主观的51%-52%提升至55%-60%[38][39][40] * **行业认知与战略定力**：对行业认知清晰，新业务探索（如电力交易）是沿着主营业务（功率预测）的核心能力自然延伸，而非追逐热点[42] * **综合实力**：作为上市公司，在财务、融资能力、研发投入上具备优势，团队规模和能力建设处于行业前列[38] 六、 收购萨纳斯的战略意义 * **满足客户一体化需求**：客户希望运营和运维由单一服务商负责，以避免扯皮并最大化资产收益。收购运维公司萨纳斯，补足了**运营+运维+数据服务**的一体化能力[43][45][46] * **收购标的资质**：萨纳斯拥有约**8 GW运维资产规模**和超过**10 GW的数字化资产管理规模**，并非传统运维公司，具备数字化管理平台[48] * **交易合理性**：收购采取“先参后控”模式，降低不确定性；收购估值（基于未来三年动态PE）相较于市场同类交易（如另一上市公司以不超过12倍PE收购运维公司）较为合理[47][49] * **战略转型支撑**：此次收购是公司从**数据服务商**向**运营商**角色转变的关键一步，旨在提升资产运营能力[49] 七、 公司投资并购逻辑 * **股权投资核心**：全部围绕**提升主营业务**发展，包括功率预测、控制类产品、电力交易、虚拟电厂产品及出海渠道的补强[50][51] * **资产投资逻辑**：通过**日新宏盛**平台进行，目的是**“买场景、买数据”**，获取节点数据反哺技术能力，同时提升资产收益和改善资产负债表[51] * **投资风格专注**：公司认为当前阶段专注主业、发展第二增长曲线尤为重要，对跨界标的关注度较低[53][55] 八、 对后续政策与市场的展望 * **政策出台高频化**：2025年政策出台频率极高，几乎每周都有相关政策发布[56] * **关注省级细则落地**：国家层面纲要性政策出台后，各省在考核规则、市场化细则、主体补偿机制等方面的差异和落实细节将是关键，对资产收益的边际影响巨大[57][58] * **未来政策空间广阔**：围绕市场化交易，**虚拟电厂**参与规则、**零碳园区**政策、与国际接轨的**碳交易**（如CEA、CER）等领域仍有大量政策待细化或填补空白[60] * **独立储能系统费用**：“114号文”提及的独立储能系统运营费用分摊问题，各省细则将直接影响储能项目的成本和收益模型[58][59]

公司股价与交易表现 - 中超控股早盘开盘后短暂上探后震荡下行，盘中一度下探至9.53元附近，随后在午盘前迎来快速反弹 [1] - 午后开盘初期维持区间震荡整理，进入14时后股价再度发力大幅拉升，6个交易日内录得3个涨停 [1] - 公司最新股价为10.75元，总市值147.14亿元，封板资金12.38亿元，成交额41.81亿元，换手率31.53% [1] - 市场炒作中超控股，聚焦其涉及的核聚变磁体材料领域以及电力设备行业相关业务 [1] 核聚变行业政策与趋势 - 2025年全球主要国家密集出台核聚变政策，标志着技术竞争从实验室研发转向产业化布局与监管框架构建 [2] - 国内对可控核聚变的政策支持从国家层面搭建框架，通过优化监管流程、完善法律法规筑牢基础，并聚焦技术研发方向提供明确指引 [2] - 政策持续发力为相关领域发展筑牢基础，行业发展方向清晰明确，带动相关领域迎来发展契机 [2] 核聚变磁体材料技术格局 - 磁体材料是核聚变装置实现稳定磁场约束的核心基础，当前超导磁体材料形成低温超导与高温超导并行发展的格局 [2] - 低温超导材料凭借工业化应用优势支撑现有聚变装置运行，高温超导材料则以更优异的极端环境适配性，成为下一代高场聚变技术突破的关键 [2] - 磁体系统是聚变项目核心成本项 [2] 电力设备行业背景 - 电力全面市场化元年，电力行业有望迎高质量发展 [2] - 双碳战略提出以来，为适应日益提高的新能源并网比例，我国电力市场化进展加速，并不断进行着电力体制改革 [2] - 国内电网电改有望推动特高压和配网加速建设，电力设备出海算力投资不断上调 [2] - 美国电力供需显著不足，风电设备整机盈利能力有望持续提升，国内企业加速出海 [2]

行业核心观点 - 电力设备行业在2026年面临国内电力市场化改革深化与海外（尤其是美国）算力驱动电力需求激增的双重投资主线 [1][2][4] 国内电力市场与电网投资 - 2025年是电力全面市场化元年，“十四五”末多项政策为“十五五”电力市场有序推进与行业高质量发展奠定基础 [2] - 特高压建设在“十五五”期间有望重新提速，以应对电改全面铺开后的绿电输送需求，且新定价机制允许特高压直流采用容量电价 [3] - “十四五”期间配电网投资占比持续下降，但最高用电负荷增长较快，导致配网容载比下降，2026年配网设备在政策与价格驱动下有望量价齐升 [3] - 国内电网建设相关建议关注公司包括：许继电气、国电南瑞、平高电气、中国西电 [3] 电力设备出海机遇（美国市场） - OpenAI已将其截至2033年的算力投资规模上调至250吉瓦（GW），驱动电力需求 [1][4] - 2030年美国最高用电负荷有望接近1000吉瓦（GW），较目前的820吉瓦（GW）左右大幅增长，可能导致美国出现缺电问题 [1][4] - 燃气轮机是解决美国缺电的主要手段之一，为中国企业带来出海机会，建议关注东方电气、哈尔滨电气、上海电气 [4] - 美国电网投资有望增加，中国2025年前9个月变压器对美及对非美国家和地区出口均大幅增长，建议关注思源电气、三星医疗、华明装备 [4] - 固态变压器（SST）是800V直流（800VDC）趋势下的长期解决方案，建议关注四方股份、金盘科技 [4] 风电设备板块 - 国内风电招标量维持高位，招标价格呈上升趋势，2026年整机成本端或仍有改善，风机盈利能力有望恢复 [5] - 中国风机企业成本优势明显，正加速出海，国内外市场共振下风电整机迎来投资机遇 [5] - 风电设备建议关注公司包括：金风科技、运达股份、明阳智能、三一重能 [5]

行业投资评级 - 公用事业行业评级为“买入”（维持）[6] 核心观点 - 电力板块商业模式持续转型，年度长协电价影响弱化，市场化全面推进[4][19] - 火电商业模式正从高度依赖年度长协电量和煤价成本，向中长期市场、现货市场和容量市场转型[4][19] - 容量电价机制完善，其提升部分对冲电量电价下行，现货市场体现火电基荷电源价值，成为火电业绩重要增量[4][19] - 绿电板块因政策提升消纳及补贴加速下放，有望迎来估值修复[4] 本周行情回顾 - SW公用事业一级板块本周下跌1.66%，在31个SW一级板块中排名第16[1][33] - 同期沪深300上涨0.08%，上证综指下跌0.44%，深证成指下跌1.62%，创业板指下跌0.09%[1][33] - 子板块中，火电下跌2.78%，水电上涨0.3%，光伏发电下跌4.53%，风力发电下跌2.49%，电能综合服务上涨0.41%，燃气下跌3.2%[1][33] - 个股方面，本周涨幅前五为ST升达（+22.57%）、涪陵电力（+10.3%）、南网能源（+8.74%）、嘉泽新能（+6.85%）、金房节能（+6.44%）[40] - 本周跌幅前五为川能动力（-11.97%）、上海电力（-10.63%）、穗恒运A（-10.53%）、中泰股份（-10.31%）、恒盛能源（-9.38%）[40] 本周数据更新 - **煤价**：国产秦皇岛港5500大卡动力煤价格周环比上涨4元/吨至695元/吨，进口防城港5500大卡印尼动力煤价格周环比上涨5元/吨至700元/吨[2][12] - **电价**： - 受寒潮影响，广东现货周平均结算电价涨至343.08元/兆瓦时，山西现货周平均出清价格涨至353.05元/兆瓦时[13] - 2026年已披露的年度长协电价普遍下行，例如上海同比降3.3分/千瓦时，安徽同比降4.2分/千瓦时，浙江、江苏同比均降6.8分/千瓦时，广东同比降2.0分/千瓦时[14] - 2月月度代理购电价格中，陕西（同比+12%）、重庆（+1%）、广西（+18%）、甘肃（+5%）、新疆（+20%）五个区域同比上行[2][14] 本周重点事件与政策解读 - 国家发改委、能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，核心内容包括[3][15]： - 分类完善煤电、天然气发电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制 - 将煤电机组通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%[15] - 有序建立发电侧可靠容量补偿机制，对机组可靠容量按统一原则进行补偿[17] - 近期电力市场一系列政策变化（如放宽年度长协签约比例、多地取消分时电价）反映电源侧市场化持续推进，2026年加速形成市场化闭环[3][18] - 容量补贴方面，目前甘肃及云南的容量补贴已封顶，达到330元/千瓦·年[4][20] - 根据报告测算的容量电价变化表，多数省份2026年容量补偿标准从2025年的100元/千瓦·年提升至165元/千瓦·年，对应度电容量电价普遍提升[20][22] 公司动态与业绩 - **国电电力**：2025年完成发电量4674.65亿千瓦时，上网电量4443.84亿千瓦时，同比分别增长1.74%和1.76%，市场化交易电量占比92.62%，平均上网电价400.66元/千千瓦时[10] - **京能电力**：预计2025年归母净利润为33.07亿元至38.19亿元，同比（重述后）增加89.04%至118.34%[10] - **上海电力**：预计2025年归母净利润为25.11亿元到29.88亿元，同比增加22.71%到46.03%[10] - **大唐发电**：预计2025年归母净利润约为68亿元至78亿元，同比增加约51%到73%[11] - **太阳能**：2025年累计完成发电量83.71亿千瓦时，同比增长20.17%[10] - **新天绿能**：2025年1-12月平均上网电价（不含税）为0.41元/千瓦时，较去年同期下降4.52%[10] - **内蒙华电**：2025年发电量完成582.19亿千瓦时，较上年同期公告数据下降0.73%，平均售电单价为333.10元/千千瓦时（不含税），较上年同期公告数据下降0.97%[10][11] 投资建议关注 - **全国性火电运营商**：华能国际（A&H）、国电电力（承诺2025-2027年每股派发现金红利不低于0.22元人民币）[4] - **区域火电**：建议关注电量电价、供需稳健区域的公司，如京能电力、内蒙华电、陕西能源、建投能源[4] - **绿电板块**：龙源电力（H）、金开新能、大唐新能源（H）[4] - **长期稳健配置**：长江电力、国投电力、中国核电[4]

行业投资评级 - 行业评级为“买入”，前次评级亦为“买入” [2] 报告核心观点 - 全国性容量电价机制出台，补齐了电力市场化的最后一块拼图，将引导调节性电源平稳有序建设，保障电力系统安全稳定运行，助力能源绿色低碳转型 [1][5] - 容量电价机制旨在分类完善煤电、天然气发电、抽水蓄能、新型储能的容量电价机制，标志着调节性电源迎来发展东风 [1][5] 政策机制定位与演进方向 - 横向看，完善的电力市场需体现“能量、调节、容量”三类价值，本次容量电价机制出台后，已构建电能量（中长期+现货）+辅助服务+容量三类市场，补齐了最后一块拼图 [5] - 纵向看，容量电价定价将逐步市场化，当前机制中一系列定价参数仍由政府确定，未来有望逐步向容量市场演进，从“半市场化”走向“全面市场化” [5] 对不同电源主体的具体影响 - **煤电**：延续此前政策要求，将通过容量电价回收煤电机组固定成本的比例提升至不低于50%，并可结合当地市场建设、煤电利用小时数等实际情况进一步提高 [5] - **天然气发电**：放权给省级能源和价格主管部门，参照煤电，按照回收气电机组一定比例固定成本的方式确定容量电价 [5] - **抽水蓄能**：实行新老划断，以《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）为界，此前开工项目继续按原文件政府定价，此后开工项目创新推出“以省为单位、3-5年为周期”的标杆容量电价机制，以倒逼新建机组控制投运成本，推动集约化发展 [5] - **新型储能**：首次建立全国统一的容量电价补偿标准，要点包括：1）未参与配储的电网侧独立新型储能电站可给予容量电价；2）容量电价水平与当地煤电容量电价、折算顶峰能力（储能满功率连续放电时长/系统净负荷高峰时长）等因素挂钩；3）为避免过度建设，电网侧独立新型储能电站实行清单制管理，项目清单由省级能源主管部门会同价格主管部门制定 [5] 投资建议 - 电力市场化拼图补齐，电力交易将迎来大发展，建议关注国能日新、朗新科技等 [5] - 新型储能政策地位显著提升，电网侧独立新型储能加快市场化发展，建议关注海博思创、阳光电源、南网科技、科陆电子等 [5] - 容量电价增加储能收入，电池及材料涨价压力有望向下游传导，建议关注宁德时代、鹏辉能源、湖南裕能、富临精工等 [5] - 火电、抽蓄固定成本回收支持力度增强，亦值得关注 [5] 重点公司估值摘要 - **海博思创 (688411.SH)**：最新收盘价238.52元，预计2025年EPS为4.94元，对应PE为48.28倍；预计2026年EPS为6.32元，对应PE为37.74倍 [6] - **南网科技 (688248.SH)**：最新收盘价51.96元，合理价值63.80元/股，预计2025年EPS为0.90元，对应PE为57.73倍；预计2026年EPS为1.16元，对应PE为44.79倍 [6] - **宁德时代 (300750.SZ)**：最新收盘价350.00元，合理价值488.14元/股，预计2025年EPS为15.04元，对应PE为23.27倍；预计2026年EPS为19.53元，对应PE为17.92倍 [6] - **富临精工 (300432.SZ)**：最新收盘价16.96元，合理价值24.11元/股，预计2025年EPS为0.96元，对应PE为17.67倍；预计2026年EPS为1.27元，对应PE为13.35倍 [6]

报告行业投资评级 * 报告未明确给出对电力行业的整体投资评级 [3] 报告的核心观点 * 市场对电力的研究应回归供需基本面 [1] * 市场经济本质未变，商品和电力的研究都应回到供需上来 [3] * 天津2026年容量电价从每年每千瓦100元调整为231元，高于165元的预期，火电应该看好 [3] 电力供需与价格动态 * **新能源利用率环比下降**：全国风电利用率11月为93.1%（10月为96.4%），光伏利用率11月为93.7%（10月为94.8%）[3] * **部分省份实时电价大幅下跌**：12月黑龙江实时均价为56.8元/兆瓦时，福建为93.0元/兆瓦时，环比跌幅分别达57%和44% [3] * **电价下跌原因分析**：黑龙江或因交易中心预测数据与实时数据出现较大偏差，福建则可能在于煤电机组集中开机 [3] * **安徽现货市场出现价格零波动**：2025年12月24日全天电价定格在401元/兆瓦时，2026年1月4日定格在343元/兆瓦时，显示当地供需格局不错 [3][7] * **安徽市场参与度**：目前安徽还有4491家用户（占全省3.4万家）未与售电公司签约或直接参与批发市场交易 [3][7] 储能政策与发展情况 * **湖北储能容量电价政策**：2026年度电网侧独立储能容量电价暂按165元/千瓦·年执行，系统运行费由用户分摊 [3][6] * **湖北储能考核机制**：若电化学/压缩空气储能项目全年等效充放电次数低于240/180次，当年仅回收20%的容量电费 [3][6] * **新疆储能装机快速增长**：2025年底，新疆电网新型储能装机达2015万千瓦/7054万度，2024年装机为859万千瓦/2874万度 [3][6] * **新疆储能利用情况**：2025年新型储能充电91亿度，放电77亿度，等效利用小时数达1733小时；2024年充电44.8亿度，放电38.6亿度，利用小时数1689小时 [3][6] * **全国储能装机省份排名**：截至2024年底，全国新型储能规模前五的省份分别是内蒙古（1023万千瓦）、新疆（858万千瓦）、山东（717万千瓦）、江苏（562万千瓦）和宁夏（443万千瓦） [3][6] 跨省电力交易数据 * **省间市场化交易电量增长加快**：2025年国家电网省间市场化交易电量完成1.3万亿度，同比增长11%（2024年同比增长7.3%）[3][8] * **特高压直流交易电量稳定增长**：2025年特高压直流交易电量完成0.68万亿度，同比增长10%（2024年同比增长11%）[3][8] * **省间清洁能源交易增速显著**：2025年省间清洁能源交易电量完成0.76万亿度，同比增长16%（2024年同比增长11.9%）[3][8]

行业与公司 * 行业：中国电力行业，涵盖电力市场交易、发电（火电、风电、光伏）、储能、售电等领域 [1] * 公司：未明确提及具体上市公司，内容主要围绕行业整体情况、各省政策与市场表现展开 核心观点与论据 2026年全国电价普遍下降，但降幅与原因存在差异 * 2026年全国范围内电价普遍下降，平均降幅在3至4分钱/千瓦时 [1][9] * 部分省份降幅显著：江苏、浙江和辽宁降幅超过6分钱/千瓦时 [1][9] * 辽宁电价从2025年的4毛/千瓦时降至2026年的2毛9/千瓦时，下降近1毛 [9] * 江苏电价从2025年的4毛1/千瓦时降至2026年的3毛4/千瓦时左右，降幅约6.7分 [9] * 黑龙江火电价格从2025年的3毛/千瓦时降至2026年的2毛2/千瓦时左右，下降8分钱 [9] * 部分省份降幅相对较小：河南、河北冀北、甘肃、天津等地降幅相对较小 [9] * 河南火电长协价从2025年的405元/兆瓦时降至2026年的402元/兆瓦时，降幅3分钱 [2] * 京津冀地区降幅在2-3分钱左右，略好于全国平均水平 [6] * 电价下降主因：现货市场机制全面推进，售电公司抢量压价 [1][10] * 国家在2025年初全面推进现货市场机制，加速市场过渡 [10] * 各方对现货市场预期较低，售电公司为抢量将价格压得过低 [10] 不同类型电源长协电价差异显著，结算机制复杂 * 火电与新能源电价差异：火电通常高于风电，因火电量大且谈判优势强 [1][17] * 结算价格差异：火电结算价格通常比长期基础价格高约30%，风电和光伏则可能有折扣 [1][17] * 差异原因：中国推行体现时空价值的定价机制，光伏受白天供过于求影响价格偏低，风电供给稳定期望值更高 [16] * 火电套利行为普遍：火电企业通过签订特定时段（如中午）长协合同，再从现货市场购买低价新能源电力来履行合同，既保证收入又为新能源腾出空间 [19] * 偏差考核与交易机制：各省普遍存在长协合同偏差考核，但新中长期交易细则允许通过年度、多月、月度、月内、多日等频繁交易机制调节合约，不限制套利行为 [20] T+2、T+3交易机制价格更接近现货价格 [21] 各省份长协电价与容量电价具体表现 * **河南**：火电长协价微降3分钱；新能源2026年首次参与交易，价格约375元/兆瓦时；2026年容量电价执行方案未完全确定，可能将比例提高到100% [2][3] * **江西**：火电长协价预计从2025年的450元/兆瓦时（4毛5）降至2026年的410元/兆瓦时（4毛1）左右，降幅约4分钱 [5][13] * **山西**：火电长协价从2025年的327元/兆瓦时降至2026年的303元/兆瓦时，降幅约2.4分钱 [5] * **广西**：火电协商价从2025年的340元/兆瓦时降至2026年约330元/兆瓦时，实际成交价可能略低 [5] * **甘肃**：火电上网标杆电价从2025年的255元/兆瓦时降至2026年230元左右；容量补贴从100元提升至330元，综合收益因利用小时数偏低而持平 [7] * **山东**：未组织年度交易，按季度或月度交易；2026年1月月度交易价格在324左右，属中长期合同下限价格，比现货市场略低 [8] * **湖南**：因标杆定价较高（约4毛5），预计2026年火电竞争性定价下降有限，约一两分钱 [13] 新能源项目收益率呈现地域分化 * 收益率较好地区：东部复合型经济发达地区，如北京、天津和冀北，因项目少、竞争激烈 [1][14] * 增量项目表现：宁夏、新疆等地增量项目收益率高于存量项目，因竞拍定价较高 [1][15] 储能市场参与度提升，收益模式因地而异 * 参与情况：储能参与各省市场交易逐步推进，独立储能推进速度快于退出模式 [24] * 收益较好地区：山西和山东因基准值高、峰谷周期大，储能收益较好 [1][24] 新疆等地通过容量补贴提高储能收益率 [1][24] * 电价制定：独立储能需参与现货市场，电价由现货市场决定 [1][27] 火电综合电价与未来趋势 * 2026年趋势：火电综合实际价格下降幅度预计小于其长协合同价，甚至在某些情况下（如调峰需求）竞价可能上升 [4][18] * 未来几年趋势：市场整体稳中微涨；新能源供给量增大会通过政策机制调控，使其成本逐步下降，抑制过高涨幅 [22] * 煤炭价格：预计未来将稳步上升，但短期内不会大幅上涨，需注意季节性波动 [4][30] 2026年煤炭价格在600至700元之间徘徊 [30] 电力公司核心能力与市场挑战 * 交易能力体现：政策解读能力、供需预测预判能力、现货及中长期合约获取能力、未来行情分析预测能力 [25] * 气象预测挑战：电力市场需要半年、年度或1至2个月的中长期气象预测，与国家气象局提供的3至5天短期预报存在时间不匹配 [26] 准确预测短期天气状况已成为竞争优势 [1][25] 其他重要内容 峰谷价差与全国市场 * 峰谷价差变化取决于新能源投资增长及储能建设进度，短期内新能源投资过多会导致峰谷价差增大，储能投入增加将平衡差距 [23] * 全国政府通过开全国性电力市场来体现阶段性变化，通过合理配置资源实现稳定运行 [23] 电力市场化对需求侧的影响 * 影响显著：多省已实施零售侧降价，但增加了容量收费 [4][31] * 未来方向：将逐步推行全月分时零售价格（每小时一个浮动系数），用户可在低谷时段用电以降低成本 [4][31] 但实现日分时动态调整尚需时日，大约五年内难以完全实现 [31] 各省火电定价差异的原因 * 历史原因：政府标杆定价依托于各省火电资源及煤炭运输成本 [28][29] * 当前逻辑：主要基于边际成本（煤耗、煤价、运输成本） [29] * 容量电价占比：自2026年起，容量电价一般占到50%至100%，未来固定成本将由中央统一承担，不再计入地方火电竞争性价格 [29] 现货与长协价格倒挂风险 * 存在现货市场价格高于中长期合同价格的情况，主要由于2026年中长期合同价格大幅下跌，而近期广东、新疆和广西等地现货市场价格上涨，可能导致售电公司亏损加剧 [11] 长协合同签署进展 * 大部分省份已完成签署，少数如蒙东、蒙西、江西、湖南、西藏等尚未完成 [12]

行业投资评级 - 行业投资评级为“强于大市”，且评级为“维持” [1] 核心观点 - 报告核心观点围绕电力市场化改革展开，认为2025年12月26日发布的《电力中长期市场基本规则》将推动电力中长期市场向风险管控市场转变 [4] - 电力市场化下最核心的是降低电价波动风险并获得风险溢价，虚拟电厂是实现形式之一 [6] 行业基本情况与市场表现 - 电力设备行业收盘点位为10088.23，52周最高为10950.05，52周最低为6107.84 [1] - 行业相对指数表现图表显示，在2024年12月至2025年12月期间，电力设备指数表现显著强于沪深300指数 [3] 电力市场化改革要点 - 推动中长期交易向“更长”和“更短”周期延伸，鼓励开展多年期交易以强化“压舱石”作用，同时明确按日连续交易以提升灵活性 [5] - 价格机制将逐步锚定现货价格信号，允许签订固定价格或随市场供需、成本变化的灵活价格合同 [5] - 对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 [5] - 逐步推动月内等较短周期的电力中长期交易限价与现货交易限价贴近 [5] 投资建议 - 建议关注虚拟电厂等相关领域的公司，具体提及国能日新、协鑫能科、晶科科技、金智科技等 [6]