行业投资评级 - 评级：增持 [1] 报告核心观点 - 对待2026年长协电价不必过于悲观，全国电厂电价跌幅可能在2分左右，若煤价下跌，电厂盈利可能持平甚至部分电企业绩上行 [5] - 北方电厂业绩好的概率更大，建议关注区位靠北方的电厂以及低估值的全国性电厂H股 [3][5] 行业供需与装机情况 - 2025年全国用电量10.37万亿度，同比增长5.0%，“十四五”期间年均增长6.6% [5] - 截至2025年底，全国全口径发电装机容量38.9亿千瓦，同比增长16.1% [5] - 预测2026年全社会用电量10.9-11万亿度，同比增长5%-6%，统调最高负荷15.7-16.3亿千瓦（2025年迎峰度夏期间为15.08亿千瓦） [5] - 预测2026年新增发电装机超4亿千瓦，其中新能源超3亿千瓦，煤电比重降至31%左右 [5] 电力市场与电价动态 - 2026年新增电源较多，特高压外送加速，南方电价继续承压 [5] - 2026年1月安徽售电市场出现批零价格“倒挂”，批发侧均价367.17元/兆瓦时，零售侧均价358.43元/兆瓦时，全省售电公司预计亏损约1.19亿元 [5] - 华东能源监管局认定皖能股份、淮河能源、国能神皖能源控价，分别罚款80万、40万、40万元 [5] 基础设施与项目进展 - 国家电网2026年1月累计完成固定资产投资308亿元，同比增长35.1% [5] - 宁夏中卫电厂4号机组投产，标志着全国首批“沙戈荒”能源大基地配套调峰电源首台机组正式商运，该基地配套建设1300万千瓦新能源项目，其中风电/光伏/调峰煤电分别为400/900/464万千瓦，设计年发电量达110亿度 [5] - 粤电力下属茂名博贺电厂3、4号2×1000MW机组通过试运行 [5] - 江阴利港2×100万千瓦9号机组通过试运行，具备行业领先的20%深度调峰能力 [5] 公司业绩与板块展望 - 2025年受益于来水偏丰，黔源电力归母净利润预增160-190% [5] - 2025年受益于煤价下行，甘肃能源归母净利润预增19-28% [5] - 火电水电板块业绩和估值修复均可期 [5]

涉及的行业与公司 * **行业**：电力行业，具体包括火电（燃煤发电）与水电（水力发电）子行业 [1] * **公司**：提及华能国际、国电电力、长江竞赛、华能竞赛、川投能源等具体公司 [2][9][10] 核心观点与论据 2026年火电行业展望：业绩有望超预期 * **核心观点**：2026年火电业绩预计将好于当前市场悲观预期，盈利下滑幅度有限，部分公司甚至可能改善 [1][2][8] * **电价降幅低于预期**：2026年长协电价全国平均降幅约4分钱，低于预期；叠加容量补偿提升（每千瓦每年提升65元），综合降幅在2至3.5分钱之间 [1][4][5] * **现货市场机制利好**：现货市场开展后，实际结算价格将高于简单测算，原因包括分时定价套利、火电竞争策略调整（放弃低价时段）以及利用小时数下降带来的度电容量补偿提升（例如利用小时从4,500降至4,000小时，在50%容量补偿下可带来4分钱提升） [1][6] * **区域分化明显**：河南、河北及京津地区电价降幅相对较低，因新增火电竞争不多且新能源装机比例高，需要火电提供调节能力 [1][4] * **煤价与成本压力可控**：预计2026年5,500大卡动力煤价上涨空间有限，可能较2025年均价（约700元）小幅下降约20元 [8] * **煤炭用量可能超预期下降**：预计2026年全社会用电量增速为5%，但新增风光装机（1.25亿千瓦和1.5亿千瓦）将显著影响煤电，测算煤炭用量可能下降2%至3%，降幅或超市场预期 [1][7] 水电行业展望：商业模式优秀，业绩稳健增长 * **核心观点**：水电行业商业模式优秀，预计2026年主要水电股仍能实现同比正增长，有望迎来新一轮上涨周期 [1][3] * **受电价市场化影响有限**：各省水电市场化交易电量占比相对较低（约30%），且降价并非完全传导至送端 [10] * **外送电价机制有缓冲**：市场化外送水电价格参考落地省份综合价格（含容量电价），容量价格在25年至26年同比提升20%，可减缓市场化交易价格下行影响 [10] * **测算影响可控**：对于长江竞赛、华能竞赛和川投能源等大型公司，市场化交易价格下降带来的盈利影响约在3%-6% [10] * **成本端存在利好**：大型水电公司融资成本持续低位，折旧机组到期导致折旧成本下降，且若26年利用小时数从25年的低点回归稳态，将带来同比增长 [10] 投资价值与配置建议 * **火电股具备高股息价值**：当前火电股估值（PB、PE）较低，多数公司2026年股息率仍能维持在4%以上，部分签订较好电价协议的公司股息率可达5%甚至6%以上 [1][9] * **分红比例有提升空间**：当前测算基于2024年35%的分红比例，参考成熟市场水电或火电企业（分红比例70%-80%），若现金流良好的火电企业提升分红，可能催生类似国电电力2025年8月提分红后两个月上涨30%的行情 [9] * **配置建议**： * **火电**：最看好区域性降幅低、自由现金流改善、有能力提升分红能力的火电公司，如河南、河北等地公司，以及华能国际等无需进行新能源资本开支的大型公司 [2][11] * **水电**：当前是长期配置优质水电资产的重要时间节点，尤其看好受市场化交易影响相对小且盈利稳定的大型水电公司 [11][12] 其他重要内容 * **历史经验参考**：如长江竞赛这类大型水电公司，在某一年度收益率出现负值后，两年期复合收益率通常不错，主要赚取时间价值 [11]

行业投资评级 - 行业评级为“买入” [2] 核心观点 - 年度长协落地，电价已触底，未来下降空间有限，同时煤电容量电价提升及市场化交易手段有望增强火电盈利稳定性，板块红利价值凸显 [1][6] - 火电“公用事业化”进程加速，市值管理、净资产修复与分红提升共同作用，若盈利稳定叠加分红提升，火电将走向红利资产的定价模型，塑造估值空间 [6] - 水电方面，桂冠电力收购集团资产打开成长空间，长江电力实施中期分红且估值性价比较高，板块整体估值处于历史低位，公募持仓为十年次低，伴随增量资金配置需求，板块攻防兼备 [6] 根据目录总结 一、年度长协电价结果持续落地，各省电价即将触底 - **各省年度长协电价陆续落地，部分区域降幅较大**：广东2026年度电量电价为0.372元/度，同比下降0.02元/度，较基准价下浮20%；江苏2026年度电量电价为0.344元/度，同比下降0.07元/度，较基准价下浮12% [6][24] - **电价已接近下限，未来下降空间有限**：当前各省年度长协电价逐渐接近政策下限，且新能源装机增速下滑后电力供需有望改善，电量电价有望触底 [6] - **容量电价执行良好，有效补偿电量电价下滑**：2025年1-11月，全国单位火电容量电价均值在2.52-3.22分/度之间（含税），执行力度良好；展望2026年，绝大部分省份煤电容量电价标准将从100元/千瓦·年提升至165元/千瓦·年，可带来度电接近2分的增幅 [28] - **月度交易电价同比普遍下降**：2025年1-12月，广东月度中长期交易均价为373.45元/兆瓦时，同比下降11.2%；2025年12月，山东、山西、江苏的月度市场化交易电价同比分别下降0.9%、2.9%、19.3% [34][37][39] - **电力装机结构变化显著**：截至2025年11月末，全国发电设备总装机达3794GW，同比增长17.3%；其中火电装机占比下降至40.1%，风电和光伏装机占比合计达46.5%；2025年1-11月，风光新增装机合计357GW，占全口径新增装机的80% [43][46] 二、本周回顾：地方电力定价机制集中落地 - **广西电力现货市场规则出台**：暂定现货市场申报上限为0.75元/千瓦时，出清上限为1.125元/千瓦时；新能源增量项目竞价上限暂定为0.36元/千瓦时，下限为0.15元/千瓦时 [58] - **河北明确煤电容量电价机制**：年度标准调整为165元/千瓦，月度标准为13.75元/千瓦 [58] 三、行业高频数据跟踪 - **煤炭价格近期下行**：2025年12月31日，秦皇岛5500大卡动力煤市场价格为678元/吨，较上周下降3元/吨，位于近12个月以来30%的价格下游；同期，北方主要港口（秦皇岛、曹妃甸等）煤炭合计库存1562万吨，环比下降119万吨 [62][71] - **天然气价格低于去年同期**：2025年12月31日，国内LNG到岸价为9.55美元/百万英热，较2025年初下降39.1%；LNG出厂价为3859元/吨，较2025年初下降14.7% [86] - **电力现货交易价格波动**：在广东电力现货市场，2026年1月1日发电侧加权平均电价最低，为176.51元/兆瓦时；12月29日最高，为358.77元/兆瓦时 [83] 四、行业个股重点公告及板块行情跟踪 - **重点公司动态**： - 桂冠电力拟以20.25亿元收购大唐西藏能源开发有限公司及中国大唐集团ZDN清洁能源开发有限公司100%股权，对应收购PB为1.06倍 [6][96] - 长江电力发布2025年中期利润分配方案，拟每10股派现2.10元，累计分红51.38亿元 [6][96] - 国电电力拟投资152.73亿元建设大渡河丹巴水电站项目 [96] - 内蒙华电拟发行股份并募集配套资金，用于购买正蓝旗风电及北方多伦股权，交易作价合计53.36亿元 [96] - **板块行情与估值**： - 截至2025年12月31日，公用事业指数（GFGY）相对沪深300指数上涨18.60个百分点；2021年8月以来跑赢沪深300指数37.03个百分点 [97] - 当前板块PE-TTM为17.30倍，位于2010年以来约31.6%分位；PB为1.63倍，位于2010年以来约17.3%分位，估值处于历史中低位 [97] - 本周（报告期）A股公用事业子板块普跌，其中火电板块下跌5.84%；个股中国电电力下跌12.80%，桂冠电力上涨7.26% [104] 五、关注公司及投资主线 - **报告建议关注**：九丰能源、华能国际H、国电电力、华电国际H、内蒙华电、申能股份、长江电力、桂冠电力、福能股份 [6] - **具体投资主线**： 1. **火电**：聚焦绩优高股息与市值管理，如华能国际电力股份、华电国际电力股份、国电电力、申能股份、内蒙华电、赣能股份 [6] 2. **水电**：关注业绩反转的长江电力与高增长的桂冠电力 [6] 3. **绿电**：关注高ROE低PB的龙源电力H、福能股份 [6]

核心观点 - 广东、江苏等沿海省份2026年长协电价或集中竞价电价出现显著下滑，标志着市场悲观预期落地，并可能预示全国电价博弈开启，沿海省份电价预期均有松动 [1] - 电价下行预期直接导致主要电力上市公司股价集体大幅下跌 [1] - 尽管电价承压，但2025年11月全社会用电量保持稳健增长，同时电源结构持续优化，非化石能源发电量增速显著高于火电 [2] 电力市场与电价 - 广东2026年度电力交易均价为372.14厘/千瓦时，同比下降19.72厘/千瓦时，已接近基准价下浮下限 [1] - 江苏2026年1月集中竞价均价为324.71元/兆瓦时，较基准价下浮17% [1] - 沿海省份电价预期出现松动，新一年全国电价博弈成果拉开帷幕 [1] 电力公司股价表现 - 华能国际H股股价下跌7.13%，报5.73港元 [1] - 大唐发电H股股价下跌4.27%，报2.24港元 [1] - 华电国际H股股价下跌2.88%，报4.05港元 [1] - 华润电力股价下跌2.19%，报17.39港元 [1] 能源生产与消费数据 - 2025年11月全社会用电量为8356亿千瓦时，同比增长6.2% [2] - 2025年11月规上企业发电量为7792亿千瓦时，同比增长2.7%，日均发电量为259.7亿千瓦时 [2] - 火电发电量为4969.5亿千瓦时，同比下降4.20% [2] - 水电发电量为966.8亿千瓦时，同比增长17.10% [2] - 风电发电量为1045.5亿千瓦时，同比增长22.00% [2] - 核电发电量为398.1亿千瓦时，同比增长4.70% [2]

电力股市场表现 - 截至发稿，主要电力股集体走低，华能国际跌7.13%报5.73港元，大唐发电跌4.27%报2.24港元，华电国际跌2.88%报4.05港元，华润电力跌2.19%报17.39港元 [1] 2026年长协电价情况 - 广东2026年度交易均价为372.14厘/千瓦时，同比下降19.72厘/千瓦时，接近基准价下浮下限 [1] - 江苏2026年1月集中竞价均价为324.71元/兆瓦时，较基准价下浮17% [1] - 广东长协电价公布标志着前期市场悲观预期正式落地，新一年全国电价博弈成果拉开帷幕，沿海省份电价预期或均有松动 [1] 2025年11月能源生产与用电量数据 - 11月全社会用电量8356亿千瓦时，同比增长6.2% [1] - 11月份规上发电量7792亿千瓦时，同比增长2.7%，日均发电量259.7亿千瓦时 [1] - 分电源发电量：火电4969.5亿千瓦时同比降4.20%，水电966.8亿千瓦时同比增17.10%，风电1045.5亿千瓦时同比增22.00%，核电398.1亿千瓦时同比增4.70% [1]

新能源项目与政策应对 - 新疆光伏项目将根据政策审慎推进 积极控制成本并优化市场交易策略以争取良好效益 [2] - 项目经营效益受市场环境及政策综合影响 [2] 火电业务与经营状况 - 2025年上半年上网电价同比大幅下降导致发电业务毛利及盈利显著下降 [2] - 下半年将优化燃料采购策略严控成本 把握电力市场机遇扩大营收 [2] - 推进先进机组建设培育新盈利增长点 [2] - 资产减值事宜将严格按《企业会计准则》核算 [2] - 在建煤电装机800万千瓦 在建气电装机约294.2万千瓦 [3] - 2025年内预计投产煤电机组300-500万千瓦 [3] 电力市场与长协机制 - 长协电价受宏观经济/电力供需/燃料价格/市场营销等多因素影响存在不确定性 [3] - 公司正筹备下一年度长协签约 加强市场营销为明年业绩提供稳定支撑 [3] - 全国统一电力市场背景下煤电机组收益需结合区域实际情况及企业运营能力综合判断 [3] 战略规划与转型 - 综合平衡传统火电与新能源发展 持续推进绿色低碳转型 [3] - 围绕国家建设现代能源体系和新型电力系统部署开展投资 [3]

**行业与公司** * 行业聚焦于光伏、风电等新能源发电及配套储能行业 涉及山东、内蒙古蒙西、江苏、浙江、甘肃、广东、山西等多个省份的电力市场[1][2][3][4][5][8][9][10][11][17][20][21][22][24] **核心观点与论据** **光伏行业面临产能过剩与电价压力** * 山东省136号文规定光伏电价为225元/兆瓦时 反映产能过剩问题[2] * 山东光伏装机容量约9000万千瓦 为全国最大 但现货市场电价普遍不理想[1][2] * 产能过剩背景下 需通过储能技术优化能源利用 存储过剩产能并在高峰时释放[1][2] **储能行业政策驱动与长期目标明确** * 取消强制配储要求短期内对市场预期产生负面影响[3][4] * 《新型储能规模化建设专项行动方案》提出2027年全国新型储能规模达到1.8亿千瓦的明确目标[1][4][5] * 装机规模快速增长 2021年新增400万千瓦 2022年新增800万千瓦 2023年新增3000万千瓦 2024年新增超7000万千瓦 2024年上半年达9500万千瓦 预计2024年底达1.1-1.2亿千瓦[4] * 国家和地方政府通过容量电价（如甘肃330元/千瓦/年）和充放电量补贴等政策推动发展[1][5] **储能收益机制与地区差异显著** * 用户侧储能收益依赖峰谷价差政策 如浙江两充两放下可实现每度电1.6元价差 收益率超15% 但受场地和用电时段限制[3][8] * 电网侧和电源侧储能需依赖容量补贴和额外电量补贴提升经济性 充电按低谷电价、放电按燃煤基准价（约每度0.3元）难以覆盖成本[3][8][21] * 内蒙古蒙西地区电价为1.5元 另有每度电0.35元容量电费补贴 2024年现货价差约0.4元 预计2025年储能厂商收益率可达20%-30%[3][10][11] * 以50兆瓦/100兆瓦时项目测算 年收入约2000万元 成本约1.2亿元 预计内部收益率（IRR）达10%-20%[11] * 各省储能日均充放次数差异大 甘肃1.7次 广东/山东/蒙西1.5次 山西1.2次 光伏大省多仅能实现一日一充放[9] **电力市场机制与长协合约影响深远** * 各省政府强制要求售电公司签订高比例（如90%）中长期合约 未达标将面临考核费用 此机制稳定了市场价格[12][13] * 长协价格通常高于现货价格 发电企业可通过现货市场套利（高价卖合约、低价买现货）增加利润[15] * 若取消强制长协比例 将导致现货价格上涨及发电企业固定投资成本无法回收 需完善容量电价或容量市场机制作为前提[16][19] * 江苏省年度长协与最后三个月月度交易价格联动紧密 2024年末三个月价格为0.410-0.412元[17] **新能源配套设施发展存在挑战** * 主要问题包括收益机制不明确导致企业不愿使用存量设施 以及利用率低[6] * 从2024年开始 通过市场化手段（如容量补贴、电量补贴、提高峰谷差价）调动积极性成为重要解决方案[6] **储能需求的核心驱动因素** * 新能源装机容量不断增加和调峰需求增强是主要驱动因素[7] * 抽水蓄能建设周期长（7-10年）且受地理条件限制 而储能系统更灵活 能分散在电网各处 满足新型电力系统对分布式调节能力的需求[7] **不同地区发展不平衡与趋势** * 江浙沪地区风光装机增速较西北等资源富集区慢 主要受限于地理空间 后续开发依赖分布式光伏和海上风电[20] * 江浙沪地区储能发展相对缓慢 尚未参与现货市场 平均峰谷价差仅一毛多[21][22] * 山东2025年新出台光伏电价仅0.20-0.22元[20] * 新能源消纳率将从目前的95%逐步下降 未来几年可能降至90% 弃风弃光现象将越来越普遍[26] **其他重要内容** * 储能在电网中的主要作用是调峰 但现有装机量远不足以显著影响整体电价 其成本最终可能转嫁给终端用户[23][25] * 新能源入市对不同地区年度长协比例影响存在差异 在江浙沪等外来电大省影响较小[18]