电力行业电话会议纪要关键要点 涉及的行业与公司 * **行业**：电力行业，涵盖火电（煤电、气电）、核电、水电、新能源（风电、光伏）[1] * **公司提及**： * 核电：中国广核（CGN Power）、中核集团[1][13] * 火电/煤电联营：陕西能源、新集能源、淮河能源、内蒙华电、浙能电力、华能国际[1][13] * 水电：长江电力、国投电力、华能水电[13] * 绿电（新能源）：未具体点名[13] 核心观点与论据 1. 电价趋势判断：2026年为底部，反弹在即 * 核心观点：2026年大概率是电价底部，反弹确定性较高[1][12] * 支撑逻辑： * **全球能源价格倒挂不可持续**：中国煤价与气价处于历史低分位（低于20%概率水平），中美能源成本出现倒挂，一次能源的全球流动性将使价差收敛[2][3] * **国内电力供需拐点已现**：2025年为装机高点（火电近100吉瓦，风光超400吉瓦），2026年新增装机增速将回落，2027年供需环境优于当前[1][4][5] * **新能源盈利压力达历史峰值**：2026年全国年度长协电价普遍下降4-5分钱，已覆盖绿电度电利润（2025年约5分钱），导致核电亏损、光伏亏损面达两位数，低电价不可持续[1][6][7] * **政策干预加速市场拐点**：为保障能源转型投资，地方政府已开始调整交易规则（如新疆、湖北），这种干预将加速电价拐点到来[1][7] 2. 近期市场边际变化：南方省份电价率先反弹 * **云南**：3月现货电价从2月的0.16-0.17元/千瓦时低点涨至0.3元/千瓦时以上，4月现货均价达0.47元/千瓦时，较年度长协价（0.25元/千瓦时）上涨近110%[7] * **广东**：4月至今现货均价达0.68元/千瓦时，较年度长协价上涨约82%；5月月度长协价大幅上涨，双边协商价0.48元/千瓦时，集中竞价0.49元/千瓦时，环比涨幅达29%-40%[1][7][8] * **华东区域**：价格上涨晚于南方约一个月。4月上海现货均价0.48元/千瓦时（较年度长协涨12%），浙江0.36元/千瓦时（涨3%），浙江5月月度长协价首次超过年度长协价[8][9] * **北方区域**：电价相对平稳，4月现货电价较年度长协的折价幅度可能在50%以上（如湖南、河南、辽宁等），主要受2025年大量新能源投产及用电淡季影响[9] 3. 关键影响因素与传导机制 * **火电是边际定价者**：火电占比超60%，其燃料成本（煤价、气价）对电价起决定性作用，成本向电价的传导非常迅速[3][5] * **成本倒挂形成上涨刚性基础**：测算显示，煤价达750元/吨时，广东、广西、黑龙江煤电成本将出现倒挂；煤价达850元/吨时，全国约三分之一省份将倒挂，必然推动现货和月度电价上涨[12] * **“南高北低”格局将打破**：当前价差（0.4-0.5元/千瓦时）难以维持，夏季用电高峰将增加省间现货交易，南方高电价将通过跨省输电机制（成本上限约0.1元/千瓦时）带动北方电价回升[1][11] * **绿色价值将更充分体现**：碳成本对煤电的影响显现，绿证价格快速上涨，“十五五”期间绿色溢价将更充分体现在电价中[2][5] 4. 年度长协价格的核心基准作用 * **定义**：年度长协价是发电企业的收入“持仓”和售电公司的成本基础，是衡量市场真实盈利的核心指标[10] * **意义**：只有当现货或月度价格超过年度长协价时，发电企业才能实现超预期利润，售电公司则可能开始亏损[10][11] * **举例**：江苏月度价格环比上涨但未突破年度长协水平，行业内不定义为“涨价”[11] 投资策略与标的逻辑 * **首选核电**：直接受益于沿海电价上涨（如广东），且无燃料成本风险。中国广核67%权益装机位于广东；A股关注中核集团，港股关注中国广核（预计有50%以上上涨空间）[1][13] * **其次关注煤电联营及水电**： * **煤电联营企业**（如陕西能源、内蒙华电）：对煤炭成本上涨不敏感，能充分享受电价上涨的利润弹性[1][13][14] * **水电企业**（如长江电力、国投电力）：受益于电价上涨，具备涨价弹性，是比纯火电更容易布局的标的[13][14] * **绿电（新能源）**：投资逻辑排第二。主要装机位于北方，电价上涨尚未启动，但蒙西光伏现货电价已连续数月同比正增长。A股适合交易型投资者，港股适合左侧布局[13] * **纯火电企业**（如浙能电力、华能国际）：建议等待电价上涨幅度更明确后再做判断[13]

行业与公司 * 涉及的行业与领域：宏观经济、信用周期、债券市场、货币政策（中美）、能源行业（传统能源、核电、液化天然气）、科技行业（AI、算力、半导体）、出口行业（“新三样”、传统出口）、电力基础设施 * 涉及的特定公司/机构：美联储、英伟达、美国能源公司、科技公司（泛指） 核心观点与论据 **宏观格局与信用周期** * 中国宏观信用周期呈现震荡分化格局，形成“再通胀”与“类滞胀”并存局面[1] * 居民部门信用需求持续疲弱，信用脉冲已低于2024年9月前低点，仅略高于2022年最低水平[4] 居民信贷不振核心原因在于收入预期问题及房地产资产升值预期转变[4] * 企业部门信贷脉冲整体处于修复通道，是A股和港股结构性行情的关键原因[4] 但企业内部存在分化：新兴产业强于传统产业，外需强于内需[4] PPI内部分化显著，生产资料与生活资料价格走势差距达历史高位，是“再通胀”与“类滞胀”并存的直接证据[5] * 政府部门财政力度与私人部门信用周期呈反向“跷跷板效应”，在私人部门扩张乏力时提供对冲[5] 2026年广义财政目标与2025年持平，均为12万亿，广义赤字率占GDP约9%左右[6] 财政支出结构向未来能源和智能经济等关键供应链和国家安全相关产业倾斜[7] **市场表现与驱动逻辑** * 中国市场呈现“股债双牛”及“股债汇商品四牛”格局[3] 国内长短期国债利率过去一个月下行至少10个基点，高点以来累计下行20-30个基点[3] * 市场底层逻辑与中国宏观信用周期的冷热不均密切相关[3] 一方面交易由科技、外需及“新三样”等领域驱动的“再通胀”逻辑；另一方面交易因内需不振及全球成本抬升引发的“类滞胀”担忧[3] * 市场对伊朗局势已逐渐脱敏，霍尔木兹海峡通行量几乎降至零，低于4月中旬水平[3] * 在信用分化背景下，宽基指数难有超额收益[2] 历史上居民需求偏弱而行业景气结构较强的时期，通常表现为典型的结构性行情[8] 当前与2025年情形相似但斜率更平缓[8] **产业景气与外需表现** * 企业部门内，新兴产业和外向型经济景气度较高[5] 拉动2026年以来出口增长的主要力量集中在新兴行业，包括高新技术产品、机电产品、集成电路及汽车（含新能源车）等“新三样”[5] * “新三样”出口金额同比增长70%，占整体出口金额比例已接近8%[6] 有效化解内部产能过剩（如新能源车产能利用率可能仅为40-50%）[6] * 美国AI资本开支激增带动国产算力需求[1] 市场对AI应用的乐观预期推动Token使用量呈指数级增长，直接转化为对硬件、设备及算力需求提升[5] 英伟达产品近期租赁价格上涨[5] * 美国一季度在通讯、计算机、半导体等ICT设备进口激增，与AI相关资本开支持续加速高度相关[6] **货币政策与债市** * 美联储候任主席沃什主张重构通胀框架并缩减资产负债表，政策思路倾向于由内生信贷驱动货币创造[1] 其政策立场暗示未来降息门槛可能降低[1] * 沃什主张建立新的通胀框架，提出可考虑采用“结尾平均PCE”等更具创新性指标[10] 主张缩表，计划与财政部配合逐步缩减美联储资产负债表，特别是长期持有的国债和MBS[10] 认为下调利率对实体经济中的企业和家庭部门更为有利[10] * 2026年4月中国债市利率快速下行，核心驱动力在于资金面宽松得到确认[14] 4月跨季后，隔夜DR逼近1.2%，七天DR降至1.32%附近，低于公开市场逆回购利率，相当于“隐性降息”[14] * 流动性宽松源于银行间内生性流动性充裕，反映“资产荒”阶段性重现[14] 供给来源包括：政府债券净融资压力可控、财政投放积极（2月和3月财政存款分别释放约3,500亿元和近7,400亿元）、实体信贷需求疲弱（3月人民币贷款增速回落至5.7%以下）、人民币净结汇支撑延续（3月贸易项下代客净结汇规模近600亿美元）、市场风险偏好未趋势性反转[15] * 债市牛市逻辑未逆转，长端利差仍有收窄空间[1] 十年期与一年期、十年期与三年期国债期限利差维持在2025年以来高位，30年与10年期限利差处在2022年以来中位线之上[16] 中期看，“资产荒”底层逻辑未见根本性逆转，债券牛市行情大概率延续[17] **能源战略与AI电力需求** * 美国推行“特朗普2.0”能源主导战略，显著外延，强调美国能源对全球能源格局的影响[17] * AI数据中心超大规模负荷（单体>1GW）正重塑电力基础设施属性[1] 单个数据中心负荷水平可达到甚至超过1吉瓦，远高于传统高耗能行业（如电解铝通常为0.5-0.7吉瓦）[21] * 能源公司与科技公司合作催生“电力基础设施+数据中心”新型资产，其金融属性与传统电力设施的类公用事业属性截然不同[21] * 美国正迎来新一轮核电复兴，许多原设计寿命50年的反应堆计划延长至80年，甚至探讨延长至100年的可能性[22] 小型模块化反应堆（SMR）面临监管审批挑战，在没有首台套成功运行提供安全数据的情况下，审批流程依然谨慎[22] * 全球能源格局呈现区域分化：欧洲受影响相对较小，强化供给多样化决心；亚洲被认为是受冲击最大地区；加拿大两大项目（Trans Mountain和Canada LNG）已具备向亚洲市场输出能力[19][20] **资产配置建议** * 投资策略应紧跟科技、周期及外需（“新三样”、传统出口）等信用扩张方向进行配置[2] * 资产配置核心是紧跟信用扩张方向，目前主要指向科技、周期和外需[8] 市场可能在两种状态间切换：外部风险不大时资金向景气结构、科技和外需板块聚集形成抱团行情；外部情绪恶化时可能转向分红、地产、消费等内需板块避险[8] 若科技、周期、外需三者阶段性表现均不佳，市场交集可能暂时落在新能源电力和储能上[8] * 五月关键事件包括美伊谈判进展、特朗普来访关于关税的表态、沃什能否接替鲍威尔成为美联储主席[9] 若事件向好，科技板块有望保持强势，可能出现内部轮动，对利率敏感且涨幅不大的资产（如有色、黄金、恒生科技、创新药）可能补涨[9] 其他重要内容 * 企业整体库销比在抬升，部分源于内需疲弱，部分源于景气行业企业预期海外需求强劲而提前备货补库[7] 景气度越高的科技、新兴和外向型行业，其库销比分位数越低，库存健康程度相对更好[7] * 市场对美联储缩表存在误解：认为高财政赤字下无法缩表，但缩表核心应聚焦于美联储负债端的准备金需求；担忧缩表会引发金融危机，但美联储官员强调这是节奏可控的渐进过程[11][12] 美联储可通过减少其持有的约2万亿美元抵押贷款支持证券（MBS）来推进缩表[12] 《美联储缩表用户指南》提出了15条潜在改革举措，可能额外腾挪出约1.2万亿至2.1万亿美元资产负债表规模[12] * 沃勒的政策立场在不同议题上表现不同：在资产负债表工具使用上持谨慎乃至略偏鹰派观点；在利率政策方面为利好实体经济而倾向于降息，表现出鸽派态度[13] 其政策思路暗示货币创造路径可能从此前外生财政主导转向内生信贷驱动[13] * 短期内债市行情仍取决于资金面，宽松局面大概率延续[15] 尽管政府债券发行将边际提速，但二季度超长期特别国债发行节奏均衡，全年财政力度未见扩张，政府债券供需冲击有限[15] * 美国液化天然气出口受益于地缘政治红利：第一轮中美博弈推动2018至2019年对华出口增长；第二轮俄乌冲突帮助占据欧洲市场份额；当前中东冲突可能进一步拓展美国在亚洲市场份额[18] * 关于AI对美国电力需求影响的新认知：2030年后长期电力需求增长路径不明确；AI数据中心负荷特性与传统工业负荷存在显著差异，包括建设速度错配、负荷集中度高、负荷曲线不稳定[21]

公用环保 202604 第 3 期 优于大市 1-3 月规上发电量 2.38 万亿 kWh（+3.4%），国家发改委明确"十五五"新型能 源体系建设五大重点任务 市场回顾：本周沪深 300 指数上涨 1.99%，公用事业指数上涨 1.36%，环 保指数上涨 1.76%，周相对收益率分别为-0.63%和-0.23%。申万 31 个一 级行业分类板块中，公用事业及环保涨幅处于第 17 和第 13 名。电力板 块子板块中，火电上涨 1.35%；水电上涨 0.03%，新能源发电上涨 5.87%； 水务板块下跌 0.69%；燃气板块下跌 0.69%。 重要事件：国家能源局：1-3 月规上发电量 2.38 万亿 kWh，同比+3.4%。 规上工业电力生产稳定增长。3 月份，规上工业发电量 8025 亿千瓦时， 同比增长 1.4%，增速比 1—2 月份回落 2.7 个百分点；日均发电 258.9 亿千瓦时。1—3 月份，规上工业发电量 23782 亿千瓦时，同比增长 3.4%。 分品种看，3 月份，规上工业火电、水电、太阳能发电增速加快，核电、 风电由增转降。其中，规上工业火电同比增长 4.2%，增速比 1—2 月份 加快 ...

报告投资评级 - 维持“优于大市”评级 [1][4][6][17] 核心观点与业绩表现 - 2025年公司业绩承压，营业收入为131.15亿元，同比减少4.55%；归母净利润为5.15亿元，同比大幅减少53.17% [1][9] - 2026年第一季度业绩继续下滑，营业收入为35.2亿元，同比下降6.5%；归母净利润为2.74亿元，同比下降56.0% [1][9] - 业绩下滑主因：新能源业务受电力现货市场及新能源全电量入市政策影响，结算电价与利用小时数降低，导致风电、光伏产品收入分别同比下滑9.04%和3.32%；火电业务纳入电力现货市场导致辅助服务收益减少；计提资产减值损失0.82亿元 [1][9] 装机容量与发电运营 - 截至2025年末，公司总装机容量达1631.92万千瓦，其中清洁能源装机1301.92万千瓦（风电503.44万千瓦、光伏795.48万千瓦），清洁能源装机占比提升至79.78% [2][11] - 2025年公司新增新能源装机187.81万千瓦 [2][11] - 2025年累计完成发电量287.94亿千瓦时，同比微降2.06% [2][11] - 2025年发电机组平均利用小时数为1923.86小时，同比下降183.97小时 [2][11] - 2025年平均上网电价为483.61元/兆瓦时（含税），同比减少17.44元/兆瓦时 [2][11] 财务状况与股东回报 - 2025年经营活动产生的现金流量净额为70.36亿元，同比增长28.53%，主要系可再生能源补贴回款增加 [3][14] - 2025年预计派发现金红利2.07亿元，占归母净利润的40.16%，分红比例较2024年的34.98%有所提升 [3][14] - 公司发布《未来三年（2026-2028年）股东回报规划》，承诺每年现金分红比例原则上不低于当年可分配利润的40%，较上一期的30%有所提升 [3][16] 业务布局与发展前景 - 公司聚焦“新能源+”与绿色氢基能源双赛道，新能源融合式大基地在吉林、山东、广西、贵州等地稳步推进 [17] - 2025年7月26日，大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目试运行投产，为全球一次性投产规模最大的绿色合成氨单体项目 [3][17] - 2025年10月27日，获得全球首张“ISCC EU RFNBO Ammonia”认证证书，在绿色氢基能源领域引领行业发展 [3][17] 盈利预测与估值 - 报告下调公司盈利预测，预计2026-2028年归母净利润分别为5.73亿元、6.33亿元、7.73亿元（原2026-2027年预测值为8.09亿元、9.07亿元），同比增速分别为11%、10%、22% [4][17] - 预计2026-2028年营业收入分别为140.93亿元、144.36亿元、159.11亿元，同比增速分别为7.5%、2.4%、10.2% [5] - 当前股价对应2026-2028年预测市盈率（PE）分别为42倍、38倍、31倍 [4][5] - 预计2026-2028年每股收益（EPS）分别为0.16元、0.17元、0.21元 [5]

报告行业投资评级 - 报告未明确给出行业投资评级 [3] 报告核心观点 - 电价出现好转，电力资产存在企稳反弹的机会 [3] - 政策出台考核各省碳达峰执行，从“十四五”的能耗双控转变为“十五五”的碳排放双控，且需补上“十四五”的欠账，“十五五”减碳压力巨大 [3] - 国家出台《碳达峰碳中和综合评价考核办法》，建立首个国家级考核问责制度，考核结果与干部选拔任用直接挂钩，将驱动各省市加大减碳力度 [3] 政策与考核分析 - 2026年4月23日，中办、国办印发《碳达峰碳中和综合评价考核办法》，自2026年起按年对各省市党委和政府实施考核，考核结果分优秀/合格/不合格三档，指标只有达标/未达标 [3] - 考核设置控制指标（碳排放总量、碳排放强度降低、煤炭消费总量、石油消费总量、非化石能源消费占比）和支撑指标（节能、工业、城乡建设、交通运输、公共机构、碳排放权交易等领域） [3] - 考核核心从“十四五”的能耗总量+能耗强度，转变为“十五五”的碳排放总量+碳排放强度 [3] - 目标为确保2030年碳排放强度比2005年降低65%以上，而2020年比2005年已降低48.4%，2025年较2020年降低12.4% [3] - 若“十四五”完成18%目标，则“十五五”只需降17.3%即可满足2030年目标，但当前“十四五”未达标，导致“十五五”需要下降22.6%才能满足目标，压力很大 [3] - 政策要求非化石能源消费占比达到25%，实现煤炭和石油消费总量达峰，合理控制煤电装机规模和发电量，力争年度新增清洁能源电量逐步覆盖全社会新增用电量 [3] - 新（改、扩）建“两高”工业项目须实施碳排放等量或减量置换 [3] 电力市场与用电数据 - 2026年3月全国用电量8595亿度，同比增长3.5%（1~2月同比增长6.1%），增速有所回落 [3] - 2026年3月全国第二产业用电量5708亿度，同比增长2.0%（1~2月+6.3%）；第三产业用电量1601亿度，同比增长7.7%（1~2月+8.3%）；居民用电量1172亿度，同比增长5.2%（1~2月+2.7%） [3] - 2026年4月因天气和检修因素，南方耗电增长，广东电价上涨较多 [3] - 广东2026年3月实时光伏电价为0.206元/度，环比增长90.9%（2月环比下降36.5%）；风电电价为0.321元/度，环比增长46.7%（2月环比下降18.4%）；海风电价为0.247元/度，环比增长55.6%（2月环比下降27.3%） [3] 地方政策与动态 - 宁夏出台绿电直连规则：按容（需）量缴纳输配电费的就近消纳项目，其下网电量不再缴纳系统备用费、输配环节的电量电费，项目用电应直接市场化购买，上网电量按月度光伏现货均价结算 [3] - 内蒙古计划年内投运500千伏输变电工程20项以上，建成新型储能700万千瓦以上 [3] - 内蒙古特高压电网累计外送电量超8600亿度，其中清洁能源超1200亿度 [3]

报告行业投资评级 - 行业评级：强于大市（维持） [2] 报告的核心观点 - 核心观点：双碳考核迈入“制度化+硬约束”阶段，绿色转型由“政策鼓励”进入“考核约束+价格传导”阶段，绿电、核电、水电和优质火电的资产价值有望重估 [1][8][14][15][18][23] 板块一周回顾 - **市场表现**：4月20日-4月24日，公用事业指数上涨2.34%，跑赢上证综指（上涨0.7%）和创业板指数（下跌0.29%），环保指数微跌0.04% [4][24] - **公用事业子板块**：所有子板块均上涨，其中风力发电板块领涨，涨幅为3.41%，火力发电板块上涨3.47%，水力发电板块上涨1.64%，光伏发电板块上涨1.11%，燃气板块上涨1.8%，热力服务板块上涨1.18%，电能综合服务板块上涨0.95% [4][27] - **环保子板块**：综合环境治理板块上涨3.43%，大气治理板块上涨1.2%，水务及水治理板块上涨0.84%，环保设备板块上涨0.52%，固废治理板块下跌2.17% [4][27] - **个股表现**： - 公用事业板块涨幅前十包括水发燃气、华电能源、华电辽能等 [31] - 环保板块涨幅前十包括法尔胜、博世科、绿茵生态等 [31] 政策与行业分析 - **政策发布**：2026年4月22-23日，中办、国办连续发布《关于更高水平更高质量做好节能降碳工作的意见》与《碳达峰碳中和综合评价考核办法》，标志着“双碳”政策进入制度化考核与刚性约束阶段 [4][14] - **核心目标**：明确“十五五”关键目标，包括2030年碳排放强度较2005年降低65%以上、非化石能源消费占比达25%，推动煤炭、石油消费总量达峰，合理控制煤电装机与发电量，并要求新增清洁能源电量逐步覆盖全社会新增用电需求 [4][14][15] - **考核体系**：《考核办法》构建了5项核心控制指标（碳排放总量、碳排放强度降低、煤炭消费总量、石油消费总量、非化石能源消费占比）和9项支撑指标的考核体系，结果与地方领导班子选拔任用直接挂钩 [4][15][16] - **硬约束机制**：考核由中央组织部统筹指导，若“不合格”，相关省份需在30个工作日内向党中央、国务院书面报告，逾期整改不到位可能被约谈，结果报送中央纪委国家监委，将绿色转型从“倡导型”转化为必须兑现的年度目标 [4][18] - **政策脉络**：此次发文是继2024年碳排放双控、2025年碳市场扩围（纳入钢铁、水泥、铝冶炼）后的递进式落地，是“十五五”碳达峰攻坚的关键节点 [4][17] - **对行业影响**：考核的硬约束属性将迫使地方政府在能源结构、项目审批上更倾向于清洁能源与低碳用能，单纯依靠化石能源扩张将难以满足考核要求，必须依赖风电、光伏、水电、核电、储能及跨区绿电配置 [4][18] - **需求端驱动**：2025年全社会用电量首次突破10万亿千瓦时，达103682亿千瓦时，同比增长5.24%；2026年1-3月用电增速达5.2% [4][19]。在用电需求持续增长、煤电受控的背景下，新增电量缺口必须由清洁能源承担，高耗能产业、出口型企业、数据中心等对绿电和绿证的需求将从“成本优化”转向“合规需求” [4][19] 公用事业板块要素动态 - **电力跟踪**： - **电价**：2026年5月江苏集中竞价成交电价为338.07元/MWh，环比上升4.43%，同比下降15.80%；2026年3月山西月度中长期交易综合价为285.69元/MWh，环比上升2.91%，同比下降7.49% [5][36] - **发电量**：2026年3月全国总发电量约8064亿千瓦时，同比增加3.69%。其中，火电同比+4.75%，水电同比+11.96%，风电同比-13.22%，光伏同比+34.19%，核电同比-11.83% [5][39] - **用电量**：2026年3月全社会用电量达0.86万亿千瓦时，同比增加3.78%。2025年全社会用电量达10.37万亿千瓦时，同比增加5.24% [5][49] - **水情跟踪**：4月26日，三峡水库水位164.69米，高于去年同期（157.62米）；入库流量11700立方米/秒，同比上升42.68%；出库流量13800立方米/秒，同比上升66.67% [6][53] - **动力煤价格与库存**： - **价格**：截至2026/4/24，秦皇岛港动力煤平仓价（Q5500）报775元/吨，周环比上升8元/吨；广州港印尼煤（Q4200）报668.95元/吨，周环比上升7.58元/吨；广州港澳洲煤（Q5500）报906.20元/吨，周环比上升20.58元/吨 [6][57] - **库存**：截至2026/4/26，秦皇岛港煤炭库存为578万吨，周环比增加13万吨；截至2026/4/20，全国统调电厂煤炭库存量为2.1亿吨，旬环比持平 [6][59] - **天然气价格跟踪**：截至2026/4/24，中国LNG出厂价格指数报5459元/吨，周环比上升4.26%；截至2026/4/23，中国LNG到岸价报17.12美元/百万英热，旬环比上升5.88% [7][66] 配置建议 - **建议关注方向**：绿电、核电、水电和优质火电的资产价值有望重估 [8][23] - **具体标的**： - 贡献非化石能源消费占比提升的优质绿电运营商，如【龙源电力】【三峡能源】等 [8][23] - 具备低碳基荷属性、可稳定支撑新增清洁电量和潜在绿证增益的核电资产，如【中国核电】【中国广核】等 [8][23] - 兼具高股息、低估值和调峰价值的火电及水电资产，如【国电电力】【长江电力】【华能水电】等 [8][23]

报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 - 现货与省间市场衔接加快，省间现货规则修订、上海按自然日出清，指向跨区交易连续化，后续区域价差或更多由跨省互济效率决定 [3] - 当前价格修复不均衡，蒙西日前价格转负、实时价差仍为 -90.84 元/兆瓦时，高新能源区域低价压力未解除，价格反弹为阶段性修复 [3] 根据相关目录分别进行总结 政策新闻 - 一季度市场交易电量同比增长 25.6%，1 - 3 月全国完成电力市场交易电量 18416 亿千瓦时，其中跨省跨区交易 3690 亿千瓦时、现货交易 2467 亿千瓦时、绿电交易 756 亿千瓦时 [5] - 省间现货规则修订获批，要求强化省间现货与中长期、省内现货市场衔接，并研究用户侧直接参与路径 [5] - 4 月 27 日起上海电力现货市场按自然日每日申报和出清，以衔接省间现货连续运行要求 [5] - 2026 年广东绿电交易将探索多年期机制，新增分时绿电模式，交易、结算和溯源细化至小时颗粒度 [5] - 5 月 1 日起上海调整天然气发电上网电价，气电调峰机组电量电价为 0.6434 元/千瓦时，热电联产机组 2500 小时以内为 0.6676 元/千瓦时 [6] - 2026 年绿证均价高于 2025 年 30.4%，3 月全国交易绿证 6256 万个，其中绿电交易绿证 3270 万个；2026 年生产年绿证单独交易均价 7.76 元/个 [6] 重点区域日前市场电价跟踪 - 日前市场重心下移，山西、蒙西跌幅较深，蒙西转负，西北高新能源区域低价压力仍强 [1][7] - 4 月 27 日江苏日前均价 330.99 元/兆瓦时，环比涨 11.69%；山东 251.61 元/兆瓦时，环比涨 1.84%；山西 157.37 元/兆瓦时，环比跌 30.77%；蒙西 -13.52 元/兆瓦时，环比跌 120.81%；广东数据滞后 [8] 重点区域实时市场数据跟踪 - 实时市场多数修复，山东、蒙西涨幅较大，前期低价区域补涨 [2][9] - 风电变化主导边际扰动，江苏增幅较大压制电价，蒙西风电回落带动低价压力缓和 [2][9] - 4 月 26 日广东实时均价 470.8 元/兆瓦时，环比涨 10.95%；江苏实时均价 319.5 元/兆瓦时，环比涨 79.50%；山东 219.0 元/兆瓦时，环比涨 15.62%；山西 155.8 元/兆瓦时，环比涨 -1968.1%；蒙西价差日均值 -90.8 元/兆瓦时，环比涨 3407.34%等 [10]

文章核心观点 - 中国能源系统在2026年第一季度展现出强大的韧性与战略定力，以国内能源生产的稳定增长和进口多元化对冲外部地缘政治风险与市场波动，同时绿色转型加速，可再生能源装机占比已突破60%，但高比例新能源并网带来的消纳挑战成为下一步工作重点，需通过系统规划、储能建设、电网升级和市场机制创新来保障能源安全与高质量发展[2][3][5] 能源安全与供应稳定 - 国内油气生产稳中有进，一季度规上工业原油产量5480万吨同比增长1.3%，天然气产量同比增长3.0%，原煤产量12亿吨同比增长0.1%[3] - 进口渠道多元化，与全球近50个国家开展油气贸易，构建安全“防火墙”，一季度原油进口量14683.8万吨同比增加8.9%[3][4] - 基础设施保障有力，长输油气管道里程突破20万公里，液化天然气总接收能力超过1.2亿吨/年，形成油气“全国一张网”[3] - 煤炭发挥“压舱石”作用，有效抵御国际价格波动，4月国际煤价一度上涨20%时国内煤价涨幅控制在3.9%，4月23日全国统调电厂存煤1.9亿吨可用32天处于历史高位[4] - 重大能源项目加快实施，如福建漳州核电2号机组投产、特高压直流输电工程获批等，为能源安全提供支撑[4] 绿色转型与可再生能源发展 - 可再生能源装机规模与占比实现飞跃，截至3月底全国可再生能源装机达23.95亿千瓦同比增长22%，占总装机比重60.4%[5] - 风光发电成为主力电源，风光装机合计18.98亿千瓦占全国电力总装机47.9%，其发电量占全社会用电量接近四分之一[5] - 能源转型进入“质变”时刻，可再生能源发电量已接近总发电量的四成[5] 新能源消纳与系统集成挑战 - 高比例新能源并网带来消纳压力，需打通“新能源+储能+电网+市场”的集成融合堵点[5] - 规划布局上，分类引导新能源开发，统筹“沙戈荒”基地外送与就地消纳，推动海上风电及分布式新能源有序发展[5] - 调节能力建设上，统筹推进水电扩机、煤电转型、调峰气电、新型储能及抽水蓄能，并依托虚拟电厂、车网互动提升负荷侧调节能力[6] - 新型电网建设上，加快构建主配微协同电网，提升跨省跨区输电通道规模，加强电网主网架和配电网对分布式新能源的接纳能力[7] - 电力市场建设上，加快构建适应高比例新能源的市场和价格机制，完善多市场衔接，推动新能源基地一体化参与市场[7] - 国家能源局正在研究制定2026年新能源消纳工作方案，以保障西部等重点地区新能源稳定消纳利用[7] 电力供需展望与迎峰度夏准备 - 预计2026年全国全社会用电量将继续超十万亿千瓦时，比上年可能增长约5000亿千瓦时，整体保持平稳增长[8] - 迎峰度夏期间，预计全国电力供需平衡，但华东、华中和南方区域部分省份高峰时段存在供应偏紧，可通过跨省跨区互济基本消除[8] - 已启动系列保供举措，包括完善监测机制、精细化调控发电燃气、发挥大电网和大市场作用进行省间市场化交易互济，并制定“一省一策”工作举措[8]

总体利润增长 - 1-3月全国规模以上工业企业利润同比增长15.5%，较1-2月加快0.3个百分点[1] - 1-3月工业企业利润总额比去年同期增加约1867亿元[1] - 利润增长主要受利润率改善（同比提高8.7%）和PPI回升（累计同比回升1.7个百分点）驱动，工业增加值增速（累计同比6.1%）贡献有限[1] 行业驱动与分化 - 利润增长高度集中，计算机电子设备制造业（增约1142亿元）和有色金属冶炼和压延加工业（增约762亿元）两个行业解释了全部利润增幅[1] - 石油化工、有色及AI相关制造业是主要驱动力，石油煤炭燃料加工业（增255亿元）、化学原料和化学制品制造业（增381亿元）、有色金属矿采选业（增249亿元）合计增利885亿元[1] - 行业利润率分化严重，40个工业行业中仅14个行业利润率增长，26个行业下降[1] 油价影响分析 - 根据对原油依赖度，行业利润率对3月油价上涨反应不同：依赖度<5%的行业利润率分化；依赖度5%-10%的行业利润率普遍下降；依赖度≥10%的行业（如石油煤炭燃料加工业57.05%）利润率全部上升[1] - 3月涨价逻辑从有色金属转向石油，导致装备制造业利润率环比改善（平均提高0.44个百分点），而消费品制造业利润率进一步恶化[1][2] 未来展望与风险 - 短期内石油化工、有色、计算机电子设备制造业等行业仍将支撑利润增长[3] - 需关注利润分化问题，包括装备制造业利润率改善趋势能否持续，以及消费品制造业利润率何时见底回升[3] - 风险提示包括房地产市场、出口以及外部地缘政治冲突的潜在影响[3]

公司电费调整 - 中电控股上调5月燃料调整费至每度电40.4港仙，较4月上升0.6港仙，为连续第二个月上调 [1] - 5月净电费（含基本电费）为每度电141.6港仙 [1] - 在最近一次电价检讨中，年度燃料调整费定为每度39.4港仙，2026年5月将在此基础上每度加1.0港仙 [1] 费用调整机制与原因 - 燃料调整费根据燃油、天然气和煤的实际价格与预测价格的差异每月自动调整，以反映燃料价格变动 [1] - 本次燃料调整费增加主要由于天然气燃料费增加 [1]