纪要涉及的行业或公司 涉及行业包括火电、绿电、水电、核电；公司包括福能股份、中闽能源、中国核电、华润、长江电力、龙源电力、广核 [1][20][31][46] 纪要提到的核心观点和论据 火电行业 - **核心观点**：火电未来值得期待，有望获得系统性估值提升 [10] - **论据** - 其他电力板块如水电、绿电、核电都有过显著估值提升，而火电长期处于低估值状态，市场未给予其显著性估值提升 [1] - 国家政策导向使火电向公用事业方向转移，如2021年允许电价在标杆价基础上上下浮动不超过20%，2023 - 2024年引入容量电价政策，2024 - 2025年容量电价回收投资成本30%，2026年开始逐步提升到50%以上 [5][9] - 火电公司分红比率多在50%以上，具有吸引力 [15] - 年初电价下调主要集中在部分省份，其他省份电价降幅较小，且火电收益与煤价、电价、利用小时相关，煤价下行时电价随之下行，但收益不一定受损 [10][11] 绿电行业 - **核心观点**：绿电行业目前处于绝对底部，有长期资金可布局，风电投资价值可能大于光伏 [26] - **论据** - 国家出台136号文控制绿电供给，因前期绿电装机增长过快，超出电网、地方承受能力和经济层面的负荷 [20][21] - 存量绿电资产虽可延续保量保价政策，但新项目定价需考虑供需关系，装机过剩会导致定价和ROE降低 [22][23] - 近两年绿电装机增速放缓，价格趋于稳定，现货价格较标杆价折价约一毛五，中长期价格折价四到五分钱 [24] - 福建海上风电资源优质，预计今年会放出绝配项目，福能股份和中闽能源若各获得0.9GW，中闽能源业绩至少增加50%以上 [29][30] 水电核电行业 - **核心观点**：水电核电是长期抗跌品种，值得长期布局，核电被严重低估 [31][43] - **论据** - 水电和核电都是稀缺资源，水电一个流域对应一个电力公司，核电牌照门槛高，玩家少 [34][35] - 国家对核电利用小时有明确要求，三代机组执行一厂一架，基本面趋势向好 [32] - 核电成本构成与水电类似，除燃料成本外主要是财务费用和折旧，且燃料成本问题近年关注度降低 [35] - 过去水电有装机成长预期，现在核电也有明确的装机成长规划，中央加速审批核电，每年约十台 [36] 其他重要但可能被忽略的内容 - 火电行业年初电价下调主要集中在广东、广西、江苏、浙江等省份，其他省份如山东、辽宁、东三省、西北地区、北方地区大部分省份电价降幅较小 [10] - 绿电行业中，国家从去年开始调节绿电行业供需，增加高耗能企业强制使用绿电的需求 [25] - 核电行业中，部分核电机组参与市场化，但并非趋势，广东电价已接近底部，核电盈利短期下滑但长期ROE稳定则无需过度担心 [40][41][42]

甘肃省发电侧容量电价机制通知 核心观点 - 甘肃省发布《关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》，明确容量电价标准及实施范围，推动电力市场化改革 [3][4] - 火电在绿电装机提升背景下因调节能力获得功能性溢价，容量补贴上调至330元/千瓦/年，度电补偿增加0.056元/千瓦时 [5] - 储能电站经济性显著提升，政策覆盖范围广（所有合规电网侧新型储能）、补偿力度大（330元/KW/年执行2年），且甘肃作为新能源大省具示范效应 [6] 政策主要内容 - **参与方**：合规在运公用煤电机组、电网侧新型储能（不含直流配套电源） [4] - **执行标准**：煤电及储能容量电价暂按330元/千瓦/年执行2年，结算公式为申报容量×容量电价×容量供需系数（0-1） [4] - **现货市场边界**：申报价格下限0.04元/千瓦时、上限0.5元/千瓦时，出清价格下限0.04元/千瓦时、上限1元/千瓦时，1-5月现货实时平均结算价0.211-0.349元/千瓦时 [4] 对火电行业影响 - 火电商业模式从发电主体转向辅助服务提供者，容量补贴提升（原100元/千瓦/年）推动估值修复 [5] - 现货市场价格机制明确，1-5月平均结算价0.211-0.349元/千瓦时为盈利提供参考 [4][5] 对储能行业影响 - 补偿力度显著：330元/KW/年标准为全国较高水平，有效容量按满功率放电时长/6×额定功率计算 [6] - 示范意义强：甘肃作为新能源大省，政策覆盖所有合规电网侧储能，或推动其他省份跟进 [6]

报告行业投资评级 - 看好 [3] 报告的核心观点 - 甘肃出台首个省级容量电价机制，利好煤电盈利稳定性提升，有望在全国形成示范效应，加速各省容量电费细则推进，同时利好储能收益和新能源消纳率提升，优化我国能源结构 [4] - 建议关注绿电企业新天绿色能源、福能股份等，推荐火电企业华电国际、建投能源等 [4] 根据相关目录分别进行总结 事件 - 7月14日，甘肃省发展改革委发布《甘肃省关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》，明确建立发电侧容量电价机制，实施范围暂包括合规在运的公用煤电机组、电网侧新型储能，容量电费由全体工商业用户公平承担 [4] 高容量电价助力煤电盈利稳定性提升，回归公用事业属性 - 2023年11月国家确定计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为330元/千瓦·年，2024 - 2025年多数地方固定成本比例为30%左右，2026年起不低于50% [4] - 《通知》中容量电价与全国性政策一致，考虑到容量供需系数设定方式执行时预计将高于全国性的回收比例，甘肃省煤电机组的容量电费有望较当前执行标准快速提升，增强煤电机组长周期盈利稳定性 [4] - 2024年甘肃火电利用小时数4351小时，和全国平均的4400小时基本相当，本次《通知》系首个省级容量电价机制，有望在全国形成示范效应，加速各省容量电费细则推进 [4] 储能收益有保障，利好新能源长期提升消纳率 - 近年来新能源装机规模快速提升，储能系统可调频调峰，稳定电网频率，但此前储能侧收益主要依赖峰谷价差，收益率稳定性较弱 [4] - 《方案》给予电网侧新型储能容量电费，收益保障性提升，如各省未来借鉴甘肃方案，利好全国范围内存量储能提高收益稳定性，拉动储能侧投资提升，减少新能源弃电率 [4] 煤电起到“稳定器、压舱石”作用，新能源发电空间占比提升优化我国能源结构 - 长期以来，煤电支撑及调节价值未被充分定价，加剧各电源发电侧上网竞争，《通知》对煤电机组给予较高容量补偿，有望改变煤电机组策略，减弱各电源侧上网竞争强度 [4] - 截至2024年底，我国新能源发电装机容量达到14.5亿千瓦，首次超过火电装机规模发电，但在发电量占比为18.6%，仍有较大提升空间，随着火电加速转型，我国电力结构有望进一步优化，利好新能源消纳率提升 [4] 投资分析意见 - 绿电：绿电直连及火电加速转型背景下，绿电发电占比提升空间广阔，新能源全面市场化后政策友好地区风电运营商更具优势，建议关注新天绿色能源、福能股份、中闽能源、龙源电力、华润电力、三峡能源 [4] - 火电：容量电价与辅助服务市场化定价等政策的连续出台，有利于稳定火电综合盈利能力，燃料成本和财务费用还有下降空间，推荐华电国际、建投能源、物产环能 [4] 公用事业重点公司估值表 - 报告给出了火电、新能源、核电、水电等板块多家公司的估值信息，包括代码、简称、评级、收盘价、EPS、PE、PB等，其中华润电力采用港币，其他港股公司采用人民币，EPS均为申万宏源预测 [5][6]