文章核心观点 - 2026年1月27日发布的新规标志着中国容量电价机制进入体系化、市场化新阶段 构建了覆盖煤电、燃气发电、抽水蓄能和新型储能的完整调节性电源补偿体系 [5][6] - 中国容量电价机制的演进反映了电力行业战略从解决“投资不足”转向保障“系统可靠” 其核心理念始终是“为可用性付费” 但实现了从项目级合同安排到系统级机制设计的跨越 [8] 容量电价机制的演进历程 - **起源（20世纪80-90年代）**：为吸引外资、解决电力短缺 中国引入“照付不议”合同模式作为容量电价雏形 通过长期购电协议和两部制电价（容量电费+电量电费）为投资者提供稳定现金流预期 典型案例包括1987年投产的深圳沙角B厂及后续的珠海电厂、湄洲湾电厂等项目 [2] - **探索（21世纪初至2010年代）**：容量电价从个别合同转向系统性探索 2004年国家发改委首次明确对抽水蓄能实行两部制电价 山东、江苏、广东等地尝试对燃煤电厂给予临时性“备用费”或“容量补偿” 2015年深化电改意见明确提出探索市场化容量补偿机制 2017年后全国建立的电力辅助服务市场实质是一种运行期间的容量补偿 [3] - **突破（2020年至2023年）**：地方试点与国家顶层设计并行突破 山东推出全国首个省级现货市场下的容量补偿机制 广东、云南、甘肃等省也进行研究或设计 2021年政策明确了抽水蓄能及新型储能的容量电价回收固定成本原则 2023年11月国家层面首次为煤电建立全面统一的容量电价机制 确定2024-2025年补偿固定成本比例为30% 2026年起提升至不低于50% [4] 2026年新规的核心突破 - **补偿范围全面扩展**：首次在国家层面明确建立“电网侧独立新型储能”容量电价机制 并允许省级对天然气发电建立容量电价机制 形成覆盖主要调节性电源的完整体系 [6] - **市场化导向明确**：提出在电力现货市场连续运行后 有序建立发电侧可靠容量补偿机制 对机组可靠容量根据顶峰能力按统一原则进行补偿 公平反映不同机组对系统的顶峰贡献 不再区分电源类型 为从“政府定价”向“市场定价”过渡铺平道路 补偿范围可包括自主参与市场的煤电、气电和符合条件的电网侧独立新型储能等 并逐步扩展至抽水蓄能等其他机组 [6] - **央地职权清晰划分**：国家制定原则和基础标准 地方拥有对气电、新型储能是否建立机制、具体标准以及提高煤电补偿比例的决策权和实施权 实现“全国统一规则”与“地方精准施策”相结合 [7] 新规对电力市场的影响 - 煤电容量电价机制完善后 各地可根据市场供需、机组变动成本等情况 适当调整省内煤电中长期市场交易价格下限 并适当放宽煤电中长期合同签约比例要求 [7] - 鼓励供需双方在中长期合同中签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制 各地不得强制要求签订固定价 可要求年度中长期合同中约定一定比例电量实行反映实时供需的灵活价格 有助于解决部分电力企业通过中间商实现价格倒挂的问题 [7] 容量电价演进的经济与行业背景 - 随着新能源比例大幅提高 电力系统面临“鸭子曲线”挑战 即可再生能源出力不稳定 需要大量灵活调节资源作为备用 [8] - 传统电源如煤电、气电的角色已从主力电源转向调节性和保障性电源 利用小时数下降 仅靠电量收入难以维持生存 容量电价通过为“可用性”付费 确保这些电源在系统需要时能够顶峰出力 为能源转型提供稳定支撑 [8]

文章核心观点 - 国家发改委和能源局发布新规，分类完善发电侧容量电价机制，这是在容量市场建立前的过渡性安排，旨在加速建立容量市场并重视调节资源 [1][2][6] 容量电价机制分类完善 - **煤电**：容量电价回收煤电机组固定成本的比例提升至不低于50%，并可结合当地实际情况进一步提高 [3] - **天然气发电**：省级价格主管部门可参照煤电容量电价机制，为其建立容量电价机制 [3] - **抽水蓄能**：以633号文为界，此前开工的按政府定价，此后开工的由省级价格主管部门每3~5年制定统一的省级容量电价，满功率发电时长低于6小时的相应折减 [3] - **电网侧独立新型储能**：首次在国家层面建立规则，容量电价以当地煤电容量电价标准为基础，根据顶峰能力按一定比例折算，折算比例为满功率连续放电时长除以全年最长净负荷高峰持续时长，最高不超过1 [3] 可靠容量补偿机制 - 电力现货市场连续运行后，将适时建立可靠容量补偿机制，对机组可靠容量按统一原则进行补偿，新能源装机占比高、需求大的地区应加快建立 [4] - 补偿标准以弥补市场边际机组在电能量和辅助服务市场不能回收的固定成本为基础 [5] - 补偿范围初期包括煤电、气电和符合条件的电网侧独立新型储能，后续逐步扩展至抽水蓄能等其他具备可靠容量的机组 [5] - 可靠容量补偿机制建立后，相关机组不再执行原有容量电价 [5] 政策影响与远期展望 - 容量电价整体对煤电是上调，抽水蓄能远期面临分化压力（存量和新增分开，由一站一价过渡到一省一价） [1][6] - 独立储能首次在国家层面建立规则，气电和独立储能参考煤电标准 [1][6] - 远期来看，发电侧其他可靠性容量（如核电、光热等）将逐步纳入，甚至用电侧（如稳定可调负荷、V2G等）也会逐步纳入 [1][6] - 市场化检验有助于因地制宜发展调节资源，减少产业政策的“合成谬误”，并在电量和辅助服务市场上更好体现发电技术的经济性 [6] 投资建议 - **储能**：建议关注海博思创(688411.SH) [8] - **气电**：建议关注上海电气(601727.SH)、中邮电气(600875.SH)、杭汽轮等整机厂，以及应流股份(603308.SH)、万泽股份(000534.SZ)等高温部件厂商 [8] - **抽水蓄能**：中期内政策变动相对较小，业主预期较为稳定，建议关注中邮电气、哈尔滨电气(01133)、浙富控股(002266.SZ)等整机厂 [8]

国投白银LOF估值调整事件 - 国投白银LOF于2月2日晚间更新净值，最新净值为2.2494元，较1月30日的3.2838元单日暴跌31.5% [3][10] - 该跌幅远超深交所为LOF设置的10%单日跌停限制，也突破了国内白银期货17%的理论最大跌幅 [3][10] - 国投瑞银基金在2月2日盘后才发布估值调整公告和说明，信息滞后引发投资者集体质疑 [3] - 该基金于2月3日复牌后再度跌停 [3][10] - 业内观点认为，基金公司未能在盘中及时说明估值调整方式，导致当日申请赎回的投资者被迫接受“按最差情况估值”的结果，损害了其自主决策权 [4][11] - 该LOF此前溢价率高涨，与资金大举流入、高位跟风追涨有关，溢价率高于10%便存在回归风险 [4][11] 上市公司配置信托理财趋势 - 2025年以来，A股已有超50家上市公司配置信托理财，总规模近300亿元 [5][11] - 这一现象反映了企业理财偏好的变化以及信托行业在回归本源过程中的业务探索 [5][11] - 近两年，信托公司对上市公司理财业务的重视程度明显提升 [5][12] - 尽管信托行业整体规模庞大，但包含大量服务信托及历史遗留通道业务，当前受负面舆情、强监管及优质资产稀缺等因素影响，投资者关系维护与信息透明度至关重要 [5][13] - 上市公司与信托公司的合作内容正从理财向融资支持、员工激励、资产盘活等多元化生态延伸，信托参与员工激励目前属于创新业务，整体规模不大 [5][13] 券商研究观点汇总：资金面与行业展望 - **华泰证券观点：A股资金面韧性仍存** [5][14] - 上周A股高位震荡，节前风险偏好制约因素偏多，交易型资金情绪回落，参与交易的投资者人数回落至年初位置，融资资金活跃度为2025年7月中旬以来新低 [5][14] - 汇金持仓占比较高的ETF上周净流出3200亿元，但上周五净流出规模环比周初大幅收窄 [5][14] - 配置型资金在上周后半周仓位逆势增强，大股东净减持规模收窄，均表明资金面存在一定韧性 [5][14] - **中信证券观点：容量电价助推储能装机** [6][14] - 容量电价属于兜底收入，测算55元/kW的容量电价可将储能项目全投资收益率从4.1%提升至6.3%，收益率提升明显 [6][14] - 2025年国内新增新型储能装机183GWh，同比增长84%，保持高速增长 [6][14] - 随着国内储能容量电价机制确立，预计2026年国内储能将继续保持高速增长态势 [6][14] - **中信建投观点：全球商业航天进入新阶段** [7][15] - 以SpaceX为代表的美国企业通过可复用火箭和巨型星座确立了商业与技术的全球标杆 [7][15] - 中国以政策全面赋能与资本制度破冰（如科创板第五套标准）为引擎，驱动产业实现结构性跃升，整体估值跨越万亿门槛 [7][15] - 未来产业边界向太空算力、旅游等多元赛道拓展，标志着商业航天正从国家工程全面转向驱动未来经济增长与战略竞争的关键生态 [7][15]

政策核心 - 国家发改委与能源局联合发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，旨在分类完善煤电、气电、抽水蓄能及新型储能的容量电价机制，并有序建立发电侧可靠容量补偿机制 [1] - 政策核心是通过“容量电价”为调节性电源的可用发电能力付费，以保障电力系统安全稳定运行并促进新能源消纳，政策对居民和农业用户电价无影响，对工商业用户购电成本影响不大 [2][3] 煤电容量电价机制 - 明确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%，可结合当地实际情况进一步提高 [1][4] - 用于计算容量电价的煤电机组固定成本全国统一标准为每年每千瓦330元，2024-2025年全国多数省份按30%左右（约每年每千瓦100元）回收，部分省份为50%（每年每千瓦165元），2026年起全国比例提升至不低于50%（即不低于每年每千瓦165元） [4] - 容量电价机制将煤电收入结构从单一电量收入转变为“电量+容量”两部制，是煤电投资回收成本的重要手段，2025年全国煤电利用小时低于4000的省份已达13个 [5] 天然气发电容量电价机制 - 省级价格主管部门可对天然气发电建立容量电价机制，容量电价按照回收天然气发电机组一定比例固定成本的方式确定，鼓励参照煤电方式制定 [4][5] 抽水蓄能容量电价机制 - 截至2025年底，中国抽水蓄能装机规模超过6600万千瓦，连续10年位居世界首位，其中超80%的单站规模为100万千瓦及以上 [6] - 对于633号文件出台后开工建设的电站，由省级价格主管部门每3-5年按经营期内弥补平均成本的原则，制定省级统一的容量电价，满功率发电时长低于6小时的相应折减 [1][6] - 此举创新推出标杆容量电价机制，将倒逼新建机组控制成本，推动集约化发展 [6] 新型储能容量电价机制 - 截至2025年底，中国新型储能装机较2024年底增长84%，已建成投运规模达到1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，较“十三五”末增长超40倍 [7] - 首次从国家制度层面明确对服务于系统安全、未参与配储的电网侧独立新型储能电站可给予容量电价，标志着其正式纳入发电侧容量电价机制 [7][9] - 容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，根据顶峰能力按一定比例折算（折算比例为满功率连续放电时长除以全年最长净负荷高峰持续时长，最高不超过1） [7] - 该机制为新型储能提供了稳定的“底薪”收益预期，结合电能量市场、辅助服务市场收益，构成了完整收益版图，有助于引导社会资本有序投入和行业规模化发展 [8][9] - 以放电时长折算容量的机制，将激励企业研发长时储能技术，促进其技术发展和成本降低 [8] 行业背景与影响 - 截至2025年底，全国累计发电装机容量38.9亿千瓦，同比增长16.1%，其中风电光伏累计装机达18.4亿千瓦，历史性超过火电 [4] - 新能源成为第一大装机电源，但其随机性、波动性强，需要煤电、气电、抽水蓄能、新型储能等调节性电源加以平衡 [3] - 完善发电侧容量电价机制，有利于加快构建新型电力系统，更好地保障用户用电需求 [2]

政策核心 - 国家发改委与能源局联合发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，旨在分类完善煤电、天然气发电、抽水蓄能及新型储能的容量电价机制，并明确将有序建立发电侧可靠容量补偿机制 [1] - 政策核心是通过“容量电价”为调节性电源的可用发电能力付费，被视为发放“保底工资”，以推动相关电源保障电力系统安全稳定运行并促进新能源消纳 [3] - 政策对居民和农业用户电价无影响，对工商业用户购电成本影响不大，因发电侧成本回收结构“一升一降”形成对冲 [2] 煤电与气电容量电价机制 - 明确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%，可结合当地实际情况进一步提高 [1][5] - 用于计算容量电价的煤电机组固定成本全国统一标准为每年每千瓦330元，2026年后容量电价回收比例不低于50%，即不低于每年每千瓦165元 [5] - 省级价格主管部门可对天然气发电建立容量电价机制，按回收一定比例固定成本的方式确定，鼓励参照煤电方式制定 [1][5][6] - 政策背景是煤电发电小时数下降，2025年全国煤电利用小时低于4000的省份已达13个，容量成本补偿成为煤电投资回收成本的重要手段 [3][6] 抽水蓄能容量电价机制 - 对633号文件后开工建设的抽水蓄能电站，由省级价格部门每3-5年按经营期内弥补平均成本的原则制定省级统一的容量电价 [1][7] - 此举旨在加强对抽水蓄能企业的成本约束，倒逼新建机组控制投资运营成本，推动集约化发展 [1][7] - 截至2025年底，我国抽水蓄能装机规模超过6600万千瓦，连续10年位居世界首位，其中超80%单站规模为100万千瓦及以上 [7] 新型储能容量电价机制 - 首次从国家层面明确对服务于电力系统安全的电网侧独立新型储能电站给予容量电价，其水平以当地煤电容量电价标准为基础，根据顶峰能力按一定比例折算 [1][8] - 容量电价将为新型储能提供稳定收益预期，改善项目经济性，引导社会资本有序投入 [9] - 截至2025年底，我国新型储能装机较2024年底增长84%，已建成投运规模达1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，较“十三五”末增长超40倍 [8] - 新机制标志着独立新型储能完整收益版图成型，涵盖电能量市场、辅助服务市场和容量电价收益三大板块 [10] - 以放电时长折算容量的机制将激励长时储能技术的研发与发展 [10] 可靠容量补偿机制 - 《通知》明确电力现货市场连续运行后，将适时建立可靠容量补偿机制，对机组在全年系统顶峰时段能够持续稳定供电的“可靠容量”按统一原则进行补偿 [1][11] - 补偿标准以弥补市场边际机组在电能量和辅助服务市场不能回收的固定成本为基础确定，新能源装机占比高、可靠容量需求大的地区应加快建立 [11] - 该机制追求“同质同价”，补偿标准统一依据提供可靠容量的边际机组的差额固定成本，而非各类电源自身的成本 [12] - 补偿范围初期包括煤电、气电和符合条件的电网侧独立新型储能，未来逐步扩展至抽水蓄能等其他机组 [13] - “容量电价”是当前市场不成熟时期的过渡性安排，而“可靠容量补偿机制”是未来市场化、同质化的目标机制 [13] 配套机制与市场影响 - 政策配套完善了中长期交易约束性规则，适当调整煤电中长期交易价格下限，放开中长期签约比例要求，加强价格联动 [14] - 在电源获得容量保障基础上，放宽中长期量价约束有助于实现从现货到中长期的价格传导，发挥现货价格信号的引导作用 [14] - 《通知》明确抽水蓄能抽水和电网侧独立新型储能充电时视为用户，为其公平参与市场奠定了基础 [14] - 政策覆盖四大调节性电源并分类施策，给予过渡空间，旨在优化结构布局，为未来统一的可靠容量补偿机制做好准备 [11]

行业与公司 * 行业：中国电力市场，特别是发电侧容量电价机制、储能、煤电、抽水蓄能、新能源及辅助服务市场 [1] 核心观点与论据 * 政策核心：国家调整电力市场机制，允许各省根据自身情况灵活调整容量电价机制，旨在解决调节性发电竞争力问题 [1] * 储能政策分两阶段：第一阶段，各类电源（如煤电）制定容量电价后，储能按比例折算，比例由满功率连续放电时长除以各省自定的“全年最长净负荷高峰持续时长”决定（如甘肃6小时，湖北10小时）[3]；第二阶段，建立体系化的可靠容量补偿机制，统一纳入各类发电类型，以回收固定成本为基础 [3] * 煤电政策调整：取消了拉平中长期与现货价格差距等绝对化规定，变得更为温和，各省可灵活处理，例如根据容量电价高低决定是否取消或放宽20%的下限 [5] * 抽水蓄能政策调整：以633号文为界，之前开工项目执行原政策，之后开工项目按平均水平核算容量电价，避免高成本项目浪费资源，明确了政策导向以推动新项目 [5] * 新能源短期不纳入容量电价机制：因无法提供稳定输出，不具备提供容量服务的能力 [6] * 考核趋严：例如甘肃文件规定，若发电企业全年多次无法满足需求，将大幅削减甚至取消年度容量费用，旨在提高供电可靠性 [6] * 防止储能产能过剩：政策引入补偿机制，旨在弥补边际机组通过电能量和辅助服务市场无法完全回收的固定成本，但各省需平衡用户电价、煤电收益及其他电源利益 [7] * 储能容量电价上限与走势：未来两到三年预计将继续提升，直到达到330元/千瓦时的上限，具体速度取决于各省利用小时数（如3000小时左右的省份压力更大）[19]；达到上限后，价格可能通过市场化方式（如竞标）决定，而非固定参数 [19] * 峰谷价差趋势：2026年预计将继续拉大，不同省份差异明显，高峰谷价差可达每度电0.4元，低峰谷价差甚至不到0.1元 [20]；拉大的主要原因是新能源装机增速远超储能装机增速 [21] * 备用电力市场现状：提供旋转备用和非旋转备用的电力资源目前未获得明确的经济补偿，依靠提供备用来提升收益率并不乐观 [10] * 储能在灵活调节市场中的作用：因其高效快速响应能力，将更多参与调频、调风和爬坡等市场以提升收益 [10]；例如在新能源爬坡速率快、火电无法及时弥补时发挥作用 [11] * 储能收益新来源：多个省份正在研究建立爬坡品种并给予储能相应费用，将成为其重要收益来源之一 [11]；以山东为例，其爬坡市场规模约为几千万人民币 [11] * 抽蓄与储能收益预期：在新能源大省，若峰谷价差达三四毛钱，抽蓄收益也可达同样水平；在新能源较少省份，价差可能仅为一毛钱左右，但总体比原先仅回收损耗费用高 [12] * 收益分享机制：根据633号文，超额收益应拿出来分享，目前尚无强制规定，但南网等地已开始实践，例如将80%的超额收益用于扣减容量电费，20%由企业享用 [12] * 电站经营期满后核价原则：经营期满后，容量电费将根据实际技术改造支出和运行维护成本重新核价，不再按最早成本计算，未来容量电费可能显著降低，仅覆盖必要运维成本 [2][13] * 煤价下降与中长期合同：煤价快速下降后，国家认为可适当放开中长期合同价格下限，各地可根据实际情况调整，以更好反映市场状况并提供合理回报 [16] * 新旧机制协调与资金来源：新储能价格机制资金来自系统运行费，旧度电补贴主要来自风光电收益，资金来源变化需要地方政府重新协调 [18]；过渡期间可能采用将国家规定容量电价与本省已有政策结合的方式逐步过渡 [17] * 各省参数制定的“随意性”：如“全年最长净负荷高峰持续时长”等参数由各省自行制定，需综合考虑新能源发电曲线及实际用电需求，并通过反复试验确保总费用合理，存在一定随意性，通常先确定总费用再倒算参数 [8] * 各省自负原则与费用摊分：送出省份（如甘肃、新疆）储能需求更大，但费用摊分仅涉及本地负荷，与外售无关，遵循“谁使用谁付费”原则 [22] * 售电省份容量电费：并不低，因通常拥有大量抽水蓄能设施，其容量电费比储能设备高得多，目前主要由用户承担 [23] * 调频市场规模：相对成熟稳定，例如山东省全年调频市场规模约为20亿元，其中大部分由火电获得，2026年1月起储能开始参与但比例不高（约20%）[24]；市场规模与峰谷价差关系不大 [24]；目前国家规定调频上限为15元/兆瓦，若提高至30元，市场规模可能翻倍 [24] * 电网堵塞原因与缓解：主要原因包括规划时未能精确预测全年负荷，以及检修期间输电能力下降（春秋季较严重）[25]；增加电网投资可缓解部分地区阻塞，但由于负荷和新能源持续增长，问题将动态存在，需持续规划应对 [26][27] 其他重要内容 * 政策发布时间预期：该文件（2026年）发布前已有强烈预期（2025年），规定较前几版更为宽泛和柔和 [3] * 各省政策跟进：很多省份（如甘肃、宁夏、湖北）已发布征求意见稿，预计国家文件出台后会较快发布正式文件并开始执行，部分省份可能从2027年1月1日开始执行新政策 [17] * 新能源中长期签约价格：理论上不受煤机中长期交易价格下限的直接影响，各类电源可根据自身情况适当调整价格 [14] * 高峰低谷时段价格限制：目前有两种做法，一是省级规定各时段上下线并调整倍数，二是签约合约的加权均价不能低于负20%或高于正20% [15] * 最高净负荷计算方式：各省自行制定计算公式，并未公布，政策制定者通常根据最终产生的效应来选择参数 [22] * 未来趋势：可能出现火储等新趋势，为保证供电可靠性，新能源捆绑送出时可能需要配备储能，相关费用可能由售电省份承担 [23] * 负荷侧响应影响：对调频市场规模影响不大，因为调频主要针对分钟级、秒级波动 [24]

报告行业投资评级 - 看好 [1] 报告核心观点 - 国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）旨在通过完善容量电价机制，引导调节电源投资，实现精准定价与平稳收益，为新型电力系统建设扫清制度障碍 [2] - 政策核心在于应对新能源转型中“供需错配”与现行机制“适配不足”的痛点，通过为煤电、气电、抽水蓄能、新型储能等调节性电源建立清晰、精准的容量价值补偿机制，破解其发展瓶颈 [2] - 机制通过“精准定价+稳定补偿”为发电主体构建可预期的收益框架，强化电力行业公用事业属性，推动行业从“周期博弈”向“价值稳定”切换，为板块长期估值重塑提供制度支撑 [2] 政策背景与动因 - 完善机制的底层动因源于新型电力系统转型中的矛盾：一方面，新能源已成为第一大装机电源类型，但其随机性、波动性强，必须依赖调节性电源“兜底保供”；另一方面，调节性电源“备而不用”的容量价值此前未得到充分保障 [2] - 现行机制存在三大突出问题：部分地区煤电利用小时数快速下降，原有容量电价对固定成本覆盖不足；抽水蓄能定价缺乏成本约束；气电、新型储能容量电价机制各省不统一，难以形成公平竞争环境 [2] 对不同调节电源的差异化优化 - **电网侧独立新型储能**：首次在国家层面明确容量电价机制，各地可结合当地煤电容量电价标准、储能放电时长、顶峰贡献等因素核定价格，放电时长更长、顶峰贡献更大的项目可获得更高补偿 [2] - **抽水蓄能**：采用“新老划断”策略，对633号文件后开工的电站实行“一省一价”，按弥补平均成本原则制定统一容量电价，电站自主参与市场，收益与用户分享，以倒逼降本增效 [2] - **煤电**：明确通过容量电价回收固定成本的比例不低于50%，折合每年每千瓦165元，直接增厚保供电源收益 [2] - **气电**：明确可参照煤电建立容量电价机制，填补政策空白，广东已率先按机组类型与调节能力分档定价，对高调节性及技术示范机组给予更高支持 [2] 机制关键突破：统一调峰补偿标尺 - 提出“建立发电侧可靠容量补偿机制”，以“机组顶峰时段持续供电能力”为核心标尺，未来电力现货市场连续运行后，无论煤电、气电、抽蓄或储能，均按此统一标准获得补偿 [2] - 该机制改变了此前“按电源类型定补偿”的碎片化模式，若顶峰能力相当即可获得同等补偿，公平反映各类机组对系统的实际贡献 [2] - 统一标尺引导投资理性化，例如新型储能需优化技术以提升放电时长与响应速度来获得更高收益，煤电可通过灵活性改造提升容量价值 [2] 对行业属性的影响 - 通过“精准定价+稳定补偿”为各类发电主体构建可预期的收益框架，显著强化电力行业的公用事业属性 [2] - 不同发电类型通过容量电价获得稳定“保底收益”，再叠加市场化电能量收益，盈利波动性降低 [2] - 从用户端看，调节性电源“成本上移（容量电价）+成本下移（电能量市场）”形成对冲，体现了公用事业“保民生、稳成本”的核心特征 [2] - 长远看，机制通过稳定投资预期，保障电力系统安全充裕并支撑新能源消纳，实现“安全保供、绿色低碳、经济高效”三重目标 [2] 投资分析意见与重点公司 - **煤电板块**：推荐煤电一体化带来稳定盈利空间的国电电力、内蒙华电、建投能源，电力端全产业链布局的广州发展，以及大机组占比高的华能国际电力、华电国际电力 [2] - **水电板块**：大水电梯级联调的增发效益下水电有望量利双增，分红稳定强化红利属性，推荐长江电力、国投电力、川投能源、华能水电、桂冠电力 [2] - 报告列出了公用事业重点公司估值表，包含火电、新能源、核电、水电等多个板块公司的代码、简称、评级、收盘价、未来三年EPS预测及市盈率等数据 [3]

行业投资评级 * 报告未明确给出统一的行业投资评级，但对具体子板块和公司给出了投资建议 [4] 核心观点 * 报告核心观点认为，国家完善发电侧容量电价机制，将推动火电商业模式从发电为主转向容量和辅助服务，火电行业或迎来容量电价超额上涨，其公用事业属性增强，业绩稳定性成为重要观测点 [2][3] * 政策将分类完善煤电、气电、抽蓄容量电价机制，并首次在国家层面明确电网侧独立新型储能容量电价机制 [2] * 火电盈利模型变革明确，区域差异将逐步扩大，需关注容量供需紧张地区容量电价的上涨，以及市场化交易对电量电价的弥补情况 [3] * 火电商业模型中，容量和辅助服务的权重增加，带动行业从关注度电利润走向关注单位装机利润（类ROE），从发电资产走向调节资源 [3] 政策关键要素总结 * **火电**：因部分地区煤电利用小时数快速下降，将补偿固定成本比例提升至不低于**50%**，并可进一步提升；煤电市场化交易电价下限不再统一执行**20%**，由各地合理确定；放宽长协签约比例要求，鼓励电价与成本变化结合 [2] * **抽水蓄能**：对**633号文**出台后开工的电站，实行弥补平均成本的一省一价的统一容量电价，电站可自主参与市场交易 [2] * **电网侧独立新型储能**：以煤电容量电价为基础，根据满功率连续放电时长/全年最长净负荷高峰持续时长确定折算比例，预计各省差异较大，例如甘肃省将最长净负荷高峰持续时长设置为**6小时** [2] * **可靠容量补偿**：在现货市场连续运行后，对本省机组可靠容量按统一原则补偿 [2] * **项目管控**：对于可靠容量充裕或用户经济承受能力较弱地区，严控新增调节性电源项目 [2] 投资建议与关注方向总结 * **整体板块**：关注板块部分权重龙头企稳，立足基本面进行布局 [4] * **关注方向一（央国企）**：关注央国企市值管理和资本运作诉求下对市值的诉求，尤其是相关计划较为明晰的公司 [4] * **关注方向二（火电）**：关注火电**Q1**业绩预期差带来的红利资产逻辑演绎；关注市值管理驱动叠加商业模式转型的火电公司，如华能国际电力股份、国电电力、华电国际电力股份、大唐发电**H**、内蒙华电、申能股份、建投能源、京能电力等 [4] * **关注方向三（水电）**：关注水电未来进入主汛期后，在低基数下的业绩改善和估值修复；报告指出长江电力股息率本周再创新高；可关注长江电力、国投电力、川投能源 [4] * **关注方向四（绿电与煤炭）**：双碳政策值得期待，绿电板块可关注年报一季报业绩发布后的补贴发放进程；若煤价在上半年电量同比低基数下有抬升，或逐步扭转电价单边向下的悲观预期，也可改善公用事业板块利润展望，建议关注煤炭行情演绎 [4] * **具体公司**：建议关注受益于煤制气及商业航天的九丰能源、水文超预期且拟收购集团资产的桂冠电力 [4]

行业转型核心观点 - 火电行业正经历深刻变革，从传统强周期资产转型为电力系统核心调节资源，盈利模式从依赖电量电价转向容量电价与辅助服务主导，推动行业“公用事业化” [1] - 投资者需采用新研究框架，因传统聚焦“电量电价、煤价、装机规模、利用小时数”的周期要素框架已失效 [1] - 新框架下行业盈利稳定性大幅提升，ROE有望稳定在10%左右，估值体系将从PB估值转向股息率定价 [2][3][5] 行业逻辑重塑 - 火电功能定位从“电量提供者”转变为“调节保障者”，价值不再单纯依赖发电规模 [1] - 火电装机占比从2015年的66%降至2025年7月末的40%，发电量占比从74%降至65%，利用小时数持续下行 [1] - 市场化交易推进弱化传统要素影响，月度与现货电价占比提升，峰谷价差走阔，企业可通过优化报价策略提升度电收入 [2] 新盈利框架的三大核心 - 容量电价成为盈利压舱石，2024-2025年多数省份为100元/千瓦·年，2026年将普遍提升至165元/千瓦·年，部分省份可达230元/千瓦·年 [2] - 容量电价对华能国际、华电国际的2024年利润贡献占比分别达89%、77% [2] - 辅助服务收入持续增长，华能国际该净收入从2022年14.73亿元增至2024年24.58亿元，2025年上半年达10.81亿元，与发电量脱钩 [3] - 煤电联动机制完善使电价更及时反映煤价波动，平滑成本影响 [3] 行业积极态势与财务改善 - 多家火电企业发布市值管理方案，通过回购、增持、分红等方式稳定股价 [3] - 火电板块扣除永续债后的归母所有者权益2023-2024年增长8.2%，2025年上半年再增3.5% [4][5] - 板块永续债规模开始下降，2025年上半年已降至1982亿元 [5] - 2025年上半年A股火电板块实现经营性现金流净额1440亿元，同比增29.4%，自由现金流达389亿元 [5] - 2025年上半年火电板块分红总额同比增长91%，部分企业承诺2025-2027年较高绝对分红金额和比例 [5] 投资布局建议 - 建议围绕三条主线布局：业绩底部向上的龙头企业、承诺高分红的标杆企业、盈利稳定的区域龙头 [5]

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]