行业投资评级 - 公用事业行业评级为“增持” [6] - 环保行业评级为“增持” [6] 核心观点 - 随着2035年国家自主贡献目标硬约束落地，中国气候行动从“强度控制”转向“总量减排”，环境价值定价进入新时代 [4][6] - 供需格局逆转将推升绿证价格中枢较当前实现翻倍以上增长，显著增厚绿电运营商度电收益与项目回报，推动板块估值体系重构 [6] - 市场未充分定价绿电运营商的“成长属性”，绿证收益显性化有望驱动A/H股绿电估值中枢上移，打破其“类债”防御资产的固有认知 [4][15] 与市场观点不同之处 - **关于NDC影响**：市场认为NDC是远期概念，但报告认为碳达峰倒计时仅剩2-4年，NDC或成为年度考核硬约束，其影响将在短期内持续释放 [4][13] - **关于绿证供需**：市场认为绿证供给过剩价格难涨，但报告指出机制电量划转与有效期错配导致实际可交割新证供不应求，2026年2月新证交易占比已达84%，供需格局已逆转 [4][14] - **关于绿电运营商属性**：市场将其视为“类债”防御资产，但报告认为其具备规模高增长和盈利新增量的双重成长属性，估值体系有望从PB估值向成长股估值切换 [4][15] 碳排放与NDC硬约束 - **NDC目标**：2035年非化石能源消费占比不低于30%，风电和太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以上、力争达到36亿千瓦 [16] - **达峰时间**：国内碳排放预计于2028-2030年达峰，峰值区间为114~118亿吨CO₂e [7][19] - **行业排放结构**：2022年电力/蒸汽/热水供应业碳排放占比52%，黑色金属冶炼及压延加工业占比18%，非金属矿产制造业占比11% [21] - **能源消费达峰**：煤炭消费碳排放预计于2028-2030年达峰，峰值约90.75亿吨CO₂e；石油消费碳排放已过峰；天然气消费量预计从2025年的4,266亿方增至2035年的5,697亿方 [32][37] 绿电需求与装机预测 - **绿电需求底线**：基于NDC目标反推，2035年绿电需求量不低于6.59万亿度 [7][50] - **装机增长预测**：2026-2035年风光装机年均增量需达4.15亿千瓦，显著高于“十四五”年均的2.61亿千瓦，十年累计增量可达41.5亿千瓦 [7][46] - **需求结构**：2035年，数据中心、充换电服务、四大高耗能行业及出口导向型企业三大领域绿电需求合计将达5.2万亿度，占绿电总需求的62% [51] 绿证市场供需与价格 - **需求刚性凸显**：262号文将六大高耗能行业及数据中心纳入强制消费考核，预计2030年绿证刚性需求跃升至30~33亿个 [7][58] - **供给结构重塑**：136号文明确机制电量对应绿证划转至省级账户，收缩可交易绿证供给；叠加两年有效期约束，加剧新旧证价格分化 [8][14] - **价格走势分化**：2026年2月，2024年生产的临期绿证价格跌至1.21元/个，而2025年生产的新证价格涨至5.90元/个，新旧证溢价达380% [8][64] - **价格展望**：新证价格呈现“阶梯式上涨”态势，预计2030年有望突破12元/个 [64] 电-证-碳联动机制 - **协同机制成型**：电-证-碳市场从割裂走向协同，绿证收益显性化将推动新能源环境价值从“隐性补贴”转向“显性定价” [9][70] - **价格联动弹性**：碳价每上涨10元/吨，绿证理论价值提升1.5-2.0元/个，价格联动弹性约0.15-0.20 [9][72] - **碳价与绿证价值预测**：预计2027-2028年碳价有望升至100元/吨，对应绿证理论价值12-15元/个，较2026年2月价格涨幅达103%~154% [9][70] - **国际碳价比对**：2025年欧盟碳价折合人民币约520-690元/吨，是国内碳价的8-10倍，国内碳市场存在2-3倍上行空间 [79] 对运营商盈利的影响 - **盈利增厚测算**：绿证价格每提升10元/个，相当于绿电运营商度电收益增厚0.01元，项目全投资IRR可提升0.5个百分点 [77] 1. **典型项目影响**：当绿证价格从5.5元/个提升至15元/个时，10万千瓦光伏电站年增收益约114万元，IRR从3.98%提升至4.47%；10万千瓦风电站年增收益约190万元，IRR从5.09%提升至5.60% [77][78] 投资主线与推荐标的 - **主线一：绿电运营商**：受益于电-证-碳联动下的盈利增厚与估值体系向“成长”切换，推荐龙源电力、三峡能源、中国电力 [5][86] - **主线二：绿电直连龙头**：具备绿电一体化能力的高耗能龙头，可锁定低成本绿电，规避碳成本侵蚀与CBAM出口合规风险，推荐龙净环保 [5][91] - **主线三：绿色燃料**：受益于国际供应链碳壁垒升级与国内可再生能源替代需求，关注生物航煤、废弃油脂深加工、绿氢氨醇等细分赛道 [5][92] - **重点公司目标价**： - 龙净环保目标价28.96元 [3][93] - 中国电力目标价3.86港币 [3][93] - 三峡能源目标价4.75元 [3][93] - 龙源电力目标价19.44元 [3][93]

报告投资评级与目标价格 - 投资评级为“增持” [6] - 目标价格为**24.00元**，基于2026年**20倍PE**估值 [12] 报告核心观点 - **2025年业绩稳健增长**，公司实现营业收入**118.72亿元**，同比增长**18%**；归母净利润**11.12亿元**，同比增长**34%**；扣非归母净利润**10.45亿元**，同比增长**37%** [12] - **新能源业务进入利润加速兑现期**，成为核心增长引擎，公司正从环保龙头走向“环保稳盘+新能源增量”的双轮驱动阶段 [2][12] - 环保主业在手订单充足，**2025年末在手环保设备工程合同达188.90亿元**，为业务稳定发展提供支撑 [12] 财务表现与预测 - **2025年财务表现**：综合毛利率为**25.17%**，同比提升约**0.33个百分点**；加权平均ROE提升**0.45个百分点**至**10.58%**；经营活动现金流净额为**16.18亿元** [12] - **未来三年盈利预测**：预计2026-2028年归母净利润分别为**15.19亿元**、**17.60亿元**、**20.44亿元**，对应EPS分别为**1.20元**、**1.39元**、**1.61元** [5][12] - **营收增长预测**：预计2026-2028年营业总收入分别为**143.61亿元**、**171.58亿元**、**190.02亿元**，同比增长**21.0%**、**19.5%**、**10.7%** [5] 新能源业务进展 - **绿电业务**：国内外已投运绿电总装机容量约**1.2GW**，巴彦淖尔紫金、刚果（金）穆索诺伊、圭亚那二期等项目于2025年建成投运 [12] - **储能电芯业务**：2025年累计交付约**8GWh**，并已实现盈利；第三条产线于2026年2月投产，电芯总产能提升至**13GWh**，订单排产已至2026年底 [12] - **矿卡业务**：首台纯电矿卡成功下线交付，并推进更大吨位及无人驾驶矿卡研发，新能源矿山装备开始形成新的战略增长极 [12] 环保主业情况 - **2025年新增订单**：新增环保设备工程合同**102.58亿元**，其中电力行业占比**62%**，非电行业占比**38%** [12] - **环保设备制造业务**：收入**83.33亿元**，同比下降**2.83%**，但毛利率提升**3.46个百分点**至**28.05%**，显示在煤电新建、改造及非电提标市场中竞争力强大 [12] 估值与市场数据 - **当前估值**：基于2026年3月20日数据，总市值为**228.86亿元**，对应2025年市盈率为**20.58倍**，市净率为**2.1倍** [5][7][8] - **股价表现**：过去12个月绝对升幅为**40%**，相对指数升幅为**24%** [11] - **可比公司估值**：报告参考的可比公司2026年预测市盈率均值为**16.5倍**，中值为**16.7倍** [14]

行业与公司 * 行业：电力行业，特别是绿色电力（绿电）板块[1] * 涉及公司：华能国际电力股份（H股）、华电国际电力股份（H股）、国电电力、内蒙华电、申能股份、长江电力、桂冠电力、九丰能源、佛燃能源[1] 核心观点与论据 * **重申绿电重估行情**：分析师重申绿色电力板块的重估行情，认为当前重估行情继续，多维度改善正在进行中[1][4] * **关注年报与一季报业绩**：建议关注年报和一季报业绩，认为市场已充分预期年报的减值等因素，超预期空间大、低预期空间小[2]；在长协电价下调、容量电价上升、煤价波动加大的背景下，一季报将是电力板块行情的重要影响因素[3] * **“算电协同”开启新时代**：提出“算电时代”到来，行情可类比2021年[2]；以粤电力新疆克拉玛依30万千瓦光伏“算电协同”项目（配套储能、500 PFlops的智算中心）和大唐集团宁夏中卫项目为例，说明“光、储、算、网”一体化集成是发展趋势[2]；未来十年，在算力强劲需求及电算一体的发展趋势下，以绿电为中心的电力资产将迎来盈利稳定可展望和长期成长可预期的戴维斯双击[2] * **电力需求与结构变化**： * 1-2月全社会用电量同比增长6%[1] * 用电增量由第二产业转向第三产业和城乡居民用电，第三产业在充换电、互联网数据服务业等新兴行业带动下保持高增长[1] * 1-2月规模以上发电量同比增长4%[1] * 1-2月火电、水电、风电、光伏、核电发电量同比分别增长3.3%、6.8%、5.3%、9.9%、0.8%[1] * 火电发电量恢复正增长，1-2月风光（风电+光伏）发电增量贡献了全部发电增量的46.1%[1] * 发电结构逐渐转向以风光为主导的清洁低碳阶段[1] * **对全年用电量增速保持乐观**[2] 其他重要内容 * 报告类型为3月月报[1]

行业投资评级与核心观点 - 报告对固废（环保）行业给予“买入”评级 [2] - 核心观点：垃圾焚烧行业正迎来“业绩增长+估值提升”的戴维斯双击，主要驱动力来自炉渣金属回收价值重估、绿色蒸汽供热业务放量以及与人工智能数据中心（AIDC）的算电协同 [1][5] 炉渣资源化 - **价值被低估与重估空间**：炉渣内含金属价值被严重低估，经测算1吨炉渣中可回收金属（如铁、铝、铜、金、银等）价值超过550元，而当前市场外售价格普遍仅为10-40元/吨 [5][20] - **商业模式演进与提价趋势**：炉渣处置已从成本项转变为具备定价权的资源资产，商业模式进入“涨价周期” [15][19]。龙头企业如圣元环保已于2025年完成炉渣全面重新招标，平均价格提升至120-130元/吨，部分项目超过200元/吨 [5][18][23] - **显著的业绩弹性**：测算显示，若炉渣外售价格上涨100元/吨，对12家垃圾焚烧上市公司的平均业绩弹性可达25% [5]。具体到单吨垃圾，炉渣涨价100元/吨可增加税后净利润约21.2元 [25][26][29] 蒸汽供热 - **业务快速增长**：各固废企业蒸汽供热量在过去数年间快速增长，增速显著高于垃圾处理量增速 [31][34]。例如，绿色动力2021-2024年供热量复合增速达59%，而垃圾量复合增速为11% [34] - **当前比例低，潜力巨大**：除中科环保（2024年供热比例22.26%）和中国天楹（10.01%）外，主要公司供热比例均不足10%，后续提升空间突出 [34][36] - **经济性优于发电**：垃圾焚烧直接出售蒸汽的经济效益显著高于发电。1吨垃圾焚烧约产生2吨蒸汽，若用于发电收入约220元；若以200元/吨价格直接售汽，收入可达约400元，是发电模式的1.8倍，且回款更优 [5][38] - **可观的利润增厚**：典型项目测算显示，在10%供热比例、蒸汽价格200元/吨的假设下，项目净利润可比纯发电模式提升约28%；若供热比例提升至15%，利润增厚可达42%以上 [5][42][43] 算电协同 - **上升为国家战略**：2026年《政府工作报告》首次将“算电协同”写入国家战略，AI发展对稳定、就近、低成本绿电的需求爆发 [5][45] - **政策强制绿电消费**：政策要求国家枢纽节点新建数据中心绿电使用比例在2025年底超过80%，并在2030年进一步提升，稳定绿电稀缺性凸显 [48][49][51] - **垃圾焚烧的天然优势**：垃圾焚烧发电具备“正宗绿电+全额绿证”、24小时连续稳定发电、位于城市近郊等优势，与数据中心（IDC/AIDC）的区位和稳定性需求高度匹配 [5][53] - **项目进入实质推进阶段**：多家上市公司已由概念探索进入实质推进阶段。例如，旺能环境的湖州零碳智算中心已完成备案并进入省级算力规划项目清单；军信股份、瀚蓝环境等公司也通过与运营商、AI企业合作推进相关业务 [52][54][73] 行业整体展望与公司关注 - **业绩与现金流稳健**：2025年前三季度，垃圾焚烧行业营收409亿元（同比+4.9%），扣非归母净利润87亿元（同比+10.1%），维持稳健增长 [55][57][59]。行业资本开支收缩拐点已至，2024年简略自由现金流已转正并大幅增加 [62][66] - **低估值与高分红潜力**：行业在平均A股7-15倍、港股5-8倍的2026年预测市盈率低估值基础上，叠加炉渣、供热及算电协同带来的业绩增厚，以及多数公司30%-60%的分红率（对应股息率约2%-5%），具备估值修复空间 [5][67][72] - **重点公司梳理**：报告建议关注多家在炉渣、供热或算电协同方面有积极布局的公司，并分析了各公司近期经营亮点 [5][70] - **光大环境**：供热量快速增长，中期分红率提升至42%，积极拓展海外项目及算电协同模式 [70][71] - **旺能环境**：现金流持续改善，湖州零碳智算中心项目进入省级规划清单，供热量同比增长20% [72][73] - **军信股份**：业绩高增长，股息率（TTM）达4.25%，积极布局海外垃圾焚烧及垃圾焚烧+IDC业务 [74][75] - **永兴股份**：陈腐垃圾掺烧推动业绩增长，自由现金流大幅转正，作为广州国企算电协同潜力突出 [76][77] - **瀚蓝环境**：经营现金流同比翻倍，供热量同比增长40%，与广东联通等合作探索AIDC业务 [78][79] - **三峰环境**：业绩稳健增长，现金流向好且资金充沛，供热业务持续拓展 [80][81] - **绿色动力**：降本增效推动业绩增长，供汽量同比翻倍，自由现金流持续改善 [82][83]

行业投资评级 - 投资评级为“看好”，并维持该评级 [8] 报告核心观点 - “十五五”规划是加快经济社会发展全面绿色转型的关键期，规划更加突出了“低碳”要求，为绿电消费松绑 [1][8] - 协同产业“降碳增绿”规划，从两个维度改善当前新能源消纳困境、完善行业长期机制，将打开绿电长期叙事空间并带动估值修复 [1][9] - 重申重视政策催化下清洁电源板块的“困境反转”机会 [1][9] 规划核心目标与政策转向 - “十五五”期间碳排放强度累计降低17% [1][8] - 2030年非化石能源消费比重提升至25% [1][8] - 政策由“能耗双控”转向“碳排放双控”，为绿电消费松绑 [1][8] 能源供给体系规划 - 推进非化石能源安全可靠有序替代化石能源，坚持风光水核等多能并举，实施非化石能源十年倍增行动 [5] - 规划2030年海上风电累计并网规模达到1亿千瓦（100GW）以上，核电运行装机容量达到1.1亿千瓦（110GW）左右 [5] - 提出“十年倍增”行动，预计2025年非化石能源发电量约为4.47万亿千瓦时，则2035年需达到8.94万亿千瓦时 [5] - 预计2035年风电及光伏发电量需达到5.2万亿千瓦时，较2025年提升约120% [5] 新型电力系统建设 - 着力构建新型电力系统，全面提升电力系统互补互济和安全韧性水平 [5] - 规划2030年西电东送能力达到4.2亿千瓦（420GW）以上 [5] - 加强省间电力互济和跨电网经营区互济，优化全国电力流向和跨区域通道布局 [5] - 科学布局抽水蓄能，大力发展新型储能 [5] 需求侧完善与产业协同 - 有序推动符合要求的高载能产业向可再生能源资源富集地区转移，建设零碳工厂和园区，因地制宜发展绿电直供 [9] - 深入推进重点行业领域节能降碳，加快淘汰落后低效产能，有力有效管控“两高”项目 [9] - 随着对于“两高”项目碳排放的管控加强，钢铁等更多高耗能产业有望与电解铝类似纳入绿电消费比例考核范围，从政策端引导高耗能行业为绿电的环境溢价买单 [9] 投资建议 - 推荐关注龙源电力 H、新天绿色能源 H、中国核电、三峡能源、中闽能源 [9]

行业投资评级 - 投资评级为“看好”，并维持该评级 [9] 报告核心观点 - “十五五”规划更加突出“低碳”要求，并从“能耗双控”转向“碳排放双控”，为绿电消费松绑，将打开绿电长期叙事空间并带动估值修复 [2] - 重申重视政策催化下清洁电源板块的“困境反转”机会 [2] “十五五”规划核心目标与转变 - “十五五”期间碳排放强度要求累计降低**17%**，2030年非化石能源消费比重提升至**25%** [2][12] - 政策由“能耗双控”转向“碳排放双控”，为绿电消费松绑 [2][12] 能源电力体系构建 - 推进非化石能源安全可靠有序替代化石能源，实施非化石能源**十年倍增**行动 [12] - 规划2030年海上风电累计并网规模达到**1亿千瓦**以上，核电运行装机容量达到**1.1亿千瓦**左右 [12] - 提出“十年倍增”行动，2025年非化石能源发电量约为**4.47万亿千瓦时**，则2035年需达到**8.94万亿千瓦时** [12] - 预计2035年风电及光伏发电量需达到**5.2万亿千瓦时**，较2025年提升约**120%** [12] - 着力构建新型电力系统，规划2030年西电东送能力达到**4.2亿千瓦**以上 [12] 产业协同与绿电需求侧完善 - 做“加法”：有序推动高载能产业向可再生能源富集地区转移，建设零碳工厂和园区，发展绿电直供 [12] - 做“减法”：深入推进重点行业节能降碳，加快淘汰落后产能，管控“两高”项目 [12] - 两方面举措共同指向**绿电需求侧的完善**，通过产业迁移解决资源与负荷空间错配，并引导高耗能行业为绿电环境溢价买单 [12] 投资建议与关注公司 - 推荐关注**龙源电力 H、新天绿色能源 H、中国核电、三峡能源、中闽能源** [12]

报告投资评级 * 报告未提供明确的行业投资评级 [1][3][5][7][9][11][13][15] 报告核心观点 * 2025年，北京电力交易中心圆满完成了“初步建成全国统一电力市场”的目标任务，配合国家构建了电力市场“1+6”基础规则体系，实现了市场运营监测分析全覆盖 [3] * 全国统一电力市场的核心框架已基本建立，包括实现省内中长期和现货市场“两个全覆盖”、建立跨经营区常态化交易机制、深化区域内省间互济交易，以及全品种全周期的市场体系 [3] * 市场在服务电力安全保供、促进能源资源大范围优化配置、服务新型电力系统建设及促进绿色电力消费方面成效显著 [3][6] * 绿电、绿证市场蓬勃发展，新能源有序入市，新型经营主体参与市场的积极性被有效激发 [3] 电力市场概况 * **电力供需**：2025年国家电网经营区域全社会用电量为8.1万亿千瓦时，同比增长4.9% [18] * **装机结构**：2025年发电装机容量为304,257万千瓦，同比增长15.5%，其中清洁能源装机180,703万千瓦，同比增长23.2%，占总装机比重达59.4% [21][22] * **市场成员**：2025年市场经营主体总数达804,278家，同比增长18.8% [28][29] * **市场化交易**：2025年市场化交易电量为54,691亿千瓦时，同比增长8.8%，其中省间市场化交易电量12,920亿千瓦时，同比增长10.7% [32][33] * **省间交易**：2025年省间交易电量达1.67万亿千瓦时 [36][58] * **清洁能源交易**：2025年清洁能源省间消纳电量达7,591亿千瓦时，同比增长16.8% [37]；新能源市场化交易电量占比从2023年的46.3%提升至2025年的57.9% [38] * **绿电绿证交易**：2025年绿电交易电量达2,174亿千瓦时，绿证交易2.3亿张 [40][83] * **零售市场**：2025年开展业务的售电公司达2,253家，代理零售用户64.95万个 [44] 电力市场政策 * 2025年构建完成电力市场“1+6”基础规则体系，为市场高质量运行提供制度保障 [47][85] * **新能源上网电价改革**：推动新能源上网电价全面由市场形成，标志着新能源由“保障收购”全面转向“市场交易” [48][49] * **辅助服务市场**：明确辅助服务经营主体范围，健全“谁受益、谁承担”的费用传导机制，明确与现货、中长期市场的衔接 [50][51] * **计量结算规则**：规范计量数据管理标准，明确交易机构与电网企业的结算分工，维护市场秩序 [52] * **现货市场建设**：明确现货与中长期、辅助服务市场一体化设计方向，鼓励虚拟电厂、储能等“报量报价”参与市场 [52] * **绿证管理**：构建绿证全生命周期管理流程，明确核发、划转、核销等要求 [53] * **市场评价制度**：建立全国统一电力市场评价制度，围绕市场运营效果等方面开展评价 [54] * **中长期市场规则**：统一市场成员分类，构建覆盖全时序的交易体系，推进与现货市场高效衔接 [55] 电力市场成效 * **服务电力保供**：充分发挥中长期市场压舱石作用，2025年省间中长期市场最大成交电力达1.68亿千瓦，同比增长9.8%，创历史新高 [58]；通过省间互济、跨经营区交易等方式灵活保障区域电力供应，如支撑安徽度夏晚峰电力1,241万千瓦 [59] * **服务新型电力系统建设**：创新沙戈荒大基地“联营不联运”参与市场模式，2025年通过联营体月内灵活交易累计成交电量1.3亿千瓦时 [63][64]；推动新能源全面入市，如蒙东明确增量项目完全实行市场化交易 [67]；新型经营主体注册数量超1.5万家，浙江聚合最大可调能力突破150万千瓦 [63][68] * **促进能源资源优化配置**：2025年实现能源富集地区外送电量8,632亿千瓦时 [69]；特高压直流通道交易电量中，清洁能源占比显著，如复奉、锦苏、宾金直流清洁能源交易电量占比均超过90% [72][73] * **促进绿色电力消费**：拓展绿电消费核算应用场景，支撑企业申报绿色工厂、获取绿色金融产品（如“绿电绿条通”低息贷款） [74]；发布“中国绿色电力消费TOP100企业名录”，上榜企业共消费绿电2,246亿千瓦时，是2024年的3.9倍 [75]；实现用户全电量“度电溯源”，支撑碳排放精细化管理 [79] 电力市场建设 * **初步建成全国统一电力市场**：完成“两个全覆盖”，有序承接新能源入市 [83] * **支撑统一核心规则体系**：配合编制并印发《电力中长期市场基本规则》《电力市场计量结算基本规则》等 [84] * **建立跨经营区常态化交易机制**：机制方案获国家批复，首次实现度夏期间云霄直流全时段200万千瓦满送华东，试点跨电网经营区双向绿电交易累计超8,700万千瓦时 [86][88] * **建立区内省间电力互济交易模式**：组建长三角电力市场管理委员会，区内省间互济电力首次突破4,000万千瓦 [89][90]；创新西北灵活调节资源共享机制，如独立储能通过市场化方式实现跨省充放电交易 [91] * **实现省级市场“两个全覆盖”**：除西藏外，各省中长期市场均已实现按日连续运行、分时段交易和结算；省间及山西、山东等5地现货市场正式运行，另有18地实现连续结算试运行 [93] * **深化绿电绿证市场建设**：鼓励签订多年期绿电购买协议（PPA），累计成交700亿千瓦时；推动绿电交易与现货市场衔接，试点小时级绿电溯源交易 [97]；通过绿证平台支撑划转绿证8.7亿张（折合电量8,653.6亿千瓦时） [97]；北京通过电碳协同机制带动绿电交易规模百倍增长 [98] * **推进容量及辅助服务市场建设**：各地落实《电力辅助服务市场基本规则》，引导新型经营主体参与，如山东开展爬坡辅助服务市场试运行，2025年最大上爬坡中标容量达603万千瓦 [100][102] * **完善零售市场建设**：研究零售市场问题并形成报告报送国家主管部门 [103]；江苏、福建等地推出多项措施规范零售市场秩序，提升透明度 [104][106] 电力市场运营 * **实现售电公司“一地注册，全国共享”**：推动售电公司注册信息跨经营区线上推送，实现信息共享 [109] * **深化中长期市场连续运营**：2025年省间中长期月内市场交易电量完成1,009亿千瓦时，同比增长33.7% [112]；度夏期间跨区送华东最大电力达7,890万千瓦 [112] * **提升结算质效**：严格落实《电力市场计量结算基本规则》，提升结算规范化水平，实现省间“日清分、月结算”功能全面应用 [114]；陕西实现市场全量分时结算，江苏实现现货市场日清分全流程一键处理 [117][118] * **建立市场运营监测分析工作体系**：围绕“一图三库”建立工作体系，常态化开展运营监测和风险预警 [119]；安徽、湖北等地创新搭建市场力监测模型和数字化监管体系，识别市场风险 [123][126] 交易机构规范运作 * **规范公司法人治理体系**：按期完成监事会改革，优化董事会结构，全年规范召开多次股东会、董事会 [128] * **发挥市场管委会作用**：组建第二届市场管理委员会及专家委员会，审议市场规则，发布自律公约，充分发挥议事协商和自律监督作用 [131]；湖北、北京等地成立专家委员会或市级管委会，为市场建设提供专业支撑 [132][133] * **加强合规管理体系建设**：编制《电力交易合规检查标准手册》《电力交易合规管理典型案例集》，培育合规文化 [134]；山西、四川等地研发应用数智化合规内控监测功能，实现风险智能预警与闭环处置 [135][137] * **发挥交易机构联盟作用**：全国电力交易机构联盟开展交流培训，分享先进经验，为全国统一电力市场建设注入动力 [140] 电力交易平台与标准建设 * **提升交易平台支撑能力**：平台安全基础持续夯实，账号实名与法定代表人授权实现“双百”目标 [144]；创新构建可实时成交的连续交易功能，2025年成交电量达33.9亿千瓦时 [145]；探索应用AI开展智能问答、规则语义识别等 [144]；河北建成新一代电力交易平台灾备系统 [149] * **强化“e-交易”移动应用建设**：“e-交易”全年累计访问量284.3万次，上线多项实用功能 [151]；四川、新疆等地强化本地化服务能力建设，提升用户掌上体验 [152][153] * **推进电力市场标准体系建设**：获批发布“IEEE绿色电力证书交易”国际标准，深度参与行业标准研究，发布及报批多项行业标准 [156] 电力市场服务 * **深化宣传服务长效机制**：常态化开展经营主体宣传、培训，2025年市场服务人员“业务讲堂”参培达1.8万人次 [159]；热线工单处理及时率达99.5% [159] * **开展“阳光交易”信息披露质效提升**：以提升信息披露内容与平台功能为主线，增强市场透明度 [163]；设计省间现货市场专区，研发披露信息智能推荐和智能查询功能，提升经营主体信息查询体验 [164]

行业投资评级 - 报告对环保及公用事业行业给予“领先大市-A”的投资评级 [4] 核心观点 - **“算电协同”成为AI时代电力投资新范式**：“算电协同”首次写入2026年政府工作报告，其核心是通过数字化、智能化技术实现算力与电力系统的双向互动与优化配置，具体表现为“电支撑算”和“算优化电”两个层面 [2][20][21] - **AI算力增长带来电力需求刚性增长与结构性挑战**：AI大模型的快速发展驱动数据中心用电量激增，2023年全国数据中心用电量达1500亿千瓦时，同比增长15.4%，远高于全社会用电量5.8%的增速，占全社会用电量1.6% [3][23]。尽管总量仍在可控范围，但AI算力需求与绿电资源存在显著的“时空错配”，东部高端算力需求与西部清洁能源供给不匹配，且“东数西算”工程在智能算力供给、跨区域调度机制上仍存不足 [3][27][31] - **电力行业投资逻辑从“高股息”转向“高成长”**：在AI带来的电力需求刚性增长、能源安全及算电协同三重因素共振下，电力作为核心基础设施的稀缺性凸显，绿电运营商有望通过新业态打造“第二成长曲线”，行业估值逻辑正从稳定的公用事业股转向具备成长性的投资标的 [4][12] 根据目录总结 1. 专题研究：算电协同下的投资机会 - **政策驱动**：“算电协同”自2023年起在多项国家政策中被提及，2026年政府工作报告首次明确写入，目标到2025年底国家枢纽节点新建数据中心绿电占比超过80% [20][22] - **需求与挑战**：AI算力需求激增是核心驱动力，国际能源署（IEA）预测2026年全球数据中心与AI领域电力消耗将较2022年翻番，突破1000太瓦时（TWh）[23]。国内面临绿电与算力的时空错配问题，2025年可再生能源新增装机79%位于“三北”地区，而算力需求集中在东部 [27] - **“东数西算”进展与不足**：截至2025年底，八大国家算力枢纽累计建成标准机架超300万架，西部节点如贵州、内蒙古绿电使用占比高，但部分西部节点仍以通用算力为主，智能算力、超级算力供给不足，难以匹配东部高端需求 [28][31] - **算力负荷新特性对电网提出新要求**：AIDC负荷具有高波动性、高可靠性及绿色低碳要求，电力成本占数据中心运维成本超50%，对电网的实时平衡能力、供电可靠性及低成本绿电供应提出更高挑战 [32][37] 2. 行情回顾 - **板块表现强劲**：2026年2月28日至3月13日，公用事业指数上涨6.6%，大幅跑赢上证综指（下跌1.62%）8.22个百分点；环保指数下跌0.63%，跑赢上证综指0.99个百分点 [7][38] - **子行业分化**：公用事业板块中，风力发电板块上涨10.5%，热力服务板块上涨10.19%，光伏发电板块上涨7.47%，表现突出 [40] - **估值变化**：截至2026年3月13日，公用事业（申万）板块市盈率（TTM）为22.11倍，市净率（LF）为1.98倍，估值有所上升 [51] 3. 市场信息跟踪 - **动力煤价格**：截至2026年3月11日，环渤海动力煤（5500K）均价报689元/吨，较前期上涨4元/吨；进口煤价格亦有上涨，广州港澳州煤（Q5500）报884元/吨，上涨27.58元/吨 [9][55] - **电价跟踪**：2026年3月，江苏集中竞价成交电价为317.62元/兆瓦时，较标杆电价下浮18.77%；广东月度中长期交易综合价为1.28元/兆瓦时，较标杆电价下浮99.72% [9][60] - **天然气价格**：截至2026年3月12日，荷兰TTF天然气期货价格报49欧元/万亿瓦小时，较前期上涨45.47%；中国LNG到岸价报19美元/百万英热，较前期上涨81.57% [9][62] 4. 投资组合及建议 - **绿电运营商**：AI时代电力需求增长使绿电成为稀缺资源，建议关注【绿发电力】、【大唐发电】、【金开新能】、【龙源电力】、【三峡能源】等，其有望通过算电协同实现估值提升 [4][12][35] - **特高压建设**：国家规划到2030年“西电东送”规模超4.2亿千瓦（2025年为3.4亿千瓦），特高压作为跨区域输电主要方式，有望在“十五五”期间迎来密集开工，建议关注关键设备商如【国电南自】、【许继电气】、【国电南瑞】等 [4][6][12][33] - **储能与综合能源服务**：AIDC配储可保障用电安全并实现峰谷套利，建议关注储能企业【海博思创】、【正泰电器】、【晶科科技】及具备项目经验的【同力天启】、【南网能源】 [6][12][34] - **智能电网与软件**：数据中心的高要求催生对智能调度、虚拟电厂等需求，建议关注【国能日新】、【朗新科技】、【合康新能】、【林洋能源】 [6][12][36] - **环保领域“未来能源”**：绿色燃料（SAF、绿色甲醇、氢能）是“十五五”布局重点，建议关注相关产业链公司如【海新能科】、【中国天楹】、【中泰股份】、【双良节能】等 [13][78]

行业与公司 * 纪要涉及的行业为能源电力行业，具体包括火电、煤炭、水电、绿电（风电、光伏）、核电、抽水蓄能等细分领域[1] * 纪要涉及的公司包括区域性电力公司、全国性大型电力公司以及多家央国企上市公司，具体标的在文末被提及[4][6][7] 核心观点与论据 1. “十五五”规划核心目标与政策导向 * 调控导向从“能耗双控”转向“碳排放双控”[1][2] * 单位GDP碳排放强度计划下降17%[1][2] * 非化石能源消费比重目标设定为25%，高于“十四五”期间21.7%的实际完成情况[2] * 抽水蓄能新增规模目标翻倍，提出“十五五”期间新增约1亿千瓦，相较于此前规划的约5,000万千瓦目标接近翻倍[1][2][3] * 海风累计投产目标达到1.1亿千瓦[1][3] * 核电累计投产目标达到1.1亿千瓦[1][3] * 西电东送输送能力目标提升至4.2亿千瓦[1][3] 2. 新兴投资方向：“算电融合” * “算电融合”成为新增长极，具备坚实的产业逻辑[1][4] * 电力是算力的重要成本构成，电力公司可为算力中心提供稳定保供并便利获取绿证[4] * 测算显示，绿电项目结合“算电融合”，其ROE水平预计可提升3至4个百分点[1][4] * 当前市场表现由点状项目驱动，建议关注配置较低、估值较低的区域性电力公司，期待项目落地及行情扩散[4] 3. 电力板块基本面与行情节奏 * 火电板块核心逻辑回归业绩基本面，需关注2026年第一季度用煤成本同比回落带来的盈利改善[1][5] * 需关注市场化交易电价的边际变化、总量定价提升及分红政策[5] * 后续行情节奏关键在于，“算电融合”的情绪驱动能否与一季报的业绩落地形成有效衔接[5] * 整体投资节奏：当前至第一季度关注煤炭板块；第一季度财报披露前后关注火电板块；汛期关注水电板块；下半年关注绿电和核电[1][6] 4. 煤炭市场展望与投资逻辑 * 2026年上半年煤炭市场需求端具备增长基础，支撑火电发电量增长预期[5] * 在3月至5月期间，煤价将呈现“淡季不淡”的态势，底部夯实且略具弹性[5] * 煤炭股投资逻辑在于：若煤价保持韧性，煤炭企业EPS有望获得上修，可能引发估值与业绩的“双击”[5][6] * 过去几年煤炭板块估值修复受压制，若2026年EPS向上修正，估值侧或将出现明显变化[6] 5. 其他重要投资主题与关注点 * 建议重点关注央企国企的市值管理与资本运作，市值约600亿左右的央国企是主要受益群体[1][6] * 随着年报季到来，可关注电力公司分红提升的潜力[6] * 价格机制改革是过程把控的关键，包括水电气价格调整、新能源消纳管控及全国统一电力市场建设[3][4] * 关注“绿氢氨醇”等新兴领域后续政策预期[3] 其他重要内容 * 规划提出推动高耗能产能从沿海向可再生能源富集区转移，并关停低效产能[3] * 规划提出推动煤炭和石油消费达峰[3] * 当前股价尚未完全计入地缘政治风险带来的影响[6] * 若煤炭行情能持续至7、8月份，可进一步关注焦煤的预期变化[6]

宏观策略与市场分析 * **宏观环境与市场特征**：伊朗局势导致美元指数与油价双双突破100，引发市场对“类滞胀”的担忧，并显著降低了美联储年内降息的预期[1][3] 市场指数上行受信用周期震荡和资金紧平衡的约束，行情趋于结构化[2][11] * **汇率与股市的背离**：自2025年四季度以来人民币持续升值，但A股及港股市场表现并未同步跟上，甚至大幅落后[5] 这种背离的核心原因在于经济结构的非均衡复苏，即外需和科技制造部门强劲，而内需（如房地产、投资）相对疲弱[9] 汇率升值并不必然等同于整体经济基本面良好，也不必然导致海外资金大规模流入股市[6][7] * **历史经验参考**：日本在1990年至1995年期间，日元兑美元汇率升值近一倍，但日本股市在长周期内整体震荡下跌，为当前市场提供了典型反例[5][6] 当时推动日元升值的因素包括外需强劲、贸易顺差扩大、政策干预及美元贬值周期，而非整体经济全面改善[7] * **外资流向动态**：EPFR口径数据显示，年初以来连续流入的主动型欧资近期出现逆转流出[2][4] 中东资金流入中国市场的迹象尚不明显[4] 外资流入呈现结构性特征，部分资金因对AI叙事下港股互联网公司的担忧以及韩国股市的强劲表现，配置比例可能有所下降[9] 投资机会与配置策略 * **配置主线**：在当前结构性行情下，投资配置应紧跟经济结构中表现强劲、有韧性的部分，重点关注外需和科技制造板块[1][10] 参照日本90年代经验，即便外资流入，也大概率会集中于经济结构中能够获取更多利润的领域[10] * **具体方向**：建议关注政府工作报告中明确的“两重”投资（未来能源和智能经济）、因伊朗局势而凸显重要性的战略资源安全与替代能源，以及依然具备成本优势的外需相关板块[12] 恒生科技指数在估值调整后，左侧配置的吸引力已经显现[12] * **风险提示与对冲**：市场尚未完全计入油价持续高位可能带来的影响[12] 若出现悲观情形，海外资产中的美元和美国短债等类现金资产，以及A股内部的消费、公用事业等防御性板块，或能起到较好的对冲效果[12] 第二季度可能是信用周期相对偏弱的节点[12] 能源领域新变化与投资热点 * **政策顶层设计**：“十五五”规划将“能源强国”首次写入，能源安全升至主线，发展逻辑从能耗双控转向碳排放总量和强度双控[12] “未来能源”首次出现在政府工作报告中，与量子科技等并列，凸显核心战略地位[12] * **电网投资超级周期**：国家电网和南方电网公布的“十五五”投资计划超出市场预期，2026年1-2月国家电网固投同比增速达80%[13] 国内投资前期看好特高压和主干网建设，后期看好配电网智能化[13] 海外电网同样处于建设超级周期，为中国优质电力设备企业出海创造了机遇[13] * **新能源与储能**：地缘政治引发的能源价格波动利好储能板块，户用储能在海外补贴政策及气价电价波动催化下，中长期需求旺盛[13] 大型储能需求主要受风光能源转型和国内电力市场化政策驱动[13] * **未来能源（氢氨醇）**：政府工作报告和“十五五”规划均重点提及布局发展绿色氢氨醇[13] 投资机会建议关注装备端（如电解槽）和应用端（如风光氢氨醇一体化项目）[13] * **算电协同与绿电直连**：AI数据中心呈现“算找电”趋势，同时AI也能反向赋能电力交易和电网运营[13] “十五五”规划提倡新能源就近消纳与远距离输送并举，利好电网智能化以及在算电协同领域有布局的企业[13][14] 美国私募信贷市场风险 * **市场概况与风险暴露**：美国私募信贷市场总规模已超过2万亿美元，行业高度头部集中[14] 自2025年年中以来风险开始凸显，2025年9月TryColor和First Bank公司出现问题标志着风险暴露[14] * **脆弱性来源**：行业存在天然的流动性错配风险，资金募集来源部分具有半流动性，而投资标的流动性较差[15] 信息披露和监管要求相对宽松，信息不对称问题严重，近期MFS公司破产暴露的双重抵押欺诈案例加剧了市场信任危机[16] 私募信贷与银行体系的联系日益紧密，增强了风险的潜在传染路径[16] * **潜在次生影响**：AI技术的发展可能对私募信贷重点投向的科技与软件公司（占比超过20%）构成结构性颠覆，导致其现金流下降或批量违约，从而冲击私募信贷的资产质量[16] 风险可能传染至高收益债市场和银行部门，导致整体金融条件被动收紧[16] 若高度依赖私募信贷融资的AI及科技公司融资渠道收紧，可能抑制其资本开支，进而影响美国GDP增长势头[16] 香港楼市展望 * **复苏驱动因素**：本轮复苏由供给端的克制和需求端的积极变化共同驱动[17] 供给端，自2019年以来宅地供应量明显下降，近两年新房库存边际消耗量约为每年1.5万套[17] 需求端，居民购房支付能力显著改善（“月供占收入比重”从2021年70%-75%的高点回落），政策大幅松绑（首次置业印花税降至仅100港币），以及高才优才政策优化后大量引入内地人才（目前内地买家参与比重已达30%）[17] * **未来量价预判**：预计2026至2028年，香港新房年均销售套数将在2.3万至2.5万套之间，很可能创造2008年以来的周期新高[17] 预计未来2-3年房价同比增速大概率达到双位数水平[17][18] * **投资策略**：当前选股应侧重于估值折价空间充裕、历史私宅土储丰富且私宅资产占总资产敞口比重高、以及未来一到两年内拿地投资力度较强的开发商[18] 通过净资产估值法分析，目前主流标的仍有20%-40%的折价空间[18] 中短期的回调或可视为新一轮的投资机会，预计未来南下资金将逐步替代外资，成为市场定价的主导力量[18]