行业投资评级 - 看好 [1] 核心观点 - 山东新能源机制电价竞价结果显示风电表现优于光伏 风电机制电价为0.319元/千瓦时(较煤电标杆电价低19%) 机制电量比例70% 光伏机制电价0.225元/千瓦时(较煤电标杆低43%) 机制电量比例80% [5][9][10] - 国家发改委发布新能源就近消纳电价新机制 明确"谁受益、谁负担"原则 要求项目界面清晰、计量准确 新能源项目可为供电可靠性付费 [5][11][12] - 全球天然气价格呈现分化走势 美国Henry Hub现货价格周跌3.61%至2.94美元/mmBtu 欧洲TTF现货周涨1.27%至32欧元/MWh 英国NBP现货周涨2.13%至79便士/therm 东北亚LNG现货周涨1.77%至11.50美元/mmBtu [5][15][16] 电力行业 - 山东机制电价竞价中风电项目规模达3.5911GW 机制电量59.67亿千瓦时 光伏项目规模1.265GW 机制电量12.48亿千瓦时 [9] - 风电优势源于其出力曲线与负荷曲线更匹配 山东计划优化光伏与风电装机比例 从3.2:1调整为2.6:1 [10] - 就近消纳新机制通过差异化的付费设计 引导新能源项目提升自身平衡能力 减轻系统调节压力 [12][13] - 投资建议关注水电(国投电力、川投能源、长江电力)、绿电(新天绿色能源、龙源电力等)、核电(中国核电、中国广核)、火电(华电国际、建投能源)及电源装备(东方电气、哈尔滨电气) [5][14] 燃气行业 - 美国天然气产量9月上半月达1074亿立方英尺/日 虽较8月高点回落但仍处历史高位 LNG出口终端检修导致原料气需求下降 [15][17] - 欧洲天然气库存水平为79.37% 约903.52太瓦时 较五年均值高92.0% 挪威管道检修及气温偏冷导致供需趋紧 [20][26] - 东北亚LNG需求疲软但受地缘政治风险溢价影响价格逆势上涨 随着高温消散价格有望回落 [15][28] - 投资建议关注城燃企业(昆仑能源、新奥能源等)和天然气贸易商(新奥股份、九丰能源等) [5][32] 市场表现 - 报告期内燃气板块相对沪深300跑赢 公用事业、电力、电力设备及环保板块跑输 [36]

行业投资评级 - 增持（维持）[2] 核心观点 - 新能源就近消纳价格新政平衡成本分摊 绿电直连有望迎发展新机[5][10] - 储能政策频出 容量补偿机制尚有完善空间 重视调节性电源价值[5][10] - AI+能源高质量发展实施意见发布 重视电力+AI投资机会[5][10] 本周行情回顾 - 上证指数报收3,870.60点 上涨1.52%[1][55] - 沪深300指数报收4,522.00点 上涨1.38%[1][55] - 中信电力及公用事业指数报收3077.52点 上涨0.90% 跑输沪深300指数0.49个百分点 位列30个中信一级板块涨跌幅榜第19位[1][55] - 电力及公用事业板块上市公司超半数上涨[1][55] 新能源就近消纳政策 - 国家发展改革委 国家能源局联合发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》 2025年10月1日起实施[5][10] - 就近消纳项目电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧[5][10] - 新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60% 占总用电量比例不低于30% 2030年起新增项目不低于35%[5][10] - 按照"谁受益 谁负担"原则 就近消纳项目公平承担输配电费 系统运行费等费用[5][10] - 项目实行按容（需）量缴纳输配电费 下网电量不再缴纳系统备用费 输配环节的电量电费[5][10] - 项目使用公共电网时视同工商业用户 暂按下网电量缴纳系统运行费 逐步向按占用容量等方式缴费过渡[5][10] - 暂免缴纳自发自用电量的政策性交叉补贴新增损益[5][10] - 未接入公共电网的项目 不缴纳稳定供应保障费用[5][10] 储能政策发展 - 国家发展改革委 国家能源局印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》[5][10] - 2025-2027年全国新型储能新增装机容量超过1亿千瓦 2027年底达到1.8亿千瓦以上[5][10] - 带动项目直接投资约2500亿元[5][10] - 《电力现货连续运行地区市场建设指引》提出研究建立可靠容量补偿机制[5][10] - 要求综合考虑发电机组类型 出力特性 厂用电率 检修停机等因素 科学评估各类型机组及新型储能的容量系数[5][10] AI+能源发展 - 国家发展改革委 国家能源局印发《关于推进"人工智能+"能源高质量发展的实施意见》[5][10] - 到2027年 算力与电力协同发展根基不断夯实[5][10] - 到2030年 算力电力协同机制进一步完善 建立绿色 经济 安全 高效的算力用能模式[5][10] - 电力领域包括电网与水电各5项 火电与新能源各4项 核电3项典型场景建设路径[5][10] 行业数据表现 - 火电煤价下跌至681元/吨[11] - 9月12日三峡入库流量同比上升33.59%[8][30] - 9月12日三峡出库流量同比上升198.15%[8][30] - 硅料价格上升至50元/KG 主流硅片价格上升至1.45元/PC[40] - 全国碳市场交易价格较上周下跌6.21%[48] - 周成交量176.47万吨 周成交额1.08亿元[48] - 最高成交价66.14元/吨 最低成交价61.95元/吨[48] - 本周最后一个交易日收盘价为62.07元/吨[48] - 大宗协议交易周成交量356.34万吨 周成交额2.25亿元[48] - 截至2025年9月12日 全国碳市场碳排放配额累计成交量7.09亿吨 累计成交额487.01亿元[48] 投资建议 - 推荐布局低估绿电板块 推荐优先关注低估港股绿电以及风电运营商[6] - 建议关注新天绿色能源（H） 龙源电力 中闽能源 吉电股份等[6] - 建议关注火电板块：华能国际 华电国际 宝新能源 申能股份 建投能源 浙能电力[6] - 建议关注火电灵活性改造龙头：青达环保 华光环能[6] - 建议关注水核防御：长江电力 国投电力 川投能源 华能水电[6] - 建议关注核电板块：中国核电和中国广核[6] 重点公司业绩预测 - 浙能电力2024A EPS 0.58元 2025E EPS 0.51元 2024A PE 8.90 2025E PE 10.06[7] - 皖能电力2024A EPS 0.91元 2025E EPS 0.94元 2024A PE 8.00 2025E PE 7.81[7] - 国电电力2024A EPS 0.55元 2025E EPS 0.42元 2024A PE 8.20 2025E PE 12.16[7] - 华能国际2024A EPS 0.65元 2025E EPS 0.81元 2024A PE 10.90 2025E PE 9.57[7] - 新集能源2024A EPS 0.92元 2025E EPS 0.93元 2024A PE 7.00 2025E PE 6.81[7] - 青达环保2024A EPS 0.75元 2025E EPS 1.71元 2024A PE 42.80 2025E PE 16.99[7] - 新天绿能2024A EPS 0.40元 2025E EPS 0.55元 2024A PE 20.00 2025E PE 14.53[7] - 华光环能2024A EPS 0.74元 2025E EPS 0.81元 2024A PE 29.70 2025E PE 19.99[7]

核心经营数据 - 2025年8月单月发电量达784,808.19兆瓦时 同比增长23.53% [2] - 2025年1-8月累计发电量达9,878,670.05兆瓦时 同比增长10.55% [2] 业务规模趋势 - 单月发电量增速显著高于累计增速 显示近期业务加速扩张 [2] - 累计发电量已接近千万兆瓦时级别 体现规模化运营能力 [2]

发电量表现 - 2025年8月单月发电量达78.48万兆瓦时 同比增长23.53% [1] - 2025年累计至8月底发电量达987.87万兆瓦时 同比增长10.55% [1] 运营规模 - 集团采用合并报表口径统计发电量数据 [1] - 数据涵盖公司及其附属公司整体运营表现 [1]

发电业务 - 2025年8月单月发电量78.48万兆瓦时 同比增长23.53% [1] - 2025年累计至8月底发电量987.87万兆瓦时 同比增长10.55% [1] 天然气业务 - 2025年8月单月输售气量3356.66万立方米 同比下降18.75% [1] - 2025年8月单月售气量2867.72万立方米 同比下降17.74% [1] - 2025年8月单月代输气量488.74万立方米 同比下降24.23% [1] - 2025年累计至8月底输售气量35234.02万立方米 同比下降15.76% [1] - 2025年累计至8月底售气量31905.82万立方米 同比下降12.76% [1] - 2025年累计至8月底代输气量3328.19万立方米 同比下降36.65% [1]

公司发电量表现 - 2025年8月单月发电量达78.48万兆瓦时 同比增长23.53% [1] - 2025年累计至8月底发电量达987.87万兆瓦时 同比增长10.55% [1] 运营规模 - 发电量统计口径涵盖公司及其附属公司的合并报表范围 [1]

发电量 - 2025年8月公司及附属合并报表口径发电量784,808.19兆瓦时，同比增23.53%[3] - 截至8月31日累计发电量9,878,670.05兆瓦时，同比增10.55%[3] - 2025年8月风电业务发电量748,154.51兆瓦时，同比增20.71%[4] - 1 - 8月风电累计发电量9,618,773.29兆瓦时，同比增9.10%[4] - 2025年8月太阳能业务发电量36,653.68兆瓦时，同比增136.44%[5] - 1 - 8月太阳能累计发电量259,896.77兆瓦时，同比增118.34%[5] 输╱售气量 - 2025年8月公司及附属合并报表口径输╱售气量33,564.66万立方米，同比减18.75%[6] - 截至8月31日累计输╱售气量352,340.17万立方米，同比减15.76%[6] - 2025年8月售气量28,677.24万立方米，同比减17.74%[6] - 1 - 8月累计售气量319,058.23万立方米，同比减12.76%[6] - 2025年8月代输气量4,887.42万立方米，同比减24.23%[6] - 1 - 8月累计代输气量33,281.94万立方米，同比减36.65%[6] 燃气业务气量 - 2025年8月燃气批发业务气量8,394.45万立方米，同比增3.50%[7] - 1 - 8月燃气批发累计业务气量139,231.97万立方米，同比减0.28%[7] - 2025年8月燃气零售业务气量12,443.86万立方米，同比减15.56%[7] - 1 - 8月燃气零售累计业务气量109,277.83万立方米，同比减17.98%[7] - 2025年8月CNG业务气量576.89万立方米，同比减27.26%[7] - 1 - 8月CNG累计业务气量3,917.46万立方米，同比减31.16%[7] - 2025年8月LNG业务气量7,262.04万立方米，同比减35.27%[7] - 1 - 8月LNG累计业务气量66,630.97万立方米，同比减23.58%[7]

发电量 - 2025年8月公司及子公司合并报表口径发电量784,808.19兆瓦时，同比增23.53%[1] - 截至2025年8月31日累计发电量9,878,670.05兆瓦时，同比增10.55%[1] - 2025年8月风电业务发电量748,154.51兆瓦时，同比增20.71%[2] - 1 - 8月风电累计发电量9,618,773.29兆瓦时，同比增9.10%[2] - 2025年8月太阳能业务发电量36,653.68兆瓦时，同比增136.44%[2] - 1 - 8月太阳能累计发电量259,896.77兆瓦时，同比增118.34%[2] 输/售气量 - 2025年8月公司及子公司合并报表口径输/售气量33,564.66万立方米，同比减18.75%[3] - 截至2025年8月31日累计输/售气量352,340.17万立方米，同比减15.76%[3] - 2025年8月售气量28,677.24万立方米，同比减17.74%[3][4] - 1 - 8月累计售气量319,058.23万立方米，同比减12.76%[3][4] - 2025年8月代输气量4,887.42万立方米，同比减24.23%[3][4] - 1 - 8月累计代输气量33,281.94万立方米，同比减36.65%[3][4] 燃气业务 - 2025年8月燃气批发量8,394.45万立方米，同比增3.50%[4] - 1 - 8月累计燃气批发量139,231.97万立方米，同比减0.28%[4] - 2025年8月燃气零售量12,443.86万立方米，同比减15.56%[4] - 1 - 8月累计燃气零售量109,277.83万立方米，同比减17.98%[4]

发电业务表现 - 8月发电量达78.48万兆瓦时 同比增长23.53% [1] - 累计1-8月发电量达987.87万兆瓦时 同比增长10.55% [1] 天然气业务表现 - 8月输售气量33564.66万立方米 同比减少18.75% [1]

发电业务表现 - 2025年8月公司发电量达784,808.19兆瓦时 同比增长23.53% [1] - 2025年1-8月累计发电量9,878,670.05兆瓦时 同比增长10.55% [1] 天然气业务表现 - 2025年8月输售气量33,564.66万立方米 同比下降18.75% [1] - 2025年8月售气量28,677.24万立方米 同比下降17.74% [1] - 2025年8月代输气量4,887.42万立方米 同比下降24.23% [1] - 2025年1-8月累计输售气量352,340.17万立方米 同比下降15.76% [1] - 2025年1-8月累计售气量319,058.23万立方米 同比下降12.76% [1] - 2025年1-8月累计代输气量33,281.94万立方米 同比下降36.65% [1]