用电量趋势与电价展望 - 10月全社会用电量8572亿千瓦时，同比增长10.4%，较9月的4.5%显著提升，主要受去年同期低基数影响 [1] - 第二产业、第三产业及居民用电量分别为5688亿、1609亿、1155亿千瓦时，同比增速分别为6.2%、17.1%、23.9%，均较9月增速（5.7%、6.3%、-2.6%）明显加快 [1] - 预计全年用电量增速将超过5%，市场担忧2026年长协电价及近期高煤价，预计长协签订后行业情绪将好转 [1] 售电公司盈利限制政策 - 河南政策要求用户承担售电公司超额亏损，但上限为10% [1] - 广东自2026年起，对售电公司月度平均批零差价高于0.01元/千瓦时的超额部分，按1:9比例（售电公司:用户）分享给用户，并将公示批零差价最大及固定价格均价最高的各30家售电公司名单 [1] - 河南、陕西、安徽、江西、四川等地已发布限价政策，河南限价3厘/千瓦时，广东限价1分/千瓦时虽非最低，但1:9分成比例显著高于其他地区的2:8或5:5，政策明显向用户端倾斜 [1] 地方电力市场交易机制 - 陕西2026年市场化交易方案要求煤电年度电量不低于上一年实发电量的70%，加上月度交易后达到80% [2] - 分时交易不限价，申报价格上下限暂定为0.52元/千瓦时和0元/千瓦时，用户年度中长期交易电量不低于55%，加上月度后不低于60% [2] - 新能源机制电量由电网代表用户签订，合同价格为实时市场同类项目加权均价，相关电量同步计入用电侧签约比例 [2] 辅助服务与容量电价机制 - 京津唐电力调峰辅助服务市场规则：火电机组按额定容量（Pn）分段申报调峰价格，Pn在40%-50%区间为0-220元/兆瓦时，30%-40%区间为0-270元/兆瓦时，20%-30%区间为0-320元/兆瓦时，≤20%区间为0-370元/兆瓦时 [2] - 上海应急备用煤电机组容量电价标准按每年每千瓦256元（含税）执行 [2] 长期能源结构预测 - 2024年全国最大用电负荷预计为14.4亿千瓦，峰谷差率约25%，煤电以36%的装机占比提供55%的电量和70%的顶峰能力 [3] - 预计2030年煤电装机达15.4亿千瓦，新增气电装机4000-5000万千瓦 [3] - 2035年煤电装机维持15.4亿千瓦，发电量5.8万亿千瓦时，占比38%；气电装机增至2.4亿千瓦 [3] - 2050年煤电装机降至13亿千瓦，发电量占比19.2%；2060年进一步降至9亿千瓦，发电量1万亿千瓦时 [3]

新能源电力系统发展临界点 - 风光发电量占比15%是电力系统成本快速上升的临界点，而20%是灵活性资源需求提升的拐点 [1] - 新能源渗透率超过15%后，系统成本进入快速上涨期 [1] 电力系统应对策略 - 新能源超预期发展下，电力系统各环节需通过价格信号对能量、安全等产品进行定价以实现“软着陆” [1] - 需通过现货市场、碳市场等机制优化资源配置 [1] - 风光资源与负荷中心错配，需建设全国统一电力大市场实现互济消纳 [1] 电网安全与投资 - 电网安全压力持续提升，传统继电保护理论难以满足“双高”（高比例可再生能源、高比例电力电子设备）新型电力系统需求 [1] - 国家电网计划2025年投资超6500亿元 [1] 光伏行业发展驱动力 - 光伏行业成长性首先来源于全球气候合作下的国家自主贡献（NDC）目标 [1] - 电力市场化将缓解限电问题，提升绿色电力消纳能力 [1] 光伏产业指数构成 - 光伏50ETF（159864）跟踪光伏产业指数（931151） [1] - 该指数从沪深市场选取涉及硅料、硅片、电池片、组件及相关设备制造等业务的上市公司证券作为样本，以全面反映光伏产业链表现 [1]

行业投资评级与核心观点 - 报告对电力行业持积极看法，特别指出北方电厂在即将到来的2026年电价谈判中格局更好 [1] - 核心观点：预计2026年北方电厂仍会取得优异的电价，可能略有下降，但盈利将受益于成本下降 [1][3] - 电力股第三季度业绩增速加快，但第四季度煤价上涨可能放缓盈利增速，市场关注点转向26年电价谈判 [3] 电力行业整体表现 - 2025年1-9月全国规模以上工业企业利润总额为5.37万亿元，同比增长3.2%，其中电力、热力生产和供应业利润增速达14.4%，在各行业中遥遥领先 [3] - 华能国际本周股价大幅上涨7.7% [3] 可再生能源增长态势 - 截至2025年9月，全国发电装机容量达37.2亿千瓦，同比增长17.5% [3] - 光伏装机容量为11.3亿千瓦，同比增长45.7%；风电装机容量为5.8亿千瓦，同比增长21.3% [3] - 2025年9月单月新增风电装机325万千瓦，新增光伏装机966万千瓦 [3] 地方电力市场动态 - 北京市2026年电力市场化交易方案征求意见稿显示，总交易电量为950亿度，较2025年增加40亿度 [3] - 方案提出控制售电公司超额收益，当批零价差超过2025年度平均价差的1.5倍时，超额部分需与用户分享且比例向用户倾斜 [3] - 江西省新能源机制电价：光伏0.33元/度，风电0.375元/度，共433个项目入围 [3] - 广东省分布式光伏机制电价为0.36元/度，上下限为0.40/0.20元/度，共11654个项目入选，纳入机制规模的电量为46.5亿度 [3] 区域电价与市场表现 - 2025年10月四川省电力现货价格大幅波动，全月成交均价为148.29元/兆瓦时，较9月的125元/兆瓦时有所上升 [3] - 10月燃煤火电机组政府授权合约的最大可获得价差约为290.91元/兆瓦时，较9月的306.65元/兆瓦时出现较大降幅 [3]

涉及的行业与公司 * 行业：新能源电力信息化、电力交易、储能、虚拟电厂[1] * 公司：国能日新，国内新能源发电功率预测领域的领先企业，并积极布局电力交易、虚拟电厂等创新业务及AI大模型研发[1] 核心财务表现与业务拆分 * **2025年前三季度财务表现**：累计实现收入近5亿元，同比增长37%左右，实现归母净利润7543万元，同比增长接近42%[2] 单三季度实现收入1.719亿元，同比增长27%，实现归母净利润2945万元，同比增长59%[2] * **收入结构**：功率预测业务占比60%出头，电网控制业务占比15%以上，电网业务占比约3%，传统业务合计占比约80%，子公司电站运营及其他产品服务收入合计占比约15%，创新产品收入占比约5%[11] * **功率预测业务细分**：前三季度功率预测硬件收入中，集中式电站占比6成，分布式电站占比4成，服务费收入95%以上仍来自集中式电站[25] * **2025年业绩指引**：净利润目标（扣减股份支付费用后）在1.25亿元以上，收入预期有30%以上的增长，达到7亿多元[58][60] 传统业务（功率预测与并网控制）进展 * **电站拓展目标**：2025年全年目标新增集中式电站500-600家，分布式电站900-1500个，总计目标在1400-2100个电站区间[3] 截至三季度末，拓展情况已达全年目标下限，力争全年达到2000个电站以上的上限[3][4] * **分布式市场空间**：截至2024年底，存量需要改造的工商业分布式电站（10千伏以上）约1.8万个[18] 每年新增此类分布式电站约4000-5000个[20] * **服务费定价**：集中式电站年服务费均价约5万元，分布式电站年服务费报价区间为2万至2.5万元[22] * **政策驱动**：分布式"四可"（可观、可测、可调、可控）管理要求是核心驱动，新建电站功率预测已成为刚性需求，存量市场改造将在未来两到三年内陆续释放[15][16][17][19] 创新业务布局与发展前景 * **创新业务构成**：主要包括电力交易、储能能量管理系统（EMS）、微电网能源管理系统、虚拟电厂运营[41] * **发展优先级**：短期内以电力交易、储能EMS、微网作为第二增长曲线，虚拟电厂作为远景第三增长曲线[41][42][43] * **电力交易业务模式**： * **工具类产品**：数据包产品年服务费约10万元，交易策略建议产品年服务费约15-20万元[45][51] * **托管服务**：为客户提供电力交易全流程托管，并对收益率兜底，未达约定收益率则从服务费中扣除差额甚至赔钱，超额部分收取分成[31][32][55] 定价非标准化，取决于客户类型、规模与区位[54] * **储能业务新场景**：推出独立储能电站托管交易服务，帮助制定充放策略以保障收入，按年收取运营服务费，并可带动储能软件类产品（如EMS）销售[5][6][7] 预计四季度将落地示范项目[7] * **微电网业务**：主要针对海外市场，需求旺盛[49] * **关键时间点**：全国各省份电力现货市场预计在2026年12月底前开市，2027年进入正式运行阶段，届时电价波动将加剧，对相关工具和服务的需求预计将显著增长[31][43] AI大模型技术赋能 * **技术应用**：研发图神经网络气象大模型，赋能功率预测与电力交易策略优化[29] * **效果提升**：大模型技术使功率预测综合精度提升1%-1.5%[30] * **业务结合**：已将大模型技术与功率预测、电力交易场景深度结合，并应用于托管服务，增强了提供兜底服务的信心[31][32][33] 成本费用管控与现金流 * **毛利率下降原因**：主要由于毛利率较低的功率预测硬件设备收入占比快速提升（同比增速在3倍以上）所致，高毛利的服务费业务（毛利率95%以上）增长依然稳健[35] * **费用率下降原因**：通过优化业务流程、提升实施效率、在天津设立分公司以控制人员成本等措施，销售费用率等期间费用率显著下降[36][37] 此外，2022年限制性股票激励计划带来的股份支付费用在2025年（最后一年）预计仅约430万元，同比明显下降[38] * **现金流**：加强回款管理，前三季度经营性现金流大幅跃升[7] 投资与资本运作 * **项目投资**：全资子公司日新宏盛投运的新能源资产规模已达200兆瓦以上，2025年前三季度已扭亏为盈，开始为合并报表贡献利润[7] * **股权投资**：报告期内完成对同行公司东润环能的控股股东西藏东润25%股权的投资[8] * **资本运作**：2024年启动的定增项目于2025年7月30日落地，募资3.78亿元，由控股股东、实际控制人认购，充实了公司资金实力[9] 未来展望与成长动力 * **短期动力**：分布式电站存量市场改造需求在未来两到三年释放，将推动服务费规模增速从历史复合15%-20%提升至25%-30%区间[66][67] * **中期动力**：随着2027年电力市场化深入，电力交易等创新业务需求预计将显著增长[31][43][67] * **长期空间**：新能源装机持续增长带来的消纳压力，将促进储能等灵活资源发展，公司基于预测和交易策略能力的储能运营等服务具备竞争力，天花板较高[67][68][69] * **盈利质量**：服务费与创新业务均为高毛利（类比功率预测服务费95%以上毛利）的纯软件数据服务，其收入占比提升将驱动净利润增速可能快于营业收入增速[35][69]

核心观点 - 国内电力市场化交易加速推进导致核电公司上网电价下降 对盈利造成显著负面影响 两家主要核电公司前三季度及第三季度归母净利润均出现同比下滑 [4][6] - 核电行业面临市场化交易电量占比提升带来的电价波动加剧以及新核准机组增值税优惠取消两大挑战 企业正通过优化电力交易策略、控制建设和燃料成本等多方面措施应对 [8][9][10] 业绩表现与股价反应 - 2025年10月31日三季报发布后 中国核电股价下跌4.26%至8.98元/股 中国广核股价下跌3.19%至3.94元/股 [3] - 前三季度中国核电归母净利润同比下滑10.42%至80.02亿元 中国广核同比下滑14.14%至85.76亿元 [6] - 第三季度中国核电归母净利润同比下滑23.45%至23.36亿元 下滑幅度较大 中国广核同比下滑8.81%至26.24亿元 [6] 盈利下滑原因分析 - 业绩下滑主要归因于参与市场化交易的电量增加导致市场电价下降 [6] - 中国核电因持有较多新能源资产 受冲击更明显 其前三季度新能源业务归母净利润同比大幅下滑67.96% 而同期核电业务净利润则逆势增长2.8% [6] - 市场电价下行源于全国统一电力市场构建加速 市场化交易电量占比提升 以及新能源全面入市加剧竞争 为抢电量易报出低价 [7] - 中国广核在广东省的核电机组前三季度市场化比例同比提升至约31.8% 广西、福建的核电机组已全部进入市场化交易 [7] 行业面临的挑战 - 电力市场化进程加快 国内市场交易电量从"十三五"的10.7万亿千瓦时增至"十四五"的23.8万亿千瓦时 每消费3度电中有2度通过市场交易形成 [9] - 行业预计明年市场化电量将继续增加 电价波动性加剧 [9] - 财政部宣布对2025年11月后核准的核电机组取消增值税先征后退政策 据测算该退税政策约占核电行业代表性公司营收的2%、净利润的10% 可能增加企业税负与现金流压力 影响新机组建设及研发投入 [9] 公司应对策略 - 公司将及时跟踪研究预计在2025年底发布的各省份明年电力市场交易方案 争取最有利的市场化交易方案 [10] - 通过设计优化、设备制造国产化等措施优化后续投建新项目的单位造价 提升经济性与竞争性 在建机组主力堆型"华龙一号"设备国产化率超过90% [10] - 强化核燃料成本控制 核燃料成本占营业成本比重约两成 通过长期供应链协议（多为10年）先采购天然铀再委托加工的方式保障度电燃料成本长期稳定 并通过入股中核铀业确保铀资源稳定供应 [10]

公司股价表现 - 中国核电10月31日收盘股价为8.98元/股，单日跌幅达4.26% [1] - 中国广核10月31日收盘股价为3.94元/股，单日跌幅为3.19% [1] 公司财务业绩 - 中国核电前三季度归母净利润为80.02亿元，同比下滑10.42% [2] - 中国广核前三季度归母净利润为85.76亿元，同比下滑14.14% [2] - 中国核电第三季度归母净利润为23.36亿元，同比下滑23.45% [2] - 中国广核第三季度归母净利润为26.24亿元，同比下滑8.81% [2] - 中国核电新能源业务前三季度归母净利润同比大幅下滑67.96% [2] - 中国核电核电业务前三季度净利润逆势增长2.8% [2] 业绩下滑原因分析 - 业绩下滑主要由于参与市场化交易电量增加导致市场电价下降 [2] - 全国统一电力市场加速构建，市场化交易电量占比提升 [2] - 新能源全面入市加剧电源竞争，为抢夺电量易报出低价 [2] - 中国广核广东省核电机组前三季度市场化比例同比提升至约31.8% [3] - 中国广核广西、福建的核电机组已全部进入市场化交易 [3] 行业政策与市场环境 - 国内电力市场交易电量从“十三五”的10.7万亿千瓦时增至“十四五”的23.8万亿千瓦时 [4] - 国内每消费3度电中，有2度通过市场交易形成 [4] - 财政部对今年11月后核准的核电机组取消增值税先征后退政策 [4] - 据测算，增值税退税约占核电行业代表性公司营收的2%、净利润的10% [4] 公司应对策略 - 公司将跟踪研究年底发布的明年电力市场交易方案规则，争取有利交易方案 [5] - 后续新项目将通过设计优化、设备制造国产化等措施优化单位造价 [5] - 中国核电在建机组以“华龙一号”为主，设备国产化率超过90% [5] - 核燃料成本占公司营业成本比重约两成，公司通过长期协议保障度电燃料成本稳定 [6] - 公司采取先采购天然铀再委托加工的方式，并入股中核铀业确保铀资源稳定供应 [6]

事件概述 - 浙江在国庆中秋假期期间通过开展新型主体市场化负调节响应交易来助力新能源消纳并保障电力安全稳定供应 [1] - 该交易于10月2日组织 共有29家虚拟电厂运营商参与 [1] 交易背景与动因 - 双节期间受工厂企业停工减产影响 浙江全社会用电负荷较节前明显下降 同时新能源大发导致电力系统消纳压力剧增 [1] - 负调节是电力市场重要调节品种 指在电网负荷低谷时段通过市场化手段激励虚拟电厂等新型主体增加用户电量需求 以促进清洁能源消纳和保障电力平衡 [1] - 负调节与针对尖峰负荷时段的正调节共同构成电力平衡机制 [1] 交易具体细节 - 交易以每半小时为一个交易时段 共8个交易时段 [2] - 29家虚拟电厂运营商参与申报并出清 申报容量平均383.4兆瓦每时段 [2] - 最大申报容量480.25兆瓦 最小申报容量310.55兆瓦 出清价格均为300元/兆瓦 [2] 虚拟电厂发展现状 - 浙江交易平台已累计注册虚拟电厂36家 聚合负荷侧资源4806个 [2] - 虚拟电厂最大可调能力达148万千瓦 [2] - 虚拟电厂已参与市场化响应12次 累计调节电量超1000万千瓦时 [2]

行业与公司 * 行业涉及电力市场 包括火电 新能源（光伏 风电） 新型储能及煤炭行业[1][2][3] * 公司层面未明确提及具体上市公司名称 但政策影响将波及所有电力行业市场参与者 包括火电企业 新能源发电企业及储能运营商[1][2][3] 核心政策：136号文件 * 文件于2025年3月出台 标志着新能源告别全额保障性收购 全面进入市场交易[2] * 总体目标是加快电力市场化进程 促进全国统一电力市场建设 缓解工商业用户成本负担 提高电网调峰 调频 调压能力[2][6] * 对电力现货市场 辅助服务市场及容量市场提出高要求[2] 对火电及煤炭需求的影响 * 新能源全面入市改变火电在现货市场中的主体地位 尤其在午间低谷时段火电面临负电价风险[1][3][7] * 辅助服务成本增加 2025年因新能源渗透率达20% 辅助服务成本每度电接近8分到1毛 进一步加剧火电经营压力[3][4] * 火电利用小时数下降 2025年1-8月同比下降约160-180小时 预计2026年趋势持续[9] * 火电角色逐步转变 未来将更多作为容量提供者 但2035年前仍占主导地位 十四五期间新增装机可能达44GW以上[10][19] * 煤电行业近期盈利主要得益于两部制电价政策实施 通过容量电价激励其从电量提供者转变为容量提供者[30] 对新能源项目的影响 * 存量项目：部分省份（如广东 山东 湖南）已开始调整存量项目机制 降低或下调标杆上网电价[5] * 增量项目：收益率显著下降 例如山东户用光伏收益率从15%降至7% 基准电价降至2毛2 而成本约为2毛6至2毛7 可能导致亏损[5] * 光伏装机：2025年预计新增278-280GW 但下半年及2026年将放缓 预计2026年新增降至180-200GW[15][17] * 风电装机：2025年新增预计90-100GW 2026年仍看好 新增至少100GW以上[16] * 长期看 通过行业洗牌和成本下降 新能源可能重拾增长趋势 十五期间年度新增装机目标高线300GW 低线250GW[17] 市场供需与价格趋势 * 当前电力市场供过于求 2025年1-8月全国用电量增长约4.6% 低于预期[9] * 供给过剩和需求疲软导致火电竞争力下降 大西北地区弃电率达40%以上[9] * 电价趋势：2025年电价在2024年基础上略有下降 明年（2026年）整体供需形势宽松甚至恶化 长协及现货市场价格预计稳中略降 现货下降更明显[14][35] * 中东部省份（如山东 河南 安徽 江浙）新能源入市后定价压力加大 拉低现货价格[34] * 长期看 随着AI 数据中心 电动汽车等新业态发展 全社会用电量可能回升 十五五期间年均增速预测约5%[20][21] 新型储能的影响 * 国家政策推动新型储能发展 通过峰谷套利（如午间充电 晚高峰放电）对火电形成竞争压力[8] * 增加了市场参与主体 间接压制晚高峰时段的市场价格 影响火电竞争力和收益[8] * 2026年新兴储能装机预计达55-60GW[35] 其他重要内容 * 电力现货市场建设加快推进 预计2026年上半年约2/3省份建立现货联系机制[11] * 火电竞价机制未来更多转向调峰角色 煤炭容量价格政策保障固定成本回收[28] * 广东省2025年降电价明显 主因供需矛盾加剧 需求放缓而供给增加[33] * 用电量增长疲软主因工业部门需求不足 2025年1-8月工业用电量同比仅增2% 居民用电增速超10%[20][23] * 暖冬和经济结构调整对用电量下滑有一定影响[23]

政策动态 - 国家发改委发布《电力中长期市场基本规则（征求意见稿）》 对电力中长期市场的参与主体、交易品种、电价机制进行修订 [1] - 各省加速出台"136号文"承接文件 推动新能源发展进入电价新时代 [1] - 电力市场化政策细节持续丰富 [1] 行业机会 - 风电、储能、电力设备行业存在结构性投资机会 [1]

核心观点 - 光伏行业2025年7月新增装机量同比下降47.6%但累计装机仍增长80.7% 逆变器出口额同比增长16.3% 欧洲和大洋洲市场表现突出 [6][7] - 周大生2025H1营收同比下降43.92%但归母净利润仅下降1.27% 受益于产品结构优化和金价上涨 毛利率提升11.96个百分点 [8][9] 光伏行业数据 - 2025年7月国内光伏新增装机11.0GW 同比下降47.6% 环比下降23.1% 1-7月累计装机223.25GW 同比增长80.7% [7] - 7月组件出口额158.9亿元 同比下降13.7% 1-7月累计出口额1112.5亿元 同比下降22.6% 6月出口量21.7GW 同比下降2% [7] - 逆变器出口额65.1亿元 同比增长16.3% 环比下降1.2% 1-7月累计出口额371.1亿元 同比增长9.0% [7] - 对欧洲出口28.3亿元 同比增长28.1% 对大洋洲出口4.0亿元 同比增长188.8% 对亚洲出口20.5亿元 同比增长1.7% [7] - 7月太阳能发电量744.3亿千瓦时 同比增长28.7% 占全国总发电量8.03% [7] 周大生财务表现 - 2025H1营收45.97亿元 同比下降43.92% 归母净利润5.94亿元 同比下降1.27% 扣非净利润5.81亿元 同比下降0.66% [9] - Q2归母净利润3.42亿元 同比增长31.32% 毛利率提升至30.34% 其中Q2毛利率达36.07% [9] - 自营线下渠道营收8.90亿元 同比下降7.56% 单店毛利78.67万元 同比增长6.04% [9] - 线上渠道营收11.68亿元 同比下降1.94% 加盟渠道营收24.25亿元 同比下降59.12% [9] - 镶嵌产品毛利率30.40% 提升4.38个百分点 素金产品毛利率16.77% 提升6.98个百分点 [9] 投资建议 - 光伏行业推荐BC新技术方向爱旭股份和隆基绿能 供给侧改善方向大全能源和福莱特 海外布局方向横店东磁和阳光电源等 [7] - 周大生预计2025-2027年EPS为1.03元、1.17元、1.32元 对应PE为13.0倍、11.5倍、10.2倍 维持买入评级 [8][10]