文章核心观点 - 一家国有重型装备制造企业在转供电环节长期违规加价，暴露了电力“最后一公里”的监管模糊问题，反映了传统“企业办社会”模式在电力市场化改革背景下的阵痛，其根本出路在于推动市场化与透明化改革 [1][2][3][5][6][7] 公司事件与处罚详情 - 2025年11月，武汉市洪山区市场监督管理局对中国电建集团武汉重工装备有限公司开出1.76万元罚单，因其向列电社区转供电时收费高于政府定价 [1] - 自2022年8月起，公司向177户居民收费，其中163户按0.595元/千瓦时、14户按1.2元/千瓦时收费，而其向电网公司缴费价格仅为0.575元/千瓦时 [1][2] - 经计算，公司在此期间实际收取电费总额为627,402.47元，按电网缴费标准应收539,223.59元，多收88,178.88元 [2] - 公司已于2025年10月14日前完成全部88,178.88元的退费，并充值至177户居民的电费账户 [7] - 2025年，公司还因安全生产事故造成1死3伤被处罚，另因未设置可燃气体报警装置被处以1万元罚款，暴露出其在价格合规与安全生产方面的管理漏洞 [2] 公司背景与行业地位 - 公司前身为1958年成立的武汉列车电站基地，现为中国电力建设集团旗下的二级子企业，是国家级专精特新“小巨人”企业 [1][3] - 主要产品包括翻车机、港机和高端智能施工装备，其翻车机国内市场占有率居首，悬链斗卸船机全国市场占有率达90%，2022年产品获工信部单项冠军产品认定 [3] 行业问题：转供电环节的症结 - 转供电是电力系统中长期存在的特殊环节，源于计划经济时期大型国企自建电网为职工社区供电的“企业办社会”传统 [3] - 电力体制改革后，大部分终端用户已由电网直供，但部分历史遗留的转供电区域仍然存在 [3] - 在转供电过程中，转供电单位可能因线路损耗、管理成本或利益驱动而加价，终端用户缺乏议价能力 [3] - 此次事件中，公司对部分用户的加价幅度超过了100% [4] 政策与监管动向 - 2025年4月，中办、国办印发《关于完善价格治理机制的意见》，提出稳妥有序推进能源等重点领域价格市场化改革，完善多层次电力市场体系，培育多元化竞争主体 [5] - 文件强调要强化事前引导和事中事后监管，依法查处价格违法违规行为 [5] - 2025年10月，国家发展改革委、国家市场监管总局印发公告，强调治理价格无序竞争，对违规经营者可进行提醒告诫、成本调查和价格监督检查 [5] 行业改革方向与挑战 - 解决转供电加价问题的根本出路在于推动市场化改革：一是逐步减少转供电区域，推动终端用户与电网企业直接交易；二是对确需保留的环节建立透明的成本核算与价格形成机制 [6] - 尽管个案已完成退费，但在新能源快速发展和电力市场化改革深化的背景下，如何让终端用户享受透明合理的电价，仍是行业必须面对的挑战 [7]

公司战略与投资者关系 - 公司高度重视投资者关系管理工作并认真听取投资者建议 [1] - 公司始终专注于主营业务的发展 [1] 业务发展机遇与核心能力 - 公司将积极跟进我国新型电力系统建设带来的新能源信息化行业发展机会 [1] - 公司将积极跟进分布式"四可"管理及电力市场化改革带来的新能源信息化行业发展机会 [1] - 公司将充分发挥在能源数据、资产运营等方面的核心能力 [1] - 公司努力实现中长期跨越式发展 [1]

报告行业投资评级 - 对公用事业行业评级为“看好” [2][4] 报告的核心观点 - 电力板块：历经多轮电力供需矛盾紧张后，板块有望迎来盈利改善和价值重估[6] 在供需紧张态势下，煤电顶峰价值凸显[6] 电力市场化改革持续推进，电价趋势有望稳中小幅上涨，现货市场和辅助服务市场机制有望持续推广，容量电价机制明确煤电基石地位[6] 伴随电煤长协保供力度加大，煤电企业成本端较为可控，电力运营商业绩有望大幅改善[6] - 天然气板块：随着上游气价回落和国内消费量恢复增长，城燃业务有望实现毛差稳定和售气量高增[6] 拥有低成本长协气源和接收站资产的贸易商可灵活把握进口或转售机遇以增厚利润[6] 根据相关目录分别进行总结 一、本周市场表现：公用事业板块表现劣于大盘 - 截至12月5日收盘，本周公用事业板块上涨0.1%，表现劣于大盘（沪深300上涨1.3%）[5][13] 电力板块上涨0.30%，燃气板块下跌0.58%[5] - 电力子行业中，核力发电上涨1.87%，水力发电上涨1.03%，火力发电下跌0.27%，光伏发电下跌1.32%[15] - 电力板块个股方面，中闽能源周涨幅12.62%居首，上海电力周跌幅13.53%居末[18] 燃气板块个股方面，深圳燃气周涨幅1.22%居首，大众公用周跌幅9.84%居末[18] 二、电力行业数据跟踪 - **动力煤价格**：秦港动力煤(Q5500)市场价周环比下跌23元/吨至797元/吨[5] 广州港印尼煤(Q5500)和澳洲煤(Q5500)库提价周环比分别下跌32.82元/吨和40.80元/吨[5] 12月年度长协价为694元/吨，月环比上涨10元/吨[22] - **动力煤库存及电厂日耗**：秦港煤炭库存周环比增加84万吨至666万吨[5][29] 内陆17省电厂日耗周环比上升9.07%至386.2万吨/日，库存周环比下降0.99%至10106.8万吨，可用天数下降2.7天至26.2天[5][31] 沿海8省电厂日耗周环比上升5.72%至197.7万吨/日，库存周环比上升1.48%至3505.3万吨，可用天数下降0.8天至17.7天[5][31] - **水电来水情况**：截至12月5日，三峡出库流量为7800立方米/秒，同比上升12.23%，周环比下降18.15%[5][44] - **重点电力市场交易电价**：主要现货市场周度均价普遍环比下降[5] 广东日前现货均价219.89元/MWh，周环比下降17.75%[5] 山西日前现货均价130.48元/MWh，周环比下降31.25%[5] 山东日前现货均价236.86元/MWh，周环比下降6.44%[5] 三、天然气行业数据跟踪 - **国内外天然气价格**：截至12月4日，中国LNG出厂价格全国指数为4262元/吨，周环比下降1.32%[5][57] 欧洲TTF现货价格周环比下降7.9%至9.24美元/百万英热，美国HH现货价格周环比上升10.7%至5.08美元/百万英热，中国DES现货价格周环比下降2.6%至10.48美元/百万英热[5][61] - **欧盟天然气供需及库存**：2025年第48周，欧盟天然气供应量61.1亿方，周环比下降1.9%[5][65] 同期天然气消费量（估算）为100.7亿方，周环比上升19.1%[6][75] 天然气库存量为848.70亿方，周环比下降4.46%，库存水平为73.9%[73] - **国内天然气供需情况**：2025年10月，国内天然气表观消费量347.70亿方，同比下降1.6%[6][78] 1-10月累计表观消费量3525.30亿方，累计同比下降0.3%[78] 10月国内天然气产量221.20亿方，同比上升6.1%[6] 10月LNG进口量576.00万吨，同比下降12.1%[6] 四、本周行业新闻 - **电力行业**：2025年10月全国平均风电利用率96.4%，环比回升1.0个百分点，光伏利用率94.8%，环比微降0.2个百分点[6][87] 陕西机制电价结果公示，风电、光伏机制电价分别为0.352、0.35元/千瓦时[87] 辽宁机制电价出炉，光伏、风电机制电价水平分别为0.300、0.330元/千瓦时[87][88] - **天然气行业**：国家发改委数据显示，2025年10月全国天然气表观消费量347.7亿立方米，同比下降1.3%[6][91] 五、本周重要公告 - **湖北能源**：2025年11月公司完成发电量26.17亿千瓦时，同比减少17.94%[88] 其中水电发电量同比增加153.21%，火电发电量同比减少46.20%[88] 六、投资建议和估值表 - **电力板块建议关注**：全国性煤电龙头如国电电力、华能国际、华电国际[6] 电力供应偏紧的区域龙头如皖能电力、浙能电力、申能股份、粤电力A[6] 水电运营商如长江电力、国投电力、华能水电[6] 煤电设备制造商及灵活性改造技术公司如东方电气、华光环能[6] - **天然气板块建议关注**：新奥股份、广汇能源[6] - **估值表**：报告列出了公用事业行业主要公司的收盘价、归母净利润预测、每股收益预测及市盈率估值[90][93] 例如，华能国际2025年预测PE为9.00倍，国电电力为15.92倍，长江电力为19.20倍[90][93]

市场表现回顾 - 2025年初以来电力公用事业行业累计涨幅相对大盘滞后，整体跑输大盘 [2] - 2025年第四季度以来，受市场风格切换和电力需求持续转好影响，公用事业行业与市场的涨幅差距有所收窄 [2] - 展望2026年，公用事业行业基本面有望持续保持平稳，市场需关注风格切换后低估值板块的补涨机遇 [2] 电力改革与市场建设 - 电力改革步入下半场，现货市场全面铺开与电源全面入市成为主线 [1][3] - “136”号文官宣中国新能源发电正式进入全面入市阶段，由于存量与增量项目“机制三要素”差别较大，导致2025年上半年出现新能源项目“531”抢装热潮 [1][3] - 存量项目方面，大部分地区做到了“平稳过渡”，但纳入机制的电量体量各地政策有差别 [3] - 增量项目方面，山东、云南等11省市区完成首次增量项目竞价，结果分化：上海、江西、云南、天津、新疆的结果更接近竞价上限，青海直接以上限成交，而甘肃则以下限成交 [3] - 截至2025年11月，中国省级电力现货市场已实现基本全覆盖，“394”号文目标已经实现，现货市场有望迎来全面推广 [3] 行业形势与电价展望 - 电力供需步入宽松周期，煤电正步入大规模投运潮，叠加用电需求疲弱，电力电量供需格局转宽松 [4] - 电力供需格局宽松是2022-2024年现货市场价格下行的直接原因，背后隐含能源价格回落和新能源装机持续高增两点因素 [4] - 当前电力交易结构以中长期交易为主，现货价格波动对中长期交易谈判存在引导作用 [4] - 展望2026年，电力供需格局有望进一步宽松，叠加地方政府降电价诉求，预计电价仍将面临下行压力，同时当电价下行至接近下浮20%的底部时将获得支撑 [4] - 2025年中长期电价高上浮比例的地区电价或将面临补跌风险 [4] 电源投资与资产整合 - 电源投资周期高峰或已度过，“十四五”后半程火电仍保持可观投资强度，但新能源投资出现明显降温 [4] - 本轮新能源和传统能源电源投资快速发展的核心原因是政策驱动 [4] - 电源投资放缓后，集团存量资产整合或成“十五五”发展主线 [4] - 2025年是“国企改革深化提升行动”收官之年，能源电力国央企资产整合重组呈现聚焦主业、优化资产结构、推动能源转型和提升资产证券化率的特征，预计该趋势将持续 [4] 各电源品类投资机遇 - 在电力装机供给充足背景下，电能量价格或将持续下探，而辅助服务价格和容量电价有望持续提升 [5] - **火电**：预计2026年电价或出现明显下行，但2026年全年煤价均价或出现同比明显回升，并有望带动2027年年度电价修复；容量电价上涨可抵消部分收入下行；火电电量预计将进入平台期；2026年国内煤炭供需或将持续维持平衡态势 [5] - **新能源**：增量项目竞价结果分化，仅上海、安徽、云南、新疆四省区结果较好，其余各省区竞价结果均显著低于当地燃煤基准价；新能源投资节奏或持续调整；国家发改委年内发布多条政策，整合消纳政策体系，提出“十五五”新能源开发利用综合指导方针，消纳或将进入新阶段 [5][6] - **水电**：剩余可开发容量裕度有限，主要集中在西藏地区；无发电成本，入市比例较低；未来有望成为电量供应与灵活调节并重的电源 [6] - **核电**：“十四五”后半段核准高增，预计2027年后将迎来核电装机投产潮；2025-2026年核电主要分布省份持续深化核电入市，核电在“十五五”期间装机体量快速增长的同时持续扩大入市比例，或将成为又一大规模入市的主力电源 [6] 投资策略建议 - **红利高股息资产**：水电运营商兼具稀缺性、成长性和调节性，具有长期投资价值，建议关注长江电力、国投电力、川投能源、华能水电；煤电一体化运营商建议关注新集能源、国电电力、淮河能源、皖能电力、陕西能源、甘肃能源；稳健型高股息煤电建议关注申能股份、内蒙华电等 [7] - **预测优化等服务**：新能源入市叠加现货推广，预测及优化服务重要性显著提升，对天气、电价、负荷、市场需求实现高精度预测将使市场主体占据优势，建议关注国能日新、朗新集团 [7]

核心观点 电改步入下半场，电力市场化改革持续深化，现货市场全面铺开与新能源全面入市成为主线[4][30] 在电力供需格局步入宽松周期的背景下，电能量价格面临下行压力，而辅助服务、容量电价及具备稀缺性、稳定性的电源价值凸显[4][5] 电源投资高峰或已度过，行业投资机遇转向存量资产整合与高股息红利资产，同时市场交易运营的预测与优化服务重要性显著提升[4][5] 市场表现回顾 - 2025年初至12月2日，公用事业板块累计涨幅3.41%，在申万一级行业中排名第24，涨幅显著滞后于大盘[12] - 市场风格在Q4出现切换，公用事业行业相对市场的涨幅差距有所收窄[4][12] - 细分板块中，水电与核电等红利资产表现相对弱势，火电受益于煤价下行与基本面好转，股价表现相对较强，新能源板块内部出现分化，光伏股价表现下半年强于风电[15][17] 电力基本面回顾：电改主线 - **“136号文”落地与衔接**：2025年2月，国家发改委发布“136号文”，标志着新能源发电正式进入全面入市阶段[4][31] 政策对存量与增量项目实行“新老划断”，存量项目以“机制电价”平稳过渡，增量项目则需通过竞价确定机制电价，待遇差别较大[32][34][35] - **“531”抢装潮**：因存量与增量项目“机制三要素”差别大，2025年1-5月出现抢装潮，国内新增光伏装机197.85GW，同比增长149.97%，新增风电装机46.28GW，同比增长134.21%[35] 但6-9月装机量出现断崖式下跌[35] - **各地衔接机制差异**：截至2025年11月，除西藏外各省均已出台衔接文件，但存量项目纳入机制的电量体量各地政策差别较大[42] 增量项目竞价结果分化，上海、江西、云南、天津、新疆结果接近竞价上限，青海以上限成交，甘肃则以下限成交[4][45] - **现货市场全面覆盖**：2025年4月，“394号文”要求加速推进现货市场建设[4] 截至2025年11月，除京津冀电网和西藏外，我国省级电力现货市场已实现基本全覆盖[48] 山西、山东、广东等七省区实现正式运行，另有22省区为结算试运行[48] 电力行业展望 - **供需步入宽松周期**：2022-2024年全国煤电机组核准容量累计约2.6亿千瓦，煤电正步入大规模投运潮[52] 叠加用电需求疲弱（24Q4用电增速3.48%，25Q1为2.02%），电力电量供需格局转向宽松[53] - **现货价格显著下行并引导长协**：2022-2025年，连续结算试运行省份的现货市场均价延续下降趋势，例如山西、广东、山东、甘肃、蒙西现货市场年均价较2023年分别下降31、108、46、55、100元/MWh[62] 现货价格波动对中长期交易撮合谈判的引导效果增强，在供需宽松背景下，年度中长期交易电量占比出现萎缩[83][89] 例如广东2024年年度中长期交易电量占比为67.17%，较2022年的89.16%大幅下行[89] - **2026年电价展望**：电力供需格局有望进一步宽松，叠加地方政府降电价诉求，预计2026年电价仍将面临下行压力[4][92] 当电价下行至接近下浮20%的底部时将获得支撑，而2025年中长期电价高上浮比例的地区电价或将面临补跌风险[4][96] - **电源投资高峰或已度过**：“十四五”后半程火电投资仍保持可观强度，但新能源投资出现明显降温，2025年风电与光伏电源投资额分月增速同比持续下行[97] 本轮电源投资快速发展主要受政策驱动，随着市场化全面推行与供需趋缓，电源投资或将放缓[102] - **资产整合成为投资机遇**：2025年是“国企改革深化提升行动”收官之年，能源电力国央企资产整合呈现聚焦主业、优化结构、推动转型和提升证券化率的特征[4][103] 例如国家能源集团、华能集团、国电投集团等均有重大资产整合案例[104] 预计“十五五”前期将是行业资产整合高峰[106] 各电源品类投资机遇 - **火电**：预计2026年电价或出现明显下行，但2026年全年煤价均价或同比明显回升，并有望带动2027年年度电价修复[5] 容量电价上涨可抵消部分收入下行，助力稳定收益[5] 火电电量预计将进入平台期，长期震荡波动[5] 推荐关注煤电一体高股息运营商[5] - **新能源**：增量项目竞价结果分化，仅上海、安徽、云南、新疆四省区结果较好，其余各省区竞价结果均显著低于当地燃煤基准价[5][45] 国家发改委年内发布“650”、“1192”、“1360”号文，整合消纳政策体系，提出“十五五”新能源开发利用综合指导方针，消纳或将进入新阶段[5] - **水电与核电**：水电剩余可开发容量裕度有限，主要集中在西藏，且入市比例较低，未来有望成为电量供应与灵活调节并重的电源[5] 核电“十四五”后半段核准高增，预计2027年后将迎来装机投产潮，但在“十五五”期间或将持续扩大入市比例，成为又一大规模入市的主力电源[5] 投资策略 - **红利高股息资产**：水电运营商兼具稀缺性、成长性和调节性，具有长期投资价值，建议关注长江电力、国投电力等[5] 煤电一体化运营商及稳健型高股息煤电也值得关注[5] - **预测优化等服务**：新能源入市叠加现货市场推广，使得对天气、电价、负荷的高精度预测及优化能力成为市场交易运营的关键，相关服务重要性显著提升[5] 建议关注国能日新、朗新集团[5]

文章核心观点 - 当前储能市场从“冷冬”跃入“盛夏”，其火热是需求超预期爆发与供给短期承压导致供需失衡的结果，但本质是新能源产业发展到一定阶段的必然[1][2] - 短期看，电芯供给紧张和高价格是阶段性现象，预计明年下半年起有望缓解[3] - 长期看，储能在构建新型电力系统中具有关键战略价值，其多重价值属性决定了它将发展成为电力市场的重要新业态，长跑刚刚开始[3][4] 市场现状与直接动因 - 资本市场对储能概念追捧火热，储能板块股价节节攀升，国内储能电芯出现“一芯难求”，头部电池企业满产[1] - 当前火热场景与过去两年储能系统价格“跌跌不休”形成鲜明反差[1] - 直接动因是需求端超预期爆发与供给端短期承压导致的供需失衡[1] 需求侧驱动因素 - 国内政策为市场注入强心剂，《新型储能规模化建设专项行动方案(2025—2027年)》设定了1.8亿千瓦以上装机目标[1] - 多个省份推出或计划推出容量电价补偿机制，新能源上网电价市场化改革持续推进，储能收益模式更加清晰[1] - 大电芯技术应用提升了储能系统经济性，企业投资意愿大增[1] - 海外需求迫切，欧洲为应对电价大幅波动及保障电网稳定，加上中东、亚太等新兴市场快速崛起，形成国内外需求共振[1] 供给侧制约因素 - 供给侧响应速度暂时难以跟上需求步伐[2] - 储能电芯生产依赖的正负极材料、电解液等上游产品，从产能规划到投产运营周期较长，无法短期快速扩产[2] - 不同应用场景对电芯性能要求差异大，部分专用产能短缺加剧了电池紧缺局面[2] 产业发展的深层逻辑 - 储能市场火热是新能源产业发展到一定阶段的必然结果[2] - 风电、光伏等新能源发电受自然条件影响大，给电网稳定带来挑战，导致部分地区出现弃风弃光现象[2] - 储能如同电力系统的“充电宝”，能平滑新能源发电输出并保障电网供电稳定[2] - 对新能源企业而言，布局储能已从可选变为必选，配备储能不仅能满足并网要求、减少弃电损失，还能通过参与电力市场交易、提供辅助服务拓展盈利渠道，实现商业模式升级[2] - 储能让不稳定的绿电变成优质可靠的能源产品，并让电力商品有了提供差异化服务的可能，其带来的商业价值提升是企业争相布局的核心动力[2] 短期与长期趋势判断 - 短期看，随着上游材料企业扩产项目陆续投产，明年下半年起储能电芯供给紧张局面有望缓解，当前高价格大概率是阶段性现象[3] - 长期看，应重视储能产业的战略价值，在新型电力系统构建中，储能是保障电网安全、促进新能源消纳、提升能源利用效率的关键，没有其规模化发展，高比例新能源接入就是空谈[3] - 在电力市场化改革中，储能角色不断拓展，既是能通过峰谷价差套利的“电力搬运工”，也是能为电网提供调频、备用等辅助服务的市场参与者，创造多元价值[3] - 这种多重价值属性决定了储能不仅是新能源产业的配套环节，更将成为电力市场的重要新业态，其发展空间远非短期需求所能衡量[3] 未来发展建议与展望 - 对企业而言，不应只盯着短期产能扩张与价格红利，应聚焦技术创新，突破长寿命、高安全、低成本储能技术，同时加强产业链协同，优化产能布局，探索可持续商业模式[4] - 在政策层面，需加快完善电力市场机制，建立能充分反映储能价值的价格体系，让储能调峰、调频等服务获得合理收益[4] - 政策层面还需加强行业规范引导，避免盲目扩产与恶性竞争，营造健康有序的发展环境[4] - 储能产业蓬勃发展是推进能源转型、实现“双碳”目标的重要支撑，也是把握全球能源变革主动权、保障国家能源安全的战略支点[4] - 当前市场热度不仅是短期供需失衡的结果，更是储能产业价值被重新认识、重新定义的过程[4]

电力板块市场表现 - 电力板块近期表现强势，惠天热电开盘即涨停，中闽能源、闽东电力一度涨停，恒盛能源、京能电力、深南电A等跟涨，电力ETF早盘一度逆市上涨超过0.7% [2] - 惠天热电在弱市中表现突出，连续竞价后第一笔单即封死涨停板 [3] - 整个电力板块强于大盘，闽东电力、中闽能源、恒盛能源、京能热电、京能电力、建投能源、华能国际、内蒙华电等纷纷走强 [4] 行业基本面数据 - 10月规上工业发电量同比增长7.9%，火电近期市场表现优于其他电源 [5] - 京唐港动力煤价降至823元/吨，周环比下降1.0% [5] - 沿海及内陆电厂日耗环比略有提升，但同比仍呈下降趋势 [5] - 长江流域来水同比提升59.7%，大渡河、雅砻江来水同比分别下降11.1%和34.9% [5] 政策影响分析 - 136号文（《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》）标志新能源电站收益模式从固定电价向市场化交易转型，各省承接细则已基本出台完毕 [6] - 各地出台售电公司超额收益分成政策，例如广东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比例分享给用户，河南要求用户承担超额亏损但上限仅10% [6] - 政策引导售电侧商业模式转变，利润分享机制压缩售电公司套利风险收益比，有望形成稳定电价预期 [7] 行业发展趋势 - 电力与储能结合可能驱动估值提升，中国燃气与亿纬锂能战略合作，截至2025年9月30日已投运储能规模达617.7兆瓦时，累计签约装机容量达1.2吉瓦时 [5] - 人工智能技术用于提升电力交易精准度，虚拟电厂等创新模式整合分散式能源资源 [5] - 电力行业四季度受益于低基数下冬季电力需求同比高增及明年长协电价预期改善，景气修复信号从价格端与业绩端逐步验证 [7] 机构观点 - 电力板块公用事业化主线延续，容量电价、辅助服务提供稳定盈利，促进估值中枢抬升 [2][7] - 火电盈利预期因煤价下行而改善，核电在部分省份综合电价有望提升，绿电估值处于底部且政策支持增强 [7] - 中长期电力交易机制稳定电价预期，区域龙头具备更强消纳能力和成本控制能力 [7]

电力板块市场表现 - 惠天热电开盘第一笔交易即封死涨停板，股价达4.14元，涨幅10.11%[1][2] - 中闽能源、闽东电力双双一度涨停，恒盛能源、京能电力、深南电A等跟涨[1] - 电力ETF早盘一度逆市上涨超过0.7%[1] - 除惠天热电外，闽东电力、中闽能源、恒盛能源、京能热电、建投能源、华能国际、内蒙华电等纷纷走强[3] 行业政策动态 - 国家发改委、国家能源局于2025年初联合发布136号文，标志着新能源电站收益模式从固定电价向市场化交易转型[5] - 近期各省136号文承接细则基本出台完毕，政策呈现区域分化趋势[5] - 伴随2026年度电力交易零售侧签约工作展开，各地出台售电公司超额收益分成政策，如广东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比例分享给用户[5][6] - 河南、陕西、安徽、江西、四川等地区发布限价政策，河南提出3厘/度，广东限价1分[5] 行业基本面数据 - 10月规上工业发电量同比增长7.9%，火电表现优于其他电源[4] - 京唐港动力煤价降至823元/吨，周环比下降1.0%[4] - 沿海及内陆电厂日耗环比略有提升，但同比仍呈下降趋势[4] - 长江流域来水同比提升59.7%，大渡河、雅砻江来水同比分别下降11.1%和34.9%[4] - 多地发布2026年电力交易方案，中长期交易占比维持高位，煤电交易价格浮动区间保持20%不变[4] 行业发展趋势 - 电力与储能结合可能驱动估值提升，中国燃气与亿纬锂能战略合作，截至2025年9月30日已投运储能规模达617.7兆瓦时，累计签约装机容量达1.2吉瓦时[4] - 利用人工智能技术提升电力交易精准度，通过虚拟电厂等创新模式整合分散式能源资源[4] - 政策引导售电侧商业模式转变，利润分享机制有望形成稳定电价预期[6] - 电力行业受益于冬季电力需求有望同比高增，明年长协电价预期改善[6] - 火电盈利预期因煤价下行而改善，核电在部分省份综合电价有望提升[6] 机构观点 - 从136号文细则发布及火电报表端已体现容量电价、辅助服务提供稳定盈利等视角看，电力板块公用事业化主线延续，将促进估值中枢抬升[1][6] - 中金公司表示电力交易规则明确中长期交易为压舱石，新能源消纳政策持续优化[6] - 绿电估值处于底部，政策支持增强，区域龙头具备稳健量价表现[6]

我国电力供应体系发展方向 - 电力供应体系正经历历史性变革，清洁低碳、安全高效成为主导方向 [1] - 电源结构从以化石能源为主体向以非化石能源为主体加速转变 [1] - 电力系统从“源随荷动”向“源网荷储”协同互动演进 [1] 水电行业现状与地位 - 2024年水力发电量达12742.5亿千瓦时，占全国总发电量13.53% [2] - 2025年1—10月水力发电量11311.2亿千瓦时，占比小幅上升至14.03% [2] - 水电在可再生能源发电量中占比最高，接近40%，是我国第一大可再生能源 [2] - 截至2025年10月水电装机达4.4亿千瓦（含抽水蓄能），占总电源装机11.83% [4] - 水电装机增速持续处于五大发电类型中最低水平，主要因优质资源开发接近饱和且建设周期长 [6] 水电资源开发潜力 - 我国水电理论蕴藏量装机6.76亿千瓦，技术可开发装机容量5.42亿千瓦，均居世界第一 [8] - 截至2025年10月常规水电装机容量3.8亿千瓦，已开发量占技术可开发容量70.11% [8] - 相较美国82%、日本84%等发达国家开发度，我国水电开发尚有一定增长空间 [8] 水电经济性与成本优势 - 水电度电成本在0.1~0.3元/千瓦时，属于偏低水平，在电能量市场中具较强成本优势 [16] - 存量巨型水电站度电成本极低，如长江电力、华能水电等企业度电成本0.08~0.1元 [16] - 2018年全国平均上网电价0.37元，水电0.27元，较全国平均水平低0.1元 [16] - 2024年水电上网电价0.3元，与火电价差扩大至0.17元 [16] - 2025年预计水电行业收入0.2~0.45元/千瓦时，平均毛利0.1~0.15元/千瓦时，是目前毛利最高的电源类型 [18][22] 抽水蓄能发展前景 - 常规水电可配套建设自身装机规模1~1.5倍新能源，抽水蓄能可将此值提升至3~4倍 [11] - 截至2024年底抽水蓄能投产装机5869万千瓦，占全球40%，核准在建20255万千瓦，均居世界第一 [12] - 预计2025年抽水蓄能装机达6600万千瓦，超过“十四五”规划目标 [12] - 保守估算到“十五五”末抽水蓄能装机将达1.5亿千瓦，实现超额完成“两个翻番”任务目标 [12] 未来装机与发电量预测 - 目标到2035年风电和光伏总装机容量达36亿千瓦，截至2025年9月末合计17亿千瓦 [23] - 预计“十五五”期间年均新增水电装机0.4亿千瓦，2030年常规水电装机达4.2亿千瓦 [23] - 预计2025—2030年水电装机年均复合增长率2.02% [23] - 预计2025—2030年间水电年均利用小时数回归至3500小时 [24] - 预计到2030年常规水电装机和发电量占比将小幅下降至8.48%、11.39% [27] 水电在新型电力系统中的功能演变 - 水电功能定位将从单一电量供应进化为电力系统调节中枢和稳定基石 [27] - 水电具备启停迅速、调峰能力强优势，是唯一具备调峰能力的可再生能源 [9] - 水电站机组从停机到满负荷运行仅需1~2分钟，灵活性高于火电 [9] - 水电在构建新型电力系统进程中可为高比例新能源系统提供灵活调节能力 [1]

报告行业投资评级 - 行业投资评级为“看好”，与上次评级一致 [2] 报告核心观点 - 电力板块在经历多轮供需矛盾后有望迎来盈利改善和价值重估，煤电顶峰价值凸显，电价趋势预计稳中小幅上涨，市场化改革持续推进 [5] - 天然气板块随着上游气价回落和消费量恢复增长，城燃业务毛差有望稳定，售气量有望高增，拥有低成本长协气源和接收站资产的贸易商具备利润增厚空间 [5] - 全国发电装机容量保持高速增长，尤其是太阳能和风电装机增速显著，但发电设备利用小时数同比下降 [5] 按目录结构总结 一、本周市场表现 - 截至11月28日收盘，公用事业板块本周上涨0.9%，表现劣于大盘（沪深300上涨1.6%）[12] - 电力板块上涨0.65%，燃气板块上涨3.27% [16] - 子行业中，火力发电上涨1.60%，水力发电上涨0.04%，核力发电下跌0.83%，热力服务上涨3.40% [16] - 电力板块涨幅前三公司为国电电力(6.43%)、皖能电力(2.96%)、吉电股份(1.82%)；燃气板块涨幅前三公司为大众公用(10.17%)、新奥股份(4.93%)、中泰股份(4.85%) [17] 二、电力行业数据跟踪 动力煤价格 - 秦皇岛港动力煤(Q5500)市场价818元/吨，周环比下跌9元/吨 [4] - 广州港印尼煤(Q5500)库提价823.4元/吨，周环比下跌17.73元/吨；澳洲煤(Q5500)库提价875.35元/吨，周环比下跌13.93元/吨 [4] 动力煤库存及电厂日耗 - 秦皇岛港煤炭库存600万吨，周环比增加40万吨 [4] - 内陆17省煤炭库存10207.4万吨，周环比上升0.55%；日耗354.1万吨，周环比上升0.85%；可用天数28.8天，较上周下降0.1天 [4] - 沿海8省煤炭库存3454.2万吨，周环比上升3.47%；日耗187万吨，周环比下降0.05%；可用天数18.5天，较上周增加0.7天 [4] 水电来水情况 - 三峡出库流量9530立方米/秒，同比上升36.73%，周环比下降19.24% [4] 重点电力市场交易电价 - 广东日前现货周度均价227.38元/MWh，周环比下降9.61%；实时现货周度均价189.53元/MWh，周环比下降13.76% [4] - 山西日前现货周度均价130.48元/MWh，周环比下降31.25%；实时现货周度均价130.48元/MWh，周环比下降32.33% [4] - 山东日前现货周度均价236.86元/MWh，周环比下降6.44%；实时现货周度均价245.47元/MWh，周环比下降7.96% [4] 三、天然气行业数据跟踪 国内外天然气价格 - 上海石油天然气交易中心LNG出厂价格全国指数4312元/吨，周环比下降0.90% [4] - 欧洲TTF现货价格10.03美元/百万英热，周环比下降5.6%；美国HH现货价格4.59美元/百万英热，周环比上升15.3%；中国DES现货价格10.76美元/百万英热，周环比下降7.8% [4] 欧盟天然气供需及库存 - 第47周欧盟天然气供应量62.3亿方，周环比下降3.4%；消费量84.4亿方，周环比上升17.1% [4] - 欧盟天然气库存量888.55亿方，周环比下降2.42%，库存水平76.5% [72] 国内天然气供需情况 - 2025年9月国内天然气表观消费量331.90亿方，同比下降2.0% [4] - 2025年10月国内天然气产量221.20亿方，同比上升6.1%；LNG进口量576.00万吨，同比下降12.1%；PNG进口量401.00万吨，同比上升0.5% [4] 四、本周行业新闻 - 国家能源局数据显示，1-10月全国累计发电装机容量37.5亿千瓦，同比增长17.3%；其中太阳能装机11.4亿千瓦，同比增长43.8%；风电装机5.9亿千瓦，同比增长21.4% [5] - 全国发电设备累计平均利用2619小时，比上年同期降低260小时 [5] - 截至2025年10月底，全国煤岩气累计探明地质储量超7000亿立方米，资源量可达50万亿立方米以上 [5] 五、投资建议 电力 - 建议关注全国性煤电龙头：国电电力、华能国际、华电国际等；电力供应偏紧区域龙头：皖能电力、新集能源、浙能电力等；水电运营商：长江电力、国投电力、华能水电等 [5] - 煤电设备制造商和灵活性改造技术类公司有望受益，如东方电气、华光环能、青达环保等 [5] 天然气 - 建议关注拥有低成本长协气源和接收站资产的贸易商，如新奥股份、广汇能源 [5]