负电价现象概述 - 负电价指电力市场出清价格为负值的特殊价格现象，四川电力现货市场日前出现全天负电价，最高出清价为-34.8787元/兆瓦时，最低达-50元/兆瓦时 [2] - 山东、浙江、内蒙古等地此前也已出现类似现象 [2] - 负电价的本质是电力市场供需关系的真实映射 [4] 负电价出现的原因 - 电力现货市场中，风电、光伏等运行成本接近于零的电源在供大于求时为抢到优先发电机会可能报负电价 [4] - 四川作为水电大省，9月水电装机占比73%，水电上网量同比飙升34.7%，新能源上网量同比增长28.7%，而网供用电量同比下降18.1%，供需严重失衡导致负电价 [4] - 新能源装机规模占比日益提高是负电价出现频率增加的根本原因 [5] 负电价的发展趋势 - 负电价从偶发走向常态化，2019年山东首次出现-0.04元/度的负电价，2023年山东连续21小时负电价，2024年"五一"期间负电价达22小时 [5] - 2025年负电价范围扩大，1月浙江连续两日报出-0.2元/度，4月蒙西电网最低至-0.004元/度，9月四川出现全天负电价 [5] - 随着新能源全面进入电力市场，省级现货市场运行更加健全，负电价未来可能会更频繁出现 [5][6] 负电价对用户侧的影响 - 负电价是指上网侧电价，工商业用户用电价格包括上网电价、输配电价、政府基金和附加三部分，到用户侧目前不会有负电价情况，用户仍需付费但电价水平比平常低不少 [7] - 居民用电价格执行目录销售电价，与现货市场价格不挂钩，无论市场电价如何波动，居民用电成本稳定，既不会买电赚钱也不会额外加价 [8] 负电价对发电企业的影响 - 负电价不等于电厂需要向用电企业倒贴钱，也不等于负电费 [7] - 电力现货市场交易电量占比一般在10%以内，电力中长期合同保障了发电企业电量电价的基本盘，综合中长期市场、新能源补贴及煤电容量电价等因素后，负电价对总体收益影响有限 [7] - 例如四川水电在负电价日期的结算均价为183元/兆瓦时，略高于9月月度结算均价177元/兆瓦时，煤电、新能源发电额外获得政府授权合约、可再生能源电价补贴后平均收益更高 [7] 负电价的国际比较与行业意义 - 2024年德国全年负电价时间长达468小时，占比达5%，法国、英国、西班牙等国负价时长也呈现持续增长趋势 [8] - 短时出现负电价可看作电力市场的信号灯，能够激励机组深调、用户填谷，引导储能等新型主体投资建设，为清洁能源发电让出空间 [8] - 长期出现负电价可能意味着电力明显供大于求，需要根据市场价格信号进一步优化电力系统调节能力 [8] 行业应对与政策展望 - 在新能源全面市场化背景下，负电价常态化恐难避免，应建立包含负电价小时数、均值、渗透率等在内的定量警示体系，结合人工智能技术识别风险 [11] - 需通过完善机制、技术创新、优化布局打好组合拳，让负电价从供需失衡信号转化为促进新能源消纳、提升系统效率的重要工具 [11] - 下一步将指导各地加强市场运营监测，密切关注负电价发生频次与持续时间，科学研判市场风险，提前采取防范措施，降低现货市场负电价频次，稳定发电企业合理收益预期 [11]

文章核心观点 - 长江电力股价在近期A股牛市中表现平淡，其背后是公司过去十年持续走强的核心逻辑（资产注入驱动的业绩增长和作为防御性红利资产的估值提升）已发生改变 [10][11][16] 长江电力过往表现优异的原因 - 公司拥有六座巨型水电站，其中四座位列全球装机容量前十，水电行业具有高壁垒和特许经营垄断格局，商业模式优于火电及风光发电 [3] - 通过集团资产注入实现装机容量跨越式增长，2009年、2015年和2023年分别注入三峡、溪洛渡与向家坝、乌东德与白鹤滩等电站 [3] - 2015-2024年，公司营收从242亿元增至845亿元，年复合增长率约13%；归母净利润从115亿元增至325亿元，年复合增长率约11% [4] - 公司估值从2014年7月的约10倍提升至最高接近30倍，尤其在2023-2024年7月A股熊市期间，作为高分红（分红率70%以上）的防御性资产受追捧 [8] 当前股价滞涨的原因 - 2023年两大电站并表后，公司后续缺乏明确的新电站可注入，业绩难以再现“上台阶”式跃升，高估值（一度达成长股水平）需要消化 [11] - 电力市场化改革推进，电价波动加大，未来存在下行风险，例如2018-2020年其综合上网电价曾从0.277元/千瓦时降至0.265元/千瓦时 [12] - 自去年“924”宽信用政策及后续经济托底政策出台后，A股市场风格从防御性红利板块转向科技成长等更具成长性的方向，资金从该类资产流出 [15][16] 当前市场风格与未来展望 - 市场风格自9月以来出现微妙变化，从科技成长小盘股转向大盘价值，例如有色金属和新能源板块近两月涨幅接近10%和14%，而科技指数涨幅不足2% [18] - 科技板块经历大涨后估值高企，人工智能和芯片板块市盈率分别达85倍和177倍，而有色金属、新能源板块估值相对处于洼地 [18] - 市场风格轮动是必然，但红利风格（如长江电力）若要再次大规模占优，可能需要全球黑天鹅事件或等待1-2年后经济进入下一轮周期 [21][22] - 公司未来若利润不再增长，即便估值维持20倍，股价上涨空间也有限，更适合被视作中长期低息债券以获取稳定分红 [22]

文章核心观点 - 长江电力在2014年7月至2024年7月期间股价累计上涨约650%，但自2024年7月后出现高位滞涨，表现远逊于大盘及科技、周期等热门板块 [2][5][16] - 公司过去十年股价走强的核心逻辑是业绩持续增长及契合市场防御风格带来的估值提升，但目前这两大逻辑已发生改变 [15][17] - 在当前牛市背景下，市场风格已从红利防御切换至科技成长，公司未来可能持续跑输大盘，除非出现重大外力干扰 [20][23][24] 长江电力过去十年表现优异的原因 - 公司拥有六座巨型水电站，其中四座位列全球装机容量前十，水电行业高壁垒、特许经营，原料可再生，商业模式显著优于火电、光伏、风电 [6] - 通过集团电站注入，公司实现业绩跨越式增长，2015-2024年营收从242亿元增至845亿元，年复合增长率约13%，归母净利润从115亿元增至325亿元，年复合增长率约11% [7] - 在2014年7月估值仅10倍左右，后因市场风险偏好下行，防御型红利板块受捧，估值最高曾接近30倍，公司常年分红率在70%以上，受机构青睐 [12][13][14] 当前股价滞涨的核心原因 - 2023年两大电站并表后，公司后续已无明确可注入新电站，业绩难以再现“上台阶”式跃升，高估值难以维持 [18] - 电力市场化改革推进，电价波动加大，存在下行风险，2018-2020年公司综合上网电价从0.277元/千瓦时降至0.265元，未来可能再次进入下行周期 [19] - 自去年“924”政策开启宽信用周期，以及今年7月“供给侧改革2.0”推动经济预期好转，市场主线从红利防御转向科技成长，资金从防御型标的流出 [21][22][23] 市场风格分析与展望 - 当前市场风格已从科技成长向有色金属、新能源等价值板块切换，9月初至今有色金属板块涨幅接近10%，新能源板块涨幅约14%，而Wind科技大类指数涨幅不足2% [26][27] - 科技板块经历两轮大涨后估值已偏高，人工智能PE达85倍，芯片PE达177倍，远超历史区间，而有色金属、新能源估值处于相对洼地 [27] - 市场风格轮动是必然，但短期内大规模切换回红利风格可能性低，除非全球黑天鹅事件或宽信用政策收紧，长江电力未来上涨空间受限，更适合视为中长期低息债券获取分红 [29][30]

电力市场交易概况 - 1-9月全国电力市场交易电量达49239亿千瓦时，同比增长7.2% [1] - 交易电量占全社会用电量比重为63.4%，同比提高1.4个百分点 [1] 电力行业整体展望 - 电力板块有望迎来盈利改善和价值重估 [1] - 电力市场化改革持续推进下，电价有望实现稳中上涨 [1] - 电力运营商的业绩有望大幅改善 [1] - 电价下行最大压力时期即将过去 [2] 煤电/火电板块 - 煤电顶峰价值有望持续凸显 [1] - 容量电价机制正式出台明确煤电基石地位 [1] - 电煤长协实际履约率有望边际上升，煤电企业成本端较为可控 [1] - 煤电一体化企业有望在稳利润同时实现业绩增长 [1] - 火电明年容量电价将全面提升 [2] - 火电三季度业绩持续向上，煤价反弹"稳电价"预期提升 [2] 新能源与系统建设 - 新能源装机持续快速增长 [1] - 双碳目标下的新型电力系统建设将持续依赖系统调节手段的丰富和投入 [1] - 绿电经历全面市场化后电价风险逐步释出 [2] - "反内卷"明确"稳电价" [2] 其他电源类型与市场机制 - 水电秋汛来水改善，叠加风格切换，重视配置 [2] - 电力现货市场和辅助服务市场机制有望持续推广 [1] - 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 [2] - 调节性电源价值叠加三季度业绩催化预期 [2]

蒙西电网发展历程与市场地位 - 蒙西电网是全国唯一的独立省级电网企业，其独立运营道路始于2002年国家电力公司拆分时因规模较小且负债严重未能进入国家电网体系 [1] - 2009年内蒙古东部四个盟市被划出组建蒙东电网并直属国家电网，造就了内蒙古东部属国家电网、西部保持独立运营的独特格局 [1] - 从昔日的“电网弃子”成长为总资产1480亿元的电力巨头，用二十年时间实现了逆袭 [7] 电力市场化改革与制度创新 - 2010年蒙西电网率先建立全国首个电力交易市场，为后续发展奠定制度基础 [3] - 2015年推出新能源与火电打捆交易模式，有效解决新能源消纳难题 [3] - 2025年2月蒙西电力现货市场由试运行转入正式运行，成为我国首批达到正式运行标准的现货市场之一 [4] - 2025年内蒙古自治区印发实施方案，全面推动新能源上网电量进入市场交易 [3] 新能源发展与装机结构 - 截至2025年1月蒙西电网新能源装机突破6100万千瓦，在电源结构中占比超过50%，实现从传统煤电主导到新能源为主的历史性转变 [3] - 2025年上半年蒙西电网新能源发电量达731亿千瓦时，同比增长41%，在全国省级电网中位列第二 [3] - 清洁能源已成为蒙西电网名副其实的“半壁江山” [3] 绿电交易与外送成就 - 2024年2月国家批复同意内蒙古电力市场组织开展绿色电力交易，政企协同制定出台《绿色电力交易实施细则》 [5] - 2024年3月首月绿色电力交易成交量即达到87.8亿千瓦时，全年累计完成绿电结算电量757亿千瓦时，规模与增速领跑全国 [5] - 2024年内蒙古外送电量达3377亿千瓦时，占全国跨省区外送电量的六分之一，同年绿电外送量超600亿千瓦时，约占全国跨省绿电外送总量的三分之一 [7] - 实现跨越3000余公里送电海南，完成我国清洁能源配置史上距离最长的跨省输送任务，交易总电量达833.5万千瓦时 [6] 市场挑战与应对策略 - 2025年1—4月蒙西电网现货市场出清均价由0.344元/千瓦时逐月降至0.153元/千瓦时，降幅达到56%，新能源大发时段甚至出现负电价 [6] - 对2025年6月1日前投产的新能源存量项目，机制电价为蒙西煤电基准价0.2829元/千瓦时，而对之后投产的增量项目暂不安排新增纳入机制的电量，体现分类施策思路 [6] - 探索“绿电—氢能协同”远期解决方案，利用低成本绿电就地制氢，为偏远地区新能源消纳提供新思路 [7] 电网基础设施与送出能力 - 随着城川、双井等500千伏输变电工程投运，结合500千伏浩雅变、敖瑞变调相机投产，电网稳定控制方案得到动态优化 [7] - 新能源送出能力提升96万千瓦，为未来绿电外送奠定坚实物理基础 [7] - 供电区域覆盖72万平方公里，承担着8个市（盟）1400多万居民的供电任务 [2] 企业经营业绩 - 截至2024年末蒙西电网营业收入1218.06亿元，实现利润总额45.17亿元 [7] - 全年售电量完成3140.38亿千瓦时 [7]

文章核心观点 - 文章聚焦于北美数据中心电力供应挑战 分析了固态变压器和固体氧化物燃料电池作为解决方案的市场前景 [7][9][10] - 北美电力系统面临并网压力与供电稳定性不足 为SST和SOFC创造了刚需市场 [7][9][10] - SST通过简化电力架构提升建设效率 SOFC通过高效发电提升供电可靠性 两者能显著缩短数据中心建设周期并降低资金成本 [8][9][10][11] - 基于北美数据中心新增建设量预测 文章测算了SST和SOFC从2026年至2030年的市场规模 并评估了相关国内企业的潜在市值增量 [12][13][14] 美国电力体制改革背景 - 美国电力市场化改革始于20世纪70年代全球能源危机 油价飙升导致零售电价上涨 [3] - 1978年《公共事业管制政策法案》出台 鼓励非公用事业公司参与发电 打破垄断 [3] - 改革早期阶段 非公用事业公司发电后仍需卖给公用事业公司 市场公平性未完全实现 [3] 美国电力改革关键节点 - 1992年《能源政策法案》允许非公用事业公司进入电网公开售电 形成电力批发市场 [4] - 1996年FERC发布第888和889号法令 要求发电与输配电业务分离 并引入独立系统运营商以保障公平竞争 [4] - 2005年《能源政策法案》强化FERC监管职能 形成以ISO和RTO为核心的七大区域批发市场体系 [5] 零售市场开放 - 美国零售电力市场由各州负责监管 政策差异显著 部分州完全开放 部分州保留垄断 部分州采取折中模式 [6] 固态变压器技术优势 - SST可直接将高压市电转换为数据中心所需800V直流输出 省去多个变压器和交直流转换设备 提升设备和空间利用效率 [8] - SST单位价值量较传统方案高出20-30% 但能缩短建设周期 降低资金占用成本 整体资本开支增量可能不到1% [9] 固体氧化物燃料电池技术优势 - SOFC通过电化学反应将燃料直接转化为电能 能源效率可达60%以上 并能通过余热回收实现热电联供 [10] - SOFC可作为数据中心主用或备用电源 降低对主干电网依赖 提高供电可靠性 [10] 市场接受度驱动因素 - 投资经济性：电力设备成本在数据中心总资本开支中占比仅15-20% SST和SOFC的额外成本影响远低于建设延误导致的资金时间成本 [11] - 供电可靠性需求：数据中心对电力中断高度敏感 SOFC和SST能有效规避电网不稳定风险 [11] - 北美电力设备订单排期至2028年 数据中心需以3-5倍价格超额购电 新能源并网申请量远超实际装机能力 凸显电力供应瓶颈 [10] 市场规模预测 - 北美数据中心新增建设量预测：2026年20GW 2027年28GW 2028年35GW 2029年45GW 2030年53GW [12] - SST市场规模预测：假设渗透率从2026年10%提升至2030年100% 单位价值量从8元/W降至5元/W 市场规模从160亿元人民币增长至2650亿元人民币 [13] - SOFC市场规模预测：假设渗透率从2026年5%提升至2030年25% 单位价值量从25元/W降至15元/W 市场规模从250亿元人民币增长至1987亿元人民币 [13] 相关公司分析 - 四方股份：传统电力设备业务高景气 预计2027年净利润超12亿元 假设其SST出海期望价值为金盘科技的50% 2027年SST业务有望带来超340亿元市值增量 总市值预计超550亿元 [13][14] - 思源电气：传统电力设备业务高景气 预计2027年净利润超40亿元 假设其SST出海期望价值为金盘科技的70% 2027年SST业务有望带来超455亿元市值增量 [13][14] - 金盘科技：在北美SST市场已取得突破 预计2027年在北美市场的SST增量市值约680亿元 [13]

财务表现 - 2025年前三季度营业收入约11.22亿元，同比下降7.16% [1] - 2025年前三季度归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润约5531万元，同比大幅增长303.86% [1] - 净利润增长得益于内部挖掘潜力和控制综合费用 [1] 业务运营 - 公司主营业务为电力、供水、污水处理和工业气体 [1] - 公司具备多年电站投资、开发、建设及运营经验及丰富的行业资源储备 [1] - 为应对电价波动风险，公司加强前期成本管控，通过优化设备采购方案、规范非技术成本支出等方式控制电站建设及运营前期成本 [1] 新兴业务布局 - 公司积极布局光伏发电、新型储能、虚拟电网等新兴业务，以形成多元化电力产品矩阵并提升抗风险能力 [2] - 公司控股子公司拟与赞比亚公司共同设立合资公司，投资约4342.53万元人民币在赞比亚建设10兆瓦光伏发电项目 [2] 行业环境 - 国内电力市场化改革持续深化，电力市场化交易比例逐步提升 [1]

报告行业投资评级 - 看好公用事业行业 [2] 报告的核心观点 - 国内历经多轮电力供需矛盾紧张后，电力板块有望盈利改善和价值重估，煤电顶峰价值凸显，电价有望稳中小幅上涨，电煤长协履约率或上升，成本可控，电力运营商业绩有望大幅改善；随着上游气价回落和国内天然气消费量恢复增长，城燃业务有望实现毛差稳定和售气量高增，拥有低成本长协气源和接收站资产的贸易商可增厚利润空间 [5][92][93] 根据相关目录分别进行总结 本周市场表现 - 截至10月24日收盘，公用事业板块上涨1.1%，表现劣于大盘，沪深300上涨3.2%到4660.68；电力板块上涨1.01%，燃气板块上涨1.82%；各子行业中，火力发电、水力发电、核力发电等板块有不同涨幅；电力板块主要公司涨跌幅前三名分别为上海电力、深圳能源、桂冠电力，后三名分别为南网储能、龙源电力、内蒙华电；燃气板块主要公司涨跌幅前三名分别为大众公用、百川能源、九丰能源，后三名分别为国新能源、成都燃气、天壕能源 [4][12][13][15] 电力行业数据跟踪 - 动力煤价格：10月秦皇岛港动力煤(Q5500)年度长协价为676元/吨，月环比上涨2元/吨；截至10月24日，秦皇岛港动力煤(Q5500)山西产市场价768元/吨，周环比上涨28元/吨；产地动力煤价格有不同程度上涨；海外动力煤价格方面，部分价格有涨跌变化 [21][24] - 动力煤库存及电厂日耗：截至10月24日，秦皇岛港煤炭库存550万吨，周环比增加5万吨；截至10月23日，内陆17省煤炭库存9458.2万吨，周环比上升0.54%，电厂日耗为352.7万吨，周环比上升13.52%，可用天数为26.8天，较上周下降3.5天；沿海8省煤炭库存3359.7万吨，周环比上升0.85%，电厂日耗为180.8万吨，周环比下降13.12%，可用天数为18.6天，较上周增加2.6天 [28][30] - 水电来水情况：截至10月24日，三峡出库流量11900立方米/秒，同比上升70.24%，周环比下降18.49% [42] - 重点电力市场交易电价：广东电力日前现货市场截至10月18日周度均价为445.91元/MWh，周环比下降4.33%，周同比上升31.8%，实时现货市场周度均价为484.12元/MWh，周环比上升40.28%，周同比上升40.0%；山西电力日前现货市场截至10月17日周度均价为485.25元/MWh，周环比上升26.08%，周同比上升60.3%，实时现货市场周度均价为423.89元/MWh，周环比下降3.37%，周同比上升41.0%；山东电力日前现货市场截至10月10日周度均价为415.30元/MWh，周环比上升13.15%，周同比上升19.7%，实时现货市场周度均价为362.96元/MWh，周环比上升2.35%，周同比上升2.4% [50][57][58] 天然气行业数据跟踪 - 国内外天然气价格：截至10月24日，上海石油天然气交易中心LNG出厂价格全国指数为4274元/吨，同比下降13.41%，环比上升6.50%；截至10月23日，国际气价周环比上升，欧洲TTF现货价格为11.34美元/百万英热，同比下降13.2%，周环比上升1.3%，美国HH现货价格为3.2美元/百万英热，同比上升74.9%，周环比上升10.0%，中国DES现货价格为11.17美元/百万英热，同比下降16.0%，周环比上升3.5% [56][60] - 欧盟天然气供需及库存：2025年第41周，欧盟天然气供应量60.7亿方，同比上升8.8%，周环比上升3.5%，其中LNG供应量为29.4亿方，周环比上升7.6%，进口管道气31.3亿方，同比下降12.6%，周环比下降0.2%；消费量为57.1亿方，周环比上升9.7%，同比上升13.0%；2025年1 - 41周，累计消费量为2356.1亿方，同比上升5.8%；库存量为918.72亿方，同比下降13.02%，周环比上升0.39%，截至10月24日，库存水平为82.9% [4][5][64][73] - 国内天然气供需情况：2025年8月，国内天然气表观消费量为364.10亿方，同比上升2.5%；2025年9月，国内天然气产量为211.70亿方，同比上升9.7%，LNG进口量为575.00万吨，同比下降15.9%，环比下降9.4%，PNG进口量为530.00万吨，同比上升2.9%，环比下降3.8% [5][78][79] 本周行业新闻 - 电力行业相关新闻：9月份全国全社会用电量同比增长4.5%，第一产业用电量同比增长7.3%，第二产业用电量同比增长5.7%，第三产业用电量同比增长6.3%，城乡居民生活用电量同比下降2.6%；广东电力交易中心发布《广东电力市场2026年交易关键机制和参数》，2026年广东电力市场交易价格继续按"基准价 + 上下浮动"原则执行，燃煤基准价维持在0.453元/千瓦时，上下浮动20%形成年度交易成交均价上下限，市场参考价为0.463元/千瓦时，年度交易成交均价上限暂定为0.554元/千瓦时，下限暂定为0.372元/千瓦时 [87] - 天然气行业相关新闻：9月份规上工业天然气产量同比增长9.4%，增速比8月份加快3.5个百分点，日均产量7.1亿立方米 [88] 本周重要公告 - 新天然气子公司收到政府补助109,270,780.67元，扣除增值税后一次性计入当期损益；国电电力2025年前三季度发电量、上网电量等数据有不同程度增长；内蒙华电2025年前三季度发电量、上网电量下降，市场化交易电量占比高，煤炭产量、外销量减少，销售单价下降；皖能电力2025年第三季度营业收入、净利润增长；江苏国信2025年第三季度营业总收入、净利润增长；新集能源2025年第三季度营业收入、利润总额、净利润下降 [89][90][91] 投资建议和估值表 - 电力：建议关注全国性煤电龙头如国电电力、华能国际等，电力供应偏紧的区域龙头如皖能电力、新集能源等，水电运营商如长江电力、国投电力等，煤电设备制造商如东方电气，灵活性改造技术类公司如华光环能、青达环保、龙源技术等 [92][93] - 天然气：建议关注新奥股份、广汇能源 [93] - 估值表：展示了公用事业行业主要公司的收盘价、归母净利润、EPS、PE等数据 [94]

抽水蓄能行业战略发展机遇 - 新能源发电渗透率快速提升，电网对灵活性资源需求随之增加，截至2024年国内风电和光伏发电量占比已达18.5%，电网对灵活性资源需求处于第三阶段（VRE发电量占比13-24%）[8][9] - 电力系统灵活性资源短期可通过火电灵活性改造等方式满足，中长期则需要不同类型的储能技术实现[11] - 抽水蓄能是当前技术成熟度最高、能够满足大容量长时应用场景和全生命周期度电成本最低的技术路线[3][12] - 根据规划目标，预计2030年抽蓄累计装机规模达120GW，相较2025年末的62GW翻一番，未来5年抽蓄新增装机CAGR在14%以上，长期市场空间在300GW以上[3][27][30] 抽水蓄能技术优势与应用场景 - 抽水蓄能技术成熟度高、技术风险最低，能量转换效率通常可达75%-80%，生命周期在50年左右甚至更长[12][19] - 抽水蓄能适用于大容量、长时间周期的储能场景，广泛应用于电网侧储能，帮助电网实现调峰、调频、备用等辅助服务[16][17] - 全生命周期度电成本优势明显，主要体现在初始投资适中、运行维护成本低和储能效率高等方面[19] - 2024年国内抽水蓄能新增装机容量7.75GW，同比增长42.2%，累计装机规模58.69GW，占国内电力储能项目累计装机的比重为42.4%[21] 抽水蓄能电价政策与经济性 - 两部制电价政策给抽蓄项目的经济性起到了兜底作用，容量电价按照项目40年经营周期和资本金内部IRR6.5%进行核定，用于回收项目固定成本[4][33] - 电量电价按照是否进入现货市场进行区分定价，用于回收项目可变成本，未来随着现货市场完善，电量电价收入占比有望提升[4][41] - 抽蓄项目的实际收益率主要与初始投资成本、融资成本、运维费用和电量电价收入相关，初始投资成本每变动2%，容量电价同步变动1到2个百分点[54][55] - 2024年核准的抽水蓄能电站平均单位千瓦的静态投资成本在5767元/千瓦，较2023年微降1.5%[44] 抽水蓄能产业链与竞争格局 - 抽水蓄能产业链包括了上游成套设备、中游EPC施工和下游投资运营环节，下游投资方在"十五五"期间中长期的融资需求超2700亿[5][62] - 国内存量在运抽水蓄能项目由国网和南网占据绝对主导地位，截至2024年底，国网和南网控股的抽水蓄能电站累计装机规模达50.84GW，占全国比重高达87%[67][68] - 未来抽水蓄能下游投资运营环节或将形成"电网公司为主导，投资主体适度多元化"的格局[5][71] - 国家电网在抽蓄领域龙头地位稳固，截至2024年底其控股在运的抽水蓄能项目累计装机规模高达40.56GW，占全国累计装机规模比重超过7成[73] 国家电网抽水蓄能业务发展 - 国家电网将国网新源集团有限公司和国网新源控股有限公司调整为"国网抽水蓄能事业部"，提升为总部直属单位，进一步强化战略地位[73] - 国网新源于2024年7月完成增资扩股，引入战略投资365亿元，预计可撬动项目投资超3000亿元[76] - 截至2025年一季度末，国家电网已核准尚未投产的抽蓄项目合计装机规模为49.86GW，总投资规模超3120亿元[77][78]

报告行业投资评级 - 投资评级：看好 [2] 报告核心观点 - 电力板块有望迎来盈利改善和价值重估，煤电顶峰价值凸显，电价趋势有望稳中小幅上涨，电力市场化改革持续推进 [4] - 天然气行业随着上游气价回落和消费量恢复增长，城燃业务有望实现毛差稳定和售气量高增，拥有低成本长协气源和接收站资产的贸易商利润空间有望增厚 [4] 本周市场表现 - 截至10月17日收盘，公用事业板块下跌0.7%，表现优于大盘（沪深300下跌2.2%）[3][11] - 电力板块下跌0.66%，燃气板块下跌0.99% [3] - 电力子行业中，火力发电下跌0.82%，水力发电上涨1.69%，核力发电上涨1.98%，热力服务下跌4.33%，电能综合服务下跌3.02%，光伏发电下跌5.09%，风力发电下跌2.63% [13] - 电力板块涨幅前三：国投电力(4.33%)、中国广核(3.39%)、华能国际(2.47%)；跌幅前三：吉电股份(-6.71%)、上海电力(-6.25%)、福能股份(-3.73%) [15] - 燃气板块涨幅前三：国新能源(28.62%)、天壕能源(7.11%)、百川能源(5.87%)；跌幅前三：大众公用(-12.24%)、中泰股份(-5.74%)、佛燃能源(-5.69%) [15] 电力行业数据跟踪 动力煤价格 - 秦皇岛港动力煤(Q5500)市场价740元/吨，周环比上涨34元/吨 [3][20] - 广州港印尼煤(Q5500)库提价759.93元/吨，周环比上涨22.30元/吨；澳洲煤(Q5500)库提价799.27元/吨，周环比上涨36.75元/吨 [3][21] - 10月秦皇岛港动力煤年度长协价676元/吨，月环比上涨2元/吨 [20] 动力煤库存及电厂日耗 - 秦皇岛港煤炭库存545万吨，周环比下降96万吨 [3][25] - 内陆17省煤炭库存9407.4万吨，周环比下降0.09%；电厂日耗310.7万吨，周环比下降9.13%；可用天数30.28天，周环比增加2.7天 [3][28] - 沿海8省煤炭库存3331.4万吨，周环比下降0.58%；电厂日耗208.1万吨，周环比上升0.68%；可用天数16天，周环比下降0.2天 [3][28] 水电来水情况 - 三峡出库流量14600立方米/秒，同比上升102.78%，周环比下降39.17% [3][39] 重点电力市场交易电价 - 广东日前现货周度均价333.05元/MWh，周环比上升31.09%，周同比下降5.8%；实时现货周度均价345.11元/MWh，周环比上升7.87%，周同比下降0.8% [3][45] - 山西日前现货周度均价485.25元/MWh，周环比上升26.08%，周同比上升60.3%；实时现货周度均价353.24元/MWh，周环比下降19.47%，周同比上升17.5% [3][52] - 山东日前现货周度均价319.79元/MWh，周环比上升0.37%，周同比下降17.9%；实时现货周度均价329.84元/MWh，周环比上升3.37%，周同比上升3.4% [3][53] 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4013元/吨，同比下降20.19%，周环比下降0.32% [3][51] - 欧洲TTF现货价格11.19美元/百万英热，同比下降9.3%，周环比上升2.3%；美国HH现货价格2.91美元/百万英热，同比上升31.1%，周环比下降12.3%；中国DES现货价格10.79美元/百万英热，同比下降17.6%，周环比下降2.8% [3][55] 欧盟天然气供需及库存 - 2025年第41周欧盟天然气供应量60.7亿方，同比上升8.8%，周环比上升3.5%；其中LNG供应量29.4亿方，占比60.2% [3][58] - 欧盟天然气库存量918.72亿方，同比下降13.02%，周环比上升0.39%；库存水平82.8% [65] - 2025年第41周欧盟天然气消费量57.1亿方，周环比上升9.7%，同比上升13.0% [67] 国内天然气供需情况 - 2025年8月国内天然气表观消费量364.10亿方，同比上升2.5% [4][70] - 2025年8月国内天然气产量212.40亿方，同比上升6.1%；LNG进口量635.00万吨，同比下降2.9%；PNG进口量551.00万吨，同比上升5.6% [4][71] 本周行业重点新闻 - 新疆机制电价结果公示：光伏机制电量规模36亿千瓦时、31个项目，机制电价0.235元/千瓦时；风电总规模185亿千瓦时、36个项目，机制电价0.252元/千瓦时 [4][79] - 甘肃机制电价结果公示：风、光均为0.1954元/千瓦时，61个项目入围，机制电量规模8.3亿千瓦时 [79] - 《油气管网设施公平开放监管办法》发布，首次对"油气管网设施公平开放"进行权威定义 [4][80] 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 [4] - 建议关注电力供应偏紧的区域龙头：皖能电力、新集能源、浙能电力、申能股份、粤电力A等 [4] - 建议关注水电运营商：长江电力、国投电力、川投能源、华能水电等 [4] - 建议关注煤电设备制造商和灵活性改造技术类公司：东方电气、华光环能、青达环保、龙源技术等 [4] 天然气 - 天然气有望受益标的：新奥股份、广汇能源 [4]