报告行业投资评级 - 公用事业行业投资评级为"看好" [2][4] 报告核心观点 - 电力板块有望迎来盈利改善和价值重估 在电力供需矛盾紧张的态势下 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 容量电价机制出台明确煤电基石地位 [6] - 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可扩大进口或把握国际市场转售机遇增厚利润 [6] 本周市场表现 - 截至9月19日收盘 公用事业板块下跌2.2% 表现劣于大盘 其中电力板块下跌2.52% 燃气板块上涨1.53% [5][13] - 电力子板块表现:火力发电下跌3.95% 水力发电下跌2.75% 核力发电下跌2.79% 热力服务上涨1.26% 电能综合服务下跌2.02% 光伏发电下跌1.40% 风力发电下跌1.31% [15] - 电力板块涨幅前三:南网储能(2.61%) 粤电力A(-0.86%) 湖北能源(-0.86%) 跌幅前三:上海电力(-10.86%) 大唐发电(-6.01%) 华能国际(-5.03%) [17] - 燃气板块涨幅前三:大众公用(15.70%) 中泰股份(9.12%) 九丰能源(6.44%) 跌幅前三:新奥股份(-4.23%) 成都燃气(-2.36%) 水发燃气(-1.47%) [17] 电力行业数据跟踪 - 动力煤价格周环比上涨:截至9月19日 秦皇岛港动力煤(Q5500)山西产市场价699元/吨 周环比上涨21元/吨 广州港印尼煤(Q5500)库提价728.01元/吨 周环比上涨16.49元/吨 广州港澳洲煤(Q5500)库提价753.92元/吨 周环比上涨15.16元/吨 [5][23] - 动力煤库存变化:截至9月17日 秦皇岛港煤炭库存630万吨 周环比下降8万吨 截至9月18日 内陆17省煤炭库存8914.8万吨 周环比上升1.79% 沿海8省煤炭库存3455.5万吨 周环比上升1.14% [5][32][35] - 电厂日耗数据:内陆17省电厂日耗339.2万吨 周环比上升1.22% 沿海8省电厂日耗222.7万吨 周环比上升0.32% [5][35] - 水电来水情况:截至9月19日 三峡出库流量25900立方米/秒 同比上升239.90% 周环比上升14.60% [5][47] - 电力市场交易电价: - 广东日前现货周度均价317.25元/MWh 周环比上升17.73% 实时现货周度均价345.74元/MWh 周环比上升11.56% [5][54] - 山西日前现货周度均价345.73元/MWh 周环比上升28.00% 实时现货周度均价355.20元/MWh 周环比上升33.32% [5][61] - 山东日前现货周度均价305.00元/MWh 周环比下降3.78% 实时现货周度均价311.55元/MWh 周环比下降10.87% [5][62] 天然气行业数据跟踪 - 国内外天然气价格:截至9月19日 上海石油天然气交易中心LNG出厂价格全国指数4019元/吨 同比下降21.92% 环比下降0.84% 截至9月18日 欧洲TTF现货价格11.24美元/百万英热 周环比上升3.4% 美国HH现货价格3.03美元/百万英热 周环比上升12.6% 中国DES现货价格11.57美元/百万英热 周环比上升1.3% [5][60][65] - 欧盟天然气供需:2025年第36周 欧盟天然气供应量56.0亿方 同比上升16.7% 周环比持平 其中LNG供应量26.3亿方 周环比上升13.2% 占供应量的58.5% 欧盟天然气消费量34.9亿方 周环比下降3.3% 同比下降8.8% [5][69][80] - 国内天然气供需:2025年7月 国内天然气表观消费量361.70亿方 同比上升2.9% 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% 环比上升16.7% PNG进口量551.00万吨 同比上升5.6% 环比上升6.0% [5][83][84] 本周行业重点新闻 - 8月份全国规上工业发电量9363亿千瓦时 同比增长1.6% 日均发电首次突破300亿千瓦时达302.0亿千瓦时 1-8月份规上工业发电量64193亿千瓦时 同比增长1.5% [6][91] - 分品种发电情况:8月份规上工业火电同比增长1.7% 水电下降10.1% 核电增长5.9% 风电增长20.2% 太阳能发电增长15.9% [6][91] - 8月份规上工业天然气产量212亿立方米 同比增长5.9% 日均产量6.9亿立方米 1-8月份规上工业天然气产量1737亿立方米 同比增长6.1% [6][92] 投资建议 - 电力领域建议关注: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 水电运营商长江电力 国投电力 川投能源 华能水电等 煤电设备制造商东方电气 灵活性改造技术公司华光环能 青达环保 龙源技术等 [6][94] - 天然气领域建议关注:新奥股份 广汇能源 [6][94]

电力现货市场建设核心目标 - 国家发展改革委与国家能源局印发《电力现货连续运行地区市场建设指引》，旨在全面加快电力现货市场建设，目标在2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖 [2] 新能源入市与现货市场机制优化 - 新能源市场化交易电量在2024年已达到52.3%，政策要求新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场 [3] - 为支撑新能源全量入市，优化现货市场出清机制以形成反映供需关系和调节成本的分时价格信号，并完善以负荷预测和新能源功率预测为基础的可靠性机组组合环节，确保系统安全 [3] - 推动发电侧和用电侧“报量报价”参与现货市场竞争，探索按节点/分区电价申报及结算，以优化负荷侧资源配置 [4] 中长期市场交易机制完善 - 全国大多数省份中长期市场交易已常态化开市，交易频次和周期趋近运行日 [5] - 加快推动D-2连续开市与中长期交易分时段组织等精细化安排，以更好衔接现货市场并适配新能源出力特性 [5] - 支持新能源和核电企业与用户签订多年期协议，并建立中长期签约比例动态调整机制 [5] - 完善煤电中长期交易限价，使其逐步与现货市场限价范围贴近，减少套利空间，推动市场向价格信号引导转型 [6] 辅助服务市场体系健全 - 探索增加备用、爬坡等辅助服务品种，通过市场机制发现服务价值，引导资源针对性投入 [8] - 推动调频市场与电能量市场联合出清，将调频成本纳入整体优化，实现“电能量+辅助服务”协同决策以降低成本 [8] - 扩大参与辅助服务市场主体范围，鼓励新型储能、虚拟电厂等新型主体以聚合方式参与，提高系统灵活调节能力 [9] 可靠容量补偿机制建立 - 提出建立发电机组可靠容量评估机制，科学评估各类型机组及新型储能的容量系数，客观反映其对系统容量充裕度的贡献 [11] - 在此基础上研究建立面向各类电源的容量补偿机制，合理确定单位可靠容量补偿标准并动态调整，帮助机组回收固定成本 [11] - 支持有条件的地区探索通过报价竞争形成容量电价，条件成熟时建设容量市场，引导社会资本向所需容量资源倾斜 [11] 零售市场规范与发展 - 2021至2024年期间，零售市场交易电量年均增长率约达到14.9% [12] - 举措包括搭建零售线上交易平台并建立零售套餐价格事前估算机制，以降低交易成本和促进竞争 [12] - 要求定期发布批发和零售市场均价等信息以提升透明度，并鼓励灵活配置分时零售套餐，挖掘用户侧调节潜力 [12] - 鼓励创新引入绿电零售套餐等新品种，为用户消费绿色电力提供多样化方式 [12] 市场规范化建设与闭环管理 - 从完善市场干预与处置机制、提升市场运营能力、强化市场监管三方面加强规范化建设 [13] - 通过建立市场力监测与管控机制、完善信息披露、加强业务流程标准化等措施，实施“监测-评估-干预-反馈”的闭环管理，以预防市场力滥用和减少价格扭曲 [13]

核心观点 - 上网电价普遍下降对发电企业业绩造成显著负面影响 五大发电集团核心上市公司营收全部同比下滑 主要原因为电力市场化交易加速推进和新能源装机量快速增长导致的供需宽松及竞争加剧 [1][4][6][8] 五大发电集团业绩表现 - 华能国际上半年营收1120.32亿元同比下降5.7% 境内平均上网电价485.27元/兆瓦时同比下降2.69% [2] - 国电电力营收776.55亿元同比减少9.52% 平均上网电价409.7元/兆瓦时同比下降6.72% [2] - 华电国际营收599.53亿元同比减少8.98% 平均上网电价516.8元/兆瓦时同比下降1.44% [2] - 大唐发电经营收入571.93亿元同比下降1.93% 平均上网结算电价444.48元/兆瓦时同比降低3.95% [2] - 中国电力主营业务收入238.58亿元同比下降9.87% 风电均价410.66元/兆瓦时同比下降8.05% 光伏发电376.80元/兆瓦时同比下降5.97% [3] 核电企业受影响情况 - 中国广核上半年营收391.67亿元同比下降0.53% 归母净利59.52亿元同比下降16.3% 平均结算电价同比下降8.23% [6] - 中国核电上半年归母净利56.66亿元同比下降3.66% 销售毛利率同比下降2.2个百分点 核电平均上网电价0.35元/千瓦时同比减少4.81% [6] 电价下降驱动因素 - 全国统一电力市场加速构建 市场化交易电量占比提升 新能源全面入市后各电源统一竞争 [4][8] - 新能源发电主体在出力高峰期采取激进报价策略 甘肃等地报价压低至0.04元/千瓦时 部分省份触及零电价或负电价区间 [4] - 电力供需宽松格局形成 发电能力提升超过用电需求提升 全国发电装机容量36.5亿千瓦同比增长18.7% [6][7] - 太阳能发电装机容量11亿千瓦同比增长54.2% 风电装机容量5.7亿千瓦同比增长22.7% 可再生能源发电量达17993亿千瓦时同比增加15.6% [7] 电力市场化改革进程 - 136号文推动新能源上网电量全面进入电力市场 394号文要求2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖 [8] - 新疆地区风电企业全部电力参与现货交易 电价根据实际用户需求波动 存在倒挂电价现象 [9] - 浙江2025年年度中长期电力交易成交1887.22亿度电 交易均价比上年下降11.09% [10] - 黑龙江省一般工商业销售电价降价幅度达10.2% 全年减轻电费负担13.56亿元 [10] 行业竞争格局变化 - 新能源近乎零边际发电成本属性驱动各电源形成竞争格局 在出力高峰时段成为优先调度对象 [4][5] - 煤电、气电等因边际成本显著高于新能源报价 在新能源出力高峰时段丧失竞争资格 [5] - 电力市场呈现分时段同质化竞争特征 形成多电源品种在不同时段内的市场踩踏效应 [5]

新能源电力市场化改革核心进展 - 全国首次新能源机制电价竞价在山东开展，标志着电力市场化改革迈出关键一步 [1] - 首轮竞价有3000多个风电、太阳能发电项目参与 [1] - 山东电网负荷在迎峰度夏期间8次创历史新高，首次突破1.3亿千瓦 [1] - 截至8月底，山东新能源装机容量达1.2367亿千瓦 [1] 机制电价竞价模式与作用 - 机制电价竞价从“量”和“价”两个维度设计，“量”根据年度消纳责任权重确定，“价”采取“低价优先”方式入围 [1] - 竞价形成的机制电价相当于动态“价格保险”，保障发电企业收益预期 [2] - 该机制倒逼新能源企业聚焦成本控制和技术创新 [2] 甘肃电力市场实践与成效 - 甘肃新能源装机规模超7400万千瓦，占全省电网总装机比重超过65% [2] - 甘肃电力现货市场自2023年9月5日正式运行，以15分钟为交易节点 [3] - 2024年通过市场协同助力新能源消纳90.8亿千瓦时，辅助调频增发新能源电量46亿千瓦时 [3] - 新能源发电量增量占总发电量增量比例达66%，利用率较2015年提升30%以上，2024年9月以来保持在90%以上 [3] 市场机制对系统运行的影响 - 现货市场引导煤电机组在新能源大发时段平均出力减至额定出力的33%，为新能源腾出空间 [3] - 省内用电负荷高峰时段向午间11点至12点转移，负荷曲线更适应新能源发电特点 [3] - 甘肃构建起“集中式+全电量优化”“日前+实时”双轮驱动的完整市场框架，为全国提供可借鉴解决方案 [4]

核心观点 - 电力行业的核心观点是电价由供需关系决定，预测2026年北方地区电价将止跌，而南方地区电价将呈现震荡态势 [3] - 研究具备开创性，创建了电力供需模型以预测电价，且实证有效 [3] 研究团队与框架 - 公共事业首席分析师拥有十七年的个人周期研究经验，观点持续性强，擅长把握拐点机会 [3] - 国泰海通证券已发布2025年研究框架培训视频版 [5] - 相关报告为《电力市场化改革全景图——寻找系统成本最优解》，报告日期为2024年7月10日 [6]

**华能国际电话会议纪要关键要点分析** **涉及的行业和公司** * 行业为电力行业 公司为华能国际电力股份有限公司[1] * 公司是国内最大的上市发电公司之一 主营业务为火电和新能源发电[13] **核心观点与论据：火电业务盈利修复与优势** * 电价市场化机制放开是火电盈利修复的核心原因 自2021年10月起各省允许标杆电价上浮20%[3][6] * 煤炭价格控制至关重要 2022年煤价回落及中长期价格新政（500-700元/吨）有效降低燃料成本[2][3] * 容量电价政策提升火电竞争力 补偿利用小时数下降 标准从2024年100元/千瓦/年提至2026年165元/千瓦/年[2][15][16] * 公司火电业务盈利显著改善 2025年上半年度电利润达4.5分 较2024年同期提升约2分钱[14] * 公司在火电领域具备显著优势 装机规模最大 东部及中东部地区竞争优势突出 煤耗水平低于全国平均[2][11][13] * 火电行业投资范式发生变化 收入来源多元化 容量市场及辅助服务市场增强盈利稳定性[12][15] **核心观点与论据：新能源业务发展与转型** * 新能源业务是重要盈利增长点 2025年上半年风电和光伏利润占总利润40%[21] * 公司新能源装机规模持续提升 截至2025年底预计达5500万千瓦 占总装机规模35%[21][22] * 每年资本开支约500亿人民币主要用于新能源 保守估计年新增800万千瓦装机带来约8亿业绩增量[21][23] * 政策影响新增装机 2025年136号文对存量项目保量保价 增量项目通过竞价确定价格 2025年光伏新装容量同比下滑40%-50%[25][26] * 绿证价格上涨显著 从2025年初的一两元涨至六七元 原因包括需求增加和供给预期缩减 上半年交易量达3.5亿张（2024年全年为4.5亿张）[28] **核心观点与论据：公司财务表现与股东回报** * 公司减值规模得到控制 从2019-2020年度的五六十亿元降至2024年的20亿元以内[10] * 分红政策慷慨 承诺比例50% 2024年实际分红比例达59%[31] * 高股息率提供投资安全垫 当前A股股息率接近5% 港股股息率接近7%[31] * 公司整体业绩优于市场预期 受益于行业政策转变及自身转型[3] **其他重要内容：历史回顾与行业影响** * “十三五”期间股价承压原因包括宏观降电价政策、煤炭价格上涨但电价受限、以及公司进行大规模减值[4][5][9] * 电力市场化改革在“十三五”期间因降电价压力效果有限 但“十四五”期间通过多种机制提升火电竞争力[9][12] * 新能源参与电力市场导致电价下降 2024年底约50%新能源电力进入市场交易且通常折价出售[24] * 当前市场环境对公司有利 2025年电价预期趋于稳定 煤炭价格年底可能小幅上涨[19][30]

活动概况 - 国网甘肃省电力公司在张掖市举办甘肃省2025年电力市场服务提升暨电价政策宣讲活动（河西片区）[1] - 活动主题为“聚焦市场新政 共筑绿色未来”[1] - 嘉峪关、金昌、酒泉、张掖、武威五市发电、用电企业代表90余人参加会议[1] 政策与市场机制解读 - 授课专家详细讲解电力市场改革核心内容，包括中长期、现货市场机制及运行情况[3] - 对新能源上网电价市场化改革政策进行重点解读[3] - 结合全省实际情况分享降低用电成本的实用策略[3] 企业互动与反馈 - 参会企业就交易流程、电价波动风险、绿电绿证交易细节等问题与专家深入探讨[3] - 张掖一家企业负责人表示将参照分时电价调整生产计划，控制最大需量电费成本，并跟进现货市场峰谷价差变化以降低用电成本并主动消纳绿电[3] - 5家地市政府代表围绕区域电力保障与新能源发展建言献策[3] - 10家发电、用电企业代表结合自身经营实际交流经验[3] - 国网甘肃省电力公司相关部门对企业提出的意见建议进行现场答复[3] 未来规划 - 国网甘肃省电力公司将持续深化电力市场体系建设[3] - 公司将为企业提供更加精准的政策服务和技术支持，助力企业在电力市场化改革中把握机遇、实现绿色发展[3] - 目标是为构建新型能源体系、推动地方经济高质量发展贡献力量[3]

政策核心要求 - 售电公司需向零售用户准确宣传政策规则并提供真实全面的市场信息[1] - 售电公司不得进行虚假营销宣传或作出虚假承诺[1] - 售电公司要优化用户用能方案降低用户用能成本[1] 企业经营规范 - 禁止售电公司与发电企业签订阴阳合同损害用户利益[2] - 禁止售电公司与用户签订明显低于市场均价的合同[2] - 发售一体售电公司需确保发电与售电业务在人员财务信息方面的独立性[2] - 售电公司要直接对接服务零售用户开展注册入市合同调整等服务[2] 市场监管措施 - 陕西电力交易中心需加强经营主体行为监测及时发现违规行为[3] - 交易中心要对零售高价售电公司和高批零价差售电公司加大披露力度[3] - 监管部门将严厉查处串通涨价哄抬价格等违法违规行为[10] 市场环境建设 - 售电公司需发挥政策传递服务落地风险缓冲作用[5] - 国网陕西电力需加强四级服务体系建设推进穿透式服务[9] - 通过部门联动规范电力交易市场秩序维护公平竞争环境[10]

政策导向与目标 - 国家发改委和能源局发布《新型储能规模化建设专项行动方案(2025—2027年)》，明确到2027年全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元 [1][2] - 政策导向从单纯追求装机规模转向提升运营效率和市场价值，强调储能需深度融入市场机制以避免成为"沉睡资产" [1][2] 行业发展现状 - 截至2024年底，全国已建成投运新型储能装机规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，占全球总装机比例超过40%，规模居世界第一 [2] - 三年内需新增超过1亿千瓦装机，年均增长超3300万千瓦，行业进入从"量"到"质"的高质量发展阶段 [2] 市场化机制转型 - 国家发改委和能源局明确不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件，终结"强制配储"时代 [3] - 2024年国内储能装机规模中，新能源指标带来的储能需求占比达74.6%，政策节点前出现"抢装潮"以锁定存量项目政策红利 [3] - 市场化机制成为关键，《方案》鼓励"新能源+储能"作为联合报价主体参与电能量市场交易，支持储能项目以法人身份单独入市 [3] 收益模式挑战与调整 - 电力市场化改革深化导致传统峰谷价差套利模式面临挑战，以江苏省为例，6月实际价差降至0.6199元/kWh，较改革前缩水24.63% [4] - 价差收窄引发收益率下滑，投资方更加谨慎，系统配置向4小时长时储能演进，投资模型转向"电能量+辅助服务+容量补偿"综合收益 [4] 技术创新与应用 - 《方案》将创新"人工智能+"应用场景列为重点任务，依托大数据、云计算、AI等前沿技术培育可复制性强的新型储能应用场景 [5] - AI算法通过实时动态优化充放电策略成为唤醒"沉睡资产"的关键利器，行业从"政策哺育"向"市场导向"转型，运营能力成为核心竞争壁垒 [5]

市场表现 - 市场走势分化 沪指跌0.23% 深成指涨0.63% 创业板指涨1.52% [1] - 沪深两市成交额2.28万亿元 较上一交易日缩量2458亿元 [1] - 游戏 猪肉 汽车板块涨幅居前 贵金属 文化传媒板块跌幅居前 [1] 国金证券观点 - A股第三轮基本面主导的重估渐行渐近 [1] - 建议已入场投资者无需急于离场 因全球流动性泛滥 国内长期估值修复及短期催化剂共同支撑市场 [1] - 建议未入场投资者保持耐心等待更佳时机 因市场修复需依赖经济基本面持续改善 [1] - 建议关注三类资产：高股息资产 实物资产和黄金应对全球滞胀 科技板块突破经济停滞 中国转型中出海 产业升级和下沉消费领域的优质企业 [2] 华泰证券观点 - 国家发改委和能源局发布3条政策及征求意见稿 聚焦深化电力市场化改革 [3] - 政策明确绿电直连 风光储一体项目的输配电价机制和路线图 为储能装机增长划定底线目标 [3] - 政策组合拳将首先利好储能和风电订单持续性 [3] 中金公司观点 - 室内滑雪场作为新兴地产品类常与商业 酒店构成文旅综合体 [4] - 国内优质冰雪资源匮乏与滑雪群体增长存在供需矛盾 室内雪场能精准解决痛点并推动滑雪运动普及 [4] - 看好头部室内雪场运营商发展空间及产业链企业投资机会 [4]