公用事业行业：各地新政限制售电盈利，有利电价企稳－周报251126

本报告导读：电力需求仍在上升趋势，长期看好火电。

投资要点

各地限制售电公司盈利，抵御恶性竞争，有利电价企稳。10 月全社会用电量 8572 亿度，YOY+10.4%（9 月 YOY+4.5%），二产/三产/居民用电量 5688/1609/1155 亿度，YOY+6.2%/+17.1%/+23.9%（9 月YOY+5.7%/+6.3%/-2.6%）提升，主要还是去年的天气等基数低的原因。预计全年 5%以上用电增速问题不大，三季报后，市场担忧 26年长协电价和近期的高煤价，预计长协签订后行业会好转。各地都在出台售电公司超额收益分成政策。1、河南要求用户也需承担超额亏损，但上限仅 10%。2、广东 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 比例分享给用户。同时将公示批零差价最大 30 家及固定价格均价最高 30 家售电公司名单。3、目前，河南、陕西、安徽、江西、四川等地区发布了限价政策，对比河南提出的 3 厘/度，广东限价 1 分虽不是最低，但是 1:9 的分成比例明显高于其他地区的“2:8”“5:5”比例，更进一步体现政策向用户端倾斜。陕西 2026 年市场化交易方案：（1）煤电年度电量应不低于上一年实发电量的 70%，+月度后到 80%。（2）分时交易不限价，各时段申报价格上、下限暂定为 0.52/0 元/度。用户年度中长期不低于 55%，+月度不低于 60%。（3）新能源机制电量，由电网代表全体用户与其签订，合同价格明确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。辅助服务和备用各地新政：1、京津唐：电力调峰辅助服务市场规则：火电对机组额定容量(Pn)50%以下部分按照价格递增逐档申报。火电机组 40%＜Pn≤50%，0-220 元/MW•h；30%＜Pn≤40%，0-270 元/MW•h；20%＜Pn≤30%，0-320 元/MW•h；Pn≤20%，0-370 元/MW•h。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。国家能源集团预计：（1）2024 年全国最大用电负荷 14.4 亿千瓦，最大用电负荷峰谷差率约 25%，煤电以 36%的装机提供了 55%电量和70%顶峰。（2）预计 2030 年，煤机 15.4 亿千瓦；155 新增气电 4000万~5000 万千瓦。（3）2035 年煤机装机不变，发电 5.8 万亿度，占比 38%；2030-2035 年气机增至 2.4 亿千瓦。（4）2050 煤机 13 亿千瓦，电量占比 19.2%；到 2060 年煤机 9.0 亿千瓦，电量 1 万亿度。25 年 Q3 盈利继续好转。我们认为火电目前 PE 低于 10 倍，分红率将提升，海外电力龙头 PE 普遍在 20 倍左右，值得看好。建议关注：华电国际、京能电力，皖能电力、大唐发电、浙能电力、华能国际、宝新能源、华润电力，中国电力、国电电力、湖北能源，国投电力，广西能源、三峡能源、龙源电力、中广核新能源、福能股份、中闽能源、大唐新能源、长江电力、华能水电、川投能源、桂冠电力，桂东电力，黔源电力、中国核电、中国广核。

风险提示。（1）经济增速预期和货币政策导致市场风格波动较大。（2）电力市场化方向确定，但发展时间难以确定。