电力行业：26省1月新增机制差价电费，助力市场化绿电可持续发展

#核心观点： 1、近期，各省发布2026年1月电网企业代理购电价格，其中26个省份系统运行费中新增“新能源机制电量差价电费折合度电水平”项目。该费用为新能源机制电量部分市场交易均价与机制电价的差额。 2、具体来看，河南、山东和陕西的度电差价电费最高；冀北、上海和重庆差价电费最低。在已发布的省份中，21省份差价电费为正值，表明差价结算机制为全面入市的新能源机组提供一定保障。26省差价电费均值为0.021元/千瓦时，中位数为0.015元/千瓦时。 3、行情回顾显示，近期电力板块跑输大盘。动力煤现货价格环比持平，同比下降。秦港煤炭库存环比减少。 #投资建议： 1、持续看好火电转型新能源运营的标的，包括甘肃能源、京能电力、上海电力、华电国际、华能国际、大唐发电、皖能电力、华润电力。 2、稳健性标的推荐中国核电、三峡能源、中闽能源。 3、推荐经营稳健的水电龙头长江电力、受益于省内市场电价持续改善的华能水电。 #风险提示： 煤价上涨的风险：由于目前火电长协煤履约率不达100%的政策目标，因此火电燃料成本仍然受到市场煤价波动的影响。如果现阶段煤价大幅上涨，则将造成火电燃料成本提升。 区域利用小时数下滑的风险：受经济转型等因素影响，我国用电需求存在一定波动。如果后续我国用电需求转弱，那么火电存在利用小时数下滑的风险。此外风电、光伏受每年来风、来光条件波动的影响，出力情况随之波动。如果当年来风、来光较差，或者受电网消纳能力的限制，则风电、光伏存在利用小时数下滑的风险。 电价下降的风险：在发改委全面推进火电进入市场化交易并放宽电价浮动范围后，受市场供需关系和高煤价影响市场电价长期维持较高水平。如果后续电力供给过剩或煤炭价格回落、火电长协煤机制实质性落地，引导火电企业燃料成本降低，则火电的市场电价有下降的风险。 新能源装机进展不及预期的风险：新能源发电装机受到政策指引、下游需求、上游材料价格等多因素影响，装机增速具备不确定性，存在装机增速不及预期的风险。 新能源电源出力波动的风险：新能源的分散性、不稳定性和利用的高成本性制约着新能源发电项目的发展。