云南明确容量电价全额回收，煤电容量价值加速兑现。12月8日，云南省三部门联合印发《关于完善云南省煤电容量电价机制的通知》（以下称《通知》），继甘肃省发布将煤电容量电价提升至330元/年·千瓦的征求意见稿之后，云南省为首个正式明确容量电价全额补偿的省份。根据《通知》，2026年起云南省合规在运的公用煤电机组通过容量电价回收固定成本的比例提升至100%，即按照每年每千瓦330元执行。同时，《通知》明确容量电费按照云南省外送煤电电量与省内煤电电量等比例分摊，其中需省内分摊的容量电费，纳入系统运行费用，每月由全体工商业用户按当月用电量比例分摊。在配套政策机制方面，《通知》提出：取消燃煤发电电能量市场，煤电与其他类型电源同台参与市场交易；在现货市场中引导煤电机组按边际成本报价，按照“补偿合理发电成本”原则确定煤电运行补偿的成本标准。容量电价全额回收从市场机制的角度保障火电成本的传导，即“容量电价回收固定成本”、“电能量电价回收边际成本”，火电真正回归公用事业属性环境得以建立。截至目前，甘肃省、云南省均提出2026年起容量电价回收比例提升至100%，广东、安徽、宁夏等地也按照国家规划明确2026年起煤电容量电价标准将提升至165元/年·千瓦，煤电机组容量价值有望得到加速兑现，并进一步边际强化火电公司的盈利稳定性。同时考虑国资委对央国企考核要求的加强，有望强化发电企业的盈利兑现和分红意愿，火电的红利属性将进一步体现，我们明确看好火电在资本市场的估值框架有望从过去周期体系向红利体系进行历史拐点级别的转换，火电的价值重估有望提速。
　　新能源报价机制优化，助推新能源高效入市。近日，国家发改委、国家能源局联合印发《关于优化集中式新能源发电企业市场报价的通知（试行）》（以下称《通知》），允许新能源发电企业以集中报价方式参与市场交易（不含分布式、“沙戈荒”大基地等新能源），并且明确集中报价主要适用于电力现货市场正式运行和连续结算试运行地区电力中长期电能量交易中的集中交易和现货电能量交易。长期以来，新能源参与市场化交易受到新能源场站分散、单体项目偏小、报价能力参差不齐等多重因素限制，《通知》的出台允许新能源采用集中报价的方式参与市场，更加适应现阶段新能源规模化发展的特征以及新能源企业的实际运营模式，能够从机制层面有效破解分散交易带来的效率低下问题，提高报价效率和准确性，有助于形成更加稳定的电价预期。此外，《通知》对集中报价的新能源发电企业进行了明确的规模约束和边界限制：参与集中报价的新能源发电企业，原则上集中后的总装机规模不应超过所在地区电力市场单个最大燃煤发电厂装机规模（不含特高压输电通道配套电源），且仅允许同一集团内同一省份的企业集中报价，禁止跨集团、跨省份行为，既能够确保新能源企业形成适度规模、提升报价能力，又有效避免新能源市场力的过度集中和潜在垄断风险。
　　投资建议：推荐关注优质转型火电运营商华能国际、大唐发电、国电电力、华电国际、中国电力、华润电力、福能股份和以内蒙华电为代表的“煤电一体化”火电；水电板块推荐优质大水电长江电力、国投电力、川投能源和华能水电；新能源三重底部共振下，行业投资长夜将明，推荐龙源电力H、新天绿色能源H、中国核电和中闽能源。
　　风险提示
　　1、电力供需存在恶化风险；
　　2、煤炭价格出现非季节性风险。