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/MWh；30%＜Pn≤40%，0-270元/MWh；20%＜Pn≤30%，0-320元/MWh；Pn≤20%，0-370元/MWh。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。