2025年公用事业行业深度跟踪：火水聚焦Q2业绩，绿电评估政策进展

一、两部委发文深化提升 “获得电力”服务水平，打造 现代化用电营商环境

两部委发文深化提升 “获得电力”服务水平，打造现代化用电营商环境。2025年6 月3日，国家发展改革委与国家能源局联合发布《关于深化提升“获得电力”服务 水平 全面打造现代化用电营商环境的意见》，提出到2029年，我国基本建成办电 便捷化、供电高质化、用电绿色化、服务普惠化、监管协同化的现代化用电营商环 境。这一政策是对2020年“三零”“三省”改革的全面升级。主要内容包括：1.在 原有“三零”（零上门、零审批、零投资）服务基础上，将低压办电“零投资”范 围扩大至160千瓦及以下各类民营经济组织，降低小微企业、个体工商户等市场主 体的用电门槛；2. 首次提出常态化治理频繁停电，要求供电企业一年内停电次数不 超过5次、连续60天停电不超过3次（不可抗力除外），并通过“整线成片”改造实 现问题台区动态清零。3.推进绿色转型，优化分布式光伏接入电网的承载力评估机 制，鼓励重点用能单位使用绿电，做好电动自行车充电设施接电服务。政策要求电 网企业加大电网建设改造力度、加强配电网主动运维，政策提出简化分布式光伏接 入流程并激励绿电消费激励，这与国家能源局近期豁免分布式光伏、分散式风电等 主体电力业务许可证的政策以及绿电直连政策形成协同。

此前两部委发文推动绿电直连，要求自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于 60%。5 月 30 日，国家发改委、国家能源局发布《关于有序推动绿电直连发展有关 事项的通知》，总体来看以满足用户绿电需求、解决新能源就地消纳为核心发展目 标。项目按照负荷是否接入公共电网分为并网型和离网型两类；其中并网型项目整 体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于 60%，占总用电量的比例 应不低于 30%，并不断提高自发自用比例，2030 年前不低于 35%；在现货市场连 续运行地区，可采取整体自发自用为主，余电上网为辅的模式，现货市场未连续运 行地区，不允许向公共电网反送。鼓励并网型项目通过合理配置储能、挖掘负荷灵 活调节潜力等方式，充分提升项目灵活性调节能力，尽可能减小系统调节压力。绿 电直连项目合理缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附 加等费用；项目负荷不得由电网企业代理购电。本次政策推动绿电直连，隔墙售电 模式逐步放开，绿电清晰可溯源有望催化更多企业绿能使用需求，新能源上网电价 改革后、消纳政策紧接落地，绿电盈利模式有望逐步清晰。

山东、广东、蒙东 136 号文细则陆续落地，山东、蒙东存量机制电价定为燃煤标杆。 5 月 7 日，山东省发改委发布 136 号文细则，存量项目合约电价为燃煤标杆基准价 0.3949 元/度，合约周期为保障全生命周期合理利用小时的剩余部分，带补贴的部分 照常发放；5 月 31 日后的新增项目，竞价价格原则上不高于上年，合约执行期限文 件未明确。5 月 12 日，广东省电力交易中心印发新能源增量项目相关细则，广东采 用集中竞价的方式开展竞价交易，增量项目机制电价的执行期限为海上风电项目 14年、其他新能源项目 12 年，到期后不再执行机制电价。5 月 29 日，内蒙古自治区 发改委、能源局印发蒙东细则通知，纳入机制的电量机制电价为蒙东煤电基准价 0.3035 元/度，达到全生命周期合理利用小时数或项目投产满 20 年后，不再执行机 制电价；增量项目衔接现行电力交易政策，暂不安排新增纳入机制的电量。总体来 看，基本能延续对新能源发展的友好趋势，参考此前国家发改委、能源局顶层文件 （2 月 9 日《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》， 国家发改委、能源局）要求各地要在 2025 年底前出台并实施具体方案，预计后续各 省合约电价细则陆续落地，绿电的存量项目的 ROE 将得到明确。

期待消纳问题解决、电价理顺，绿电业绩增速回正，估值修复可期。综合来看，绿 电从当前情况来看尚存在六大困境：（1）保障利用小时持续回落，引发消纳忧虑； （2）非保障利用小时部分的市场化竞争报价，消纳进一步承压；（3）现货市场部 分电价承压；（4）配储成本；（5）补贴发放；（6）风机组件等造价。尽管当前风 机组件价格有所回落，新能源上网电价改革、火电的辅助服务降低配储成本，但绿 电的商业模型仍未显著改善。复盘过去几年绿电的估值与业绩数据，我们发现绿电 的估值提升恰好发生于利润高增及 ROE 的高点，伴随绿电装机增速的回落和 ROE 的回落（2024 年增速已转负），绿电的估值体系也从偏成长的 PEG 走向偏价值的 PB-ROE 定价体系。伴随电力系统的改革逐步推进，通过环境溢价以及市场化交易 等，从长期看将会显著的改善绿电的六大困境，赋予绿电稳定的盈利模型。关注政 策推动 ROE 企稳，当前可优先布局高 ROE、低 PB 绿电公司。

二、政策回顾：安徽发布《安徽电力现货电能量市场交 易实施细则》等

近日（2025/06/03-2025/06/06）公用事业行业政策： 2025年6月3日，安徽电力交易中心发布《安徽电力现货电能量市场交易实施细则》， 其中提出：调整停备机组收益回收机制，降低发电侧中长期超签回收标准，调整月 度调平电量结算价格，新增电费差错退补条款；对市场运营费用参数进行修订，发 电侧中长期超签偏差收益回收费用调整系数h5：燃煤火电暂定1.5，发电机组超额获 利回收系数（按日）δ1取1.2、δ2取1.5。 2025年6月4日，江苏电力交易中心发布《江苏电力市场结算管理实施细则》，其中提 出：燃煤机组调试及拿证前，按最近月度代理购电均价结算；新投产集中式风电、光 伏拿证后办入市、选交易类型，拿证当月及前按保底价结算，次月起按市场规则，未 选默认常规交易；参与绿电交易的风电、光伏企业，不参与不平衡电量及资金分摊 返还。

三、行业高频数据跟踪

（一）近期海内外煤价小幅下降，沿海电厂负荷环比上升同比下降

港口煤价：根据 wind 数据，2024 年 3、4 月秦皇岛 5500 大卡动力煤煤价逐渐回落 至 900 元/吨以下，进入 5 月后，伴随气温升高、用电量上行，煤价有所回升。2025 年 6 月 6 日秦皇岛 5500 大卡动力煤市场价格为 609 元/吨，较上周同期下降 2 元/ 吨，位于近 12 月以来 0.0%的价格低位。6 月 6 日环渤海动力煤指数报价 669 元/ 吨，较上周持平；秦皇岛港、天津港、京唐港、曹妃甸港港口价格分别为 670 元/吨、 670 元/吨、670 元/吨、670 元/吨，全部较上周持平。近几月环渤海动力煤指数波动 较小。

进口煤价：近期印尼烟煤价格下降，根据百川盈孚数据，6 月 6 日，广州港外贸动力 煤印尼烟煤 Q4200、Q4800、Q5500 价格分别为 520、613、705 元/吨，与上周同 期相比均持平。目前动力煤印尼烟煤 Q4200 换算为 Q5500 的价格为 681 元/吨， 2023 年 5 月以来海内外煤价同频大幅下跌，8-9 月有所回调后，2024 年 2 月以来 继续下跌，5 月有所回升，近期小幅下跌，当前秦皇岛动力煤 Q5500 价格低于印尼 烟煤（Q4200 换算为 Q5500）72 元/吨，国内煤和进口煤价之间差价小幅扩大。

产地煤价：产地动力煤车板价格 2023 年以来大幅下跌，经历一段时间的小幅回涨后 再次下跌，些许波动后近期继续下跌。6 月 6 日山西大同 5500 大卡动力煤车板价为505 元/吨，较上周同期上升 18 元/吨；6 月 6 日内蒙古乌海、山东枣庄 5500 大卡动 力煤车板价分别为 474、610 元/吨，分别较上周同期变化-12、0 元/吨。

煤炭库存：2023 年 6 月以来北方港、广州港煤炭库存持续下降，9 月以来攀升后有 所回落，近期北方港大幅下降，广州港库存大幅上升。本周秦皇岛港、曹妃甸港、国 投京唐港、黄骅港煤炭库存分别较上周同期变化-20、-42、-29、-11 万吨，广州港煤 炭库存较上周同期下降 5.5 万吨至 277 万吨。截至 6 月 6 日，秦皇岛港、曹妃甸港、 国投京唐港、黄骅港煤炭库存分别 655、557、221、197 万吨，合计库存 1630 万 吨，环比上周同期下降 102 万吨。

山东电力交易中心自 2021 年 12 月起，在官网公开披露山东省电力现货结算试运行 日报。从中长期交易来看，本周交易电量环比小幅上升，6 月 3 日至 6 月 6 日成交 电量达 20.68 亿千瓦时，环比上周同期下降 3.8%；本周加权平均成交电价达 370.92 元/兆瓦时，环比上周同期上升 3.96%。现货交易方面，本周日前加权平均电价最高、 最低值分别为 259.82（周五）、214.68（周四）元/兆瓦时，环比上周分别下降 5.7%、 下降 14.0%。

广东电力交易中心自 2021 年 11 月起，在官网公开披露广东省电力现货结算试运行 日报，主要披露现货日前及实际交易数据。从现货日前交易市场来看，本周发电侧 加权平均电价 6 月 3 日（周二）达到最高值 345.60 元/兆瓦时，其中燃煤为 343.14 元/兆瓦时，燃气为 372.67 元/兆瓦时，新能源为 108.16 元/兆瓦时；6 月 6 日（周一）为本周加权平均电价最低值 268.25 元/兆瓦时，其中燃煤为 269.06 元/兆瓦时， 燃气为 311.24 元/兆瓦时，新能源为 108.16 元/兆瓦时。

东部沿海电厂负荷表现分化。通常来看，3 月起供暖期结束电厂负荷率有所下降，经 历 4、5 月用电负荷低谷期后，6 月起用电负荷开始回升，7、8 月随高温天气持续保 持增长，9 月起随气温回落有所下降，11 月初入冬后逐步回升。 2024 年初至今东部沿海地区电厂负荷同比偏高，经历 2 月中下旬的下降之后再次回 升到高点，目前整体回落。2025 年 5 月 23 日江、浙、沪地区电厂负荷率分别为 78%、 80%、78%，平均电厂负荷率达到 78.7%，环比上周上升 2.7 个百分点，同比下降 4.0 个百分点；广东、福建地区电厂平均负荷环比上周上升 3.5 个百分点，同比上升 3.0 个百分点；山东地区电厂负荷率环比上周上升 3.0 各百分点，同比下降 4.0 个百 分点。

（二）天然气：海内外气价同比偏高，近期价格开始回落

国内LNG到岸价、出厂价分别较2025年初下降18.3%、下降2.2%。根据金联创披露 数据，2025年6月5日LNG到岸价为12.54美元/百万英热（合人民币4685元/吨），较 近12月的高点6383元/吨下降26.6%，较2025年初下降18.3%。根据上海石油天然气 交易中心披露数据，LNG出厂价近期有所上升，6月6日我国LNG出厂价4423元/吨， 环比上周上升0.09%，较2025年初下降2.2%。

英国、欧洲天然气价格近期小幅上升，美国天然气指数小幅下降。2025年6月6日欧 洲基准TTF荷兰天然气期货收盘价为36.17欧元/MWh，较上周同期上升5.67%，较 2025年初下降28.1%。JKM日韩综合到岸价格指数2022年8月25日达69.96美元/百万 英热高点后开始回落，2025年6月6日为12.45美元/百万英热，较上周同期上升2.39%， 较2025年初下降13.5%。2025年6月6日美国NYMEX天然气期货收盘价为3.79美元/ 百万英热，较上周同期上升9.54%，较2025年初上升3.6%。

四、行业个股重点公告及板块行情跟踪

（一）个股动态跟踪：长源电力+林洋能源+南网能源+华银电力等

长源电力：6月3日，公司5月份完成发电量29.66亿千瓦时（同比-1.06%），其中火电 /水电/新能源分别同比+1.83%/-42.95%/+0.86%；1-5月累计完成发电量142.06亿千 瓦时（同比-4.95%），其中火电/水电/新能源分别同比-4.40%/-46.48%/+17.09%。 林洋能源：6月4日，公司中标国家电网2025年第三十一批采购项目，中标金额约1.65 亿元。 南网能源: 6月5日，公司孙公司阳山南电申请破产。

华银电力: 6月6日，公司拟投资建设三个新能源项目，包括株洲市醴陵市沩山风电场 项目（50MW）、郴州市桂东县普洛风力发电项目（100MW），衡南县向阳光伏发电 项目一期工程（80MW），总装机规模230MW，总投资额约为13.98亿元。

（二）板块行情跟踪：估值处 2010 年以来中低位，关注估值重塑机遇

公用事业板块 2020 年以来走势稳中有升，截至 2025 年 6 月 6 日相对沪深 300 指 数上涨 38.24 个百分点。近三年来公用指数涨幅为 28.18%，处于各板块中上游， 2025 年以来公用指数涨跌幅为-0.92%，处于各板块中下游。当前 GFGY 样本股 PETTM 为 17.12 倍，PE 估值居于 2010 年以来 29.32%左右分位水平；PB 为 1.62 倍， 估值居于 2010 年以来 9.32%左右分位水平。2021 年 8 月以来，受益于政策利好、 业绩底部反转等因素，行业景气度持续提升，公用指数跑赢沪深 300 指数 55.71 个 百分点。

（三）板块及个股行情跟踪

本周 A 股公用事业细分子板块及个股：（1）细分板块方面：本周燃气、绿电板块上 涨，涨幅分别为 1.13%、0.06%，核电、火电、水电板块下跌，跌幅分别为 0.39%、 0.47%、1.34%；（2）个股方面：本周建投能源、甘肃能源等涨幅居前，分别为 4.27%、 3.05%；粤电力 A、江苏新能等跌幅居前，分别为-8.85%、-6.48%。 本周 H 股公用事业细分子板块及个股：（1）细分板块方面：本周港股绿电、核电、 火电、燃气板块上涨，涨幅分别为 7.81%、3.15%、2.60%、2.05%；（2）个股方面： 本周丰盛控股、信义能源等涨幅居前，分别为 33.33%、18.70%；江山控股、中国港 能等跌幅居前，分别为-6.25%、-5.45%。

编辑：火腿肠