2025年公用事业行业中期投资策略报告：火电盈利区域分化加剧，136号文加速新能源市场化

公用事业及环保板块行情回顾

今年以来电力板块跑赢沪深 300 指数 1.33 个百分点

2025 年以来，电力指数表现处于各行业中位水平。截止到 2025 年 6 月 4 日，W ind 电力板块今年以来下 降 0.36%；同期沪深 300 指数下降 1.68%，电力板块累计跑赢大盘 1.33 个百分点。

年初以来，火电上涨 0.89%；水电上涨 1.87%

截止到 2025 年 6 月 4 日，火电子板块上涨 0.89%，跑赢沪深 300 指数 2.57 个百分点；水电子板块上涨 1.87%，跑赢沪深 300 指数 3.55 个百分点；燃气子板块下降 5.52%，跑输沪深 300 指数 3.84 个百分点。

电力及公用事业板块估值处于行业间中下游水平

截止到 2025 年 6 月 4 日，电力及公用事业行业一致预期市盈率为 18 倍，居于各行业中下游水平；而根据 最新净资产计算的市净率，电力及公用事业行业为 1.8 倍，在所有行业中处于中游的位置。

今年以来环保行业跑赢沪深 300 指数 10.6 个百分点

截止到 2025 年 6 月 4 日，环保指数今年以来上涨 7.52%，与其他 W ind 一级行业相比位居第 6 位，累计跑 赢大盘 9.20 个百分点。

2025 上半年环境卫生、环保设备板块涨幅明显

我们在环保板块选择了 105 家 A 股和 10 家 H 股进行跟踪研究，并将这些公司细分为环境监测、大气治 理、固废资源化、综合治理、环境卫生、污水处理、水务运营、固废无害化以及环保设备 9 个子板块。从各子 板块今年年初以来的涨跌幅来看，环境卫生上涨 40.42%，环保设备上涨 14.69%，固废资源化上涨 8.62%，综 合治理上涨 6.03%，污水处理上涨 4.86%，大气治理上涨 4.32%，固废无害化上涨 4.31%，环境监测上涨 1.33%，水务运营下跌 0.3%。

截至 2025 年 6 月 4 日，环保行业一致预期 PE 为 30 倍，居于各行业中上游水平。而根据最新净资产计算 的市净率，环保行业 PB 为 1.6 倍，在所有行业中也处于中游的位置。

煤价偏弱震荡，火电盈利分化加剧

弱需求高库存压制反弹动能，预计动力煤价格维持偏弱震荡

今年以来我国动力煤仍然保持供需双弱格局，供给方面，2025 年 1~4 月全国原煤产量达 15.8 亿吨，同比增 长 6.6%；1~4 月全国进口煤 1.53 亿吨，同比下滑 5.3%，但进口低卡煤仍具备价格优势。需求方面，2025 年 1~ 4 月火电累计发电量 1.98 万亿千瓦时，同比下滑 4.1%，叠加非电需求疲软，地产、水泥、钢铁、化工等行业用煤 韧性有限。库存方面，当前时点全环节库存达 1.97 亿吨，同比增加 889 万吨；北方环渤海港口库存 2742 万吨， 同比增加 374 万吨。 国内煤价承压的同时，国际动力煤市场需求整体偏弱，煤价全线下挫。5 月份，澳大利亚纽卡斯尔港 5500 大卡动力煤（灰分 23）离岸均价报收于 68.8 美元/吨，同比下降 21.1 美元/吨，降幅为 23.5%；印尼加里曼丹港 3800 大卡动力煤离岸均价报收于 46.2 美元/吨，同比下降 9.7 美元/吨，降幅为 17.4%。南非理查兹港 5500 大卡 动力煤离岸均价报收于 73.1 美元/吨，同比下降 20 美元/吨，降幅为 21.5%。欧洲三港 6000 大卡动力煤到岸均价 报收于 94.4 美元/吨，同比下降 11.6 美元/吨，降幅为 11%。另外，受中日韩等主要进口市场需求低迷影响，澳 大利亚动力煤价格月环比持续下行。 综合研判后市，6 月初动力煤价格已显现底部支撑特征，但反弹动能仍受制于弱需求转强进程与高库存去 化节奏，短期内仍将呈现偏弱震荡格局。当前核心变量聚焦于需求端修复动能，电力端重点关注夏季高温对居 民用电的拉动效应、汛期水电出力强度、工商业用电复苏进度等；非电端关注钢铁、水泥等行业的开工率边际 变化、煤化工盈利改善对化工煤需求的支撑。库存方面，须重点关注环渤海八港库存去化情况以及国内煤炭开 采强度和海外进口煤的补充变化。

年度长协电价分化明显，非燃煤因素成关键变量

电价方面，从年度长协电价签订情况来看，尽管煤价下行背景下全国长协电价同步下降，但非煤因素致各 区域电价分化明显。上海、山东等经济发达，电力净输入省电价表现最好，基本与去年同期持平；内陆省份对 市场煤价波动相对弹性更小，同时保供压力对电价形成支撑，如重庆成交均价 0.4583 元/千瓦时，较基准价上 浮 15.62%，反映出区域电力供需紧张及保供政策倾斜，此外山西省、安徽省等省份电价降幅也相对可控；沿 海省份近年新增装机普遍较多，供需边际趋向宽松对电价形成压制，如浙江成交均价同比下降 10.8%、广东成 交均价同比下滑 15.8%。 除各省当前电力供需情况区别，各省潜在火电供给也对年度长协电价有较大影响。我们根据各省的重点项 目规划和电厂核准在建情况对 25-26 年火电的有效装机容量进行了整理计算。（有效装机容量考虑了投产时间 对于容量的影响）。其中，广东、江苏、山东为 25-26 年火电装投产装机的 TOP3，分别投产约 3362 、1950 和 1496 万千瓦，较现有火电装机分别增长 26.67%、18.06%和 8.65%。从火电装机增幅的角度来看，四川、甘肃、 广东三省为火电增幅的 TOP3，25-26 年预计投产 788、870 和 3362 万千瓦，较现有火电装机分别增长 37.08% 、 34.69%、26.67%。四川、甘肃尽管相对增速较高，但机组主要用于调峰或者外送消纳，对省内电价影响相对较 小。

月度电价灵敏度高，偶发因素冲击较大

从更灵敏的月度电价来看，受煤价持续下跌以及省内用电格局边际宽松影响，月度电价同样呈现出价格逐 步下降的趋势。从广东省的月度交易情况来看，2024 年月度中长期综合价呈现逐月波动下滑趋势，2025 年初 由于年度长协价格滑落带动月度电价至地板价，此后维持这一电价水平，仅 3 月因临时需求反弹导致异常值。 从价差结构变化来看，2024 年初广东省双边协商电价与月度集中竞价交易价差较大，至 2025 年 6 月价差基本 接近 0，反映出市场定价逐步趋同。此外，广东省较低的现货价格亦倒逼中长期交易价格，市场出现的长协-现 货套利交易压制中长期电价中枢。

从不同电源竞价情况来看，燃煤机组月度交易成交电量 38.02 亿千瓦时，成交均价 370.38 厘/千瓦时；燃 气机组月度交易成交电量 10.97 亿千瓦时，成交均价 371.06 元/兆瓦时；核电机组月度交易成交电量 7.11 亿千 瓦时，成交均价 372.00 元/兆瓦时；新能源机组月度交易成交电量 0.95 亿千瓦时，成交均价 371.59 元/兆瓦 时。不同电源月度成交价差缩窄至 2 厘以内，反映出市场定价机制逐步成熟，现货价格成为各电源共同锚点， 通过中长期合约对冲风险。 综合来看，广东省月度中长期综合价已进入低位震荡阶段，传统燃料成本让位于系统调节成本与政策机制 设计主导定价，未来价格大幅变化或需依赖容量补偿比例提升或辅助服务市场进一步完善等。

从江苏省的月度交易情况来看，江苏省月度电价呈现逐级下滑趋势，这与市场燃煤价格趋势一致，并且江 苏省内新增装机也加剧了省内竞价烈度。2025 年 1 月江苏省月度交易均价为 405 元/兆瓦时，环比下滑 16 元/ 兆瓦时，受年度长协电价下行影响，跨年月度交易价格亦有明显下滑。 2025 年 6 月江苏省月度交易均价大幅下跌至 313 元/兆瓦时，环比下跌 22%、同比下跌 24%，已经触及中 长期价格 20%浮动下限。我们认为这一方面是煤价进入下行周期后煤电边际成本下降以及江苏省内电力供需持 续宽松的体现，另一方面很可能与江苏省将于 6 月 1 日正式启动电力现货市场长周期结算试运行有关，江苏省 5 月现货调电试运行均价大约在 0.2 元/千瓦时~0.3 元/千瓦时之间，现货价格显著低于月度中长期交易电价，因 此现货市场开启后对月度中长期市场电价产生价格压力。现货市场作为电力系统中最灵敏的价格信号，对于电 力市场价格发现有重要的指示作用，各省开启现货市场时很可能会出现类似的冲击现象。但从我国当前执行的 电力交易机制设计来说，中长期交易与现货交易扮演不同的角色并承担不同的任务，中长期电力价格与现货市 场并不能实现无摩擦的交易套利，并且现货均价较多受到午间极低价格影响，而新能源高峰出力时段反而是火 电低出力期，我们判断江苏省月度长协电价在短期冲击后后续价格有望企稳回升。

现货反应边际成本，多因素限制向下空间

从现货价格走势来看，以广东省为例，2024 年至今广东省现货呈现波动下降的趋势。2024 年 1 月广东省 现货均价为 439 元/兆瓦时，2024 年 2 月广东省现货均价即跌至 337 元/兆瓦时，此后在 330 元/兆瓦时附近震 荡，2025 年 5 月现货均价为 326 元/兆瓦时。虽然 2024 年至今煤价大幅下跌，但现货定价机制遵从“边际出 清”原则，现货价格反应边际成本而非平均成本，因此现货电价通常由系统中成本最高的燃气机组或顶峰煤机 的变动成本决定。对于煤电机组而言，大部分电量仍然通过中长协协议消纳，燃料成本变动主要通过中长协市 场进行传导，而非实时波动的现货市场。 目前我国容量电价对固定成本的覆盖比例分布在 30%~50%，仍有相当部分成本需要电量电价进行回收， 因此即使燃料成本下降，火电在现货市场的报价仍然需要考虑回收固定成本。此外，现货市场中的其他可变的 非燃料成本对现货电价也起到重要的支撑作用，如碳排放成本、灵活性改造成本等，尤其在我国碳市场不断扩 容，碳成本逐步推高的背景下，未来该类非燃料成本的上升或将对冲燃料成本降幅，对现货价格形成有力支 撑。 不可否认，新能源渗透加剧加大了现货市场价格波动，如午间时段光伏容易出现极端低价甚至负电价，拉 低全日现货均价。但新能源接网比例的提升也使得晚高峰等新能源出力缺失时段电价升高，顶峰火电享受高现 货电价，并对现货均价形成支撑。此外，新能源出力波动要求火电频繁调峰，导致煤电机组在低负荷时提高煤 耗，变相提高有效供电成本。

年度长协仍为压舱石，非煤因素挺价有望带来长期超额

综上所述，在我国目前的电力交易市场架构中，火电主要通过中长期电力交易疏导燃料成本，其中年度中 长期协议仍然起到压舱石作用。年度中长期交易价格不仅受到燃料成本变化的影响，也受到当地电力供需格局、 电力交易竞争格局、潜在新增入市机组等因素影响，因此非燃料因素对电价带来额外贡献的区域有望更充分受 益于燃料成本下降，并且该部分电价有望在当前的市场交易过程中持续贡献额外收益。 从 2025Q1 的经营情况来看，上海区域的上海电力、内蒙、京津唐区域的京能电力、山东的华电国际等经营 业绩表现较好，这与区域较好的电价有强相关性。电价跌幅较大的广东、浙江，上市电力企业经营业绩承压。 不同区域火电发电量均呈现下滑态势，我们判断主要系全社会用电增速下滑叠加新能源发电出力快速提升导致 火电供需边际趋向宽松，火电出力空间被挤压。

我们以各省年度长协交易情况测算不同上市公司年度长协电价，假设全年动力煤现货均价约 740 元/ 吨 （25Q1 均价）和 620 元/吨（5 月底最新价格）两种情形，测算以下上市公司业绩弹性与预估股息率变化情况。 测算结果显示，申能股份、上海电力、京能电力、华电国际估算电价降幅较低。市场煤价中枢为 740 元/吨时， PE 估值最低依次为皖能电力、上海电力、华电国际；股息率由高到低依次为京能电力、申能股份、华电国际； 市场煤价中枢为 620 元/吨时，PE 估值最低依次为华电国际、皖能电力、京能电力；股息率由高到低依次为京能 电力、华电国际、申能股份。

综合来看，我们认为目前燃料成本变动能够通过年度长协交易与月度长协交易得到较为充分的传导，并且 随着未来电力市场化程度的不断提升，这一传导过程将愈发通畅。但考虑到我国火电年度长协电量仍占据重要 比例，燃料成本下降后传导过程存在时间差，火电业绩表现仍然大概率受益于动力煤价格下跌。值得注意的是， 电价中的非煤因素或将逐步成为火电电价差异乃至盈利差异的主要来源，偏紧的区域电力供需、良好的区域竞 争格局、更少的潜在进入对手等因素对电价形成支撑，从而在煤价下跌过程中能够更好地享受到毛差走阔。我 们重点推荐受益于区域非煤因素挺价的申能股份、上海电力、大唐发电、华电国际等标的，未来有望持续跑出 售电毛差超额收益。

136 号文开启新能源市场交易元年

新能源入市交易不断加速，各省市场化分化明显

随着新能源发电装机规模的持续扩大，我国新能源发电市场化进程不断向前。2023 年 11 月《关于进一步 加快电力现货市场建设工作的通知》发布，明确了 2030 年新能源全面参与市场交易的时间节点，推动电力现 货市场加速建设。2024 年 4 月《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》发布，推动新型电力系统建设， 规范电力市场相关成员全额保障性收购可再生能源电量行为，为推动可再生能源规模化健康发展，实现清洁低 碳发展目标发挥了重要作用。新监管办法明确了保障性收购电量和市场交易电量，2023 年，我国新能源市场 化交易电量达 6845 亿千瓦时，占全部新能源发电的 47.3%;到 2025 年，新能源市场化交易比例要达到 50%。 目前，新能源参与电力市场交易可大致分为中长期市场交易、现货市场交易和绿电交易，具体情况看各省的电 力市场交易政策。

两部委联合印发 136 号文，机制电价保护新能源项目收益

2025 年 2 月，国家发展改革委、国家能源局发布《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》（136 号文），提出推动新能源上网电量参与市场交易，新能源项目上网电量原则上全部进入电力 市场，上网电价通过市场交易形成。具体来看，《通知》要求新能源项目（风电、太阳能发电）上网电量原则 上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成，其中新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成 的价格。对于跨省跨区交易的新能源电量，交易机制按照跨省跨区送电相关政策执行。在现货市场交易方面， 《通知》提出推动新能源公平参与实时市场，加快实现自愿参与日前市场，现货市场申报价格上限和下限考虑 工商业用户尖峰电价水平和新能源电力市场外的其他收益等因素确定。在中长期市场交易方面，《通知》提出 不断完善中长期市场交易规则，缩短交易周期，提高交易频次，实现周、多日、逐日开市。同时，允许供需双 方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量价、曲线等内容，并可根据实际情况进行灵活调整。总体来 看，新能源全面参与市场交易是电改推进和新型电力系统建设的必然趋势，新能源上网电价将更多反映市场供 求情况、承担电力系统调节责任。

针对新能源广泛参与市场交易后项目收益波动增加的问题，《通知》提出在市场外建立差价结算机制，保 障项目收益稳定性。具体来看，省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等构建机制电价 水平、电量规模和执行期限等，对于纳入结算机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网 企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。电网企业每月按机制电价开展差价结算，对于电 力现货市场连续运行地区，市场交易均价按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定；电力现货市场 未连续运行地区，市场交易均价原则上按照交易活跃周期的发电侧中长期交易同类项目加权平均价格确定。差 价结算机制通过确定机制电价为新能源发电项目提供相对稳定的收入预期，是新能源可持续发展的重要保障。 同时，由于机制电价由省级单位确定，电源结构、电力供需的差异可能导致不同区域的机制电价出现分化，进 而影响当地新能源项目的收益情况。

《通知》以 2025 年 6 月 1 日为节点划分存量和增量项目分类施策。针对 2025 年 6 月 1 日以前投产的存量 项目，机制电价按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价；电量规模范围与各地现行具有保障性质的相关 电量规模政策相衔接，同时，新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一 年；执行期限则按照现行相关政策保障期限确定。总体来看，文件快速推动新能源全面进入市场交易，但是存 量项目机制电价和电量仍与当前政策相衔接，项目受新政影响较小。针对 2025 年 6 月 1 日起投产的新能源增 量项目，首先机制电价由市场竞价确定，且竞价上限由省级价格主管部门考虑合理成本收益、绿色价值、电力 市场供需形势、用户承受能力等因素确定，初期可考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限；每年新增纳 入机制的电量规模由各地根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能 力等因素确定；执行期限按照同类项目回收初始投资的平均期限确定。对于增量项目来说，竞价机制和报价上 限的存在使得电价波动性增加，同时，纳入机制电量规模也存在不确定性，受新政的影响较大。

多省出台省级承接文件，存量项目收益保障较好

2025 年 5 月，山东省发布第一份 136 号文省级承接文件，出台省内新能源上网电价市场化改革方案征求 意见稿，面向能源监管机构、电网企业及发电企业征求公开意见。根据意见稿内容，针对 5 月 31 日前投产的 存量项目，机制电价水平按国家政策上限执行，统一明确为 0.3949 元（含税）；单个项目机制电量上限参考 外省新能源非市场化率适度优化；执行期限按照全生命周期合理利用小时数剩余小时执行。我们认为存量项目 整体依照平稳衔接思路处理，机制电量比例较此前会有适度下降，但整体降幅可控；机制电价保持较好水平， 存量项目收益具备较强保障。 针对 6 月 1 日起投产的增量项目，有待省发改委会同有关单位明确机制电量规模、执行期限，通过价格竞 争方式确定机制电价水平，引导新能源充分竞争，降低全社会用能成本；机制电价原则上按竞价中入选项目的 最高报价决定。竞价电价上限原则上不高于该类型电源上年度机制电量竞价结果，首次竞价上限原则上不高于 该类型电源上年度结算均价；下限参考先进电站造价的固定成本折算度电成本合理确定。每年竞价电量规模根 据年度非水可再生电力消纳责任权重完成情况、用户承受能力等因素综合确定。首次竞价主体为已投产以及 2025 年 6 月 1 日~12 月 31 日内将投产，且未纳入过机制电价执行范围的新能源项目。竞价组织分类方面，现 阶段原则上按技术类型分别设置机制电量规模，分别组织竞价。

此外，广东省也公布了国家“136 号文”的省内配套细则，和山东省类似，广东省也在竞价机制、电量规模、 竞价上下限等方面均采用了框架性的描述，但是在一些方面仍有所不同和侧重。竞价组织方面，山东省明确了 按技术类型分别设置机制电量规模，分别组织竞价，广东省则未表明是否按照技术类型分配电量和组织竞价。 竞价机制方面，山东省和广东省均采用了边际出清的方式来确定机制价格，但山东省为引导新能源充分竞争， 降低全社会用能成本设置了申报充足率下限，进一步提升了新能源电力市场的竞争性。执行期限方面，相较于 山东省的原则性表述，广东省针对不同的新能源项目类型直接规定了具体的执行期限，即海上风电项目 14 年、 其他新能源项目 12 年，到期后不再执行机制电价，有利于保障老项目的收益。惩罚机制方面，山东省采用了经 济手段（履约保函资金扣减）和行政手段（申报电量缩减、取消项目最高控股公司三年竞价资格），而广东省 则主要使用行政手段（取消违约项目三年内竞价资格）来进行惩罚。 综合来看，山东省与广东省经济发展水平均位居全国前列，产业体系完备，能源消耗总量长期处于高位， 电力需求持续保持强劲增长态势。同时，由于本地电力供给难以满足庞大的用电需求，两省均高度依赖外部电 力输入，是典型的电力净输入型省份。两省新能源供需情况较好，此前保障利用小时数比例在全国范围内属于 较高水平，本次文件对存量项目设置较好的收益保障力度，实现项目收益的平滑过渡。针对增量项目，仍然实 行引导新能源充分竞争思路，由新能源分类竞价降低全社会用能成本。 我们认为新能源发电市场化改革已进入深水区，新能源增量项目的市场化进程将逐步加速。整体来看，由 于新能源时间上出力不均匀的特性，新能源尤其是光伏新增装机更易在市场化交易中录得低电价，这或将反过 来压降运营商新装光伏热情，未来光伏装机增速或逐步收窄。从地域结构考虑，新能源市场价格机制由各省因 地制宜设置，我们预计新能源市场电价也会因各省不同政策条件与市场条件发生分化，建议关注新能源供需格 局较好、竞争格局更稳定的东部沿海区域。另一方面，我们认为存量项目仍以平稳衔接思路为主，过去保障消 纳情况较好区域的存量项目的机制电量与机制电价都有望维持较好水平，并且新老划断后存量补贴规模不再扩 大，老项目保障力度可避免被新项目稀释，看好存量项目未来的盈利能力表现。此外，新规对电力运营商的发 电曲线控制与市场交易能力提出更高要求，以高于市场均价上网的新能源项目将攫取市场化红利，看好资深与 大型新能源运营商的运营能力。

电力：用电量增速同比放缓，煤价低位运行有望维持

火电：可再生能源挤压火电出力，动力煤市场宽松运行

2025 年 1~4 月，全社会用电量累计 31566 亿千瓦时，同比增长 3.1%；2025 年 4 月份，全社会用电量 7721 亿千瓦时，同比增长 4.70%。受可再生能源发电增长的挤压，火电发电量同比下降。2025 年 1~4 月我国火电 累计发电量为 19831.4 亿千瓦时，同比下降 4.1%，较去年同期增速下降 9.6 个百分点；单 4 月来看，火电发电 量为 4491.5 亿千瓦时，同比下降 2.30%，较去年同期增速下降 3.6 个百分点。利用小时方面，今年 1-4 月我国 火电利用小时为 1336 小时，较去年同期减少 112 小时。

煤炭主产区维持增产，动力煤供需有望维持宽松

2025 年，国内煤炭主产区维持增产保供政策，进口煤规模保持较高水平，煤炭市场供需有望延续宽松运 行。具体来看，山西改变 2024 年减产政策，强调加大能源保供力度，政府报告表示 2025 年将新建 130 座智能 化煤矿，确保全年煤炭产量达到 13 亿吨，较 2024 年产量约增长 3000 万吨；内蒙古煤炭产能有望进一步增 长，2025 年发展计划表示将加快推动煤炭矿区总体规划批复，力争国家新核准煤矿项目 3000 万吨以上，全年 煤炭产量 12 亿吨以上，新增煤炭产能储备 2000 万吨以上；陕西巩固提升优势产业，2025 年政府工作报告要 求持续稳煤扩油增气，力争全年原煤产量 8 亿吨，较 2024 年增长约 2000 万吨；新疆全力打造国家大型煤炭供 应保障基地和煤制油气战略基地，根据中国煤炭工业协会预测，2025 年新疆地区煤炭产量或将增长至 5.7 亿 吨，较 2024 年增产 5000 万吨。

2025 年 1-4 月，我国原煤产量达 15.85 亿吨，同比增长 6.6%；4 月单月原煤产量为 3.89 亿吨，同比增长 3.80%。主要原煤生产省份方面，山西、内蒙古、陕西和新疆 1-4 月累计原煤产量分别为 4.33、4.28、2.51 和 1.77 亿吨，同比增长 16.6%、0.6%、3.5%和 7.6%。

进口煤方面，年初以来，伴随国内动力煤市场价格的回落，进口煤优势削弱，进口规模有所减少。2025 年 1-4 月，我国共进口煤炭 15267 万吨，同比下降 5.30 %；4 月份煤炭进口规模为 3783 万吨，同比下降 16.40%。动力煤进口方面，目前我国主要的贸易对象为印度尼西亚、俄罗斯、蒙古和澳大利亚等国，其中印 尼、俄罗斯煤炭进口数量有所下降，澳煤进口有所增长。2025 年 1-4 月，我国进口印尼、澳大利亚和俄罗斯动 力煤分别为 6603、2112 和 1067 万吨，同比变化-9.88%、+2.56%和-17.80%。

动力煤整体供应方面，2025 年 1-4 月，我国动力煤总供应量约 13.13 亿吨，同比增长 1.14%；其中进口量 约 0.42 亿吨，同比下降 20.23%，总供应规模维持增长趋势。动力煤消费方面，年初以来，受宏观经济波动和 火电出力下降的综合影响，动力煤消费量同比下降。2025 年 1-4 月，国内动力煤总消费量为 13.42 亿吨，同比 下降 0.35%；单 4 月来看，动力煤消费总量为 3.01 亿吨，同比下降 0.53%。从动力煤消费结构来看，电力仍是 动力煤消费的主体行业。2025 年 1-4 月，火力发电量同比下降，电力行业动力煤消费量为 8.14 亿吨，同比下 降 2.53%；在总消费量中占比达 60.66%。冶金、建材、化工、供热行业的动力煤消耗量分别为 0.58、0.71、 1.08 和 1.71 亿吨，同比变化+ 2.12%、+ 0.68%、+ 18.04%和-0.77%；在总消费量中占比 4.31%、5.33%、8.05% 和 12.72%。整体来看，伴随可再生能源装机规模及发电量的持续增长，火电出力承压，叠加 2025 年煤炭市场 供应增长，动力煤供需有望维持宽松运行。

动力煤价格方面，年初以来，动力煤供需情况维持宽松，市场价格整体呈下行趋势。截至 2025 年 5 月 31 日秦皇岛 5500 大卡动力煤现货价格为 620 元/吨，环比持平，同比下降 29.94%。进口煤炭方面，广州 港 5500 大卡印尼煤 5 月 29 日价格为 680 元/吨，环比下降 1.50%，同比下降 31.20%。综合考虑目前国内 的能源保供政策、国际能源市场的供需情况以及下游电厂的库存水平，我们认为年内动力煤大幅回升的可能性 不大，动力煤价格低位水平有望维持，煤电盈利改善趋势有望维持。

国际煤炭市场方面，受国际贸易环境波动的影响，全球经济复苏相对乏力，国际动力煤价格持续维持下行 趋势。截至 2025 年 5 月 29 日，纽卡斯尔、理查兹、印度东海岸和印度西海岸 Q5500 大卡动力煤价格降至 67.20、71.50、82.45 和 83.10 美元/吨，同比下降 26.92%、26.78%、26.19%以及 25.87%。

电厂动力煤库存方面，截至 6 月 5 日，沿海 8 省份库存 3389.40 万吨，环比减少 49.80 万吨，幅度为 1.49%；同比减少 376.2 万吨，幅度为 9.99%。而内陆 17 省份煤炭库存为 8436.90 万吨，环比增加 64.00 万吨， 幅度为 0.76%；同比减少 253.2 万吨，幅度为 2.91%。

从主要港口库存水平来看，截至 6 月 6 日，秦港库存 655 万吨，环比减少 20 万吨，降幅 2.96%，同比增 加 167 万吨，增幅 34.77%。而广州港 6 月 5 日库存为 277 万吨，环比减少 2.10 万吨，降幅 0.75%，同比减少 45.8 万吨，降幅 14.19%。考虑到目前动力煤供应较为充足且电厂补库意愿偏弱，我们预计港口煤炭库存去化 承压，动力煤价格反弹空间相对有限。

水电：一季度来水同比偏枯，全年电量关注汛期情况

2025 年 1-4 月我国水电累计实现发电量 3012.40 亿千瓦时，同比增长 2.20 %。其中 4 月份单月水电实现发 电量 786.20 亿千瓦时，同比下降 6.50%。从利用小时来看，2025 年 1-4 月我国水电累计平均利用小时数为 769 小时，同比减少 16 小时。

从历史经验看，水电的装机利用小时与气候变化，特别是与降水量具有很强的正相关性。2025 年 1-4 月， 我国降水较常年平均偏少，降水量累计达到 97.1 毫米，较去年同期下降 12.2 毫米。分省份利用小时方面，截 止 2025 年 4 月，四川、贵州、云南三省水电利用小时同比分别增加 96、75 和 128 小时；广西、广东、湖南、 湖北利用小时同比下降 59、191、375 和 171 小时。目前主要水电流域汛期未至，全年水电发电利用小时数仍 需关注主汛期（6 月至 8 月）来水情况。

风电、光伏：装机规模维持增长，消纳水平略有下降

风电装机持续增长，累计装机达 5.4 亿千瓦

风电方面，截至 2025 年 4 月，我国累计并网风电装机约 5.4 亿千瓦，同比增长 18.2%；新增风电装机 2051 万千瓦，较去年新增装机规模同比增长 22.9%。2025 年 1-4 月风电累计发电量为 3814 亿千瓦时，同比增 长 10.9%。伴随新型电力系统转型的持续推进，我们预期风电装机将维持有序增长。

近年来，受电网建设速度和电源建设不匹配、电力系统调节能力不足等因素的影响，风电消纳利用率有所 下降，弃风率同比上升。据全国新能源消纳监测预警中心数据显示，截至 2025 年 4 月，我国风电利用率达到 93.2%，弃风率 6.8%左右，较去年同期增加 2.9 百分点；利用小时数方面，截至 2025 年 4 月，风电累计利用小 时数为 776 小时，较去年同期下降 13 小时，降幅达 1.7%。

弃光率升至 6.1%，分布式发展提速

自 2015 年以来，我国光伏累计装机容量保持稳健增长，截至 2025 年 4 月光伏发电累计并网装机容量达 9.92 亿千瓦，同比增长 47.74%。2024 年 1-4 月光伏累计发电量为 1595 亿千瓦时，同比增长 19.50%。同时， 受电力系统调节能力不足，电源装机增长较快的综合影响，光伏发电累计弃光率约 6.1%，同比上涨 2.4 个百分 点。

从光伏装机总量上看，集中式光伏领先分布式光伏，但分布式光伏规模增长迅速。截至 2025 年 3 月末， 我国集中式光伏总装机 5.34 亿千瓦，占总装机的 56.47%；分布式光伏总装机为 4.12 亿千瓦，占总装机容量 43.53%。从新增装机结构来看，近年来分布式占比有所提升，2025 年一季度集中式光伏新增装机 0.24 亿千 瓦，占新增光伏装机的 39.41%；分布式光伏新增装机 0.36 亿千瓦，占新增光伏装机的 60.59%。伴随 2025 年 136 号文的发布，新能源即将迎来全面入市，受市场化竞争和机制电量政策的影响，我们认为新能源投建将更 多关注项目质量及市场营销，装机增速或将有所放缓。

根据当前电力装机增长与全社会用电需求情况，我们预期 2025~2027 年用电量增速同比增长约 5.5%、 6%和 6%；2025~2027 年，全社会电力总装机容量分别为 37.08、40.27 和 43.60 亿千瓦，主要新增装机类型为 新能源装机。整体来看，伴随新能源电源发电量快速增长，全社会电力供需情况整体趋向宽松运行。

燃气：国际气价整体下行，城燃购气成本有望下降

国际气价整体下行，城燃购气成本有望下降

年初以来，受全球经济复苏乏力、全球天然气产能有望增长等因素的影响，天然气价格整体下行。截至 2025 年 6 月 6 日，IPE 英国天然气期货价格交易价格为 84.99 便士/色姆，较年初下降 31.4%。截至 2025 年 6 月 2 日，美国 Henry Hub 天然气交易价格为 3 美元/百万英热，较年初下降 17.8%。天然气库存方面，欧洲目前 的天然气库存水平处于近年来较低水平。截至 2025 年 6 月 6 日，欧洲天然气库存比例为 51 %，同比下降约 20 个百分点。

受冬季偏暖供暖需求偏弱、年初气价偏高、贸易环境波动等因素的综合影响，天然气表观消费量有所下 降。2025 年 1-4 月，1404.6 亿立方米，同比下降 2.2%；其中 4 月表观消费量为 347.3 亿立方米，同比下降 2%。整体来看，伴随天然气价格的逐渐回落，天然气消费需求有望恢复增长。

目前国内天然气的主要供应企业为“三桶油”（中石油、中石化与中海油），根据“三桶油”所发布 2025 年定价方案，中石油非采暖季管制气价格占比由 65%降至 60%，采暖季占比不变，价格上浮比例维持 18.5%。非管制气固定量部分，采暖季和非采暖季占比由 32%和 42%调整为 33%和 38%，价格上浮比例不变， 维持 70%。非管制气浮动量比例由上一周期的 3%提高至 7%，定价仍参考上海石油天然气交易中心“CLD” 价格。以 2 元门站价格、12 美元/百万英热 CLD 价格测算非采暖季今年及去年气价情况，该情形下，非采暖季 25~26 年周期均价为 2.754 元/立方米，较上一周期上涨 0.0355 元/立方米，同比上涨 1.31%。这主要是由于浮动 气量比例的提升推高了下游的综合采购气价水平，但假设该周期中 CLD 均价较上一周期降低 2 美元/百万英 热，则非采暖季综合气价将基本保持不变。以 14 美元/百万英热 CLD 价格测算采暖季情况，采暖季 25~26 年 周期均价为 2.8405 元/立方米，较上一周期上涨 0.004 元/立方米，同比上涨 0.14%。整体来看，中石油提升了 浮动量比例，这意味着城燃公司将更多地受到进口 LNG 价格波动的影响。 中石化发布 2025~2026 年天然气年度合同定价方案，其中政府指导价部分比例仍为 30%，价格上浮比例仍 为 18%。基础量部分比例由 20%提高至 35%，非供暖季价格由上浮 40%降至上浮 30%，供暖季由上浮 60%降 至 50%。定价量部分比例由 40%降低至 30%，定价仍参考中石化的综合长协定价，综合计算价格较上一周期 有所下调。顺价量部分比例由 10%降至 5%，定价仍参考 CLD 价格指数。假设门站价为 2 元/立方米，综合长 协价格下跌 0.1 元/立方米，采暖季 CLD 价格为 12 美元/百万英热、非采暖季 CLD 价格为 14 美元/百万英热， 由此测算中石化非供暖季采购气价下降 0.1 元/立方米，供暖季气价下降 0.04 元/立方米。综合来看，中石化定 价量与顺价量比例下降，整体价格稳定性有所提升，综合采购价格预计较上一周期小幅下跌。同时，尽管中海 油气价机制尚不明晰，但考虑到中海油进口比例较高，海外气价下行背景下预计全年合同气价将小幅下行。整 体来看，上游油气商年度合同气机制平稳落地，全国综合成本预计基本持平，高进口比例的沿海区域综合成本 预计将小幅下降，叠加城燃行业下游顺价机制不断推进，看好 2025 年城市燃气板块毛差进一步修复。

进口天然气方面，受 LNG 进口成本偏高、国内天然气消费回落等因素的影响，天然气进口量有所下降， 其中 LNG进口规模降幅较大。2025 年 1-4 月，中国进口天然气 542.18 亿立方米（折合约 3986.63 万吨），同 比下降 9.32%，进口依赖度为 38.37%。其中，LNG 进口 2006 万吨，同比下降 22.58%；管道气进口 1893 万 吨，同比增长 38.37%。

我国管道气进口价格与国际油价挂钩，受国际油价影响较大，且价格相关性存在 3-6 个月的滞后性。2018 年下半年国际原油价格涨至 90 美元/桶的历史高位，次年的管道气进口价格也攀升至了历史高点；2020 年国际 油价历史性下跌导致 2021 年管道气进口价格也落至近五年最低点。2020 年后半年以来，国际原油价格不断上 升，导致 2021 年以来管道气进口价格从 250 美元/吨的地位不断上升。国际油价在 2022 年 9 月左右出现回 落，使得 2023 年 1 月起管道气进口价格开始逐渐下降，2024 年以来，管道气价格维持平稳运行趋势。2025 年 4 月，我国管道气进口价格均价为 366.99 美元/吨，同比下降 4.39%。

与管道天然气相比，LNG 的供气价格市场化程度较高。目前国内的 LNG 供给有两个主要途径，一是售卖 通过 LNG接收站进口的 LNG；二是国内的液化厂将管道天然气加工为 LNG。国内 LNG 的价格主要受供需关 系的影响。一般来说，每年的夏季为天然气传统淡季，在冬天来临之前，LNG 的价格处于低位。截至 2025 年 5 月末，我国 LNG 市场价为 4310 元/吨，较年初下降 2.34%。考虑到国际能源市场整体下行，国内天然气表观 消费增速放缓，我们预期国内 LNG 价格有望继续下降。

编辑：火腿肠