（一）高温叠加用电需求向三产居民转型，电网最高用电负荷创历史新高
全国主要电网最高用电负荷创历史新高。根据国家能源局报道，2025年7月4日，全 国最大电力负荷达到14.65亿千瓦，比6月底上升约2亿千瓦，比去年同期增长接近1.5 亿千瓦，创历史新高，我们认为主因系近期气温持续升高，华东电网空调负荷占比 约37%。近年来我国主要电网年度最高用电负荷逐年攀高，由2010年的5.96亿千瓦 上升至2024年的14.50亿千瓦，CAGR达6.6%。中电联预计，2025年全国统调最高 用电负荷将达到15.5亿千瓦左右，再创历史新高。
主要电网最高负荷通常在7-8月，最大负荷时间通常在下午及傍晚时段。电网最高用 电负荷通常呈现冬夏双峰，最大负荷通常为7-8月的夏季高温天气。从日内最大负荷 时间来看，则主要为傍晚时间前后达峰，也挂钩居民用电需求。近年来，我国用电需 求五年复合增速为6.6%，且用电结构从二产逐步向三产居民转型，终端电气化程度 的提升也带动了居民用电需求的进一步走高。
各地电网最高用电、发电负荷差值扩大，西北、华东两地负荷差背离明显。我国风 光资源禀赋多集中于三北地区、而用电负荷多集中于沿海发达地区，区域负荷不平 衡影响加剧。从最高用电-最高发电负荷差值来看，华东电网夏季负荷缺口在2023年 就已超过6400万千瓦，且这一负荷缺口近年来持续走扩，今夏华东最高用电负荷达 4.22亿千瓦。而西北电网夏季多余负荷达2023年超5000万千瓦，区域发用电负荷错 配明显，特高压建设和需求侧响应十分紧迫。
我们以电力负荷备用率作为指标测算，预计负荷备用率稳步下降，缺电不易发生。 根据年度最高用电负荷的历史增速及用电量增速，假设2025年，最高用电负荷达15.5 亿千瓦，2025-2030年增速下降，考虑水电、风电、光伏出力受自然环境影响，水电 枯水期出力低、风电尖峰时刻出力不稳，光伏晚高峰不出力，考虑风电光伏在配套 储能的情况下，保证可利用率有提升空间。假设火电/常规水电/抽水蓄能/风电/光伏/ 核电/新型储能的保证可利用率分别为100%、70%、100%、10%、5%、100%、80%， 分别计算其保证可用装机容量。用保证可用总装机容量与最高用电负荷的差值表示 为备用容量，备用率为备用容量荷保证可用装机容量的比值，测算2025-2030年电力 系统备用容量和备用率稳步下降，到2030年电力负荷备用率将降至22.7%。
（二）重视三个转型的契机，尤其是负荷变化对灵活性资源的价值提升
我们在年度策略中提出2025年的三大转型契机：（1）用电增长点由二产向三产转 型：1-5月用电增量中二产占比持续回落至31.9%（去年为65.4%），三产+居民用电 增量占比提升至65.5%，驱动全社会用电增速有所放缓；（2）能源结构向清洁化转 型：发电量的增长中风光占比达到129.3%，1-5月光伏新增装机197.9GW（同比 +150.0%），对火电形成了挤出效应（25年5月末火电装机占比同比下降5.7pct，1- 5月电量同比下滑3.1%）；（3）电改由政府定价向市场化交易转型：绿电占比提升 驱动了136号文出台，消纳和调节需求也催化了年内各省份现货市场加速落地，更加 市场化的电价也导致了火电让出负荷的行为（即低电价时段少发、高电价时段多发）。 上述三点的结论是：火电电量收缩即煤价较难上涨、峰谷价差扩大促进火电的容量 和调节价值凸显、用电需求向三产居民转型也意味着终端电价理顺。
发用电转型的趋势已经逐步清晰：即用电贡献中二产占比下降、发电侧清洁能源占 比提升。从下面两张图来看，用电增量贡献中二产的占比持续下降，今年1-5月低至 42%（低于二产在全社会用电量中的超60%的占比数据），也导致了今年用电需求 的增速回落。从发电结构来看，新能源装机加速，近半年我国风光占增量发电的比 例超187%，对其他电源的挤出效应明显（尤其是火电）。我们认为发电清洁化和终 端电气化程度持续提升，背后转型的趋势已经十分明显。
电改正在从政策定价转向市场化交易转型，电改金字塔搭建到第二层（市场化交易）。 从电改的节奏上来看，我们早在2023年就提出电改的金字塔模型，即明确电价要素 （电量、容量、辅助服务、绿色价值）并给予政策定价的初步指导和运行，然后通过 市场化的方式摸清各电价要素的真实价格。我们此前提到的节奏是【2023看容量电 价、2024看煤电联动+调峰电价、2025看现货及辅助服务市场+环境溢价】，从目前 来看上述节奏兑现良好，2025年是现货加速推进的年份。其中要明确的是，现货市 场的价值就是价格发现和价格引导，并不需要电价要素的政策把电价完全定义清晰， 例如辅助服务价格和市场是联合的、环境价值未来也将融合其中，实现各类电源的 各类价值都将充分被定义的统一电力大市场。
现货市场年内陆续转正或连续试运行，现货市场拥有价格发现和调节供需的功能。 我们认为新能源装机占比和电量占比的持续提升是持续的趋势，那么现货市场需要 发掘三类价值：（1）火电电量被挤出带来的容量价值：新能源的装机对火电发电利 用小时数的挤压日渐明显，当前容量电价是由政策定价来实现，但有现货市场连续 运行的省份可根据其价值发现功能明确更适合自己的容量机制，我们认为部分火电 低利用小时的省份的容量电价或因此抬升；（2）调节资源的辅助服务价值：有了现货市场之后，不同时段的用户用电习惯差异/负荷供需等导致的用电侧分时电价，将 会与发电结构不同导致的发电侧分时电价实现有机联动，拉开峰谷价差，调节性电 源将侧重于在新能源低发但用电需求旺盛的高电价时段发电，而在低电价时段少发 甚至是通过购买现货的方式完成自己的中长期合约实现交易利得，调节电源获利将 被量化；（3）碳关税和清洁化转型下的绿电环境价值：通过现货市场，绿电的额外 环境价值将被更清晰的度量，尤其是在分省、分产业之间的差异将拉开，进而引导 绿电的投资格局和商业模型改善。
在转型的背景下，具备调节资源的火电的功能在变化，框架要素也从度电利润转向 单位装机利润。我们认为火电在能源结构的转型下，商业模型正在发生变化，看待它 的要素框架也应对应调整。思路拆解如下： （1）传统四要素框架（煤价、电价、利用小时、装机）哪里发生了变化？最大的变 化是能源结构转型的背景下，火电作为最后上网的电源，其电量被挤压的愈发明显， 又叠加近几年装机的扩张，发电利用小时在压缩。 （2）发电小时的下降是否意味着盈利的弱化呢？答案是否定的。一方面是容量电价 的计算方法是根据单位装机赋值，本身其补偿的就是利用小时数下降带来的折旧损 耗，所以电量越少，度电容量电价越高，那么对于度电收入（即过去的电价指标）是 失真的反映；另一方面，在市场化交易的电改转型下，火电可以通过在高电价的时段 多发电，低电价的时段少发或不发的方式实现度电收入的大幅扩张，即这种交易行 为会导致电量的收缩（即部分时段发电意愿的下降），但却获得了辅助服务补偿或者 峰时的高电价收益，即调节价格和调节需求更重要。 （3）电量电价与煤价逐步联动，且其差值反映的发电价值在弱化。尽管我们不能否 定煤价剧烈波动带来的盈利影响，但是月度和现货占比的提升，势必会促进煤价和 电量电价之间的联动，即电量电价和煤价这两个要素需要合二为一，反映为发电价 值，而发电价值又在能源转型的背景下愈发弱化。 上述探讨意味着火电的容量价值、调节价值、格局和供需关系是更值得关注的要点， 而这三类价值又都会被现货市场充分价格发现，因此基于能源转型和电改转型的趋 势已经明确，转型的契机势必使得火电的抗波动能力增强，又叠加前文提到的市值 管理，火电公用事业化程度将会提升，即当前仍处低估状态。
近日（2025/06/30-2025/07/04）公用事业行业政策： 2025年6月30日，内蒙古发改委、能源局发布《深化蒙东电网新能源上网电价市场化 改革实施方案》，其中提出：推动分布式光伏、分散式风电、扶贫光伏等新能源项目 上网电量参与市场交易；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；鼓励分布式、分散式新能源项目作为独立的经营主体参与市场，也可聚合后参 与市场。 2025年7月4日，国家能源局发布《迎峰度夏全国电力负荷首创新高》，其中提出：7 月4日，全国最大电力负荷达到14.65亿千瓦时，较6月底上升约2亿千瓦时，创历史 新高，同比增长约1.5亿千瓦时；入夏以来，华东地区，蒙东、江苏、安徽、山东、 河南、湖北等6个省（区）电网创历史新高；7月4日至10日，黄淮、江汉、江南等地 将出现持续性高温天气，部分地区达到或超过历史同期极值，预计华东、华中地区 电力负荷还将不断攀升，带动全国电力负荷持续增长。
（一）近期海内外煤价小幅上升，沿海电厂负荷环比、同比上升
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 7 月 4 日秦皇岛 5500 大卡动力煤市场价格为 623 元/吨，较上周同期上升 3 元/ 吨，位于近 12 月以来 5.4%的价格低位。7 月 2 日环渤海动力煤指数报价 664 元/ 吨，较上周上升 1 元/吨；秦皇岛港、天津港、京唐港、曹妃甸港港口价格分别为 665 元/吨、665 元/吨、665 元/吨、665 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，7 月 5 日，广州港外贸动力 煤印尼烟煤 Q4200、Q4800、Q5500 价格分别为 495、588、680 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 648 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）25 元/吨，国内煤和进口煤价之间差价小幅缩小。
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。7 月 4 日山西大同 5500 大卡动力煤车板价为 533 元/吨，较上周同期持平；7 月 4 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-11、0 元/吨。
煤炭库存：2025 年 1 月以来北方港、广州港煤炭库存持续上升，近 2 月以来北港库 存下持续下降，广州港库存仍在上升。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+12、-4、-16、-10 万吨，广州港煤炭库存较上周同 期-2 万吨。截至 7 月 3 日，秦皇岛港、曹妃甸港、国投京唐港、黄骅港煤炭库存分 别 575、548、179、180 万吨，合计库存 1482 万吨，环比上周同期下降 25.7 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 30 日至 7 月 4 日成交 电量达 25.63 亿千瓦时，环比上周同期上升 10.3%；本周加权平均成交电价达 329.93 元/兆瓦时，环比上周同期下降 5.90%。现货交易方面，本周日前加权平均电价最高、 最低值分别为 434.41（周二）、212.46（周一）元/兆瓦时，环比上周分别上升 27.3%、 下降 25.5%。
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 7 月 1 日（周二）达到最高值 338.28 元/兆瓦时，其中燃煤为 333.80 元/兆瓦时，燃气为 383.87 元/兆瓦时，新能源为 282.63 元/兆瓦时；6 月 30 日（周 一）为本周加权平均电价最低值 242.97 元/兆瓦时，其中燃煤为 245.38 元/兆瓦时， 燃气为 258.28 元/兆瓦时，新能源为 215.73 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 6 月 27 日江、浙、沪地区电厂负荷率分别为 89%、 90%、87%，平均电厂负荷率达到 88.7%，环比上周上升 1.7 个百分点，同比上升 7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 8 个 百分点；山东地区电厂负荷率环比上周上升 0 个百分点，同比上升 5 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19.1%、下降2.5%。根据金联创披露 数据，2025年7月3日LNG到岸价为12.47美元/百万英热（合人民币4638元/吨），较 近12月的高点6383元/吨下降27.3%，较2025年初下降19.1%。根据上海石油天然气 交易中心披露数据，LNG出厂价近期有所下降，7月3日我国LNG出厂价4412元/吨， 环比上周下降0.09%，较2025年初下降2.5%。
英国、欧洲天然气价格近期小幅下跌，美国天然气指数回升。2025年7月3日欧洲基 准TTF荷兰天然气期货收盘价为33.62欧元/MWh，较上周同期上升1.61%，较2025 年初下降33.1%。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7月3日为13.16美元/百万英热，较上周同期下降0.27%，较 2025年初下降8.48%。2025年7月3日美国NYMEX天然气期货收盘价为3.41美元/百 万英热，较上周同期下降9.1%，较2025年初下降6.83%。
（一）个股动态跟踪：中国核电+华能国际+广州发展+建投能源等
中国核电：6月30日，公司以集中竞价交易方式回购股份用于员工持股计划或股权激 励，回购价格9.29~9.65元/股，回购金额3~5亿元。 华能国际：7月1日，公司发布2024年年度权益分派实施公告，每股派发现金红利0.27 元（含税），累计分红约42.38亿元（含税）。 广州发展：7月2日，截至6月公司累计收到广盛地块交储补偿款13.7亿元，剩余未收 补偿款4.57亿元。 建投能源：7月3日，公司董事长曹欣先生辞职。 桂冠电力：7月4日，公司2025年上半年累计完成发电量162.19亿千瓦时（同比7.74%），其中水电135.22亿千瓦时（同比-6.08%），火电8.90亿千瓦时（同比-45.30%）， 风电10.92亿千瓦时（同比-5.78%），光伏7.15亿千瓦时（同比+80.56%）。
（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 7 月 4 日相对沪深 300 指 数上涨 36.38 个百分点。近三年来公用指数涨幅为 24.59%，处于各板块中游，2025 年以来公用指数涨跌幅为 0.19%，处于各板块中下游。当前 GFGY 样本股 PE-TTM 为 17.22 倍，PE 估值居于 2010 年以来 43.46%左右分位水平；PB 为 1.62 倍，估 值居于 2010 年以来 16.82%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 54.28 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：本周火电、绿电、燃气、 核电、水电板块均上涨，涨幅分别为 4.36%、2.56%、2.31%、1.38%、0.39%；（2） 个股方面：本周华银电力、江苏新能等涨幅居前，分别为 37.47%、10.73%；远达环 保、佛燃能源等跌幅居前，分别为-1.24%、-0.97%。 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、 燃气、火电板块均上涨，涨幅分别为 5.89%、3.02%、1.62%、1.40%；（2）个股方面：本周信义能源、丰盛控股等涨幅居前，分别为 25.45%、20.51%；中国港能、中 裕能源等跌幅居前，分别为-1.79%、-1.21%。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
