2026年公用事业行业投资策略报告：136号文承接文件陆续出台，新能源项目政策区域分化

公用事业及环保板块行情回顾

今年以来电力板块累计跑输大盘14.0 个百分点

2025 年以来，电力指数表现处于各行业偏低水平。截止到 2025 年 10 月 22 日，Wind 电力板块今年以来 上涨 2.7%；同期沪深 300 指数上涨 16.7%，电力板块累计跑输大盘 14.0 个百分点。

年初以来，火电、水电、燃气分别上涨 17.3%、0.45%和 16.3%

截止到 2025 年 10 月 22 日，火电子板块上涨 17.3%，跑赢沪深 300 指数 0.6 个百分点；水电子板块上涨 0.45%，跑输沪深 300 指数 16.3 个百分点；燃气子板块上涨 16.3%，跑输沪深 300 指数 0.4 个百分点。

电力及公用事业板块估值处于行业间中游水平

截止到 2025 年 10 月 22 日，电力及公用事业行业一致预期市盈率为 19 倍，居于各行业中游水平；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 2.4 个百分点

截止到 2025 年 10 月 22 日，环保指数今年以来上涨 19.1%，与其他 Wind 一级行业相比位居中位，累计跑 赢大盘 2.4 个百分点。

环境卫生、环保设备板块涨幅明显

我们将环保板块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 53.75%， 环保设备上涨 40.96%，固废资源化上涨 40.08%，污水处理上涨 34.82%，环境监测上涨 17.96%，固废无害化 上涨 17.58%，大气治理上涨 13.43%，综合治理上涨 10.81%，水务运营上涨 10.17%。

截至 2025 年 10 月 22 日，环保行业一致预期 PE 为 32 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。

各省 136 号文细则基本出台，区域分布较为明显

新能源交易全面入市，各省市场化分化明显

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》,明确提出坚持市场化改革方向。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。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。同时，《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；针对 2025 年 6 月 1 日起投产的新能源增量项目，机制电价由市场竞价确 定，其中竞价的上下限由省级价格主管部门决定。同时，各省的机制电量规模及执行期限均由地方确定。整体 来看，136 号文要求各省根据自身电力市场运行情况制定政策，各省承接政策呈现区域分化趋势。目前，大多 数省份已发布 136 号文承接方案，部分省份已完成首次增量项目竞价。

我们对各省 136 号文细则进行区域性分析，整体来看，西北区域（新疆、陕西除外）机制电量覆盖程度偏 低，部分省份不对增量项目设置机制电量（内蒙古）。我们认为区域内新能源装机增速较高，本地消纳能力有 限，外送线路建设相对迟缓等问题是机制电量覆盖程度较低的主要原因。华东区域机制电量覆盖比例较高。一 方面当地社会经济较为发达，绿电消纳能力较强；另一方面，受本身资源禀赋的影响，新能源占比偏低，且未 来增长空间有限，不会给电力系统带来过多消纳压力。南网区域机制电量保障比例较高，且更多向分布式和早 期项目倾斜，我们认为这主要考虑了早期和分布式项目的建设成本较高。同时，南网区域增量项目机制电量覆 盖比例偏高，我们认为主要系区域内电力消纳能力较强。东北区域三省机制电量政策存在差异，黑吉辽三省保 障水平依次提升，受现行保障性消纳政策的影响，黑龙江与吉林存量项目机制电量比例预计在 30%~50%之 间，辽宁机制电量比例有望维持 70%~80%。我们认为这主要系三省新能源消纳利用率存在差异的影响。华北 区域中，北京、山东存量项目机制电量比例较高，增量项目存在电源类型的差异。华中及西南区域中，河南、 江西、重庆机制电量覆盖比例预计较高，四川、湖南、湖北机制电量比例较低。

山东：光伏装机快速增长，增量项目竞价风光分野

2025 年 7 月，山东省发改委、能源局等部门联合印发《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案》， 主要内容包括存量项目机制电价政策、增量项目机制电价竞价实施细则等内容。针对新能源存量项目，山东省 政策要求存量项目的机制电量与现有保障小时政策衔接，机制电价执行山东省燃煤标杆电价（0.3949 元/千瓦 时），执行期限为按全生命周期合理利用小时数剩余小时数与投产满 20 年较早者执行。针对新能源增量项 目，山东省提出源网荷储、绿电直连等新能源就近消纳项目以及工商业分布式项目不可参与机制电价竞价（不 可获得机制电量覆盖）。2025 年风光机制电量安排分别为 81.73 和 12.94 亿千瓦时，竞价下限为 0.094 和 0.123 元/千瓦时，竞价上限为 0.35 元/千瓦时，执行期限为 10 年（深远海项目 15 年）。

2025 年 8 月，山东省完成首次增量项目竞价，本次风光分别有 25 和 1175 个项目入选，机制电量分别为 59.67 和 12.48 亿千瓦时，机制电价分别为 0.319 和 0.225 元/千瓦时。对比此前发布的增量项目竞价规则，本次 风电机制电量规模明显小于细则规定电量，光伏电量接近细则规定电量（细则规定：风电 81.73 亿千瓦时，光 伏 12.94 亿千瓦时），机制电价水平均明显高于竞价下限（细则规定：风电 0.094 元/千瓦时、光伏 0.123 元/千 瓦时）。电量方面，我们认为风电入选电量规模较小反映的是：风电在山东电力市场处于相对优势的地位，入 选机制电量或对减少部分项目收益。同时，光伏入选机制电量规模较大反映了：光伏项目在电力市场中处于相 对劣势地位，中长期预测的不确定性和现货价格走低等因素使得机制电量的确定性价值凸显。我们认为机制电 价竞价结果是电力市场供需情况及当地电源结构的综合反映。山东光伏装机增速较高，电力系统消纳承压，机 制电价对光伏机组的支持力度偏低。 发用电差额持续扩大，西电东送支持负荷增长。在本省发用电方面，2025 年 1-8 月，山东省发电量为 4078.5 亿千瓦时，同比下降 1.1%；用电量规模为 5822.4 亿千瓦时，同比增长 4.59%；发用电差额（用电量-发 电量）1743.9 亿千瓦时，同比增长 18.1%。得益于省内经济的稳步发展，山东省用电量规模呈持续增长趋势。 在外受电量方面，2025 年 1-8 月，山东省累计净输入电量达 1118.8 亿千瓦时，同比增长 14.0%。截至目前，已 有三条外送山东省的特高压线路投运：鲁固直流、昭沂直流和陇东直流，其中陇东直流为 2025 年新近投产。 三条直流线路配套电源均为火电+新能源，输送容量分别为 1000、1000 和 800 万千瓦。根据《2024 年全国电 力可靠性年报报告》，鲁固和昭沂直流 2024 年输送电量 445.28 和 448.25 亿千瓦时，折算利用小时数为 4452.8 和 4482.5 小时。其中昭沂直流输送电量较 2023 年提升较多，主要系配套火电调峰电源投运的贡献。整体来 看，伴随陇东直流线路的投运，山东省外受电量有望实现进一步增长。

光伏装机增速较快，风电增速相对和缓。截至 2025 年 6 月，山东风电和光伏装机容量分别为 2740.58 和 9118.4 万千瓦，分别较去年同期增长 5.4%和 43.5%。其中分布式光伏装机容量为 5929.1 万千瓦，同比增长 29.6%；集中式光伏为 3189.3 万千瓦，同比增长 79.5%。总体来看，山东省光伏装机增速较快，风电装机增长 相对平缓。我们认为山东省光伏装机增速较快、消纳压力增加或是影响增量项目政策和竞价结果的重要原因。 伴随 136 号文实施细则的正式出台，山东省光伏装机增速或有所放缓。

云南：南网区域重要外送省份，增量项目竞价水平较高

2025 年 8 月，云南发布《云南省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实施方案》， 对于存量项目，《方案》明确分布式项目 100%纳入机制电量，集中式项目根据项目类型划分纳入比例，其中 带补贴项目均不纳入机制电量，平价风电项目比例为 45%~60%，平价光伏比例为 55%~100%。机制电价为当 地燃煤发电标杆电价（0.3358 元/千瓦时），执行期限为各项目 2025 年 5 月底剩余全生命周期合理利用小时数 对应年份与全容量并网满 20 年对应年份较早者。在增量项目方面，《方案》提出 2025 年风光纳入机制电量比 例分别为 50%和 60%，其中，风电项目的竞价空间为 0.18-0.3358 元/千瓦时，光伏项目为 0.22-0.3358 元/千瓦 时。执行期限方面，风电及光伏项目均为 12 年。 2025 年 9 月，云南完成增量项目竞价，其中风电和光伏的中标出清价格分别为 0.332 和 0.33 元/千瓦时， 接近竞价空间上限；在中标比例方面，本次增量项目竞价中标项目数量约占总申报数量的 96.2%。整体来看， 本次增量项目竞价相对温和，我们认为主要得益于云南省 136 号政策对增量新能源项目的保障比例较高。究其 原因，云南省电力市场中水电装机占据主导地位，新能源消纳成本较低；多条外送线路在运，新能源消纳能力 较强；新能源发电高峰季节（光伏汛期雨季少发，枯期干季多发）可与水电互补，有效提升电力供应能力。

云南系南网区域的重要电源输出省份，发电量需同时满足本省及外送用电需求。在本省发用电方面，2025 年 1-8 月，云南省发电量为 2959.8 亿千瓦时，同比增长 1.5%；用电量规模为 1887.0 亿千瓦时，同比增长 4.7%；发用电差额（发电量-用电量）1072.8 亿千瓦时，同比增长 0.7%。近年来，受益于本省经济的发展，云 南省用电量维持较高增速，2020-2024 年，云南省用电量规模从 2026 亿千瓦时增长至 2788 亿千瓦时，年复合 增长率约为 8.3%。在外送电量方面，2025 年 1-8 月，云南省累计净输出电量达 1227.6 亿千瓦时，同比下降 3.1%。作为南网区域重要的电源输出省份，云南省有多条特高压直流线路在运，主要外送广东和广西，主要外 送电源类型为澜沧江和金沙江流域的水电。综合来看，云南本省用电量增速较高，电力外送能力较强，为新能 源消纳提供有力支撑。

光伏装机增速较快，风电增速相对和缓。截至 2025 年 6 月，云南风电和光伏装机容量分别为 1687.1 和 5084.4 万千瓦，分别较去年同期增长 5.8%和 85.0%。其中分布式光伏装机容量为 465 万千瓦，同比增长 130.2%；集中式光伏为 4619.4 万千瓦，同比增长 81.4%。总体来看，云南省光伏装机增速较快，风电装机增长 相对平缓。综合来看，云南省用电量规模维持较高增速，叠加水电机组调峰成本较低，新能源消纳能力较强。

新疆：积极布局清洁能源，外送通道提升消纳能力

2025 年 6 月，新疆发布《自治区贯彻落实深化新能源上网电价市场化改革实施方案（试行）》。针对存 量项目，《方案》提出补贴项目机制电价 0.25 元/千瓦时、机制电量比例为其上网电量的 30%；平价项目机制 电价 0.262 元/千瓦时、机制电量比例为其上网电量的 50%。存量项目的机制电价执行期限按剩余全生命周期合 理利用小时数与投产满 20 年较早者确定。针对增量项目，《方案》规定机制电量比例为 50%，机制电价的竞 价上限为 0.262 元/千瓦时，下限为 0.150 元/千瓦时；机制电价执行期限为 10 年。整体来看，新疆 136 号文细 则对存量项目中带补贴与无补贴项目进行了区分，并对无补贴项目给出更高的机制电量比例和机制电价水平， 体现了对不同收益率项目的关注。 2025 年 10 月，新疆首次增量项目机制电价竞价结果出台，光伏项目机制电价为 0.235 元/千瓦时，风电项 目为 0.252 元/千瓦时，接近竞价上限。我们认为本次增量项目竞价结果较好，为增量项目提供了接近存量项目 的政策保障，有助于维持新增绿电项目的收益率水平。我们认为本次新疆增量项目机制电量覆盖比例较高，是 机制电价竞价结果较高的重要原因。

规划多个清洁能源大基地项目，外送通道投运提升消纳能力。新疆具备丰富的新能源及土地资源，目前区 域内已规划多个清洁能源大基地项目。2025 年 1-8 月，新疆发电量为 3697.4 亿千瓦时，同比增长 2.3%；用电 量规模为 2852.0 亿千瓦时，同比增长 0.7%；发用电差额（发电量-用电量）845.4 亿千瓦时，同比增长约 20.0%。25 年以来，新疆用电量增速同比放缓，叠加清洁能源基地投运带动发电量增长，发用电差额同比扩 大。在外输电量方面，2025 年 1-8 月，新疆累计净输出电量达 894.4 亿千瓦时，同比增长 9.0%。目前，新疆在 运外送通道主要为天中直流、吉泉直流和哈重直流，主要外送电源为新能源+火电，其中，哈重直流于 2025 年 6 月投运，预计年输送电量可达 360 亿千瓦时，配套电源中新能源装机达 1020 万千瓦。此外，新疆目前尚存 多条外送线路处于核准与规划状态，其中疆电（南疆）送电川渝工程计划于 2025 年末开工，2027 年前后投 运，该线路输电能力 800 万千瓦，建成后有助于提升南疆地区的新能源消纳能力。综合来看，新疆陆续投运的 电力外送通道有望进一步提升区域消纳能力，缓解新能源“弃风弃光”的压力。

集中式光伏占据主导，外送线路有望缓解消纳压力。截至 2025 年 6 月，新疆风电和光伏装机容量分别为 5467.9 和 7633.6 万千瓦，分别较去年同期增长 48.0%和 97.0%。其中分布式光伏装机容量为 35.6 万千瓦，同比 增长 90.4%；集中式光伏为 7598 万千瓦，同比增长 97.0%。总体来看，新疆光伏装机以集中式项目为主，近年 来，受外送线路建设相对滞后的影响，新能源消纳短期承压。伴随外送线路及配套电源的陆续投运，新疆区域 新能源消纳能力有望提升，本地新能源资源禀赋优势有望凸显。

甘肃：消纳压力影响竞价情况，“十五五”外送能力提升有望

2025 年 8 月，甘肃公布《甘肃省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案》。针 对存量项目，《方案》纳入机制的电量规模为 154 亿千瓦时（以甘肃 25 年上半年发电量估算，机制电量覆盖 比例在 15%左右），机制电价为 0.3078 元/千瓦时；在机制电量的分配方面，部分项目上网电量全额纳入机制 电量范围；分散式风电及 541 号批复的风电项目、保障性平价项目按照风电年发电利用小时数 1800 小时、光 伏年发电利用小时数 1160 小时纳入机制电量范围；剩余机制电量规模由其余存量新能源项目按装机容量等比 例分配。增量项目，25 年下半年新增项目机制电量为 8.3 亿千瓦时，26 年新增为 15.2 亿千瓦时，竞价区间为 0.1954~0.2447 元/千瓦时，机制电价执行期限为 12 年。

近期，甘肃发布增量项目竞价结果，风电与光伏竞价结果均为竞价区间下限（0.1954 元/千瓦时），入选 项目机制电量占比约为 24%（根据项目纳入电量和 2024 年甘肃省新能源发电利用小时数计算）。我们认为甘 肃省首次增量项目竞价水平偏低是省内新能源消纳承压的表现。甘肃省内发用电格局存在供需错配情况，主要 发电区域为河西电网，主要用电区域为河东电网，叠加区域间输电能力有限，导致甘肃省电力阻塞现象较为明 显，新能源消纳承压。同时，甘肃省间外送通道建成规模较小，导致新能源外送受限，进一步增加消纳压力。

发用电差额整体增长，外送通道逐渐投运。在本省发用电方面，2025 年 1-8 月，甘肃省发电量为 1497.6 亿千瓦时，同比增长 5.5%；用电量规模为 1182.9 亿千瓦时，同比增长 2.1%；发用电差额（发电量-用电量） 314.7 亿千瓦时，同比增长 48.8%。在外输电量方面，2025 年 1-8 月，甘肃省累计净输出电量达 483.7 亿千瓦 时，同比增长 30.2%。 目前，甘肃省已投运两条特高压外送线路（以起点计），其中陇东直流为 2025 年新近投运，有效促进了 甘肃外送电量的增长。同时，甘肃可借助天中直流、灵绍直流、银东直流、德宝直流等线路外送华东、华中等 地。目前，甘肃在建外送通道为陇电入浙工程，输电能力 800 万千瓦，预计于 2026~2027 年正式投运，主要外 送电源类型为新能源+火电；此外，陇电入川工程也已批复，输电能力为 800 万千瓦，预计于“十五五”中期 建成投运。综合来看，“十五五”期间甘肃省外送能力有望显著提升，有助于缓解新能源消纳压力。

新能源装机维持较高增速，集中式光伏占据主导地位。截至 2025 年 6 月，甘肃风电和光伏装机容量分别 为 3575.5 和 3535.2 万千瓦，分别较去年同期增长 23.2%和 28.5%。其中分布式光伏装机容量为 249.5 万千瓦， 同比增长 82.7%；集中式光伏为 3285.7 万千瓦，同比增长 25.7%。总体来看，甘肃风光装机增速相近，集中式 光伏占据主导地位，分布式光伏份额较小。针对省内消纳承压的情况，甘肃省 136 号承接文件通过较高的市场 化交易比例约束新能源装机的增长。同时，甘肃将省内火电容量电价提升至 330 元/千瓦/年（此前为 100 元/千 瓦/年），并给予新型储能容量电价补偿以提升电力系统整体消纳能力。综合来看，我们认为甘肃省外送通道 的建设有助于提升区域消纳能力，在装机规模有序增长的情况下，新能源消纳压力有望减轻。

在电力市场化改革的大背景下，供需格局与市场交易对新能源项目盈利的影响将逐步加深，机制电价将从 时间和空间维度影响新能源发展。时间维度上，机制电价新老项目分类施策，使得不同时期投产的项目稳健性 收益预期存在差异，将对未来新增项目投资起到约束性作用。同时，机制电价作为一种过渡性制度，其覆盖比 例和影响范围预计将呈下降趋势，未来新增项目的市场化暴露或更为明显。空间维度上，136 号文给予各省充足 的政策自主空间，使得区域间政策走向分化。具体来看，部分新能源装机规模占比较高、消纳承压的区域（如 西北、东北区域多省）通过加速市场化的方式约束新能源增速；同时，消纳能力较强区域（如长三角区域）预 计仍将通过机制电价制度维系新能源投资收益预期，保障项目开发积极性。 同时，通过对多地已发布增量项目竞价结果的分析，我们认为区域间机制电价的差异是电力市场现状、地 方政府引导方向以及供需格局演化趋势等多重因素交织的结果，整体来看，较高的机制电价覆盖比例有助于稳 定机制电价竞价结果。近期，“十五五”规划建议正式发布，明确提出加快建设新型能源体系。在电力市场方 面，《建议》提出加快健全适应新型能源体系的市场和价格机制。在现行电力市场交易框架下，新能源（尤其 是光伏）处于相对劣势地位且调节性电源相对匮乏，使得新能源消纳与盈利承压。中长期来看，在新能源装机 可持续增长的背景下，电价机制与市场制度有望完善，叠加新型储能规模化应用、特高压外送通道完善、绿电 制氢氨醇等消纳新场景拓展，新能源盈利有望边际改善。

电力：新能源装机挤压火电出力，动力煤价格上涨空间有限

火电：利用小时数同比下降，盈利能力有望维持

2025 年 1~9 月，全社会用电量累计 77675 亿千瓦时，同比增长 4.6%；2025 年 9 月份，全社会用电量 8886 亿千瓦时，同比增长 4.5%。受可再生能源发电增长的挤压，火电利用小时水平同比下降。2025 年 1~9 月我国 火电累计发电量为 46969 亿千瓦时，同比下降 1.2%；单 9 月来看，火电发电量为 5174.6 亿千瓦时，同比下降 5.4%，较去年同期增速下降 14.3 个百分点。利用小时方面，今年 1-9 月我国火电利用小时为 3122 小时，较去 年同期减少 181 小时。

超产查处影响煤矿生产，原煤产量增速预计收窄

受煤炭超产查处的影响，三季度原煤产量同比下滑，全年增速预计收窄。具体来看，国家能源局于 2025 年 7 月发布的《关于组织开展煤矿生产情况核查促进煤炭供应平稳有序的通知》，重点针对山西、内蒙古、陕 西、新疆等 8 个产煤大省开展产能合规检查。政策要求煤矿年度产量不得超过公告产能，月度产量不得超过产 能的 10%，对超能力生产的煤矿，一律责令停产整改。受超产查处政策影响，2025 年 7-9 月，全国原煤月度产 量分别为 3.8、3.9 和 4.1 亿吨，同比下降 3.8%、3.2%和 1.8%。 综合来看，9 月原煤产量降幅已有明显收窄，煤矿检查因素影响逐渐减弱，叠加冬季能源保供需求迫切， 我们认为全年原煤产量仍将维持同比增长，增长幅度较上半年或有所收窄。2025 年 1~9 月我国煤炭累计产量 为 35.7 亿吨，同比增长 2.0%，增速较去年同期提升 1.4 个百分点。单 9 月来看，煤炭产量为 4.1 亿吨，同比减 少 1.8%，增速较去年放缓 6.2 个百分点。主要原煤生产省份方面，目前我国原煤生产高度集中于山西、内蒙 古、陕西和新疆四省，2025 年 1-9 月四省累计原煤产量分别为 9.8、9.4、5.9 和 4.0 亿吨，同比变化+3.7%、- 0.8%、+2.4%和+4.1%。

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 1-9 月，我国共进口煤炭 34588 万吨，同比下降 11.10%；9 月份煤炭进口规模为 4600 万吨，同比下降 3.30%。煤炭进口方面，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、 俄罗斯及澳大利亚煤炭进口数量均有所下降。2025 年 1-9 月，我国进口印尼、澳大利亚和俄罗斯煤炭分别为 14166、4999 和 3108 万吨，同比下降 14.98%、4.21%和 18.59%。

动力煤整体供应方面，2025 年 1-9 月，我国动力煤总供应量约 29.97 亿吨，同比下降约 0.73%；其中进口 量约 1 亿吨，同比下降 23.19%。动力煤消费方面，电力行业消费规模同比下降，化工、冶金消费增长，动力 煤整体消费量同比微增。2025 年 1-9 月，国内动力煤总消费量为 30.67 亿吨，同比增长 0.41%；单 9 月来看， 动力煤消费总量为 3.4 亿吨，同比下降 3.6%。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 1-9 月，火力发电量同比下降，电力行业动力煤消费量为 19.48 亿吨，同比下降 0.92%；在总消费量中占比 达 63.52%。冶金、建材、化工、供热行业的动力煤消耗量分别为 1.30、1.86、2.47 和 2.46 亿吨，同比变化 +1.20%、-4.63%、+17.21%和+0.55%；在总消费量中占比 4.24%、6.05%、8.06%和 8.03%。中长期来看，伴随 可再生能源装机规模的持续增长，火电企业经营策略或从保电量转向保收益，利用小时数预计呈现下降趋势， 动力煤消费需求增长空间有限。

动力煤价格方面，2025 年 7 月以来，受煤炭主产区超产检查、高温天气持续、“反内卷”情绪波动等因 素的影响，动力煤市场价格有所回升，但较去年仍有明显下降。截至 2025 年 10 月 23 日秦皇岛 5500 大卡动 力煤现货价格为 765 元/吨，环比增长 2.68%，同比下降 11.56%。进口煤炭方面，广州港 5500 大卡印尼 煤 10 月 23 日价格为 780 元/吨，环比增长 5.16%，同比下降 18.89%。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日耗及库存水平，我们认为动力煤价格上涨空间有限，煤电盈利能力 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 10 月 23 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 72.75、68.00、91.05 和 91.70 美元/吨，同比下降 20.27%、24.44%、15.85%以及 15.56%。

电厂动力煤库存方面，截至 10 月 23 日，沿海 8 省电厂库存 3359.70 万吨，环比减少 28.30 万吨，幅度为 0.85%；同比减少 91.6 万吨，幅度为 2.65%。而内陆 17 省煤炭库存为 9458.20 万吨，环比增加 50.80 万吨，幅 度为 0.54%；同比减少 284.0 万吨，幅度为 2.92%。

电厂动力煤日耗方面，截至 10 月 23 日，沿海 8 省电厂日耗 180.80 万吨，环比减少 27.30 万吨，幅度为 13.12%；同比增加 4.5 万吨，幅度为 2.55%。而内陆 17 省日耗为 352.70 万吨，环比增加 42.00 万吨，幅度为 13.52%；同比增加 32.1 万吨，幅度为 10.01%。

从主要港口库存水平来看，煤炭库存方面，截至 10 月 22 日，秦港库存 560 万吨，环比增加 12 万吨，增 幅 2.19%，同比减少 15 万吨，降幅 2.61%。而广州港 10 月 22 日库存为 256.4 万吨，环比减少 8.1 万吨，降幅 3.06%，同比减少 35.6 万吨，降幅 12.19%。受沿海电厂日耗同比增长的影响，动力煤市场价格上涨，港口煤炭 库存去化加速。

水电：汛期到来整体偏晚，西南区域来水偏丰

2025 年 1-9 月我国水电累计实现发电量 9970.50 亿千瓦时，同比下降 1.1%。其中 9 月份单月水电实现发 电量 1588.90 亿千瓦时，同比增长 31.90%。今年汛期来水偏晚导致 7、8 月水电发电量同比下滑，9 月发电量 环比显著恢复。从利用小时来看，2025 年 1-9 月我国水电累计平均利用小时数为 2551 小时，同比减少 122 小 时，预计 10 月利用小时数将有所回升。

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 1-9 月， 我国降水较常年平均偏少，降水量累计达到 534.9 毫米，较去年同期下降 12.6%。分省份利用小时方面，截至 2025 年 8 月，贵州、广西水电利用小时同比分别增加 166 和 32 小时；四川、广东、湖南、湖北利用小时同比 下降 86、417、601 和 483 小时。整体来看，今年汛期整体偏晚且区域间来水差异较大，云贵川桂区域水电利 用小时水平优于中东部区域。

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 5.8 亿千瓦

风电方面，截至 2025 年 9 月，我国累计并网风电装机约 5.8 亿千瓦，同比增长 21.3%；当年新增风电装机 6090.5 万千瓦，较去年新增装机规模同比增长 59.40%，部分系 136 号文出台导致风电项目加速并网。2025 年 1-9 月风电累计发电量为 7673 亿千瓦时，同比增长 10.1%。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，重点关注东部海上风电及西部新能源大基地项目发展。

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 8 月，我国风电累计利用率 达到 94.1%，弃风率 5.9%左右，较去年同期增加 2.3 个百分点；利用小时数方面，截至 2025 年 9 月，风电累 计利用小时数为 1475 小时，较去年同期下降 92 小时，降幅达 5.9%，主要系新增装机规模较大以及 2025 年来 风情况同比较差的影响。

弃光率升至 5.1%，光伏装机增速或将放缓

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 9 月光伏发电累计并网装机容量达 11.27 亿千瓦，同比增长 45.75%。2025 年 1-9 月光伏累计发电量为 4363 亿千瓦时，同比增长 24.20%。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 5.1%，较去年同期上涨 1.3 个百分点。整体来看，受新能源装机快速增长且供需错配的影响，风光消纳情况短期承压。中长期来看，伴随 电力市场改革的推进以及电力系统消纳能力的提升，新能源消纳利用率有望改善。

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 6 月末， 我国集中式光伏总装机 6.06 亿千瓦，占总装机的 55.2%；分布式光伏总装机为 4.93 亿千瓦，占总装机容量 44.8%。从新增装机结构来看，2025 年上半年集中式光伏新增装机 0.95 亿千瓦，占新增光伏装机的 44.7%；分 布式光伏新增装机 1.18 亿千瓦，占新增光伏装机的 55.3%。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 年用电量同比增长约 5%、5.5%和 5.5%；2025~2027 年，全社会电力总装机容量分别为 37.53、40.47 和 43.50 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，火电利用小时 数或呈下行趋势。电价方面，近期动力煤价格的反弹趋势或为 2026 年火电上网电价提供一定支撑，不同区域 的电价变化或维持分化趋势。

电力板块看好盈利稳定的红利型资产叠加低估值绿电

在新型电力系统转型的背景下，新能源装机规模与比例将持续提升，火电将从主力发电电源转型为支撑性 和灵活性电源；收入结构将从电量收入主导转型为电量电价、容量电价以及辅助服务等多元驱动。2026 年， 全国容量电价补偿标准将上调，大部分省份容量电价将增长至 165 元/千瓦/年（此前为 100 元/千瓦/年），火电 盈利稳定性有望进一步增强。同时，伴随火电资本开支的放缓，企业现金流情况有望持续改善，火电股息红利 价值有望凸显。

绿电方面，在电力市场化改革的大背景下，供需格局与市场交易对新能源项目盈利的影响将逐步加深，机 制电价将从时间和空间维度影响新能源发展。时间维度上，机制电价新老项目分类施策，使得不同时期投产的 项目稳健性收益预期存在差异，将对未来新增项目投资起到约束性作用。同时，机制电价作为一种过渡性制 度，其覆盖比例和影响范围预计将呈下降趋势，未来新增项目的市场化暴露或更为明显。空间维度上，136 号 文给予各省充足的政策自主空间，使得区域间政策走向分化。具体来看，部分新能源装机规模占比较高、消纳 承压的区域（如西北、东北区域多省）通过加速市场化的方式约束新能源增速；同时，消纳能力较强区域（如 长三角区域）预计仍将通过机制电价制度维系新能源投资收益预期，保障项目开发积极性。 同时，通过对多地已发布增量项目竞价结果的分析，我们认为区域间机制电价的差异是电力市场现状、地 方政府引导方向以及供需格局演化趋势等多重因素交织的结果。近期，“十五五”规划建议正式发布，明确提 出加快建设新型能源体系。在电力市场方面，《建议》提出加快健全适应新型能源体系的市场和价格机制。在 现行电力市场交易框架下，新能源（尤其是光伏）处于相对劣势地位且调节性电源相对匮乏，使得新能源消纳 与盈利承压。中长期来看，在新能源装机可持续增长的背景下，电价机制与市场制度有望完善，叠加新型储能 规模化应用、特高压外送通道完善、绿电制氢氨醇等消纳新场景拓展，新能源盈利有望边际改善。

燃气：气价回落叠加需求增长，天然气消费量同比增长

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、全球天然气产量增长、欧盟补库需求减少等因素的影响，天然气价格整 体下行。截至 2025 年 10 月 24 日，IPE英国天然气期货价格为 80.22 便士/色姆，较年初下降 35.3%。截至 2025 年 10 月 20 日，美国 HenryHub 天然气交易价格为 2.99 美元/百万英热，较年初下降 8.1%。天然气库存方 面，欧洲目前的天然气库存处于近年来较低水平，主要系欧盟的天然气储存目标已放宽，允许 90%的满储存目 标偏离 10 个百分点，且给予各成员国更多灵活性。截至 2025 年 10 月 24 日，欧洲天然气库存比例为 82.8%， 同比下降约 12.5 个百分点。

天然气生产方面，9 月份，规上工业天然气产量 212 亿立方米，同比增长 9.4%，增速比 8 月份加快 3.5 个 百分点；日均产量 7.1 亿立方米。1-9 月份，规上工业天然气产量 1949 亿立方米，同比增长 6.4%。

伴随年初以来天然气价格的有序回落与国内经济的持续复苏，天然气消费规模同比增长。2025 年 1-9 月， 天然气表观消费量为 3188.36 亿立方米，同比增长 0.72%；其中 9 月表观消费量为 357.6 亿立方米，同比增长 5.55%。伴随天然气产量的有序增长，天然气在能源消费中的占比有望持续提升。

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”所发布的 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、国内天然气产量增长等因素的影响，天然气进口量有所下降， 其中 LNG进口规模降幅较大。2025 年 1-9 月，中国进口天然气 1291.14 亿立方米（折合约 9356.07 万吨），同 比下降 6.28%，进口依赖度为 39.91%；同比下降 2.98 个百分点。具体来看，LNG 进口 4744 万吨，同比下降 16.90%；管道气进口 4542 万吨，同比增长 8.17%。

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 年下半年以来，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/吨的低位不断上升。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 9 月，我国管道气进口价格均价为 350.33 美元/吨，同比下降 8.72%；液化天然气进口价格为 501.20 美元/吨， 同比下降 14.5%。

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 9 月末，我国 LNG 市场价为 3840 元/吨，较年初下降 11.4%。考虑到国际天然气价格的整体下行，我们预期国 内 LNG价格有望维持相对低位。

编辑：火腿肠