2025年公用事业行业2026年度策略报告：电改深化，变中求稳

一、环保及公用事业行情复盘

1、行业走势复盘

2025 年以来，环保及公用事业板块均有上涨。截止 12 月 13 日，公用事业板块 累计涨幅3.61%，在31个申万一级行业中排名第24；环保板块累计涨幅16.05%， 排名第 15。公用事业子板块中，电力板块累计上涨 2.73%，燃气板块累计上涨 13.30%，相对市场整体涨幅靠后。电力行业子板块中，受益于成本大幅改善带 来的业绩修复，火电板块涨幅靠前，核电及水电板块跌幅较大。

2、子板块业绩表现

（1）火电：电量电价齐降导致收入下滑，成本优化带动盈利增长

受新能源大规模并网以及来水较好影响，Q1 火电利用小时数同比降幅较大，Q2、 Q3 有所修复。同时，25 年全国范围长协电价同比下降约 2 分/千瓦时，电量电 价齐降导致前三季度火电板块营业收入同比下滑 5.5%。上半年煤价降幅较大， Q3 起煤价企稳回升，但仍处于较低水平，成本优化带动前三季度火电业绩取得 良好增长。 2025 年前三季度，我国火电累计发电量 4.70 万亿千瓦时，同比-1.2%，其中 Q3 发电量 1.75 万亿千瓦时，同比+0.7%；累计利用小时数 3122 小时，同比-5.6%， 其中 Q3 利用小时数 1154.41 小时，同比-4.3%。 前三季度申万火电板块实现营业收入 9057.83 亿元，同比-5.5%；归母净利润 711.23 亿元，同比+15.0%；毛利率 17.7%，同比提升 2.7pct，净利率 10.7%， 同比提升 1.9pct；ROE 为 8.8%，同比提升 0.7pct。

（2）水电：前三季度来水整体偏枯，盈利稳中有升

受益于 24 年蓄水情况较好，25Q1 水电利用小时和发电量分别同比增长 1.6%和 6.7%；Q2、Q3 来水整体偏枯，水电利用小时分别同比下滑 11.8%、1.8%。 2025 年前三季度，我国水电累计发电量 9971 亿千瓦时，同比-1.1%，其中 Q3 发电量4581.1亿千瓦时，同比+1.8%；累计利用小时数2550.56小时，同比-4.5%， 其中 Q3 利用小时数 1173.56 小时，同比-1.8%。 前三季度申万水电板块实现营业收入 1487.6 亿元，同比-1.4%；归母净利润 513.22 亿元，同比+1.7%；毛利率 54.6%，同比提升 2.0pct，净利率 39.7%， 同比提升 1.1pct；ROE 为 11.3%，同比下降 0.4pct。

（3）新能源：全面进入市场，大规模并网导致消纳压力明显提升

136 号文出台，标志着新能源进入全面市场化时代。按照今年 6 月 1 日划分新老 项目，导致上半年新能源出现抢装潮。截至 2025 年 9 月底，风电、光伏发电装 机占比已达到约 46%。高比例新能源快速接入电网导致部分地区消纳压力明显提 升。 2025 年前三季度，我国风电累计发电量 7673 亿千瓦时，同比+14%，其中 Q3 发电量 2061.2 亿千瓦时，同比+11%；累计利用小时数 1474.7 小时，同比-5.9%， 其中 Q3 利用小时数 387.7 小时，同比-10.5%。光伏累计发电量 4362.8 亿千瓦 时，同比+42%，其中 Q3 发电量 1562.3 亿千瓦时，同比+46.1%；累计利用小 时数875.17小时，同比-8.8%，其中Q3利用小时数315.17小时，同比下降5.4%。 前三季度申万风电板块实现营业收入 1080.9 亿元，同比-8.4%；归母净利润 220.31 亿元，同比-16.2%；毛利率 40.3%，同比提升 0.2pct，净利率 23.0%， 同比下降 0.2pct；ROE 为 5.6%，同比下降 1.0pct。光伏板块实现营业收入 261.04 亿元，同比-16.6%；归母净利润 29.04 亿元，同比+55.8%，增长率较高主要系 京运通、新筑股份、珈伟新能等大幅减亏所致；毛利率 37.8%，同比提升 4.5pct， 净利率 12.2%，同比提升 5.7pct；ROE 为 2.8%，同比提升 1.3pct。

（4）核电：2025 年保持高核准量，市场化电量增加且电价下降导致业绩承压

2025年 4月，国务院常务会议核准 10 台核电机组项目，包括浙江三门三期工程、 福建霞浦压水堆、山东海阳三期工程、广东台山二期工程、广西防城港三期工程 等 5 个核电项目，核电高核准量延续。 2025 年前三季度，我国核电累计发电量 3581 亿千瓦时，同比+9.2%，其中 Q3 发电量 1218.1 亿千瓦时，同比+5.6%；累计利用小时数 5846.4 小时，同比增长 2.5%，其中 Q3 利用小时数 1964.4 小时，同比下降 1.2%。 前三季度核电板块实现营业收入 1213.58 亿元，同比+1.8%；归母净利润 165.78 亿元，同比-12.4%；毛利率 38.9%，同比下降 3.0pct，净利率 23.4%，同比下 降 3.3pct；ROE 为 7.1%，同比下降 2.0pct。

二、电力：电改进入深水区，稳字当头韧性尽显

1、火电：煤价企稳回升，预计 26 年电价降幅可控

2025 年上半年煤价大幅下行，三季度以来逐步企稳回升。2025 年上半年，我国 原煤产量达到 24.05 亿吨，同比增长 5.4%，我国煤炭供给增速显著高于需求增 速，煤炭价格呈现出明显的下行趋势，25Q1/Q2 秦港 5500 大卡动力煤市场价均 价降至 737/643.41 元/吨，同比分别下降 19%/25%。7 月煤炭超产文件落地，行 业反内卷导致 7、8、9 月全国原煤产量同比分别下滑 3.8%、3.2%和 1.8%。Q3 以来煤价企稳回升，截至 2025 年 11 月 27 日，秦港 5500 大卡动力煤现货价为 820 元/吨，月环比提升 7%。煤价企稳回升有望对 26 年长协电价谈判形成支撑。

2026 年电煤中长期合同签订工作启动，新增价格月度调整机制。2025 年 11 月， 国家发改委发布《关于做好 2026 年电煤保供中长期合同签订和履约监管工作的 通知》，对比 2025 年的签约方案，主要变化有三点：1）签约数量要求方面， 26 年方案提出结合新能源替代等因素合理确定合同签订量，原则上不应低于签 约需求量的 80%。2）价格机制方面，新增价格月度调整机制，可自主协商或参 照“基准价+浮动价”机制确定出矿环节价格，其中，基准价为山西、陕西、蒙 西、蒙东煤炭出矿环节的价格合理区间中值，浮动价采用中价产地指数、CECI、 NCEI、CCTD 价格指数综合确定，由全国煤炭交易中心根据价格机制按月测算 发布。

煤电容量电费即将大幅提升，叠加煤价企稳回升的支撑，预计 26 年综合电价同 比降幅可控，火电盈利或有收窄。根据我国 2023 年发布的《关于建立煤电容量 电价机制的通知》，2024-2025 年多数地方为 30%左右，即约 100 元/千瓦·年； 2026 年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于 50%，即 165 元/千瓦·年，提升幅度达到 65%。部分煤电转型较快的省份提升幅度更大，例 如云南、四川等 26 年补偿比例将提升至不低于 70%；甘肃于 7 月 14 日发布的 《甘肃省关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》提出，煤电机组、 电网侧新型储能容量电价标准暂按每年每千瓦 330元执行，回收比例达到100%。 根据中电联统计，2024 年全国煤电机组累计获得容量电费 950 亿元，折度电容 量电价为 2.07 分/千瓦时。随着固定成本回收比例不断提升，煤电业绩的稳定性 有望进一步得到保障，从而推动煤电在电力市场中角色定位的转变。综合考虑电 量电价下行，容量电价提升，以及煤价企稳回升，预计 26 年综合电价同比降幅 可控，火电盈利较 25 年或有收窄。 电量方面，冷冬预期下火电有望充分发挥保供作用。10 月我国全社会用电量为 8572 亿千瓦时，同比增速达到 10.4%，月环比+5.9pct，创年内新高。受需求带 动，10 月火电发电量达到 5138 亿千瓦时，同比+7.3%，月环比+12.7pct。据国 家气候中心的最新预计，目前赤道太平洋正处于拉尼娜状态，今年冬季可能形成 一次弱拉尼娜事件，这也意味着今年可能再现“双重拉尼娜”。对于我国而言， 拉尼娜事件的影响较为复杂，冬季我国中东部大部分地区气温偏低的概率较高， 冷冬预期下用电量有望保持高增速，火电保供作用有望凸显。

2、水电：区域来水分化，主要流域水电仍有增长弹性

2025 年前三季度来水整体偏弱，区域间存在分化。2025 年 1-9 月，我国降水量 累计达到 535 毫米，同比-13%。整体来看，云贵川区域来水好于中东部地区。 据长江电力公告，2025 年前三季度，乌东德水库来水总量约 834.89 亿立方米， 较上年同期偏枯 6.04%；三峡水库来水总量约 2988.80 亿立方米，较上年同期偏 枯 4.54%。据华能水电公告，前三季度澜沧江流域糯扎渡断面来水同比偏丰 0.9 成。此外，雅砻江两河口电站去年蓄满，对流域的补偿效益显著，Q1、Q2 雅砻 江水电电量均实现较好增长；Q3 雅砻江来水偏枯，雅砻江水电 Q3 发电量同比 -16.02%。截至 2025 年 11 月 21 日，三峡水位为 174.4 米，同比+4.1%；入库/ 出库流量达到 10400/11800 立方米/秒，同比+41%/+70%。根据长江电力公告， 10 月 24 日三峡水库蓄至政策蓄水位 175 米，完成 2025 年度蓄水任务，为今冬 明春充分发挥供水、灌溉、发电、航运、生态等综合效益奠定坚实基础。

“十四五”水电规划核准与投产目标完成，重大水电基地项目开发有序推进。截 至 2024 年底，“十四五”以来已核准大型常规水电装机规模约 7500 万千瓦， 已完成规划提出的核准目标；加上 2025 年新增核准的波罗、奔子栏电站等，可 超额完成规划目标。新增投产目标方面，截至 2024 年底，“十四五”期间新增 投产常规水电装机为 3859 万千瓦，较“十四五”期间新增投产 4000 万千瓦的 发展目标，完成率达 96.5%；加上 2025 年已投产的巴塘，巴拉、硬梁包等水电 站（机组），以及预期投产的双江口部分机组，已提前完成规划提出的投产目标。 重大水电项目开发方面，2025 年 7 月雅鲁藏布江下游水电工程正式开工建设， 拟建设 5 座电站，总装机约 6000 万千瓦，投资约 1.2 万亿元，年发电量预计将 达到 3000 亿千瓦时。雅江下游水风光资源丰富，有望成为我国深化“水风光” 互补、提升电力系统稳定性的关键一步。 主要流域装机仍有增长弹性。按照当前的在建和拟建装机量计算，金沙江流域的 叶巴滩水电站拟于 2025 年底前实现首批机组投产，预计金沙江于“十五五”及 以后期间投产水电超 600 万千瓦；雅砻江流域的水电投产集中在“十五五”及以 后期间，规模约为 777 万千瓦；大渡河流域的双江口、枕头坝、金川电站拟于 2025 年底前分别投产 50、10、64.5 万千瓦，预计大渡河于“十五五”及以后期 间投产水电约 525 万千瓦；澜沧江流域拟于“十五五”及以后期间投产水电约 620 万千瓦。近期来看，金沙江、大渡河水电装机增长弹性较大。

3、新能源：短期电价和消纳承压

136 号文陆续落地，新能源进入全面市场化时代。2025 年 2 月 9 日，国家发改 委、国家能源局印发《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》，提出推动新能源上网电价全面由市场形成。截至目前，已有 29 个省/市/地区发布正式承接方案，3 个省份发布征求意见稿。存量项目方面，机 制电量规模上限一般不高于现行的保障性收购电量；除新疆对补贴和平价项目分 别设置机制电价外，其余区域均采用燃煤基准价，电价整体水平处于 0.22-0.453 元/千瓦时。增量项目方面，除蒙东、蒙西明确暂不新增机制电量，广东省的集 中式光伏和陆风不参与机制电量竞价外，其他地区 2025 年首次竞价的电量规模， 均与当前新能源非市场化电量占比妥善衔接；大部分省份将燃煤基准价作为竞价 上限，截至目前已有 19 个省份公布了首轮竞价结果。其中，东部负荷中心省份 受土地成本、资源条件和电网紧平衡约束的影响，新能源项目成本普遍偏高，因 此竞价结果呈现高位运行。例如广东光伏的中标电价达到 0.36 元/千瓦时，江西 风电达到 0.375 元/千瓦时，云南风光竞价结果均接近其竞价上限（分别为 0.332 和 0.33 元/千瓦时）。山东的竞价结果处于全国中等水平，其风电为 0.319 元/ 千瓦时、光伏为 0.225 元/千瓦时。西北部资源型基地省份由于光照资源充足、 土地成本较低、集中式开发规模大，成为全国竞价水平最低的区域。例如，甘肃 风电与光伏竞价价格均为 0.1954 元/千瓦时，为全国最低水平，与当地燃煤基准 价（0.3078 元/千瓦时）拉开较大距离。青海风光竞价结果均为 0.24 元/千瓦时， 新疆风电与光伏分别为 0.252 元/千瓦时和 0.235 元/千瓦时，均大幅低于东部省 份。

消纳问题凸显，政策层面多措并举。近年来我国新能源装机规模迅速扩大，截至 2025 年 9 月底，风电、光伏发电装机占比已达到约 46%。高比例新能源快速接 入电网导致部分地区消纳压力明显提升。全国新能源消纳监测预警中心发布的数 据显示，2025 年 1-9 月，我国风电利用率为 94.2%，较 2024 年全年下降 1.7pct； 光伏利用率为 95.0%，较 2024 年全年下降 1.8pct。分省份来看，西藏、湖南、 山西前三季度风电利用率较 2024年全年下滑幅度较大，分别下滑13.3pct、4.9pct、 3.6pct；青海、新疆、蒙东前三季度光伏利用率较 2024 年全年下滑幅度较大， 分别下滑 6.7pct、5.8pct、4.5pct。在此背景下，国家发改委和能源局联合发布 《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》，从分类引导新能源开发与消纳、推 动消纳新业态发展、增强电力系统适配能力、完善全国统一电力市场体系等方面， 提出促进新能源消纳和调控的政策举措，有望助力新能源高质量发展。

陆风增值税即征即退政策取消，短期业绩或受冲击，长期来看风电绿色价值有望 进一步释放。根据《关于风力发电增值税政策的通知》，陆风项目自 2015 年 7 月 1 日起享受增值税即征即退 50%的优惠。2025 年 10 月 17 日，财政部、海关 总署、税务总局发布《关于调整风力发电等增值税政策的公告》，提出陆风自 2025 年 11 月 1 日起取消增值税即征即退优惠，海风自 2025 年 11 月 1 日至 2027 年 12 月 31 日仍享受增值税即征即退 50%的政策。据我们测算，在原有优惠政 策下，陆风项目全投资 IRR 约 8.7%；增值税即征即退政策取消后，项目全投资 IRR 为 7.4%，降幅 1.3pct，度电净利润降幅约 0.021 元/千瓦时。预计本次增值 税优惠调整将对陆风企业短期的业绩产生一定冲击，但长期来看，陆风已经步入 较为成熟的发展阶段，优惠扶持取消有望塑造公平的竞争环境，同时，随着绿电 绿证及碳市场建设不断完善，风电绿色价值也有望进一步释放。

4、核电：市场化比例提高，成长+稳定性兼具

核电进入常态化核准阶段。2021 年，国务院首次定调“积极安全有序发展核电”， 2022-2025 年核电维持高核准量，每年至少核准 10 台常规机组（不包括四代核 电）。截至 2025 年 6 月底，我国在运、在建和核准待建核电机组共有 112 台， 总装机容量 1.25 亿千瓦，连续保持世界第一。作为安全高效稳定的基荷能源， 核电对于推动新型电力系统建设，保障能源安全具有重要作用。2024 年《中华 人民共和国能源法》发布，将“积极安全有序发展核电”正式写入法案，表明我 国发展核电的决心。据中国核能行业协会预计，到 2035 年，我国核电发电量在 总发电量中的占比将达到 10%，未来一段时间内核电有望保持 8-10 台的年均核 准量。

市场化交易电量占比提升，电价波动影响总体可控。近年来核电市场化交易比例 不断提升，2024 年中国广核和中国核电市场化交易比例分别达到 50.9%和 50.78%。广东 2025 年电力交易方案中，要求核电执行变动成本补偿机制，当年 月中长期市场交易均价低于市场参考价（0.463 元/千瓦时）时，按照核定上网电 价、年月中长期市场交易均价中的较大值与市场参考价之差乘以系数 k（0.85） 执行变动成本补偿机制。根据 2025 年广东交易情况，该机制对核电市场化交易 电价的影响约为 4 分/度。2026 年的方案中取消了该补偿机制，预计广东核电电 价压力将有所缓解。由于目前实际执行市场化电价的核电电量占比不高，总体来 看市场化电价波动对于核电业绩的影响相对可控。

机组陆续投产，驱动业绩增长。截至 2025 年 11 月底，中国核电控股在建及核 准待建核电机组 19 台，装机容量 2185.9 万千瓦，其中在建机组 13 台，装机容 量 1513.8 万千瓦；中国广核管理在建及核准待建机组 20 台，装机容量 2422.2 万千瓦，其中在建机组 10 台，装机容量 1209.1 万千瓦。2026 年起，两家公司 每年将各有至少 1 台机组投入商运，机组陆续投产带来的发电量增长将成为核电 业绩增长的主要驱动力。

先进核能技术加速发展。三代核电技术方面，目前我国在建核电中采用“华龙一 号”技术的机组占比约一半，未来“华龙一号”将成为新建核电主流技术；“国 和一号”示范工程首堆于 2024 年底建成投产；全球首个陆上商用模块式小型堆 “玲龙一号”于 2025 年 10 月冷试成功。四代技术方面，全球首座第四代核电 站华能石岛湾高温气冷堆于 2023 年底商运；全球唯一液态燃料钍基熔盐实验堆 实现稳定连续运行。可控核聚变方面，我国全超导托卡马克装置 EAST 在 2023 年实现了 1.2 亿℃下稳态运行 520 秒的世界纪录，2025 年进一步提升至“双亿 度”运行（等离子体离子温度 1.17 亿度、电子温度 1.6 亿度）并创下 1 亿摄氏 度稳态运行 1066 秒的新纪录，综合参数全球领先。

三、燃气：气价中枢下行，看好布局上游资源标的

1、海外：LNG 密集投产，气价中枢有望下移

全球天然气产量稳健增长。伴随全球能源结构转型，近 10 年来全球天然气产量 稳步增长，从 2014 年的 3.45 万亿立方米增长至 2024 年的 4.12 万亿立方米， CAGR 达到 1.8%。其中，美国、俄罗斯等为主要天然气产地，2024 年天然气产 量占比分别达到 25%和 15%。随着各国天然气勘探力度加大，预计 2030 年全球 天然气产量将达到 4.56 万亿立方米，2024-2030 年 CAGR 达到 1.8%，2050 年 全球天然气产量将达到 5.32 万亿立方米，2024-2050 年 CAGR 达到 1.1%。

美国保持全球最大 LNG 出口国地位，亚太地区主导 LNG 进口增长。供给端， 美国继续保持全球最大 LNG 出口国地位，2024 年 LNG 出口量为 1152 亿方， 同比增长 0.6%，占全球 LNG 出口总量的 21%；其次是澳大利亚、卡塔尔和俄 罗斯，分别占全球 LNG 出口量的 20%、20%和 8%。需求方面，2024 年全球 LNG 市场呈现出区域性差异，亚洲需求增长与欧洲需求下降并存。以中国和印 度为代表的亚太新兴市场主导了 LNG 需求的增长。其中，2024 年中国 LNG 进 口量为 1052 亿方，同比增长 7.6%，印度进口量为 379.3 亿方，同比增长 24.6%。 与此同时，欧洲经济增长乏力，工业需求疲软，加上可再生能源装机规模扩大， 导致 LNG 需求萎缩。

国际气价中枢下行，今年以来呈现“前高后低”趋势。2022 年俄乌冲突导致俄 罗斯对欧管道气供应锐减，推高了全球天然气价格的同时，也加速了全球天然气 贸易格局的重塑。2023 年，全球天然气市场供需趋于宽松，国际气价从高位大 幅回落，但受供应链风险扰动影响，气价“宽幅高频”波动增加。2024 年欧洲 天然气供需整体宽松，受地缘政治风险升级等因素影响，TTF 现货价呈现前低后 高走势，但全年均价同比仍明显下降。2025Q1 欧洲及北美寒潮导致天然气需求 高增， TTF、HH 现货价均价分别上涨至 14.41 和 4.17 美元/百万英热，同比增 长 65%、93%；Q2 以来，随着供暖及补库需求退坡，气价重新进入下行区间。 10 月以来，受北美冷空气提振取暖需求影响，HH 现货价出现反弹，而欧洲天然 气需求疲软，加上其他可再生能源供应增长，导致 TTF 现货价持续走低。

多个 LNG 气田陆续投产，全球 LNG 供给将趋于宽松，价格中枢有望下移，从 而提振需求。据隆众资讯统计，截至 2025 年 6 月底，全球新投产 LNG 项目包 括 Plaquemines LNG 二期、Corpus Christi stage 3 项目、LNG Canada 项目以 及 Greater Tortue Ahmeyim 项目，全年预计有 6 个 LNG 项目投产，预计新增产 能合计 4450 万吨/年，较 2024 年全球 LNG 产能 4.944 亿吨/年的增幅为 9%。 据 IEA 统计，截至 2025 年 10 月底，全球在建 LNG 产能共 2.39 亿吨/年（含 2025 年已投产/部分投产的项目），预计将于 2025-2031 年陆续投产，新增产能主要 来自于美国、卡塔尔和加拿大。IEA 指出，在新增供给大量入市的背景下，未来 几年天然气价格将承受向下压力，从而刺激下游需求回升，尤其是在对价格较敏 感的亚太市场。

2、国内：气量有待修复，上游资源保障重要性凸显

天然气产量稳步增长，对外依存度降低。“十四五”以来，我国大力推进油气增 储上产“七年行动计划”，取得显著成绩，油气生产供应能力明显提升。我国天 然气产量由 2019 的 1736 亿方增长至 2024 年的 2464 亿方，年均复合增速达到 8.4%；表观消费量由 2019 年的 3067 亿方增长至 2024 年的 4261 亿方，年均复 合增速达到 7.8%。天然气对外依存度由 2019 年的 43%提升至 2021 年的 45%， 2022 年受疫情及海外气价高企影响，对外依存度回落至 41%，2023 年气价回落， 对外依存度回升至 42%，2024 年，我国天然气对外依存度保持在 42%左右。受 益于 2024 年底中俄东线全线贯通，我国进口管道气增长强劲。受管道气挤占、 气价较高，以及关税等影响，我国 LNG 进口量下滑明显。据海关总署统计，2025 年 1-10 月，我国天然气总进口量约 1.03 亿吨，同比减少 6.2%，对外依存度下 降至 40%。其中，液化天然气累计进口量约 5315 万吨，同比减少 16.2%；气态 天然气累计进口量约 4945 万吨，同比增加 7.6%。

今年以来我国天然气表观消费量同比有所下降，预计在国际气价下行，新增燃机 投产等因素驱动下，气量有望修复。今年以来，受年初暖冬、国际气价较高，以 及新能源装机快速增长等因素综合影响，我国天然气需求相对疲软，1-10 月天然 气表观消费量为 3525 亿方，同比微降 0.3%。据中国石化经济技术研究院预测， 今年我国天然气实际消费量约为 4302 亿立方米，同比增长 2.4%；2026 年天然 气消费量同比增长预计超 4.1%。天然气需求增长主要受用气成本改善、燃气重 卡销量增长、新增燃气机组投产等因素综合驱动。具体来看：

用气成本改善：2025 年起海外气田陆续投产，全球天然气供需格局有望转 向宽松状态，带动国际气价回落。随着我国增储上产持续推进，加上中俄东 线和其他管道气的稳定供应，即便考虑部分进口 LNG 存在不确定性，我国 国内天然气供应仍整体充足，中石化经研院预计 2026 年我国天然气供应总 量为 4610 亿方，同比增长 6.1%，供需格局改善下国内用气成本有望改善。

燃气重卡销量增长：《绿色交通“十四五”规划》等政策的深入推进，以及 《关于实施老旧营运货车报废更新的通知》将 LNG 车辆纳入补贴范围，为 交通用气构建了有利的政策环境。尽管当前 LNG 价格处于历史较高水平，但其与柴油相比经济性优势依然明显，从而带动燃气重卡销量高增。据第一 商用车网统计，2025 年 9、10 月，我国燃气重卡终端销量分别同比增长 149% 和 138%，11 月销量同比增速预计也超过了 75%。

新增燃气机组投产：2025 至 2026 年我国迎来燃气机组密集投产期。据中 石化经研院预计，2025 年我国新增燃气机组将约 3000 万千瓦，到 2026 年 气电总装机将接近 1.9 亿千瓦，驱动 2025、2026 年发电用气分别同比增长 12.3%、9.3%至 720 亿方，为我国天然气消费增长做出重要贡献。

地缘政治及气价波动风险下气源自主多元化保障重要性凸显。受地缘政治等因素 影响，近年来国际气价高企、供需持续紧张，突显了供应安全的重要性。城燃企 业通过自主布局上游资源，可以摆脱对单一气源的依赖，增强供给稳定性。例如， 新奥能源积极整合国内外资源，于 2016 年分别与道达尔、雪佛龙等国际公司签 订长期购销协议，合同量合计 116 万吨/年，从 2018 年开始供应；2022 年，新 奥能源与美国 Energy Transfer 签订合约，约定 Energy Transfer 自 2029 年起， 每年向新奥能源供应 90 万吨 LNG，供应期限为 20 年；2025 年，公司新签 60 万吨/年的雪佛龙长协，自 2028 年开始供应，供应期限为 10 年。多元化的资源 结构有助于企业更灵活地优化采购策略，通过长期协议锁定成本、在现货市场捕 捉低价机会，从而平抑国际市场价格大幅波动带来的冲击。 顺价持续推进，城燃价差进一步修复。2023 年下半年起，国际气价中枢回落， 且各地居民、非居民用气密集调整，城燃公司价差持续修复。2024 年，华润燃 气 / 昆 仑 能 源 / 中 国 燃 气 / 新 奥 能 源 / 港 华 智 慧 能 源 销 气 价 差 分 别 为 0.53/0.47/0.53/0.54/0.56 元/方，除昆仑能源受高价差的加气站业务整合影响导 致整体价差下滑外，其余公司价差均实现了 0.02-0.05 元/方的修复。由于天然气 销售价格调整具有一定滞后性，在上游气价整体下行的背景下，城燃公司毛差有 望获得超额修复。

编辑：火腿肠