證券研究報

告能源轉型進行時

開啟降本周期2025年中期公用事業行業投資策略主要內容電力：三產居民拉動用電

新能源擠占增量市場綠電：地方入市細則出臺

綠電直連助力消納火電：Q2煤價繼續下跌

供需影響長期盈利性水電：各流域豐枯分化

上游發電蓄能雙優燃氣：成本改善逐步兌現

量利齊升可期投資分析意見及風險提示341.1.1

2025年1-4月電力需求回顧全國用電量增勢強勁，三產及居民貢獻近半增量1-4月，全社會用電量累計31566億千瓦時，同比增長3.1%。其中第一、二、三產業和城鄉居民生活用電量分別為424、20497、5856、4789億千瓦時，分別同比增長10.0%、2.3%、6.0%和2.5%。1-4月全社會用電增量約為949億千瓦時，其中第一、二、三產業和城鄉居民用電增量分別貢獻全社會用電總增量的4%、49%、35%、12%，第三產業和城鄉居民以較低的用電占比貢獻近半用電增量。圖：2025年1-4月全國各產業占全社會用電量比重資料來源：中電聯第一產業,4%第二產業,49%第三產業,35%城鄉居民生活,

12%第一產業1%第二產業65%第三產業19%城鄉居民生活15%圖：2025年1-4月全國各產業增量用電貢獻度1.1.2

2025年1-4月電力需求回顧分行業來看，大部分第三產業行業保持較高增速，制造業表現分化顯著1-4月制造業貢獻全國社會用電增量的34%。其中傳統高載能行業增速有所放緩，但包括化工、鋼鐵（黑色金屬）等領域仍貢獻重要用電增量。高新制造業增速表現亮眼，電子及通信設備制造業、通用設備制造業增速顯著高于制造業平均，汽車制造業增速高達8.5%。1-4月，第一、三及城鄉居民生活用電保持較快增長，其中農林漁牧業及信息傳輸、軟件和信息技術服務業保持增速在10%以上，此外批發及零售業增速也接近10%，“兩重”“兩新”政策推動我國擴大內需、產業升級，電力消費結構變化彰顯轉型成效。圖：2025年1-4月全國各產業用電增速及對全社會用電量貢獻率（除第二產業）圖：2025年1-4月部分制造業用電增速及增量貢獻率-10%-15%-5%0%5%10%15%1000020003000400050006000用電量（左軸，億千瓦時）同比增速（右軸）用電貢獻率（右軸）9%8%7%6%5%4%3%2%1%0%050010001500200025003000用電量（左軸，億千瓦時）同比增速（右軸）用電貢獻率（右軸）5資料來源：中電聯1.1.3

2025年1-4月電力需求回顧分地區來看，全國多數省份用電增速保持低單位數增長1-4月，山東、江蘇、廣東用電量穩居全國前三。全國各地用電整體平穩增長，華北、東北、華中、華南多省區用電增速位列0-5%區間。西南地區表現整體較好，西藏、貴州、云南用電增速位列全國前三。1-4月全國用電增量來源主要位于東南沿海及內陸資源強省。浙江、山東、河北對全國用電增量貢獻占比最高，分別達11%、10%、8%。圖：2025年1-4月全國各地區用電量及同比增速圖：2025年1-4月全國各地區用電增量及增量貢獻率14%12%10%8%6%4%2%0%-2%-4%-6%050010001500200025003000西

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海古 江用電量（左軸，億千瓦時） 同比增速（右軸）14%12%10%8%6%4%2%0%-2%-4%120100806040200-20-40浙

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疆古 江用電增量（左軸，億千瓦時） 用電貢獻率（右軸）6資料來源：中電聯1.2.1

2025年1-4月電力供給回顧資料來源：中電聯風光裝機貢獻主要增量，火電發電空間受到擠壓1-4月，全社會規上發電量累計達29840億千瓦時，同比增長0.1%。其中火電、水電、核電、風電和光伏發電量分別為19831、3012、1585、3814、1595億千瓦時，分別同比-4.1%、2.2%、12.7%、10.9%、19.5%。1-4月全社會規上發電增量約為30億千瓦時，其中風電、光伏、核電、水電同比發電增量約375、260、179、65億度，而火電下降約852億度。雙碳相關政策持續推進，新型電力系統建設的不斷完善的大背景下，我國發電結構持續改善，清潔能源發電量增幅顯著，占比持續提升。圖：2025年1-4月各電源發電量占比表：2025年1-4月電力生產情況及各發電類型貢獻度（單位：億千瓦時）2025年1-4月 同比增速 2024年1-4月 同比增幅全社會 2981029840

0.1%

30火電 19831 -4.1% 20683 -852水電 29473012 2.2% 65核電 1585 12.7% 1406 179風電 34393814 10.9%

375光伏 13351595 19.5% 260資料來源：國家能源局火電67%水電10%核電5%風電13%光伏5%71.2.1

2025年1-4月電力供給回顧風光裝機規?？焖僭鲩L，各電源利用小時數有所下滑1-4月新增發電裝機容量達14052萬千瓦，其中水電、火電、核電、風電、光伏裝機新增容量分別為265、1298、0、1996、10493萬千瓦，新能源新增裝機貢獻率達88.9%，其中風電及光伏貢獻率分別為14.2%、76.7%。截至2025年4月，全國累計裝機容量達348684萬千瓦，其中水電、火電、核電、風電、光伏裝機容量為43772、

145500、

6083、54119、99205萬千瓦，新能源裝機規模超越火電。新能源占比持續提升，對傳統電源發電效率形成沖擊，1-4月全國發電設備累計平均利用小時1008小時，同比減少103小時，除核電外各電源利用小時數均有所下滑。資料來源：中電聯火電42%核電2%風電15%圖：截至2025年4月我國各電源裝機規模占比水電13%光伏28%050010001500200025003000風電核電燃氣燃煤火電水電太陽能發電2024 2025圖：2025年1-4月我國各電源發電小時數及同比變化情況81.3

電力全國電力供需平衡表指標20182019202020212022202320242025E2026E2027E2028E2029E2030E總發電量=全社會用電量（億千瓦時）69940732537623683768863729224198521103447107895112319116812121251125616同比增速（%）8.4%4.7%4.0%9.8%3.6%6.7%6.8%5.0%4.3%4.1%4.0%3.8%3.6%累計裝機容量（億千瓦）18.3519.4421.3122.9825.6429.2033.4936.1939.5741.3642.9744.5346.34常規水電3.223.263.393.543.683.713.773.793.813.863.914.014.16核電0.450.490.500.530.560.570.610.650.690.810.951.091.23風電1.842.102.823.283.654.415.216.216.717.217.718.118.51太陽能發電1.752.052.533.073.936.088.8710.8712.8713.8714.6715.4716.27煤電10.0610.4110.8011.0911.2611.6511.9512.6013.2513.2513.2513.2513.45天然氣發電0.830.900.981.091.161.261.451.601.751.851.952.052.15生物質發電0.190.240.300.380.410.440.460.480.500.520.540.560.58裝機容量凈增加（億千瓦）常規水電0.100.040.130.150.140.020.060.020.020.050.050.100.15核電0.090.040.020.030.030.010.040.040.040.120.140.140.14風電0.210.260.720.460.370.760.801.000.500.500.500.400.40太陽能發電0.450.270.480.540.862.162.782.002.001.000.800.800.80煤電0.260.350.400.290.170.390.300.650.650.000.000.000.20天然氣發電0.070.080.110.070.100.190.150.150.100.100.100.10生物質發電0.040.060.080.030.030.020.020.020.020.020.020.02利用小時數常規水電3769387940003800341731333349380038003800380038003800核電7184739474537802761676167683770077007700770077007700風電2095208220782232221822252127222022202220222022202220太陽能發電1212128512811281134012861211120012001200120012001200煤電4495441643234586459346854628430040453971402640814095天然氣發電2767264626102814244024362363240024002400240024002400生物質發電70007000700070007000700070007000700070007000表：國內電源結構預測表（電量平衡，倒算煤電利用小時數，用煤電利用小時數反映電量供需格局）資料來源：中電聯9主要內容電力：三產居民拉動用電

新能源擠占增量市場綠電：地方入市細則出臺

綠電直連助力消納火電：Q2煤價繼續下跌

供需影響長期盈利性水電：各流域豐枯分化

上游發電蓄能雙優燃氣：成本改善逐步兌現

量利齊升可期投資分析意見及風險提示102.1

風光裝機高增基本滿足增量需求

電源側上網競爭加劇2023年風光新增裝機約292GW，對應到2024年新增發電量3658億度電2024年風電光伏合計增量發電貢獻度約59%。2024年風光新增裝機約358GW，參考2024年發電數據等比例估算，2025年可增加發電量約4451億度電年初以來我國用電增速整體下滑，我們假設2025年發電增速為5%，2025年增量發電需求4926億度電，新能源貢獻增量占比可達90%。2025年留給水、火、核的增量發電空間為475億度電，占比約10%?？紤]到新能源出力存在間歇性及棄風棄光情況，新能源實際供給增量或低于測算。新能源供給擴張迅速，同時水核發電優先級較高，導致火電持續出讓發電空間并加劇市場競爭。圖：

2025年全國增量發電結構預測資料來源：申萬宏源研究新增裝機容量（萬kW） 增量發電量（億kWh)2023A 2024A 2024A 2025E風電7566798211111172光伏216022779825483279合計291683578036584451表:

新能源新增裝機發電貢獻測算資料來源：中電聯光伏66.5%水電、核電、火電等9.7%風電23.8%112.2

新能源發電利用效率持續下降新能源消納形勢持續嚴峻2024年全國風電累計利用率95.9%，同比下降1.4pct，光伏累計利用率96.8%，同比下降1.2pct。2025年1-4月全國風電累計利用率92.4%，同比下降3.7pct，光伏累計利用率94.0%，同比下降4.1pct。2024年來風光照情況較差，但多地風光利用率均呈現下滑態勢，三北地區消納持續承壓。2025年1-4月，新能源裝機規?？焖偬嵘B加來風光照條件改善，多地新能源發電利用率加速下滑。地區2024年風電利用率光伏發電利用率全國95.90%-1.40%92.40%-3.70%96.80%-1.20%94.00%-4.10%北京98.40%-1.50%95.90%-4.10%99.80%-0.20%98.60%-1.70%天津99.00%-1.00%96.30%-3.70%99.00%-1.00%91.50%-7.50%河北92.60%-1.70%89.90%-2.00%96.10%-1.40%90.80%-6.20%山西98.70%-0.20%93.70%-5.50%98.20%-0.70%98.40%-0.90%山東96.40%-1.20%92.60%-5.60%98.50%-0.80%94.20%-4.40%蒙西93.70%0.50%92.10%0.60%93.70%-2.90%68.30%-7.40%蒙東94.00%-2.70%88.80%2.90%97.30%-1.40%90.00%-7.10%遼寧95.30%-2.70%93.60%-2.40%97.20%-2.10%96.70%-2.10%吉林93.60%-2.40%88.70%-5.40%97.50%0.40%95.10%-0.20%黑龍江95.20%-3.40%89.10%-9.20%96.70%-2.40%92.00%-5.80%上海100.00%0.00%100.00%0.00%100.00% 0.00%100.00%0.00%江蘇99.70%-0.30%95.50%-4.50%99.90%-0.10%97.90%-1.20%浙江100.00%0.00%100.00%0.00%100.00% 0.00%100.00%0.00%安徽100.00%0.00%97.40%-2.60%99.90%-0.10%96.30%-2.10%福建100.00%0.00%100.00%0.00%100.00% 0.00%100.00%0.00%江西 99.50%-0.50%-0.40%-0.70%-2.50%99.40%-0.60%-0.60%-0.90%-0.70%99.00%-0.90%97.50%-2.60%河南 96.40%95.10%98.10% 0.40% 97.30% 0.20%湖北 98.30%99.10%97.60%-0.70%-0.60%97.70%-4.10%-0.20%湖南 97.20%98.90%99.40%99.60%重慶 100.00% 0.00% 100.00% 0.00% 100.00% 0.00% 100.00% 0.00%四川 99.60%-0.40%-2.40%-1.00%-1.40%-0.20%-2.40%-17.00%-0.10%-1.80%99.70%-0.30%-2.70%-0.30%98.10%-1.90%-2.00%-3.70%-1.10%-1.10%-4.70%-9.40%99.60%-1.40%-9.20%-9.00%-8.50%-3.80%-8.90%-7.00%-0.10%-5.60%-4.40%-3.10%-4.80%陜西 94.40%95.00%94.50%88.10%甘肅 94.00%93.30%91.30%91.90%青海 92.80%94.30% 1.70% 90.30%81.90%寧夏 97.60%93.60%-3.70%-8.70%-35.60%95.30%93.00%新疆 93.40%88.90%92.20%88.00%西藏 83.00%64.40%68.60%67.80%廣東 99.50%99.90% 0.00% 99.90% 0.00% 99.90%廣西 98.20%98.20%-1.80%-1.30%98.60%-1.40%94.20%海南 100.00% 0.10% 98.70%99.80% 0.00% 96.30%貴州 99.60%-0.10%-0.90%99.60% 0.10% 98.00%-1.40%-2.70%98.50%云南 99.10%98.40%-1.60%96.70%96.30%表：全國2024年及4M25年新能源利用率及同比變化資料來源：全國新能源消納預警中心122.3

新能源全面入市

存量增量項目分類施策新能源全面入市政策出臺，電力統一大市場建設進一步完善2月國家發展改革委、國家能源局發布《關于深化新能源上網電價市場化改革

促進新能源高質量發展的通知》，推動新能源上網電量全面進入市場、上網電價由市場形成。新規之下，新能源企業機遇與挑戰并存新能源全面入市在即，項目收入由原來的固定價格的保障性收入轉向市場競爭性收入，多退少補的差價結算方式穩住收益下限，保障當前入市比例已較高的新能源運營商盈利性。全面入市同樣對新能源運營商的交易能力提出更高要求，其中現貨交易將直接考驗新能源企業高頻報價能力，中長期交易將更加考驗供需兩端資源配置與項目匹配能力。項目類型項目分類判定標準納入機制的電量電價結算機制市場化電量機制電價形成方式備注存量項目2025年6月1日前機制電價項目實際交易價格現行價格政策但不高于當地煤電基準價執行納入機制的電量可選擇完全市場化結算，但實施后不可重新選擇差價機制表：136號文上網電價結算機制增量項目2025年6月1日后機制電價項目實際交易價格各地每年組織已投產和未來12個月內投產且未納入

機制電價原則上按入選項目最高過機制執行范圍的項目自愿參與競價

報價確定，但不得高于競價上限。資料來源：國家發展改革委、國家能源局132.4

地方細則陸續出臺

增量項目競爭加劇山東：存量項目與現行政策銜接較強，增量項目需滿足申報充足率條件存量項目：2025年5月31日前投產的存量項目上網電價0.3949元/千瓦時與山東當前標桿電價一致。增量項目：若申報充足率不足125%，則競價電量將縮減至申報電量的80%

；如果邊際機組入選電量小于其申報電量的40%，取消最后入選項目的入選結果，機制電價取前一個入選項目的申報價格。山東方案整體強化增量項目上網時的競爭關系。廣東：方案聚焦于新能源增量項目的競價與差價結算機制電量申報比例上限與存量項目機制電量比例銜接，不超過90%，且需扣除已成交的中長期交易電量、綠電電量。通過區分海上風電、其他風電和光伏月度發電側實時市場電源的加權平均價格，分別根據該類型所有新能源項目所在節點實時市場價格及其分時上網電量，加權計算差價的“基準實施電價”

。按新能源項目報價從低到高排序，所有入選項目機制電價按最高報價確定入圍電量。設定增量項目執行期限，海上風電項目14年，其他新能源項目12年。廣東方案明確項目執行期限及機制電量上限，運營商收益預期確定性提升。蒙東：存量項目與現行政策節奏一致，增量項目暫不安排新增納入機制的電量存量項目：機制電價水平按國家政策上限執行，即蒙東標桿電價0.3035元/千瓦時。機制電量按照項目類型不同進行有區別的劃分，分布式光伏、分散式風電、扶貧光伏等項目的實際上網電量，其他集中式項目按照現貨市場運行時間先后給予不同小時數。增量項目：暫不安排新增納入機制的電量。由于蒙東電力市場新能源電量已基本全電量參與現貨出清，不再給予新增項目機制電量的決定與蒙東地區新能源發展現狀相匹配。其他新能源現貨出清比例較高、已形成強市場競爭地區或將借鑒蒙東方案。資料來源：山東省、內蒙古自治區發改委、廣東省電力交易中心142.5

新能源面臨量價及消納壓力

多措并舉引領行業高質量發展供需寬松，新能源競爭加劇對上網電量及消納均構成挑戰各省市136號文細則陸續落地，增量項目競爭加劇，電價存下行風險。新能源出力集中，尤其光伏出力與日內負荷曲線錯峰，進一步增加消納壓力。政策引領，多措并舉逐步解決新能源發展困局電網通道加速建設：我國特高壓電力工程領域的投資和建設加速，國家電網總投資預計首超6500億元。2025年將投產特高壓線路“兩交五直”，未來幾年，列入計劃可能開工特高壓“十六交十二直”。拓展綠電應用場景：2025年3月，國家發展改革委等五部門聯合發布《關于促進可再生能源綠色電力證書市場高質量發展的意見》，明確加快提升鋼鐵、有色、建材、石化、化工等綠色電力消費比例。打破電網瓶頸推動綠電直連：

5月21日，國家發改委、國家能源局聯合印發《關于有序推動綠電直連發展有關事項的通知》，提出探索創新新能源生產和消費融合發展模式，明確綠電“以荷定源”，采用自發自用為主，余電上網為輔的上網方式。資料來源：國家發改委、國家能源局152.6.1

綠電直連定義電源綠電直連的兩種類型：并網型：電源應接入用戶側，項目電源、用戶和線路作為整體接入公共電網，與公共電網形成清晰的物理界面與責任界面；離網型：電源、用戶和線路均與公共電網無電氣連接，作為獨立系統開展運營公共電網單一用電戶直連現階段綠電直連的電源類型：風能太陽能生物質能等新能源包括：新建電源尚未開展電網接入工程建設或因新能源消納受限等原因無法并網的存量新能源項目項目新能源自發自用占總發電量比例不低于60%現階段綠電直連的負荷類型：新增負荷有燃煤燃氣自備電廠的存量負荷出口外向型企業的存量負荷項目新能源自發自用占總用電量比例不低于30%（2025年）、35%（2030年）并網型離網型162.6.2

綠電直連：有利于新項目消納項目電源的投資主體：用戶，也可由新能源發電企業或雙方成立的合資公司投資。直連專線的投資主體：原則上應由用戶、電源主體投資負荷端是主責單位模式創新：電源和負荷不是同一投資主體的，應簽訂多年期購電協議或合同能源管理協議源荷匹配：并網項目應“以荷定源”原則確定電源類型和裝機規模厘清責任：并網型綠電直連項目與公共電網按產權分界點形成清晰明確的安全責任界面，各自在安全責任界面內履行相應電力安全風險管控責任。系統友好：在新能源消納困難時段，項目不應向公共電網反送電。綠電直連對用戶側、電網側、電源側形成三贏局面用戶側：獲得穩定清潔電力，降低碳稅成本電網側：輸配電費穩定繳納，收益保持穩定電源側：獲得穩定消納渠道，還原綠色價值17主要內容電力：三產居民拉動用電

新能源擠占增量市場綠電：地方入市細則出臺

綠電直連助力消納火電：Q2煤價繼續下跌

供需影響長期盈利性水電：各流域豐枯分化

上游發電蓄能雙優燃氣：成本改善逐步兌現

量利齊升可期投資分析意見及風險提示18193.1

火電：煤炭供大于求背景格局帶動煤價持續回落國內外供給穩定，需求相對疲弱，目前煤炭呈現供需寬松格局供給側：2025年1-4月，全國規模以上工業原煤產量15.8億噸，同比增長6.6%，國內煤炭產量加速釋放。需求側：新能源裝機大幅并網，對火電需求產生沖擊，工業用電增速較弱。目前正值傳統需求淡季，部分電廠開展機組輪修工作，電廠日耗整體提升不足。盡管近期港口及社會庫存有所回落但仍位于歷史高位，進一步對煤價形成壓制。2025年初以來煤炭成本價格同比大幅下降，二季度火電降本邏輯增強2025年1-5月，秦皇島Q5500山西產動力末煤均價約為687元/噸，同比2024年1-5月下降189元/噸。2Q24煤價反彈，而2025年4-5月煤價呈單邊下行趨勢，同時1Q25電廠仍有高價庫存煤，我們預計2Q25公司火電燃料成本降幅環比一季度增強。圖：2025年初以來動力煤價格持續下探（秦皇島港Q5500山西產動力末煤，元/噸）資料來源：Wind1,3001,2001,1001,0009008007006001月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月2023202420253.2

火電降本彈性：燃料成本下跌需綜合考慮市場煤占比500.100.190.290.380.480.570.67750.140.290.430.570.720.861.001000.190.380.570.760.951.151.341250.240.480.720.951.191.431.67市場煤價降幅（元/噸）1500.290.570.861.151.431.722.002000.380.761.151.531.912.292.672250.430.861.291.722.152.583.012500.480.951.431.912.392.863.34Q5500噸煤價下跌26.2元，市場煤部分可提升0.01元/度利潤假設度電標煤消耗300克作為基準測算（標煤熱值為7000大卡/kg），如入爐煤成本與煤價變動一致，標準煤價格在每下降33.33元/噸的情況下，火電度電盈利可以增加1分錢。折算成5500大卡煤的情況下，Q5500煤價每下降26.19元/噸，度電盈利可以增加1分錢?；痣娖髽I采購的市場煤充分受益于煤價回落，長協煤部分也將有所受益長協煤合同定價為“基準價+浮動價”，具體為當月合同價格={（上月最后一期NCEI+上月最后一期BSPI+上月最后一期CCTD+上月最后一期CECI

）/4}*50%+675（長協基準價）*50%，火電企業成本改善部分來自于市場煤及長協煤浮動價部分。暫不考慮長協煤浮動價格部分，假設市場煤占比20%，市場煤價格每下降100元/噸，度電成本可下降0.76分表：火電降本度電彈性測算（分/千瓦時）市場煤比例5% 10% 15% 20% 25% 30% 35%資料來源：申萬宏源研究203.3

2025年中長協電價普遍下跌，供需偏緊地區電價穩定性更強2025年年度長協交易電價普遍下跌，內陸省份電價降幅相對較低2025年華北、東北、西北地區的年度長協電價降幅較低，部分省份如山東降幅在0.01元/度以內。長三角地區供需格局較好，電價降幅控制在0.04元/度以內。下半年起火電上網電價或受新能源沖擊，供需格局偏緊地區電價或更具剛性短期來看，“136號文”出臺后引發各地新能源搶裝熱潮，短期電力供需供過于求疊加新增綠電與客戶簽訂雙邊協議需求時間，短期月度集中交易電價受到沖擊。江蘇、廣東等地6月集中交易電價僅略高于價格下限。長期來看，“多退少補”差價結算機制下，增量項目價格競爭性較強，低發電邊際成本的新能源或采用低報價策略保證上網，從而壓制火電成交價格。廣西率先給予2025年綠電差價合約補償至0.375元/度，導致2025年年度長協電價下跌超0.1元/度。我們判斷新能源裝機占比較低，供需偏緊地區電力交易價格波動較小，保障電源側收益穩定性。20252024同比變化幅度上海0.4650.473-0.008山東0.3650.375-0.010安徽0.4130.436-0.023江蘇0.4120.453-0.040廣東0.3920.466-0.074廣西0.3430.448-0.105表：部分省市年度長協交易電價（單位：元/度）資料來源：各省電力交易中心01002003004001月

2月

3月

4月

5月

6月

7月

8月

9月

10月

11月

12月2024年 2025年01002003004005001月

2月

3月

4月

5月

6月

7月

8月

9月

10月

11月

12月2024年 2025年圖：江蘇月度集中交易電價（單位：元/兆瓦時） 圖：廣東月度集中交易電價（單位：元/兆瓦時）500資料來源：各省電力交易中心21223.4

火電調節價值：容量電價上調可期

輔助服務市場持續完善容量電價：2024-2025覆蓋固定成本的三分之一，2026年起可覆蓋二分之一目前用于計算容量電價的煤電機組固定成本實行全國統一標準，為330元/千瓦·年。2024-2025年多數地方執行固定成本的30%左右，為100元/千瓦·年。按照4000小時利用小時數計算，煤電可提升度電利潤0.025元/度。2026年執行比例可提升至50%，假設利用小時數不變，容量電價可提升度電利潤至0.042元/度。如比例提升至100%，容量電價可至多提升度電利潤達0.083元/度。輔助服務電價：總則明確，各地陸續跟進，推動并入現貨市場交易2024年《關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知》發布，輔助服務價格頂層設計清晰，明確現貨市場連續運行的地區，推動輔助服務市場和現貨市場聯合出清。全國多地落地具體的輔助服務市場細則，燃煤機組深度調峰補償規則逐漸明確，可進一步帶動火電調節價值釋放。火電逐步向調峰角色過渡，容量電價及輔助服務收入助力火電盈利穩定性增強容量收入占火電總收入比重有望持續提升，并逐步覆蓋企業固定成本，煤-電價格博弈或可弱化。新能源入市后火電調峰收益有望增加，收益穩定性進一步增強。資料來源：國家發改委、能源局、各地發改委、各地能源局申萬宏源研究主要內容電力：三產居民拉動用電

新能源擠占增量市場綠電：地方入市細則出臺

綠電直連助力消納火電：Q2煤價繼續下跌

供需影響長期盈利性水電：各流域豐枯分化

上游發電蓄能雙優燃氣：成本改善逐步兌現

量利齊升可期投資分析意見及風險提示234.1

水電：水電大省發電增速分化

長江上游蓄能較去年同期提升1-4月全國水電大省發電增速分化，云南四川增速可觀今年各地全國水電發電增速出現分化。主要水電省份中，我國最大的兩個水電大省云南及四川均保持較高增速，此外青海貴州發電增速也較高。湖北、廣西、湖南發電增速同比顯著下降。各地蓄能情況同樣出現分化，長江上游水庫蓄能同比增加根據長江水利網數據，截至2025年4月末，長江流域重要水庫總蓄水量1296億m3，同比下降60億m3，其中三峽以上、三峽、三峽以下重要水庫644.2、

247.8、

404.4億m3，同比分別+48.6、-3.2、-104.8億m3

。上游水庫蓄量顯著高于下游，考慮到流域梯級聯調效應，全流域發電量無虞。圖：2025年1-4月水電大省發電量及發電增速（單位：億千瓦時）30%20%10%0%-10%-20%-30%-40%20004006001000800四

川 云

南 湖

北 青

海 貴

州 廣

西 湖

南發電量 同比增長（%）資料來源：中電聯244.2

水電大省供需趨緊

大水電利用效率及發電結構均有改善空間供需格局：水電大省提升電力供給方式有限，供需持續趨緊我國水電資源稟賦最好的區域位于西南地區，在十三五期間隨著眾多水電站投產后，區域電力供給一度較為寬松。隨著川渝地區產業升級，用能需求提升，疊加極端天氣頻發，西南地區的電力供需格局也由寬松轉為緊張。西南地區水電資源開發進入尾聲，西南地區需同步發展新能源和火電，來進一步提升電源穩定供應能力。短期展望：2025年四川省枯水期交易價格提升，平、枯水期價格回落，量增價穩業績有望穩定提升中長期展望：電力市場化改革深入，水電電價中樞上漲可期水風光多能互補開發模式具有極高協同效應。尤其是在新能源入市后，利用水電的靈活性響應風光出力波動，可在瞬時、日內乃至全年對新能源進行實時互補，大水電在枯水期發電效率也可進一步提升。2025年，四川省取消了非水電量打捆購入方式，改為水火風光同臺競價。我們認為兼具出力靈活性以及邊際成本優勢的水電最為受益，枯豐發電量可靈活調整，電價中樞中長期具備提升空間。圖：水電可在瞬時、日內、全年可對新能源進行出力互補，應對供給及需求端雙向變化資料來源：李良縣等.金沙江下游(四川側)風光水互補開發研究初探[J].

水電站設計,

2019,

035(003):74-79.

韓曉言等.梯級水光蓄互補聯合發電關鍵技術與研究展望[J].電工技術學報,

2020,35(13):

2711-2722.

申萬宏源研究254.3

利息支出減少

帶動水電盈利能力進一步提升水電資本開支放緩，降息周期內財務降費增厚企業利潤5年期以上LPR于2024年2、7、10月及2025年5月分別下調25、10、25、10個基點，2024年以來已合計下降70BP。桂冠電力、華能水電自2021年來財務費用連續下降，國投電力財務費用自2022年以來連續下降。長江電力2023年注入烏白后財務費用規模上漲，財務降費整體趨勢不改。以降息50個基點進行測算，火電、水電、核電等企業財務降費效果均較為顯著。水電處于放緩資本開支的階段，現金流充沛，可通過提前還貸、長短債結構優化，減少利息支出。020406080100120140桂冠電力長江電力圖：2021年-2024年水電公司財務費用（單位：億元）表：電力板塊公司降息后利潤彈性測算主營板塊公司數據來源2024年稅前凈利潤（億元）降低50BP后稅前利潤提升比例火電華能國際25年一季報180.99.23%華電國際25年一季報103.66.04%大唐發電25年一季報86.212.05%國電電力25年一季報204.56.01%水電桂冠電力25年一季報30.93.80%華能水電25年一季報103.66.04%國投電力25年一季報157.14.63%388.62.63%核電225.68.17%長江電力 25年一季報中國核電 25年一季報中國廣核

25年一季報降低50BP有息負債（億元）永續債（億元）后利息減少（億元）2538.95 799.78 16.71106.89 144.97 6.31597.17 481.54 10.42456.42 0.00 12.3209.27 25.40 1.21106.89 144.97 6.31396.29 56.97 7.32040.63 0.00 10.23676.35 10.00 18.41894.83 0.00 9.5216.04.39%資料來源：各公司公告注：有息負債包括長期借款、短期借款及應付債券華能水電 國投電力2021年 2022年 2023年 2024年資料來源：公司年報26主要內容電力：三產居民拉動用電

新能源擠占增量市場綠電：地方入市細則出臺

綠電直連助力消納火電：Q2煤價繼續下跌

供需影響長期盈利性水電：各流域豐枯分化

上游發電蓄能雙優燃氣：成本改善逐步兌現

量利齊升可期投資分析意見及風險提示275.1.1

2024/25供暖季全球天然氣市場回顧20212022202320242025E非洲16801690177017501780亞太89108770906095509770其中：中國36703640393042404390中南美洲15301480147015001500前蘇聯地區64906220631065606620其中：俄羅斯51604870495051705210歐洲60905240488049004970中東56205800592060606220北美1091011440115701178011890其中：美國87409190928094609510全球4123040630409704210042750需求端：全球天然氣需求穩步增長，加速對傳統化石能源替代2024/25年采暖季，全球天然氣需求維持結構性增長，同比增長1.8%（同比提升約350億m3），但不同地區增速出現顯著分化，歐美氣溫較低導致供暖及氣電需求提升，而亞洲氣溫相對溫和導致需求增長放緩。根據IEA數據，

2024年11月-2025年2月中國天然氣需求同比下降約2%，而歐洲供暖季需求增長約10%，美國天然氣消費量創歷史新高。根據IEA最新天然氣市場報告預測，2025年全球天然氣需求預計增長1.5%（同比提升約650億m3，預測前值為+800億m3）。其中亞太地區仍將貢獻主要需求增量，但增速預計有所放緩，其中中國天然氣消費量增量預測下調至150m3（預測前值為+300億m3）

。表：全球天然氣消費量（單位：億立方米）資料來源：國際能源署（IEA）注：前蘇聯地區包括亞美尼亞、阿塞拜疆、格魯吉亞、哈薩克斯坦、吉爾吉斯斯坦、俄羅斯、塔吉克斯坦、土庫曼斯坦及烏茲別克斯坦285.1.2

2024/25供暖季全球天然氣市場回顧20212022202320242025E非洲26002500255024302480亞太64706600675069007120其中：中國20502160230024502580中南美洲14201500147014701510前蘇聯國家96008650830086008700其中：俄羅斯76206720638068506920歐洲22202300215022002150中東69007150725074007620北美1172012400128801285013200其中：美國984010210106101060010900全球4093041100413504185042750供給端：多地年內供應受限，全球LNG供應較為疲弱2024/25供暖季，全球液化天然氣供應同比增長2%（提升約60億m3），主要系Plaquemines

LNG設施于2024年底投產?？紤]到2025年起俄羅斯過境烏克蘭管道氣停運（供給同比將減少150億m3），疊加歐洲天然氣庫存大幅低于同期（夏季補庫需求或同比增加150億m3），短期內全球天然氣供需格局或仍然偏緊。2025年全球有望開啟新一輪擴張周期，美國、加拿大、其他亞洲及非洲國家的LNG產能有望迅速提升。根據IGU數據，2025年全球新增5800萬噸/年液化產能的釋放，支撐全球天然氣供給側增長?？紤]到新產能投產爬坡期，明年起全球天然氣供需有望由偏緊張格局逐步轉向寬松。表：全球天然氣產量（單位：億立方米）資料來源：國際能源署（IEA）注：前蘇聯地區包括亞美尼亞、阿塞拜疆、格魯吉亞、哈薩克斯坦、吉爾吉斯斯坦、俄羅斯、塔吉克斯坦、土庫曼斯坦及烏茲別克斯坦29305.2 供需短緊長松

全球氣價自高位逐步回歸1Q25全球天然氣價格仍居高位，Q2起逐步回歸歷史正常水平2024年歐亞氣價呈逐季度提升趨勢，2H24平均氣價水平已高于去年同期，并在供暖季開始后快速提升。受24/25年歐美需求提升，庫存回落較快，疊加地緣政治推高風險溢價，1Q25歐洲及亞洲氣價顯著高于歷史正常水平。2Q25起隨著季節性需求下降，供給側管道氣及LNG除計劃內檢修外整體保持穩定，全球天然氣價格逐步回落。圖：全球天然氣價格趨勢

（單位：美元/百萬英熱，美元/桶）資料來源：路孚特天然氣及石油板塊0204060801001201400102030405060708090荷蘭TTF基準天然氣期貨價格

（左軸）Henry

Hub天然氣期貨價格（左軸）東北亞LNG現貨（左軸）布倫特油價（右軸）5.3

LNG出口終端產能即將進入快速放量期全球LNG出口供給集中度較高根據IGU數據統計，截至2024年底，全球共有22個國家具備LNG出口能力，全球LNG出口終端產能達48380萬噸/年（約6670億m3/年）。目前美國、澳大利亞、卡塔爾、馬來西亞、印度尼西亞、俄羅斯六個全球最大的LNG出口國的出口產能合計達35380萬噸/年，占全球總產能的73%。全球LNG出口終端產能較為集中，因此天然氣供需格局是否寬松主要取決于LNG主要出口國的擴產節奏。圖：截至2024年底全球LNG出口終端產能（百萬噸/年）美國,

9750澳大利亞,

8760卡塔爾,

7710資料來源：IGU（國際燃氣聯盟）印度尼西亞,

3040馬來西亞,

3200俄羅斯,

2920其他,

13000315.4

LNG出口終端產能釋放在即

Pre-FID項目儲備規模龐大全球在建LNG項目出口產能達2480億m3/年，將于2025-2027年集中釋放2025年起全球天然氣出口終端進入密集投產期，根據路孚特統計最近在建項目建設節奏，預計2025、2026、2027年全球LNG產能預計將分別擴張902、416、724億m3/年。今年美國Golden

Pass（82億m3/年）、Plaquemines

Parish擴建項目（91億m3/年），加拿大LNG

Canada（190億m3/年）、卡塔爾北部氣田擴建項目（449億m3/年）、

Arctic

LNG

2第二產線（90億m3/年）有望陸續投產，可在2025年全球LNG供給端提供增量。待審批最終投資決策LNG項目規模龐大，長期有望持續提升LNG供給規模除在建產能外，截至2024年底全球計劃建設的LNG出口終端產能可提升潛力達112210萬噸/年（超1.5萬億m3/年），如這些項目通過最終投資決策（FID），則有望在長期進一步提升供給增量。圖：在建LNG項目產能擴張情況（單位：億m3） 圖：明確時間表的擬建項目LNG產能擴張情況（單位：萬噸/年）

資料來源：路孚特天然氣板塊 020040060080010002025E2028E2029E2030E2026E 2027E美國 加拿大 俄羅斯卡塔爾 澳大利亞 其他國家美國,

36690加拿大,22730俄羅斯,17040澳大利亞,4550墨西哥,

5420莫桑比克,5720其他,

2006032335.5

保守估計2027年末全球LNG出口產能有望較當前水平增加30%全球LNG出口終端即將迎來快速釋放期2025年可供給能力將迎來快速增加截至2025年3月底，全球LNG產能為6785億m3/年。保守估計下，僅考慮已通過最終投資決策的在建LNG出口終端產能，2027年預計全球LNG終端產能也將達到8827億m3/年，較目前產能有望增加30%。新增產能主要由北美和中東地區貢獻美國在建和擬建LNG產能位列全球第一，保守預計美國至2027年可實現2256億m3的年產能，較目前可增加50%。加拿大目前未形成LNG出口產能，至2027年也有望將年產能提升至219億m3。以卡塔爾為代表的中東國家也加緊布局LNG工廠，隨著北部氣田擴產三部曲的逐步落地，至2027年卡塔爾LNG年出口產能也有望增加64%至1716億m3。新增產能投產后產能有爬坡期，預計2026年起新增產能將為全球帶來大范圍供給增量圖：全球LNG終端產能展望（單位：億m3）資料來源：路孚特天然氣板塊1000090008000700060005000400030002000100001Q252025E2026E2027E2028E美國 加拿大 俄羅斯 卡塔爾 澳大利亞 其他國家5.6

進口氣經濟性提升

國內降本邏輯有望持續演繹資料來源：上海石油天然氣交易中心圖：中國LNG出廠價（單位：元/噸）國際成本下降帶動近期海氣價格低位震蕩受國際氣價及原油價格回落影響，中國LNG綜合進口價格在2024年初以來大幅回落。2025年以來基本維持在3400-4200元/噸區間震蕩。年初以來我國LNG出廠價格基本穩定在4200-4500元/噸區間內窄幅震蕩，海氣相對于國產LNG具有成本優勢。油價中樞持續回落，利好燃氣價格進一步回落我國絕大多數LNG以中長期協議方式進口，且多與國際油價掛鉤，同時進口管道氣協議也基本掛鉤原油價格。我國進口天然氣資源與油價聯動性較強，原油價格波動同向影響我國天然氣進口資源成本。2025年4月起國際油價進一步下跌，考慮到定價周期的滯后性（約2-3月），2H25起我國LNG進口價格中樞有望在當前低位進一步下降。9000800070006000500040003000200010000圖：中國LNG綜合進口價格與布油（延期2月）聯動性較強140120100806040200100009000800070006000500040003000200010000LNG綜合進口價格（左軸，元/噸） 布倫特油價（延期2月，右軸，美元/桶）資料來源：上海石油天然氣交易中心，路孚特石油板塊345.7

居民氣價聯動執行力度持續提升

2025年有望提供業績增量?

2024

年核心城市燃氣順價提速，2025年貢獻利潤增量自2023年6月起，石家莊、南京發改委單獨將第一檔居民管道天然氣銷售價格上調，對進一步深化居民氣下游市場化程度做出表率。目前全國已有過半直轄市、省會城市完成順價。2024年下半年，包括合肥、鄭州、長沙等省會城市完成居民氣價格調整。居民順價的持續推進。雖然2025年各地順價節奏整體放緩，但包括揚中、徐州等市仍陸續實施居民天然氣價格聯動，同時2024年順價的地區有望在2025年全年享受順價政策，利好城燃盈利能力的回升和穩定性。表：省會、直轄市及經濟單列市等重點城市的居民順價進展（單位：元/立方米）地點政策文件順價執行日期居民氣第一檔階梯價格調整前 調整后調整幅度漲幅（%）河北石家莊《關于調整主城區居民用管道天然氣銷售價格的通知》2023年6月2.783.150.3713.31%江蘇南京《關于調整居民用管道天然氣銷售價格有關事項的通知》2023年7月2.733.030.310.99%陜西西安《關于聯動調整我市居民用管道天然氣終端銷售價格的通知》2023年7月2.052.180.136.34%山東青島《關于啟動三區居民用氣價格上下游聯動機制的通知》2023年8月3.643.830.195.22%甘肅蘭州《關于啟動居民用管道天然氣氣源采購和銷售價格上下游聯動2023年8月1.762.020.2614.77%的通知》機制的通知》?天津 《市發展改革委關于調整居民用管道天然氣銷售價格有關事項 2023年9月2.52.790.2911.60%山東濟南 湖南省天然氣上下游價格聯動機制的通知》 2023年9月3.33.50.26.06%廣東深圳《深圳市發展和改革委員會關于聯動調整我市管道天然氣銷售價格的通知》2024年3月3.13.410.3110.00%四川成都《關于居民用氣銷售價格聯動調整有關事項的通知》2024年4月2.182.340.167.34%福建福州《關于調整福州市五城區居民管道天然氣銷售價格的通知》。2024年4月3.163.610.4514.24%新疆烏魯木齊《關于理順烏魯木齊市管道天然氣銷售價格的通知》2024年6月1.371.50.139.49%安徽合肥《關于我市居民管道天然氣銷售價格有關事項的通知》2024年10月2.723.020.3011.03%河南鄭州《關于疏導鄭州市區居民管道天然氣銷售價格的通知》2024年10月2.582.940.3613.95%湖南長沙《關于聯動調整長沙市中心城區居民用氣終端銷售價格的通知》2024年12月2.8322.9920.165.65%資料來源：各地發改委355.8

降本順價邏輯持續演繹

城燃零售氣毛差穩定修復2023年銷氣毛差觸底反彈，2024年持續穩定修復2021年年中起，國際天然氣價格持續走高，帶動國內天然氣綜合采購成本持續上漲。居民端順價難問題突出，在綜合采購價格快速上漲的過程中，城燃企業購銷價差持續收窄。工商業用氣恢復帶動城燃銷氣結構改善，除香港中華煤氣外，2023年各大城燃零售氣毛差回歸至0.5-0.51元/m3。2024年各大城市燃氣公司毛差延續修復趨勢，除昆侖能源因業務調整原因外，各城燃公司毛差均站穩0.52元/m3以上。2025年降本及順價邏輯持續演繹，看好各大城燃毛差持續恢復，城燃銷氣主業盈利能力有望持續提升。圖：

2018-2024年五大城燃公司零售氣毛差（單位：元/m3）資料來源：

公司公告注：中國燃氣2024/25財年經營數據暫未出。昆侖能源下降主要原因系加氣站業務剝離出主營業務收入所致。0.650.600.550.500.450.402018年2024年2019年 2020年昆侖能源 華潤燃氣 港華智慧能源2021年 2022年 2023年香港中華煤氣（內地） 新奧能源 中國燃氣36主要內容電力：三產居民拉動用電

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優取格局良好區域火電海上風電：利用小時數及消納有保障，今年有望密集投產海上風電補貼優先級高，利用小時數也普遍優于其他新能源機組，綠電環境價值釋放，新能源全面市場化后風電盈利能力更為穩定。2022年以來全國海上風電建設速度滯后于招標進度，主要受限于部分地區手續的辦理相對較緩。

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