2026年公用事业行业投资策略分析报告：红利回报稳中有进燃气降本蓄势待发

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告红利回报稳中有进

燃气降本蓄势待发2026年公用事业行业投资策略2025.11.18投资分析意见◼◼◼◼水电：秋汛偏丰利好今冬明春水电蓄能，看好折旧到期和财务费用改善提升利润空间•2025年9月秋汛来水同比大幅增长，上游蓄水量显著提高，保障今冬明春发电量无虞。水电进入资本开支下降阶段，降息周期中可通过债务结构优化等方式降低利息支出。2026年是三峡水电站机组折旧到期的小高峰，打开盈利空间。推荐长江电力、国投电力、川投能源和华能水电等大水电公司。火电：容量电价改善盈利稳定性，火电分红能力有望提升火电稳定的容量收入

有效对冲了电量电价波动的风险，使火电企业的盈利结构从

“单一电量依赖”

转向

“电量收入

+

容量收入

+

辅助服务收入”

的多元化模式。推荐煤电一体化的国电电力、内蒙华电，产业链布局的广州发展。以及大机组占比高的大唐发电、华能国际（A+H）、华电国际。核电：商业模式类比水电，成长性提升估值水平••核电燃料成本占比低、成本结构多年来基本保持不变，投产后发电利用小时数高且稳定。2025年核电核准10台机组，延续核准高增节奏，打开核电公司成长空间，核电盈利规模随核电机组投产而逐渐提升，看好中国核电、中国广核（A+H）。新能源：风光装机仍维持高增长，机制电价引导投资•截至2025年9月末，我国风光装机合计为17亿千瓦，按照2035年风光装机2020年的6倍及力争达到36亿千瓦、也就是32-36亿千瓦的目标，则每年新增风光装机在1.50-1.89亿千瓦之间，风光高增长仍将维持。各地新能源入市规则陆续推出，存量项目收益率稳定性增强，绿证等环境价值释放后长期增加绿电运营商回报，建议关注新天绿色能源、福能股份、龙源电力、华润电力、三峡能源。◼天然气：降本周期开启，关注燃气行业盈利改善机遇•2025年初以来油价、气价双回落，有助于我国进口气源成本下跌。2025年起随着全球LNG产能密集投产，全球天然气供需格局持续走宽，有望降低城市燃气企业的成本，刺激价格敏感型工商业需求回归。同时今冬拉尼娜效应影响下冷冬预期较强，在24/25暖冬低基数背景下4Q25销气量增速有望提升。居民价格联动机制在2024年前三季度有低基数效应，也有助于修复城燃综合毛差。推荐优质港股城燃企业华润燃气、香港中华煤气、中国燃气、港华智慧能源、昆仑能源、新奥能源。◼风险提示：天然气价格高波动风险、国内顺价机制落地情况不及预期风险、电价下降风险证券研究报告2主要内容1.

电力：产业升级拉动需求

水火彰显红利价值2.

燃气：降本大周期新起点

城燃利润弹性可期3.

红利：分红力度持续增加

关注股息长期价值4.

重点公司估值及风险提示31.1.1电力需求侧：全社会用电量稳步增长，高用电呈常态化◼

前三季度全社会累计用电量同比增长4.6%•2025年1-9月，全社会用电量累计77675亿千瓦时，同比增长4.6%。7、8、9月累计用电量同比增速显著高于其他月份，7月单月同比增速达到8.6%。今夏高温高湿天气来得早、范围广、持续久，加上全国负荷创新高时间提前。宏观经济保持回暖态势，各行业产能持续释放，度夏期间电量稳步增长。◼

7、8月单月用电量连续两月破万亿•今年7月、8月连续两个月用电量破万亿千瓦时。今年7月以来，全国单日用电量超过300亿千瓦时的天数高达66天，较去年增加29天，8月中下旬，全国最大负荷连续一周超14亿千瓦，8月21日攀升至15.06亿千瓦，逼近历史极值。高用电量常态化特征愈加明显。图：前三季度全社会累计用电量及同比增速图：前三季度全社会单月用电量及同比增速12,00010,0008,0006,0004,0002,000010987654321090,00080,00070,00060,00050,00040,00030,00020,00010,00005.04.54.03.53.02.52.01.51.00.50.02025-02

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2025-09全社会用电量（亿千瓦时）全社会用电量同比（右轴；%）2025-02

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2025-09全社会用电量（亿千瓦时）全社会用电量同比（右轴；%）资料：ifund，申万宏源研究资料：ifund，申万宏源研究证券研究报告41.1.1电力需求侧：三产及居民拉动用电增速显著◼

第二产业拉动用电增速贡献降至50%以下，第三产业及城乡居民生活用电贡献大幅提升••1-9月第二产业用电占全社会用电比重63%，增量用电贡献度降至47%，仍是拉动用电增长的主要动力。第三产业及城乡居民生活用电贡献比例大幅提升。第三产业和城乡居民用电比重分别为19%、16%，用电贡献度增至31%、19%。图：2025年1-9月全国各产业占全社会用电量比重图：2025年1-9月全国各产业增量用电贡献度第一产业第一产业,

3%2%城乡居民生活城乡居民生16%活,19%第三产业19%第二产业,47%第二产业63%第三产业,31%资料：中电联，申万宏源研究资料：中电联，申万宏源研究证券研究报告51.1.1电力需求侧：产业转型升级改变用电消费结构◼

新兴产业拉动用电增长

传统制造业发生分化•

1-9月制造业贡献全国社会用电增量的33%。以用电贡献率来排序，化工、钢铁（黑色金属）、石油煤炭、采矿业等传统高载能仍贡献重要用电增量。••高新制造业增速表现亮眼。汽车制造业（同比+11.3%）、通用设备制造业（同比+8.7%）、计算机通信和其他制造业（同比+6.11%）等用电量增速显著高于制造业平均，在用电中占据越来越重要的地位。第三产业中批发零售业、信息传输软件和信息技术服务业均保持在较高增长。图：2025年1-9月部分制造业用电增速及增量贡献率图：2025年1-9月全国各产业用电增速及对全社会用电量贡献率（除第二产业）70006000500040003000200010000121081400012000100008000600040002000025201510560-54-10-1520用电量（左轴，亿千瓦时）同比增速（%;右轴）用电贡献率（%;右轴）用电量（左轴，亿千瓦时）同比增速（%;右轴）用电贡献率（%;右轴）资料：中电联，申万宏源研究资料：中电联，申万宏源研究证券研究报告61.1.1电力需求侧：东部用电大省保持引领地位◼

分地区来看，全国多数省份用电增速保持低单位数增长•传统用电大省仍贡献主要用电增量。1-9月，广东、江苏、山东用电量稳居全国前三。1-9月全国用电增量海及内陆资源强省。浙江、广东、江苏对全国用电增量贡献占比最高，分别达10%、9%、8%。主要位于东南沿•西南地区用电增速较快。西藏、贵州用电增速位列全国前二，分别同比增长13.44%和7.81%。但用电增量贡献率处于中位。图：2025年1-9月全国各地区用电增量及增量贡献率图：2025年1-9月全国各地区用电量及同比增速80007000600050004000300020001000016%14%12%10%8%4003503002502001501005012%10%8%6%6%4%4%2%0%2%-2%-4%0%0西

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海古江用电量（左轴，亿千瓦时）同比增长（右轴，%）用电增量（左轴，亿千瓦时）用电贡献率（右轴）资料：中电联，申万宏源研究资料：中电联，申万宏源研究证券研究报告7资料：中电联，申万宏源研究1.1.2

电力供给侧：新能源保持高速增长

发电占比逐步提升◼

风光装机贡献主要增量，火电发电空间受到挤压•装机增长带动风、光、核发电量增长。1-9月，核电、风电和光伏发电量分别为3581、7673、4363亿千瓦时，分别同比增长9.2%、10.1%、24.2%。风光发电几乎贡献了全部的发电增量，我国发电结构持续改善，清洁能源发电量增幅显著，占比持续提升。•火电发挥“稳定器、压舱石”的作用，发电量同比下降。1-9月火电发电量46969亿千瓦时，同比-1.2%。火电发电量占比65%，仍然在电力生产中发挥着压舱石的支撑性电源的作用。但目前新能源装机和发电量占比持续提升，火电的功能逐渐从电量生产转为兜底调节。•水电主汛期来水不佳，9月秋汛旺盛保障今冬明春发电量。1-9月水电发电量9971亿千瓦时，同比-1.1%，发电占比较稳定为14%。7-8月汛期来水偏枯，主要流域入库流量同比下降。但9月秋汛效果显著，主要流域入库流量同比增长。10月24日三峡水库蓄至正常蓄水位175米，这是三峡水库自2010年首次蓄至175米后第14次实现蓄满目标，秋汛充沛保障今冬明春发电量。图：2025年1-9月各电源发电量占比表：2025年1-9月电力生产情况及各发电类型贡献度（单位：亿千瓦时）光伏2025年1-9月同比增速1.6%2024年1-9月7141447539100823279同比增幅1143-570-111302风电10%6%全社会火电水电核电风电光伏72557核电5%46969-1.2%-1.1%9.2%99713581水电14%7673436310.1%24.2%6969704火电65%3513850资料：国家统计局，申万宏源研究资料：国家统计局，申万宏源研究证券研究报告81.1.2

电力供给侧：新能源贡献发电增量

特高压助力消纳◼

风光装机规模快速增长，各电源利用小时数有所下滑•新能源占比持续提升，对传统电源发电效率形成冲击。1-9月新增发电装机容量达36673万千瓦，新能源新增装机贡献率达82.2%，其中风电及光伏贡献率分别为16.7%、65.5%。新能源装机规模占比46.0%，超过火电装机规模。1-9月全国发电设备累计平均利用小时2368小时，同比减少251小时，除核电外各电源利用小时数均有所下滑。•年内特高压投产，助力新能源消纳。陇东到山东、宁夏到湖南、哈密到重庆、武汉到南昌四条特高压在今年投产。随着以风、光为主的新能源装机规模持续高速增长，特高压的投产助力全国乃至跨区域能源资源配置、为新能源大规模开发利用提供重要保障。图：2025年1-9月我国各电源发电小时数及同比变化情况图：截至2025年9月我国各电源装机规模占比（单位：小时）水电12%太阳能发电光伏30%风电核电燃气燃煤火电水电火电40%风电16%0100020003000202440002025500060007000核电2%资料：中电联，申万宏源研究资料：中电联，申万宏源研究证券研究报告91.1.3

全国电力供需平衡表：风光装机是增长主力，火水核为基荷能源◼

风光仍是新增装机主力•2025年9月24日，在联合国气候变化峰会致辞，提出2035年风电和太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以上、力争达到36亿千瓦。截至2025年9月末，我国风光装机合计为17亿千瓦，按照32-36亿千瓦的目标，则每年新增风光装机在1.50-1.89亿千瓦之间。•新能源大量投产利用小时数或遭到限制，但我国大量特高压正在核准开发建设过程当中，特高压的不断投产有助风光消纳。◼

核电27年开启高速增长周期，水电开发已进入后半程•核电连续四年每年核准10台以上，核电维持高增长，是成长性与确定性兼具的基荷能源。2027年是中核装机增长最快的一年，当年装机增速达到18%。广核则在每年保持着3-7%的装机增长速度。作为基荷能源之一，核电预计于2027年开始高速增长周期。•水电除西藏段外的大水电已经建设完毕，剩余水电站开发难度大、建设周期长。◼

火电从主力电源转变为支撑性+调节性电源•火电基荷能源仍保持一定规模的开发。但随着新能源的不断投产，火电的利用小时数会受到挤压，根据我们的测算，火电利用小时数会从当前的4300小时降至28-29年的3800-3900小时左右。•火电从主力电源的角色转变为支撑性+调节性电源。火电企业的盈利结构也将从

“单一电量依赖”

转向

“电量收入

+

容量收入

+辅助服务收入”

的多元化模式。证券研究报告101.1.3

全国电力供需平衡表表：国内电源结构预测表（电量平衡，倒算煤电利用小时数，用煤电利用小时数反映电量供需格局）指标2018699408.4%18.353.222019732534.7%19.443.262020762364.0%21.313.392021837689.8%22.983.542022863723.6%25.643.682023922416.7%29.203.7120242025E2026E2027E2028E2029E2030E总发电量=全社会用电量（亿千瓦时）98521

103053

107690

112536

117601

122893

128423同比增速（%）累计装机容量（亿千瓦）常规水电6.8%33.493.774.6%36.483.844.5%39.413.864.5%42.103.914.5%44.193.964.5%46.234.064.5%48.124.21核电0.450.490.500.530.560.570.610.640.680.800.921.041.16风电太阳能发电煤电1.841.7510.060.832.102.0510.410.902.822.5310.800.983.283.0711.091.093.653.9311.261.164.416.0811.651.265.218.8711.951.455.9111.4712.551.606.9112.4713.251.757.8113.2713.951.858.7113.8714.251.959.6114.4714.452.0510.5115.0714.452.15天然气发电生物质发电装机容量净增加（亿千瓦）常规水电0.190.240.300.380.410.440.460.480.500.520.540.560.580.100.090.210.450.260.040.040.260.270.350.070.040.130.020.720.480.400.080.060.150.030.460.540.290.110.080.140.030.370.860.170.070.030.020.010.762.160.390.100.030.060.040.802.780.300.190.020.070.030.702.600.600.150.020.020.041.001.000.700.150.020.050.120.900.800.700.100.020.050.120.900.600.300.100.020.100.120.900.600.200.100.020.150.120.900.600.000.100.02核电风电太阳能发电煤电天然气发电生物质发电利用小时数常规水电37697184209512124495276738797394208212854416264640007453207812814323261070003800780222321281458628147000341776162218134045932440700031337616222512864685243670003349768321271211462823637000350077002220120043632400700035007700222012004117240070003500770022201200394124007000350077002220120038542400700035007700222012003857240070003500770022201200390424007000核电风电太阳能发电煤电天然气发电生物质发电资料：中电联，申万宏源研究证券研究报告111.2.1

水电：水电发电增速分化，9月长江蓄能同比增加◼

1-9月全国水电大省发电增速分化，贵州广西增速可观•今年各地全国水电发电增速出现分化。主要水电省份中，我国最大的两个水电大省四川、云南发电量同比增长1.1%、4.0%，而贵州、广西发电量同比增长17.4%、8.8%。◼

各地蓄能情况同样出现分化，长江上游水库蓄能同比增加•根据长江水利网数据，截至2025年9月末，长江流域重要水库总蓄水量1837亿m³，同比上升151亿m³，其中三峡以上、三峡、三峡以下重要水库862、

332、

643亿m³，同比分别+24、+50、+77亿m³

。•上游水库蓄量显著高于下游，同比去年蓄水量较多。同时考虑到流域梯级联调效应，全流域发电量无虞。图：2025年1-9月水电大省发电量及发电增速（单位：亿千瓦时）表：2025年9月三峡流域主要水库蓄水量（单位：亿m³）35003000250020001500100050020%15%10%5%2024年9月2025年9月变化三峡以上三峡837.4282.5566.51686861.8332.1643.4183724.449.676.9151三峡以下总蓄水量0%资料：长江水利网，申万宏源研究-5%-10%0四

川云

南湖

北贵

州广

西青

海新

疆发电量同比增长（%）资料：中电联，申万宏源研究证券研究报告121.2.2

水电：大水电蓄能平滑季度来水波动◼

汛期来水不佳凸显大水电调节性、秋汛偏丰保障今冬明春发电•今年汛期来水同比显著低于去年，三峡入库流量7月平均入库流量同比下降42%。但长江电力25Q2、25Q3的六库发电量同比分别为2%、-6%。充分体现大水电调节性。•今年来水持续偏枯，但9

月份随着秋汛的开启，长江流域来水再度转丰，9、10月三峡入库流量同比分别+108%、+90%。秋汛的迅猛将保障明年的发电量。图：三峡入库流量（立方米/秒）图：长江电力季度发电量（亿千瓦时）80,00070,00060,00050,00040,00030,00020,00010,000014001200100080060040020002024Q12024Q22024Q32024Q42025Q12025Q2三峡电站2025Q3乌东德电站白鹤滩电站溪洛渡电站向家坝电站葛洲坝电站1月1日

2月1日

3月1日

4月1日

5月1日

6月1日

7月1日

8月1日

9月1日

10月1日

11月1日12月1日资料：公司公告，申万宏源研究2022年

2020年

2021年

2023年

2024年

2025年资料：ifund，申万宏源研究证券研究报告131.2.3

水电：机组折旧到期可增厚报表利润◼

三峡水电站机组折旧到期，预期2026年为小高峰•三峡水电站发电机组陆续从2003年到2012年投产，对应折旧到期时间为

2021到2030

年，参考历史投产进度，预计2026年是三峡折旧到期的小高峰。表：长江电力三峡机组折旧到期时间三峡设备名称实际投产日期

折旧到期时间设备名称实际投产日期

折旧到期时间图：三峡机组折旧当年同比折旧减少金额估算（亿元）1#机组2003年11月

2021年11月17#机组2007年12月

2025年12月2007年10月

2025年10月2#机组3#机组4#机组5#机组6#机组7#机组8#机组9#机组10#机组11#机组12#机组13#机组14#机组15#机组16#机组2003年7月2003年8月2021年7月2021年8月18#机组19#机组20#机组21#机组22#机组23#机组24#机组25#机组26#机组27#机组28#机组29#机组30#机组31#机组32#机组25.0020.0015.0010.005.002008年6月2026年6月2003年10月

2021年10月2007年12月

2025年12月19.912003年7月2003年8月2004年4月2004年8月2005年9月2004年4月2004年7月2021年7月2021年8月2022年4月2022年8月2023年9月2022年4月2022年7月2007年8月2007年6月2008年7月2008年4月2025年8月2025年6月2026年7月2026年4月右岸17.31左岸12.129.742007年11月

2025年10月7.142007年7月2012年7月2025年7月2030年7月4.554.113.902.382004年11月

2022年11月2011年12月

2029年12月1.950.002005年4月2005年7月2023年4月2023年7月2012年2月2011年7月2011年6月2011年5月2030年2月2029年7月2029年6月2029年5月0.00地下202120222023202420252026202720282029203020312008年10月

2026年10月2008年6月

2026年6月当年折旧较前一年减少的金额估算（亿元）右岸资料源研究：公司官网、公司公告，国家能源局、国资委、新华社、环球网、水利部、申万宏资料：公司公告，申万宏源研究证券研究报告141.2.4

水电：降费增厚利润

分红优势明显◼

水电资本开支放缓，降息周期内财务降费增厚企业利润•••LPR累计下调70BP。5年期以上LPR于2024年2、7、10月及2025年6月分别下调25、10、25、10个基点，2024年以来已合计下降70BP。各家公司财务费用不断改善，分红能力提升。桂冠电力、华能水电自2021年来财务费用连续下降，国投电力财务费用自2022年以来连续下降。长江电力2023年注入乌白后财务费用规模上涨，财务降费整体趋势不改。水电进入资本开支下降阶段，降息周期中可通过债务结构优化等方式降低利息支出，26年是三峡折旧到期的小高峰，打开盈利空间。推荐长江电力、国投电力、川投能源和华能水电等大水电公司。图：2021年-2025Q3年水电公司财务费用（单位：亿元）140.00120.00100.0080.0060.0040.0020.000.00表：电力板块公司降息后利润弹性和分红收益率测算（股价日期为2025/11/14）降低50BP后

2024年税

降低50BP24年每股

24年分红公司数据有息负债（亿元）

利息减少（亿

前净利润

后利润提升分红收益率元）（亿元）比例桂冠电力华能水电国投电力川投能源长江电力25年Q325年Q325年Q325年Q325年Q3212.021056.291459.91160.561.15.322.883.066.445.1325.04.64%6.37%10.99%1.78%3.38%0.20500.20000.45650.40000.94302.78%2.04%3.10%2.65%3.31%7.30.8桂冠电力华能水电2022年

2023年国投电力川投能源长江电力2196.4211.02021年2024年2024年Q3

2025年Q3资料：各公司公告，申万宏源研究资料：公司公告，申万宏源研究证券研究报告151.3.1

火电成本：煤价区间波动

成本稳定性增强◼

煤价中枢大幅下跌

供给端波动影响煤价区间涨跌•2025年1-9月，规上工业原煤产量35.7亿吨，同比增长2.0%，相比上半年煤炭产量同比增速有所放缓，国家反内卷政策下产地产量在7-8月均同比下滑。◼

煤价均价同比下降，火电成本季度同比改善•在国家反内卷政策下，煤炭价格在7月开始上行。但25年1-10月均价在680元/吨，同比去年1-10月下降185元/吨，同比下降21%，火电成本仍显著同比改善。◼

煤价电价联动性增强，四季度煤价支撑明年中长协电价预期•冷冬预期下，南方降温传统用电供暖需求使煤炭价格上行。四季度正处于电价长协谈判的时间窗口，煤电联动增强的背景下，四季度煤价有助于支撑明年电价的预期。图：工业原煤月度产量及当月增速图：秦皇岛港Q5500山西产动力末煤（元/吨）45,00044,00043,00042,00041,00040,00039,00038,00037,00036,00035,000121081,3001,2001,1001,0009006420800-2-4-67006002025-032025-042025-052025-062025-072025-082025-091月2月3月4月5月20236月7月8月9月202510月

11月

12月原煤产量当月值（万吨）原煤产量当月同比（%；右轴）2024资料：ifund，申万宏源研究资料：Wind，申万宏源研究证券研究报告161.3.2

电价及煤价市场化联动

煤电一体化运营商稳定性强◼

25年长协电价普遍下跌，北方降幅低于南方•

2025年长协交易电价普遍下跌，内陆降幅较低，沿海降幅较大。华北、东北、西北地区的新能源占比较高，火电的年度长协电价降幅较低，部分省份如山东降幅在0.01元/度以内。长三角地区电力供需格局较好，电价降幅控制在0.04元/度以内。◼

电力月度交易价格与煤价联动•从江苏的月度交易价格可以看出，相比24年，25年电力月度交易价格基本跟煤价同向变动。在5月月度交易价格随着煤价跌至312.8元/兆瓦时后，下半年电价也开始随着煤价上涨企稳。图：江苏月度集中交易电价与煤炭价格的对比1,000900800700600500400300200100050045040035030025020015010050表：部分省市年度长协交易电价（单位：元/度）20250.4650.3650.4130.4120.3920.34320240.4730.3750.4360.4530.4660.448同比变化幅度-0.008上海山东安徽江苏广东广西资料-0.010-0.023-0.0400-0.074-0.105：各省电力交易中心、申万宏源研究秦皇岛Q5500动力煤月度均价（元/吨）江苏月度集中交易电价（元/兆瓦时；右轴）资料：wind，江苏电力交易中心，申万宏源研究证券研究报告171.3.3

火电调节价值：容量电价上调带来盈利稳定性提升◼

容量电价：2024-2025覆盖固定成本的三分之一，2026年起可覆盖二分之一•目前用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为330元/千瓦·年。2024-2025年多数地方执行固定成本的30%左右，为100元/千瓦·年。按照4000小时利用小时数计算，煤电可提升度电利润0.025元/度。•

2026年执行比例可提升至50%，假设利用小时数不变，容量电价可提升度电利润至0.042元/度。如比例提升至100%，容量电价可至多提升度电利润达0.083元/度。◼

容量电价上调，盈利稳定性提升•

7月甘肃省容量电价超预期上调，从165元/年/千瓦上调到330元/年/千瓦，煤电基本实现固定成本全额补偿。广东同样上调煤电和气电的容量电价，助力火电气电稳定性提升。◼

火电逐步向调峰角色过渡，容量电价及辅助服务收入助力火电盈利稳定性增强••容量收入占火电总收入比重有望持续提升，并逐步覆盖企业固定成本，煤-电价格博弈或可弱化。新能源入市后火电调峰收益有望增加，收益稳定性进一步增强。表：广东上调气电容量电价（单位：元/年/kw）种类煤电使用澳大利亚进口合约天然气的配套气电机组9E及以上的其他常规机组6F及以下的其他常规机组调整前100调整后165100165100100264330纳入国家能源领域首台（套）重大技术装备的气电机组100396资料：广东、申万宏源研究证券研究报告181.3.4

容量电价提升盈利稳定性

火电分红能力提升◼

火电回归公用事业属性，稳定分红是长期趋势••容量电价推动行业向公用事业属性转型。2024-2025

年大部分地区容量电价维持在

100

元

/

千瓦・年，2026

年起将提升至

165

元

/

千瓦・年，火电稳定的容量收入

有效对冲了电量电价波动的风险，使火电企业的盈利结构从

“单一电量依赖”

转向

“电量收入

+

容量收入

+

辅助服务收入”

的多元化模式。利润稳定下分红逐步稳定，煤电一体化+分红承诺确定性增强。燃料成本同比下降，电价煤价联动更加明显。电量容量+辅助服务的多利润模式下盈利越发稳定。国电电力、长江电力等多家企业年内推出多年分红回报规划，提升投资者长期的投资信心，其中国电电力明确了每股分红下限承诺，进一步提升公司分红确定性。推荐煤电一体化的国电电力、内蒙华电。以及大机组占比高的华能国际（A+H）、华电国际。表：公用事业重点公司估值表（截至2025/11/14）EPSPE预计25年承诺分红

分红收益率24年每股

24年分红板块代码简称分红收益率25E26E27E25E26E27E600795.SH600011.SH0.410.971.100.590.360.461.031.160.660.400.521.111.270.690.451381281070.200.270.310.210.223.75%3.41%2.96%3.98%4.93%60%50%30%50%70%4.62%6.12%3.15%5.60%5.65%国电电力华能国际福能股份华电国际内蒙华电火电

600483.SH600027.SH1099888603071.SH121110资料：Wind，申万宏源研究证券研究报告191.4.1

风光装机年均增量仍然可观◼

未来十年风光装机年均增量在1.50-1.89亿千瓦•2025年9月24日，达到36亿千瓦。主席在联合国气候变化峰会致辞，提出2035年风电和太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以上、力争•2025年10月20日，北京国际风能大会上，《风能北京宣言2.0》将中国风电的年新增装机量从1.0版本的“年均5000万千瓦以上”，直接拉升至“十五五”期间不低于1.2亿千瓦；2030年累计装机目标从8亿千瓦跃升至13亿千瓦，2060年更从30亿千瓦冲刺50亿千瓦——相比1.0版本，新增装机目标激增140%，累计目标涨幅超60%。•截至2025年9月末，我国风光装机合计为17亿千瓦，按照32-36亿千瓦的目标，则每年新增风光装机在1.50-1.89亿千瓦之间。图：

联合国气候变化峰会提出35年风光总装机力争36亿千瓦（单位：亿千瓦）40.0036.0035.0030.0025.0020.0015.0010.005.0017.0814.0710.527.586.355.354.133.592.932.240.002016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025Q3

2035E风光合计装机资料：中电联、新华网、申万宏源研究证券研究报告201.4.2

136号文：新能源“固定电价”时代结束，全面进入电价市场化◼

从“固定价格”到“市场竞价”，“差价结算”保障经济性••2月9日，国家、国家能源局联合印发《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（简称136号文）。核心变革：上网电价将主要通过市场竞争方式形成，而不再是国家直接指定固定的标杆电价，建立差价结算的机制，纳入机制的新能源电价水平（机制电价），给了投资者相对稳定的收益预期。•预计未来新能源更会注重项目收益质量，更加理性表：136号文上网电价结算机制项目分类电价结算机制市场化电量机制电价形成方式备注项目类型判定标准纳入机制的电量纳入机制的电量可选择完全市场化结算，但实施后不可重新选择差价机制存量项目2025年6月1日前2025年6月1日后机制电价项目实际交易价格项目实际交易价格现行价格政策但不高于当地煤电基准价执行各地每年组织已投产和未来12个月内投产且未纳入

机制电价原则上按入选项目最高过机制执行范围的项目自愿参与竞价

报价确定，但不得高于竞价上限。增量项目机制电价资料：国家发展改革委、国家能源局、申万宏源研究证券研究报告211.4.3

增量机制项目竞价结果：各省差异较大，政策引导性明显◼

各省136号文细则释出：机制电价基本为燃煤标杆价，仅机制电量比例有所不同•••机制电价基本为当地煤电标杆电价。机制电量大部分为实际上网电量，部分新能源竞争较大的省市机制电量比例较少。执行期限在12-20年不等。◼

增量项目机制电价竞价结果：各省差异大，政策引导性明显•相比燃煤标杆均为下浮，竞争激烈的省市较燃煤标杆下行幅度大。整体光伏下浮幅度大于风电。表：目前已公布的机制电价竞价结果（元/千瓦时）风电光伏机制电价省份燃煤标杆电价竞价范围机制电价相比燃煤标杆竞价范围0.123-0.350.1954-0.24470.15-0.2620.22-0.33580.24-0.38相比燃煤标杆-43%山东甘肃新疆云南江西广东0.39490.30780.2620.094-0.350.1954-0.24470.15-0.2620.18-0.33680.24-0.38-0.3190.19540.2520.3320.375--19%-37%-4%-1%-9%-0.2250.19540.2350.33-37%-10%0.33580.41430.453-2%0.33-20%0.2-0.40.36-21%资料：各地市发展改革委、北极星电力网、申万宏源研究证券研究报告221.4.3

各省136号文细则：表：136号文上网电价结算机制（单位：元/千瓦时）表：136号文上网电价结算机制（单位：元/千瓦时）省份项目类型

机制电价当地煤电电价

机制电量0.3035

实际上网电量暂不安排新增纳入机制的电量执行期限20年省份项目类型

机制电价当地煤电电价

机制电量执行期限存量增量存量增量0.3035补贴项目0.25元/千瓦时、蒙东存量0.25补贴30%，平价50%20年新疆甘肃平价项目0.262元/千瓦时0.28290.2829实际上网电量20年蒙西重庆增量存量竞价区间暂定0.15元/千瓦时—0.262元/千瓦时0.307810年20年暂不安排新增纳入机制的电量0.3078154亿千瓦时可再生能源电力消纳责任权重完成情况23年以前100%；23年投产

1-5月820年减去截至2025年90%；2024年投产85%；

12月31日项目已投产运行时25年剩余全生命周期合理利用小时数对应时间与投产满20年增量存量增量竞价12年存量增量存量0.3964竞价0.3964100%低于100%12年0.42980.4298海南辽宁间0%实际上网电量乘以年机制投产之日起满20年与剩余全电量比例0.38440.3844生命周期合理利用小时数竞价海风80%、陆风光伏75%

海风14年、陆风光伏12年安徽增量竞价-回收初始投资的平均期限剩余全生命周期合理利用小时数对应月份与投产满20年存量增量0.37490.37490.25950.4471不高于上一年存量0.41530.41530.41550.3949不得高于90%20年竞价动态调整浙江上海山东参考上年可再生能源消纳责任权重完成情况100%增量竞价分布式全部，集中式补贴10%，2024年6月1日前投产的集中式平价30%，2024年6月1日起投产的集中式平价10%存量0.4155现行相关政策保障期限全生命周期合理利用小时数与项目投产满20年较早者存量0.2595参考上年可再生能源消纳同类项目回收初始投资的平责任权重完成情况衔接现行政策参考上年可再生能源消纳同类项目回收初始投资的平责任权重完成情况现行政策衔接参考上年可再生能源消纳同类项目回收初始投资的平责任权重完成情况衔接现行政策宁夏增量竞价均期限现行相关政策保障期限存量0.3949增量存量0.18~0.25950.45适时调整12年增量竞价全生命周期合理利用小时数与项目投产满20年较早者均期限20年扶贫100%，其他80%存量0.3320.3320.453湖南山西广东25年风电、光伏预计新增上网电量的30%增量竞价区间0.199-0.332增量存量增量0.26-0.380.37410年均期限20年存量0.453剩余全生命周期合理利用小时海上风电项目14年，光伏项目12年0.374不高于现行保障性收购电量

数对应时间与投产满20年对增量竞价80%黑龙江应时间较早者存量全容量竞价适当低于其全部上网电量12年投产的分布0.42070.4207100%20年式110千伏以下项目机制电量比例为100%，110千伏及以上项目机制电量比例为80%广西已进入电力市场的新能0.34源全生命周期合理利用小时数或项目投产满20年存量增量0.35150.351556%30%3年过渡期12年贵州增量竞价区间0.131-0.36竞价77%12年资料：国家发展改革委、国家能源局、申万宏源研究资料：国家发展改革委、国家能源局、申万宏源研究证券研究报告231.4.3

各省136号文细则：表：136号文上网电价结算机制（单位：元/千瓦时）表：136号文上网电价结算机制（单位：元/千瓦时）省份项目类型机制电价当地煤电电价机制电量执行期限省份项目类型机制电价0.4161竞价当地煤电电价机制电量12.5-100%动态调整执行期限执行至投产满20年对应月份全生命周期合理利用小时数剩余小时数与投产满20年湖北存量0.4161存量0.36440.364440-100%河北南网增量12年风电10年、光伏12年、海风与海光14年全生命周期合理利用小增量存量增量存量增量存量竞价上限最高80%全生命周期合理利用小时数对应年份/投产满20年、不带新能源补贴的光伏、风电6年，光热25年特许经营权、光伏应用“领跑者”、分散式风电等0.2277；“金太阳”0.3127实际非市场化交易结算电量占上网电量的比例存量0.31270.39320.3720.372时数剩余小时数与投产

青海冀北电网陕西满20年风电10年、光伏12年、海风与海光14年剩余全生命周期合理利用小时数对应年份与投产满20年竞价上限最高80%与现有新能源价格非市场化比例适当衔接增量存量增量竞价-0.35450.23-0.35450.354575%剩余全生命周期合理利用小时数对应时间/投产满20年完整年度实际上网电量乘以比例系数0.3932竞价福建四川预计年度上网电量的75%确定12年中标电量/该项目全年

同类型项目回收初始投预测上网电量全生命周期合理利用小时数与投产满20年较早者资的平均期限与现行具有保障性质的新能源电量规模相衔接非市场化电量价格政策执行剩余全生命周期合理利用小时数对应日期/投产满20年天津存量增量0.40120.40120.35980.3779单个项目申请纳入机制增量上限0.32的电量，可适当低于其

10年0.2-0.4012不超80%100%-12年全部上网电量剩余全生命周期合理利上限90%，其他户用扶贫100%投产满20年/全生命周期合理利用小时数存量增量存量增量存量0.3910.391用小时数对应年份与全

北京存量0.3598江苏吉林容量投产满20年竞价90%-增量存量竞价12年纳入机制电量规模衔接

剩余全生命周期合理利省内保障性收购电量政

用小时数对应时间与投策扶贫光伏、低压分布式

全生命周期合理利用小0.37310.15-0.3340.41430.37310.41430.3779光伏100%、风电、集

时数折算对应年限/投河南产满20年中式光伏80%产满20年同类项目回收初始投资的平均期限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40%12年增量竞价-与现行具有保障性质的

全生命周期合理利用小相关电量规模政策相衔

时数剩余小时数与投产接江西存量增量0.33580.335845%~100%-云南满20年回收初始投资的平均期限增量竞价竞价12年资料：国家发展改革委、国家能源局、申万宏源研究资料：国家发展改革委、国家能源局、申万宏源研究证券研究报告241.4.4

风电增长稳步推进

特高压助力消纳◼

风电增长仍然可观，风电北京宣言提出30年13亿千瓦目标•2025年10月20日，《风能北京宣言2.0》正式发布，明确提出“十五五”期间我国风电年新增装机不低于1.2亿千瓦（其中海上风电不低于1500万千瓦），2030年累计装机达13亿千瓦、2035年不少于20亿千瓦、2060年达50亿千瓦的目标，平均每年装机增长在1.3亿千瓦。◼

特高压建设延续高强度推进，助力新能源消纳•十四五时期，我国特高压工程稳步发展，截至目前，已累计投运特高压工程45项，预计今年底“西电东送”输电能力超过3.4亿千瓦，较“十三五”末的2.7亿千瓦提升了25%。特高压是新能源供给消纳体系的关键环节，特高压工程的建设将有效打破地域限制，为风光新能源的大规模远距离输送提供通道，提升新能源在全国范围内的资源配置效率。表：特高压核准和在建情况图：

风能北京宣言2.0提出30年13亿千瓦的装机目标线路武汉一南昌张北一胜利川渝环线电压等级1000kV交流1000kV交流1000kV交流±800kV直流±800kV直流±800kV直流±800kV直流±800kV直流±800kV直流±800kV直流800千伏项目情况在建途径省份湖北、江西14.0012.0010.008.00（单位：亿千瓦）13在建河北、内蒙古在建四川、重庆金沙江上游-湖北宁夏-湖南在建西藏、四川、重庆、湖北宁夏、甘肃、陕西、重庆、湖北、湖南西藏、云南、广西、广东甘肃、宁夏、陕西、河南、安徽、浙江陕西、山西、河南在建5.826.005.21藏东南-粤港澳甘肃-浙江规划4.41在建3.664.003.292.82陕西-河南规划2.091.841.631.472.00陕北-安徽在建陕西、河南、安徽蒙西-京津冀藏东南至粤港澳大湾区长沙扩建核准内蒙古、山西、河北0.00201620172018201920202021202220232024

2025Q3

2030E核准西藏、云南、广西、广东等风电装机容量（亿千瓦）1000千伏核准资料：北极星电力网，申万宏源研究资料：北极星电力网、申万宏源研究证券研究报告251.4.5

风电增值税优惠取消对利润影响较小◼

风电增值税退税取消对利润影响较小•增值税政策调整但影响较小。在不考虑进项税抵扣的情况下，假设电价0.4元/千瓦时度电利润影响为1.7分，若考虑进项税抵扣下度电利润影响会更小。如龙源电力24年风电度电增值税退税金额为1.5分/度。增值税政策的调整对风电公司的利润影响较小。表：风电增值税政策对比表：风电增值税对利润的影响测算假设影响调整前后类型细则假设含税电价（元/千瓦时）扣除增值税后电价（元/千瓦时）度电增值税（元/千瓦时）取消50%返还对度电利润影响（元/千瓦时）0.4000.3540.046陆上风电海上风电陆上风电海上风电自2015年7月1日起，实行增值税即征即退50%的政策。自2015年7月1日起，实行增值税即征即退50%的政策。自2025年11月1日起，不再享受增值税即征即退50%的政策。调整前0.017以龙源电力为例增值税退税（亿元）9.007605.5040.015风电发电量（亿千瓦时）度电增值税退税（元/千瓦时）度电增值税退税（元/千瓦时）调整后自2025年11月1日起至2027年12月31日，实行增值税即征即退50%的政策。0.015资料：财政部、申万宏源研究资料：公司公告、申万宏源研究证券研究报告261.5.1

两核完成再融资

保障高速发展◼

两核均于今年完成再融资，27年开启高投产周期•中核7月募集资金140亿用于辽宁徐大堡核电站、福建漳州核电站、江苏田湾核电站项目建设；广核7月发行49亿可转债，用于广东陆丰核电站5、6号机组项目。•核电连续四年每年核准10台以上，核电维持高增长，是成长性与确定性兼具的基荷能源。2027年是中核装机增长最快的一年，当年装机增速达到18%。广核则在每年保持着3-7%的装机增长速度。两核在运核电稳定运行，在建核电容量持续增长，项目储备充足。表：历年核电审批情况核准台数项目情况中核漳州核电一期项目1号、2号机组；201920202021645广核惠州太平岭核电一期项目1号、2号机组；国电投山东荣成示范2台华能昌江核电3、4号机组；广核三澳核电1、2号机组中核田湾核电7、8号机组；图：两核未来装机增长4500400035003000250020001500100050020%18%16%14%12%10%8%6%4%2%0%中核徐大堡核电3、4号机组；中核海南昌江小型堆中核三门核电3、4号机组，漳州核电3、4号机组；广核陆丰5、6号机组，广东廉江1、2号机组；国电投海阳核电3、4号机组中核辽宁徐大堡、浙江金七门；广核福建宁德、广东太平岭；202220232024101011华能山东石岛湾中核江苏徐圩一期工程；02025E2026E2027E2028E2029E2030E广核山东招远一期工程、广东陆丰一期工程、浙江三澳二期工程；国电投广西白龙一期工程广核广西防城港5、6号机组，广东台山核电3、4号机组；中核浙江三门核电5、6号机组；华能福建霞浦核电1、2号机组；国电投山东海阳核电5、6号机组中国核电装机容量（万千瓦）中国广核装机容量（万千瓦）中核装机同比（%;右轴）广核装机同比（%；右轴）202510资料：公司年报，申万宏源研究资料：北极星电力网、央视网、澎湃新闻等，申万宏源研究证券研究报告271.5.2

广东核电变动成本补偿取消

增值税退税调整影响有限◼

广东不执行变动成本补偿增厚核电利润，增值税退税调整短期不影响业绩•广东核电不再执行变动成本补偿机制，核电实际电价上升：2026年仍对核电应用政府授权单向价差合约机制，但2026年核电机组不再执行变动成本补偿机制。2025年广东省市场交易电价0.39元/千瓦时，但执行差价合约后的核电实现的市场电价约为0.35元/千瓦时。2026年不再执行变动成本补偿机制后，当年度交易电价为0.372-0.39元/千瓦时，对应核电收入提升为4-10亿。•增值税退税调整对十五五期间核电利润影响不大：该政策不影响老机组，而核电新机组有大量的待抵扣进项税额，在十五五期间不会对利润产生影响。表：以阳江电站为例测算变动成本补偿对核电的影响表：核电增值税政策对比调整前后假设影响类型细则执行差价合约后的核电市场电价（以阳江为例）（1）自正式商业投产次月起5个年度内，返还比例为已入库税款的75%；（2）自正式商业投产次月起的第6至第10个年度内，返还比例为已入库税款的70%；（3）自正式商业投产次月起的第11至第15个年度内，返还比例为已入库税款的55%；0.3513（元/千瓦时）调整前调整后核电如果年度交易为下限，核电电价提升幅度0.0207（元/千瓦时）3.96（亿元）（4）自正式商业投产次月起满15个年度以后，不再实行增值税先征后退政策。（1）2025年10月31日前已正式商业投产的核电机组仍按之前的执行；（2）2025年10月31日前国务院已核准但尚未正式商业投产的核电机组，自正式商业投产次月起10个年度内，实行增值税先征后退政策，退税比例为已入库税款的50%；312亿市场电量对应收入提升（0.372的下限）核电312亿市场电量对应收入提升（0.39186不变）（3）2025年11月1日后核准的核电机组，不再实行增值税先征后退政策。10.15（亿元）资料：财政部、申万宏源研究资料宏源研究：公司公告、北极星电力网、广东电力交易中心、申万证券研究报告28主要内容1.

电力：产业升级拉动需求

水火彰显红利价值2.

燃气：降本大周期新起点

城燃利润弹性可期3.

红利：分红力度持续增加

关注股息长期价值4.

重点公司估值及风险提示292.1.1

全球天然气供给格局：供给拐点已至

加速发展在即◼

供给端：2025年全球LNG加速供应格局初现，明年供给增量有望创近年纪录•

2025年上半年，全球液化天然气供应同比增长4%，全年增速有望进一步提升至5.5%

（约300亿m³），主要系美、加等新产能投产后带动供给增量。•

2026年包括美加墨三国在内的北美地区LNG产能增量预计将占全球新增产能的70%，同时2025年投产的产能也将于2026年完成产能爬坡，进一步提升产能供应能力。•根据IEA预测，2026年全球液化天然气供应量将增⻓7%（约400亿m³），无论是增速还是增长幅度均有望成为2019年以来最高的一年。表：全球天然气产量（单位：亿立方米）2022250066002180149086506720230071501240010210410902023255067502300147083006380215072501285010610413202024245069402450147086006850218073601280010600418002025E244070002550151086706900212075501320010900424902026E24507100265015008800708021507800137001150043500非洲亚太其中：中国中南美洲前苏联国家其中：俄罗斯欧洲中东北美其中：美国全球资料：国际能源署（IEA），申万宏源研究证券研究报告注：前苏联地区包括亚美尼亚、阿塞拜疆、格鲁吉亚、哈萨克斯坦、吉尔吉斯斯坦、俄罗斯、塔吉克斯坦、土库曼斯坦及乌兹别克斯坦302.1.1

全球天然气需求格局：短期局部放缓

不改长期稳定发展趋势◼

需求端：2025亚洲需求增速放缓，2026起有望迅速回升•2025年上半年，全球天然气需求同比仅增长1%（约20亿m³）。不同地区增速出现显著分化，因天气与可再生能源出力下降，气电需求上升成为增量长。。而亚洲地区包括中国、印度受气温相对温和、宏观经济因素影响、现货LNG价格偏高等因素导致需求负增••分区域来看，1H25欧洲需求增长约6.5%，美国天然气消费量增长2.5%，而国内需求下降约1%。根据IEA最新天然气市场报告预测，2025年全球天然气需求预计增长1.3%（同比提升约570亿m³，预测前值为+650亿m³）。但随着全球LNG供给快速增长，价格敏感的亚洲需求可能会迅速恢复，2026年全球天然气消费增速有望达2%左右。表：全球天然气消费量（单位：亿立方米）2022170087703640148062204870524058001144091904065020231770906039301470631049504880592011570928040980202417509550424015006560517049006060117809460421002025E17909630428015206590518050606170119109560426702026E18201005045401510674053004960642011990961043490非洲亚太其中：中国中南美洲前苏联地区其中：俄罗斯欧洲中东北美其中：美国全球资料：国际能源署（IEA），申万宏源研究证券研究报告注：前苏联地区包括亚美尼亚、阿塞拜疆、格鲁吉亚、哈萨克斯坦、吉尔吉斯斯坦、俄罗斯、塔吉克斯坦、土库曼斯坦及乌兹别克斯坦312.2

供需走宽地缘紧张局势趋缓解

全球气价自年初高位逐步下跌◼

2025全球天然气价格前高后低，Q3以来欧亚气价呈稳步下降趋势•

2024年欧亚气价呈逐季度提升趋势，2H24平均气价水平已高于去年同期，并在供暖季开始后快速提升。受24/25年欧美需求提升，库存回落较快，叠加地缘政治推高风险溢价，1Q25欧洲及亚洲气价显著高于历史正常水平。•

2Q25起随着季节性需求下降，供给侧管道气及LNG除计划内检修外整体保持稳定。6月伊以冲突地缘政治风险加剧引发气价短期上涨但对气价影响有限。•

3Q25起随着美国、加拿大等地产能投产，供需走宽叠加地缘政治边际影响减弱，欧亚气价呈稳步回落趋势。图：全球天然气价格趋势

（单位：美元/百万英热，美元/桶）2Q25：淡季供3Q25以来：全2018161412108需走宽价格回落，

球LNG产能逐步但6月中东地缘冲突短期推高价格投产，供给稳定叠加地缘政治风险边际影响减弱，气价持续下跌1Q25：俄罗斯经乌克兰管道气断供，供暖季欧洲需求趋紧，欧亚气价升至两年高位近两年6420Jan-24Apr-24Jul-24Oct-24Jan-25Apr-25Jul-25Oct-25荷兰TTF基准天然气期货价格东北亚LNG现货HenryHub天然气期货价格证券研究报告32资料：路孚特天然气板块，申万宏源研究2.3

进口LNG成本走低对国产气形成冲击

降本成为年内主旋律◼

原油成本及国际天然气资源价格下行背景下，年内国产及进口LNG价格震荡下跌•我国绝大多数LNG以中长期协议方式进口，且多与国际油价挂钩，同时进口管道气协议也基本挂钩原油价格。我国进口天然气资源与油价联动性较强，原油价格波动同向影响我国天然气进口资源成本。•受国际油价整体震荡下跌影响，中国LNG综合进口价格在近两年区间震荡，整体回落。2025年以来基本维持在3000-4300元/吨区间震荡。

3Q25我国LNG进口价格整体较上半年进一步回落。••受定价周期的滞后性（约2-3月）影响，10月初中国LNG综合进口价格创近四年以来新低。2025年初以来我国LNG出厂价格基本稳定在4000-4500元/吨区间内窄幅震荡，整体呈跌势的主要系国内天然气供给充足，需求相对疲软因素导致。9-10月海气冲击压力较大叠加需求淡季，国产LNG一度下探至4000