公用事业行业2026年度投资策略报告：水电及燃气

摘要水电通过对云南、四川两个以水电装机为主的省份进行十五五期间电力供需分析预判，我们认为十五五期间云南四川两省的电力供需或仍将维持紧平衡状态，这对两省省内电价或将形成一定支撑；虽然市场化电价的波动对水电公司的业绩略有影响，但是考虑到融资贷款利率下行等因素，预期2026年水电公司的业绩整体保持平稳。常规水电进入市场化倒计时，输配电引入容量机制或将降低清洁能源的消纳成本。我们认为，在跨省跨区送电的输电环节引入容量电价机制，输配电费计量方式的变化有望降低受端省份的落地电价，从而加强跨省跨区外送清洁电源在受端省份的价格竞争力。推荐标的：【长江电力】【川投能源】【华能水电】【国投电力】燃气2025年由于受到暖冬天气冲击、中美关税政策影响、制造业PMI疲软以及房地产行业调整等多重因素影响，全国天然气消费量增长较为乏力。我们认为天然气发电需求以及工业领域用气需求将会是未来影响国内天然气消费的关键因素。推荐标的：【新奥股份】【华润燃气】【新奥能源】【九丰能源】（均与能源组联合覆盖）风险提示：宏观经济大幅下滑的风险、政策推进不及预期或调整的风险、电价下调的风险、来水不及预期的风险、天然气上游价格超预期波动的风险、测算存在主观性（仅供参考）1水电3中长期交易情况云南电力市场的市场化比例较高，并呈现逐年提升趋势。2022-2024年全年省内电力市场成交电量分别达到1697.41、1850.29、210

67亿千瓦时，分别占云南全社会用电量的71%、73.6%和75.4%。2019-2024年省内清洁能源市场平均成交价分别是0.181、0.184、0.203、0.223、0.217、0.232元/千瓦时。受到经济复苏以及新增硅铝用电需求的拉动，2021年省内电力供需开始出现紧张，并在2022-2023年延续电力电量双缺的局面。在此背景下，省内市场化交易电价中枢明显上行，2024年清洁能源成交均价相较于2019年提高约5分/千瓦时。图：云南省2019-2024年清洁能源全年交易均价（单位：元/千瓦时）昆明电力交易中心公众号、飔合科技微信公众号、云南省能源研究院公众号、中长期交易情况由于云南省装机结构以水电装机为主，月度交易价格走势呈现明显的丰枯特征。2021-2024年以来月度交易价格整体也呈上升态势。2025年上半年各月月度偏差电量基准价较2024年有一定幅度下降，下降约1分，下降比例约在2.81%-4.74%之间，或因今年上半年来水偏丰以及负荷增速放缓所致。图：云南省2017-2025月度清洁能源月度交易价格（单位：元/千瓦时）昆明电力交易中心、云南省能源研究院公众号、水电发展与金融公众号、现货交易情况南方区域电力现货市场于2025年6月28日正式转入长周期结算试运行。从2025年7月的现货交易数据来看，7月现货交易均价呈现“先低后高”的特点，7月上旬现货交易日均价较低，普遍低于0.1元/千瓦时。可能原因包括：市场初期存在不理性因素以及6月份来水较好，电站库容较满，7月初期报价较低。7月下旬市场情绪已经逐步回归理性，叠加7月份下半段实际来水一般，7月下旬的现货交易电价已逐步回升，部分交易日交易均价已高于中长期交易电价。云南省清洁能源市场现货交易日前交易加权均价为0.1226元/千瓦时，实时交易加权均价为0.1279元/千瓦时，一定程度上说明来水丰枯对云南省电力市场供需及电价的影响明显。图：云南2025年7月部分时间电力现货价格走势（蓝色为日前交易均价、橙色为实时市场交易均价，单位：元/千瓦时）昆明电力交易中心《南方区域云南电力现货市场运行日报》、水电发展与金融微信公众号、需求端：云南省内用电量增速分析在十四五期间（2021-2024年），云南省用电量增速呈现出“高一年，低一年”的特点，背后有新增铝硅用电的拉动、发电供应能力不足、能耗“双控”政策对于用电的制约等多个因素影响。2021-2024年，云南省全社会用电量年均复合增速约为9.2%。2021-2023年，云南省电力电量持续双缺的局面，省内电力供需形势较为紧张。图：云南全社会用电量及同比增速（单位：亿千瓦时）、需求端：用电结构拆分云南用电量主要靠工业用电量拉动。2015-2024年，工业用电量占云南省全社会用电量的比例平均在71%左右。工业用电量规模近年来稳步提升。工业用电量由2015年的1037.5亿千瓦时提升至2024年的2026.6亿千瓦时左右，年均复合增速约7.7%。图：云南工业用电量及同比增速（单位：亿千瓦时）、图：云南工业用电量占比、需求端：用电结构拆分云南省积极引入电解铝等高耗能产业。截至2025年8月，云南电解铝年产能628万吨。云南全省电解铝产能指标规模约830万吨，占全国比重约1/5。根据指标规模和年产能的差额预估，未来约200万吨的增量空间。工业端用电量需求或将带动云南省内用电需求持续增长。图：云南电解铝产能（单位：万吨）、供给端：随着装机规模的增长，省内发电量规模逐步提升。由2015年的2352亿千瓦时提升至2024年末约4363亿千瓦时，2021-2024年，省内发电量年均复合增速约8.3%（低于同期用电量复合增速）。2024年由于光伏装机规模的快速提升，2024年省内发电量同比增速提升至1 7%。图：云南发电量及同比变化（单位：亿千瓦时）、供给端：云南的装机结构：省内装机结构以水电和光伏两类清洁能源为主，光伏装机增量较多。截至2025年6月末，云南省水电装机8360万千瓦，占比50.3%；光伏装机5084万千瓦，占比约30.6%。2025年上半年末相较于2024年末，光伏新增装机约1361万千瓦，火电装机增量仅70万千瓦。2025年11月6日，云南2025年三季度机制电价竞价结果获批，此次竞价结果显示，光伏、风电机制电价分别为每千瓦时0.33元、0.332元，执行年限为12年（云南省燃煤基准价0.3358元/千瓦时）。图：云南装机结构（截至2025年6月）水电发展与金融公众号、图：云南各电源装机规模变化（单位：万千瓦；25H1相较于24年末）水电发展与金融公众号、供给端：云南的装机结构变化：2023年开始，省内新能源装机规模快速增长。风电装机规模从2022年的912万千瓦增长至2025年末的1763.3万千瓦，年均复合增速约24.6%；光伏装机规模从2022年的585万千万增长至2025年末的5254.5万千瓦，年均复合增速约107.9%。图：云南风电装机规模（单位：万千瓦）、今日动力煤微信公众号、图：云南光伏装机规模（单位：万千瓦）、今日动力煤微信公众号、电力供需平衡分析需求端：2021-2024年云南省全社会用电量年均复合增速为9.2%，主要是电解铝等高耗能产业拉动所致；2025年上半年省内用电量增速同比增长5.2%，较前几年有所放缓。假设2025-2030年省内用电量年均增速区间在6%-8%之间，则省内年均用电量增量在194-273亿千瓦时之间。表：2025-2030年云南省用电量增速预测（单位：亿千瓦时）202520262027202820292030增速假设①6%6%6%6%6%6%用电量①29553132.63320.63519.8373

03954.8增量①167177.3188.0199.221

2223.9增速假设②8%8%8%8%8%8%用电量②3011325

93512.13793.04096.54424.2增量②223240.9260.228

0303.4327.7供给端：2025-2030年各电源装机增量以及利用小时数的假设风电、光伏：近年来云南省风电、光伏装机规模快速增长。2023-2025年，省内风电装机分别增长619、141、9

8万千瓦；省内光伏装机分别增长1487、1651、153

5万千瓦。根据云南新能源高质量发展研讨会信息，云南省目标十五五期间新能源装机达1亿千瓦。我们假设2030年末能完成目标的90%，且假设2030年的风电、光伏装机结构与2025年相同，则云南在26-30年的风电和光伏装机年均复合增速均在5.1%左右，对应的风电、光伏年均装机增量分别为90万千瓦和268万千瓦。、电力供需平衡分析供给端：2025-2030年各电源装机增量以及利用小时数的假设水电：金沙江上游旭龙水电站总装机240万千瓦，预计2029年全面投产。火电（包括气电）：2024年云南省核准煤电项目约270万千瓦，预计于2027-2028年投产。利用小时数：各电源利用小时数假设取2021-2024年云南省内实际利用小时数均值，考虑到机组不同的投产时间以及产能爬坡周期，当年新投产机组利用小时数按历史均值的60%计算。结论：在2026-2030年云南省内用电量增速6-8%的假设下，新增装机的发电量供给增量相较于用电量增量存在一定的缺口，省内整体电力供需或偏紧。表：2025-2030年云南省电量供给增量预测（单位：亿千瓦时）装机规模利用小时假设202520262027202820292030火电36697007020000水电402500002400风电24469890.090.090.090.090.0光伏11781535268.1268.1268.1268.1268.1电量供给增量合计137.1332.1547.5676.1890.1132.15、光伏們公众号、新基建通公众号等、中长期交易情况2025年四川电力市场交易政策的变化主要包括：①常规直购交易品种参与交易时不需要打捆购入非水电量；②火电通过政府授权合约机制参与市场交易，授权合约价格为439.2元/兆瓦时；③取消全年一口价的签约模式等。月度交易结果看，2025年由于取消一口价的签约模式，导致不同水期的价格波动相对更加剧烈，其中枯水期（2025年2-4月）的交易价格高于2024年同期，7-8月丰水期即使在来水不佳的情况下，交易价格相较于24年同期也出现下滑，7月和8月的交易价格分别同比下降28.5%和3.8%。图：四川省电力批发市场集中交易月度成交均价（单位：元/兆瓦时）硕电汇、现货交易情况2025年8月29日，四川省发改委、能源局、能监办联合下发《四川电力现货市场2025年结算试运行工作方案》的通知。方案规定：2025年9月-12月四川电力现货市场结算试运行。9月开展短周期结算试运行；10月开展整月结算试运行；11-12月进入连续结算试运行，逐步实现四川电力现货市场常态化运行。2025年9月9日，四川电力现货市场启动“水火同台”新模式下的首次结算试运行，并同步开展辅助服务市场调电试运行，标志着四川电力市场迈入“中长期+现货+辅助服务”三位一体协同运行的新阶段。图：四川省电力现货市场成交算数平均价（单位：元/兆瓦时）硕电汇、需求端：四川省内用电量增速分析2021年四川经济发展形势良好，当年用电量同比增速达到14.3%。2022年由于四川遭遇60年一遇的极端高温天气，采取停产让电等措施降低整体用电需求，当年用电量增速回落至5.3%左右。2021-2024年，四川省全社会用电量年均复合增速约为6.9%。图：四川全社会用电量及同比增速（单位：亿千瓦时）、供给端：四川省发电量变化省内发电量规模逐步提升。由2016年的314 6亿千瓦时提升至2024年末约5053.5亿千瓦时。2021-2024年四川发电量年均复合增速约5.3%（低于同时期四川用电量年均复合增速6.9%）。图：四川发电量及同比变化（单位：亿千瓦时）、供给端：四川的装机结构以水电为主。截至2025年8月，水电装机10479万千瓦，占比67.5%；火电装机2394万千瓦，占比约15.4%；风电和光伏装机合计占比约16.22%。其中水电和光伏的省调直调机组与全省装机口径对比差异较大。截至2025年8月末，水电的省调直调机组装机容量为4687万千瓦，占全省水电装机的44.7%；光伏的省调直调装机占全省光伏装机的59.5%。图：四川省电源装机结构（截至2025年8月）川电汇微信公众号、图：四川全省装机与省调直调机组容量对比（单位：万千瓦）川电汇微信公众号、供给端：近年来四川新能源装机规模快速增长。近年来四川的风电、光伏装机规模增长迅速，光伏装机规模由2022年末的206万千瓦增长至2024年末的1137万千瓦，

23、24年几乎保持年均翻倍的增速。截至2025年8月底，光伏装机规模增长至1609万千瓦，较2024年末增长约4 5%。根据四川省经济和信息化厅发布关于印发《四川省新能源产业链建圈强链工作方案（2025—2027年）》的通知，到2027年四川的风电、光伏装机规模目标为4500万千瓦，相较于2024年年末新增约2473万千瓦。图：四川风电装机规模变化（单位：万千瓦）、图：四川光伏装机规模变化（单位：万千瓦）、四川电力供需受到多重因素的影响和制约。水电占比较高的电源结构使得电力供给易受极端气候影响：2022年四川遭遇极端高温和干旱天气，导致来水减少，水电发电量大幅下降。高温天气增加了居民用电需求。工业端的晶硅制造等耗电大户进一步加剧了电力供需矛盾。省内电网设施相对不足：四川电网长期存在电网互联互济能力不足的问题。金沙江、雅砻江水电基地远离负荷中心，电量送往省内负荷中心必须通过攀西断面，但是攀西断面的输电能力仅为850万千瓦。同时还存在电网尚未有效延伸至新能源富集地、负荷中心主网架亟待加快建设等问题。电量外送挤压本地用电空间：四川是“西电东送”的重要送出端，已经形成“七直九交”的外送通道，四川境内向家坝、溪洛渡、锦屏、白鹤滩等梯级大型电站，均由国家统筹安排开发和消纳。表3：四川七条特高压直流外送通道梳理淘电汇微信公众号、线路名称起点终点额定输电容量±800千伏锦苏特高压直流四川西昌锦屏换流站江苏苏州换流站720万千瓦±800千伏复奉特高压直流四川宜宾复龙换流站上海奉贤换流站640万千瓦±800千伏宾金特高压直流四川宜宾溪洛渡左岸换流站浙江金华换流站800万千瓦±800千伏雅湖特高压直流四川雅砻江换流站江西鄱阳湖换流站800万千瓦±800千伏白鹤滩-江苏特高压直流四川白鹤滩换流站江苏虞城换流站800万千瓦±800千伏白鹤滩-浙江特高压直流四川白鹤滩换流站浙江浙北换流站800万千瓦±500千伏德宝特高压直流四川德阳换流站陕西宝鸡换流站300万千瓦角度1：从电量供需的角度分析电力供需供给端：2025-2030年各电源装机增量以及利用小时数的假设火电：根据四川省政府新闻办2025年10月末信息，目前省内在建煤电机组装机600万千瓦，分别是能投南充煤电项目、中煤广元煤电项目和达州煤电项目，预计投产时间集中在2026-2028年。根据预估投产时间假设2026-2028年分别投产约200、300、100万千瓦。气电：四川省于2022-2023年集中核准一批燃气发电项目，装机规模合计约1103万千瓦，预计投产时间集中在2025-2026年。表：四川省核准在建燃气发电项目以及预计投产时间（单位：万千瓦）序号名称装机规模核准日期20252026备注1四川能投安居燃气发电项目1402023/8/2970702四川能投巴中燃气发电项目802023/5/16-803四川能投德阳（中江）燃气发电项目1402022/11/2140-4川投泸州气电项目1402022/10/9140-5华能彭州燃机项目802022/9/1580-6四川华电内江白马燃机示范项目2号机952022/2/1495-7川投资阳燃气项目1402022/1/29--2024年9月已全部投产8四川能投广元燃机项目1402022/1/29--2024年7月已投产9达州气电二期1402022/12/29148-1103673150遂宁市发展和改革委员会微信公众号等、角度1：从电量供需的角度分析电力供需供给端：2025-2030年各电源装机增量以及利用小时数的假设风电光伏：根据四川省经信厅关于印发《四川省新能源产业链建圈强链工作方案（2025—2027年）》的通知，截至2027年末，四川省的风电、光伏装机规模要达到4500万千瓦，2024年末省内风电光伏装机规模约2027万千瓦，三年装机复合增速约30.5%。假设2028-2030年逐年复合增速有所降低，分别是20%、10%和10%，且光伏装机的占比逐渐提升至70%左右。水电：四川省2025-2026年投产的水电集中在大渡河流域。其中巴拉电站和硬梁包电站已于2025年年内全容量投产，新增装机186.2万千瓦。国能大渡河公司2025年计划投产136.5万千瓦，2026年计划投产215.5万千瓦（包括双江口、金川、枕头坝二级、沙坪一级、绰斯甲5座水电站）。2028-2029年分别计划投产电站为雅砻江流域牙根一级电站和卡拉电站。表：四川省2024-2030年期间预计投产水电站梳理（单位：万千瓦）序号电站名装机规模投产进度1硬梁包11

62024.12-2025.8全容量投产2巴拉74.62025年6-8月全部投产3双江口2004金川8656绰斯甲枕头坝二级39.230国能大渡河公司2025年计划投产136.5万千瓦，2026年计划投产215.5万千瓦7沙坪一级368牙根一级30计划2028年投产发电9卡拉102预计2029年投产发电华能水电公告、国电电力公告、中国煤炭经济研究会公众号等、角度1：从电量供需的角度分析电力供需①需求端：2024年四川省全社会用电量约4000亿千瓦时，2021-2024年年均用电量增速约6.9%。假设2025年用电量同比增速约7%，2026-2030年用电量年均复合增速为8%；②供给端：根据前文所的2025-2030年装机投产信息以及2016-2024年四川省内各电源平均利用小时数，按照当年新投产机组利用小时数达到历史均值的60%做假设，计算每年新增装机带来的电量增量（暂不考虑外送）。结论：在2026-2030年四川省内用电量增速8-10%的假设下，新增装机的发电量供给增量基本都能覆盖需求增量。表：四川省2025-2030年各电源装机规模、利用小时数及电量增量假设（单位：小时；万千瓦；亿千瓦时）装机规模利用小时假设202520262027202820292030火电3476.60200300100--气电2500673150----水电427

8322.7215.5-30102-风电2350.6105812071350162017821960光伏1450.0158722423150378041584574电量供给增量469.7483.2524.8583.2636.367

1电量需求增量①279.98342.37369.76399.3543

29465.80电量需求增量②279.98427.97470.76517.84569.63626.59、方志四川公众号、遂宁市发展和改革委员会公众号、中国煤炭经济研究会公众号、风芒能源公众号等、注：需求增量①对应2027-2030年用电量同比增速8；需求增量②对应2027-2030年用电量同比增速10角度2：从负荷供需的角度分析负荷供给端：根据四川省人民政府2022年12月末发布的关于印发《四川省电源电网发展规划（2022—2025年）》，四川将从“提升电源侧汇集能力”、“拓展至省内负荷中心输电通道”、“增强外送机组下网承接能力”以及“完善负荷中心主网架”几个方面来加强电网输电能力建设。①

加快建设至负荷中心的输电通道重点项目，包括甘孜-天府南-成都东、阿坝-成都东和攀西地区特高压交流输变电工程。其中川渝1000千伏特高压工程（甘孜-天府南-成都东-铜梁）已于2024年12月建成投运，将提升四川水电通道送出能力480万千瓦，提升川渝断面输电能力最大400万千瓦；阿坝-成都东线路计划于2026年12月建成送电，建成后将促进阿坝地区电力外送通道能力提升至740万千瓦。攀西特高压项目预计2026年上半年开工建设，建设工期约2年，建成后将新增电力外送能力约580万千瓦。、②

负荷中心主网架500千伏输变电工程：建成投产叙府扩、广都扩、遂宁加强大林、东坡扩、成都西、昭化增容扩建、尖山-彭祖加装串抗、沐溪扩、乐山南、姜城扩、眉山西、十陵德阳南、内江(自贡)Ⅱ1、宜宾北、邛崃、淮州、空港、巴中扩等,增加负荷中心供电能力2295

万千瓦。开工建设富乐扩、月城扩、自贡西、广安Ⅱ、南充扩、遂宁Ⅱ、广都扩、大林扩、兴梦扩、白泉扩、桃乡扩、尖山扩、绵州扩、谭家湾扩、南天增容等。图：四川省内特高压项目

上海电力建筑工程有限公司公众号、天风证券研究所图：四川省立体环网示意图四川省人民政府官网、角度2：从负荷供需的角度分析负荷供给端：

③增强外送机组下网电力承接能力：增强与攀西电网、川南电网相连的锦屏、官地、白鹤滩、溪洛渡、向家坝等水电站下网能力和电网承接能力，短期打通受阻“卡点”远期考虑全部承接下网电量,有效应对极端情况。建成川南、攀西地区溪洛渡、向家坝、白鹤滩等电站下网承接能力提升工程。到2025年，外送机组留电能力新增770万千瓦、达到1920万千瓦。2030年前建成项目。川南地区特高压及配套500千伏优化工程,

外送机组留川能力新增1100万千瓦、达3020万千瓦。负荷需求端：2025年夏季，四川省用电负荷最高接近7419万千瓦，相较于2024年最高负荷6929万千瓦增长约7%，相较于2020年的最高负荷增长约46.7%。假设2030年四川电网的最高负荷相较于2025年增长约40%（年均复合增速约7%左右，符合2025年相较于2024年的增速），则2030年四川电网的最高负荷或将达到约10389万千瓦，负荷增量约2968万千瓦。结论：从总量的角度看，2026-2030年四川输电线路新增外送能力基本能与负荷增量匹配，但是部分年份可能存在投产时间滞后以及极端天气带来的干扰。表：四川省2026-2030年输电线路送出能力梳理（单位：万千瓦）时间线路名称送出能力2026年12月（阿坝-成都特高压预计投产时其他线路为2030年前间）阿坝-成都东特高压线路467-负荷中心主网架10002030年前川南地区特高压及配套500千伏优化工程11002028年上半年左右攀西特高压项目580合计3147以及其他阿坝州送出通路四川省人民政府官网、储能与电力市场微信公众号、四川省经济和信息化厅官网、微阿坝微信公众号、3.1

长江电力葛洲坝电站：2019年7月后送湖北上网电为0.188元/千瓦时，送其余省份电价为0.246元/千瓦时；电量不参与市场化；三峡电站：电量不参与市场化；溪洛渡、向家坝电站：合约电量上网电价按照国家相关文件执行，市场化电量电价在年度补充协议中明确。白鹤滩电站：白鹤滩电站送江苏落地电价采用“基准落地电价+浮动电价”形成机制。表：2016-2020年长江电力溪向电站市场化交易电量执行情况（单位：亿千瓦时）消纳省市 2016年 2017年 2018年 2019年 2020年 备注上海 - 44.7 80.2 80.7 65.7 向家坝电站浙江 50.43 85.6 83.6 108.4 136.3 溪洛渡左岸广东 - 35.2 68.5 96.14 113.5溪洛渡右岸（21年市场化交易电量包含送云南电量）占向家坝电量比例 - 13.6% 24.2% 23.9% 19.8%占溪洛渡电量比例 8.3% 19.7% 24.3% 33.7% 39.4%长江电力官网、长江电力公告、3.2

雅砻江水电由于雅砻江主要外送区域为江苏省，下面我们主要分析雅砻江锦官电源组外送江苏的电价机制。锦官电源组电站送江苏落地电价采用“基准落地电价+浮动电价”形成机制。①

落地电价机制：（江苏电力市场交易年度交易成交均价+煤电容量电价度电标准-燃煤发电基准上网电价）×50%+燃煤基准价②上网电价机制：落地电价-输电价-线损表：2023-2025年

锦官电源组送江苏电价形成机制

分解表（单位：元/千瓦时）江苏省发改委官网、四川省发改委官网、202320242025锦官电源组落地电价0.42860.42840.4116①江苏燃煤基准价0.3910.3910.391②江苏年度中长协电价0.46660.44610.4125③容量电价0.01970.01970.0197锦苏直流输电电价0.05110.05110.0511锦苏直流线损7%7%7%四川电网分享0.01730.01730.0173锦苏直流送侧节点电价0.33500.33480.3191四川电网输出电价0.01440.01440.0144四川电网输出线损0.40%0.40%0.40%上网侧电价0.31930.31910.30353.3

华能水电澜沧江上游电站外送广东：根据《澜沧江上游水电送电广东购售电合同公告》，澜沧江上游水电站点对网送广东分为优先发电计划电量和市场化电量两部分。①电量安排：优先发电计划：包含保量保价电量200亿千瓦时（上网侧）和保量竞价电量36亿千瓦时（上网侧）；超过年度优先发电计划电量的上网电量全部认定为市场化交易电量。②电价安排：保量保价电量电价：0.3元/千瓦时（含税）；保量竞价电量电价：保量竞价电量上网电价参照广东省内当月市场化交易电量（包括年度长协和月度竞价）的加权平均降幅确定具体公式：各月保量竞价电量上网电价=0.3元/千瓦时－当月广东省内市场化交易电量（包括年度长协和月度竞价）的加权平均降幅。市场化交易电量电价：送广东市场化交易电量采用“基准+浮动”价格机制，落地电价由顺加形成。市场化交易电量落地电价=市场化交易电量上网电价+输电方一输电价+输电方二输电价+输电方二线损电价。澜沧江中下游电站外送广东：①电量安排：根据《云南省能源局关于印发2024年云南电网优先发电计划安排的通知》，根据“十四五”云电送粤、云电送桂框架协议，2024年云南省西电东送计划电量计划1307亿千瓦时。其中澜沧江中下游小湾、糯扎渡、景洪、功果桥、龙开口电站计划网对网送电广东167.46亿千瓦时，约占2023年五座电站发电量的30.2%。2025年11月，国家发展改革委正式颁布修订之后的《输配电定价成本监审办法》《省级电网输配电价定价办法》《区域电网输电价格定价办法》和《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》四个办法。四个办法均从2026年1月1日起正式执行，有效期10年。其中，修订后的《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》、《区域电网输电价格定价办法》等文件提出：①

电网企业服务于新能源就近消纳等新型主体时，可实行单一容量制电价；②

对于以输送清洁能源电量或以联网功能为主的跨省跨区专项工程，探索实行两部制或单一容量制电价，通过机制改革进一步释放跨省跨区送电所需的送受价差空间，促进新能源更大范围消纳利用。大部分跨省跨区送电水电站采用的是落地电价扣除输电价格和线损的上网电价定价机制。我们认为，在跨省跨区送电的输电环节引入容量电价机制，输配电费计量方式的变化有望降低受端省份的落地电价，从而加强跨省跨区外送清洁电源在受端省份的价格竞争力。价格公式定价机制适用标准价格=

落地价-（输电价+

线损）受电省市电厂同期平均上网电价水平确定落地电价，扣除现行输电价格和线损倒推确定上网电价大部分跨省跨区送电水电站表7：跨省跨区水电定价机制长江电力官网、2燃气31自产量：国内天然气自产量保持稳定增长趋势。2021-2024年天然气自产量复合增速约6.3%。2025年1-11月，国内规上天然气产量2389.3亿立方米，同比增长6.4%。消费量：根据国家发改委统计，2022年国内天然气消费量同比增速自2000年以来首次转负之后，2023年气量增速同比增长7.2%，2024年气量增速同比增长8.6%。2025年上半年，受到暖冬天气、中美关税政策、制造业PMI疲软以及房地产行业调整等多重因素影响，国内天然气表观消费量2119.7亿立方米，同比下降0.9%。图：全国天然气自产量（单位：亿立方米）、图：全国天然气表观消费量（单位：亿立方米）、进口管道天然气：进口量：2025年1-11月，国内管道天然气进口量持续增加。1-11月累计进口量同比增长约7.5%，其中4月单月进口量同比增幅达到23.5%。进口价格：2025年1-11月，国内管道天然气进口价格相较于去年同期出现回落，其中11月进口价格约2485.5元/吨，相较于上年同期降低7.4%。图：管道天然气进口数量（单位：万吨）、图：管道天然气进口单价（单位：元/吨）、进口液化天然气：进口量：2025年1-11月，国内液化天然气逐月进口量相较于上年同期均出现同比负增长（除11月），1-11月累计进口量同比下降约14.3%，其中11月单月进口量同比增长约12.8%。进口价格：2025年1-11月，国内液化天然气逐月进口价格相较于上年同期均出现回落，其中11月进口价格约3465.5元/吨，相较于上年同期降低15.8%。图：液化天然气进口数量（单位：万吨）、图：液化天然气进口单价（单位：元/吨）、国家能源局公众号、国内天然气消费结构：2024年国内天然气消费主力为工业和城市燃气消费，二者销量合计占比75%。其中城市燃气消费同比增长1

1%，LNG重卡带动的交通物流消费增长显著；工业燃料消费同比增长6.1%；发电用气同比增长9.5%，天然气发电的用气量占比已经达到18%。2025年H1消费量同比增速下降原因：2025年1-9月，由于受到暖冬天气冲击、中美关税政策影响、制造业PMI疲软以及房地产行业调整等多重因素影响，全国天然气表观消费量3177.5亿立方米，同比下降0.2%，其中1-2月、4月和9月用气量同比均为负增长。上半年工业用气由于受到陶瓷、玻璃等领域用气需求不旺的影响，用气负增长，说明工业用气对于国内天然气消费的拉动起着较为主导的作用。图：2024年国内天然气消费结构 图：2025年1-10月国内天然气消费月度同比增速国家发改委、未来影响国内天然气消费的关键因素有哪些：①

天然气发电需求：2017-2024年末，国内气电装机规模复合增速达到9.6%。天然气发电装机规模的持续增长将会持续带动天然气用气需求的增长。②

工业领域用气需求：2025年1-9月国内制造业PMI只有2月和3月处于