2025年公用事业行业深度跟踪报告：火电绩优兑现催化行情，绿电消纳权重影响几何？

一、火电绩优兑现催化行情，评估绿电消纳权重影响

（一）火电：短期绩优煤价、中期市值管理、长期调节价值

短期来看，业绩仍是火电的最重要关注指标，尤其是在中报业绩期之际。建投能源 预告上半年归母净利润8.8亿元（同比+153%），其中Q2为4.36亿元（同比+431%）； 京能电力上半年归母净利润18-21亿元（同比+103%-135%），Q1及Q2中枢为10.6、 9.1亿元、同比均翻倍。业绩高增符合我们的判断，原因除煤价下跌外，两家公司均 提到电力营销（即市场化交易）对利润的贡献。在新能源电量高增的背景下，火电的 调节价值通过市场化交易得到超额反馈，即长协侧通过购入低成本绿电等实现获利、 现货侧通过高电价时段多发电提高收入，火电的灵活性和辅助服务价值正持续兑现。 业绩超预期势必催化股价，我们看好火电短期看业绩超预期、中期看市值管理、长期 看调节价值验证的三段行情演绎。 复盘今年一季度火电的行情，业绩发布的意义鲜明。我们把上半年的火电行情分为 两个阶段，（1）在4月建投能源业绩发布预告前：火电由于2024年末电价签订不及 预期，年初是股价底部，伴随煤价的持续下行，市场陆续对火电公司尤其是全国性和 北方电厂有较好的业绩期待，又叠加市值管理的诉求，4月前华电国际H、大唐发电 H、建投能源涨幅超15%，其他公司趋势向上，分化不大；（2）在4月建投能源业绩 发布预告后：建投能源Q1业绩预告同比增长77%，确认了市场对北方火电的信心， 自此北方火电全面上涨，建投能源、京能电力、大唐发电涨幅超25%。宝新能源也因 为Q1业绩的超预期（我们预计与市场化交易增厚利润有关），涨幅较为靠前。 当前的火电与3月时似曾相识，都是通过业绩发布来验证煤价下行带来的盈利超预期 改善驱动的行情，结合前文探讨的Q2Q3业绩突出，那么中报业绩预告的发布，将有 望驱动火电的短期行情。

中期市值管理是火电的中期行情驱动主因。年初至今，不完全统计已有十家公用事 业公司发布市值管理方案，其中火电占三家，华能集团下属三家电力公司发布市值 管理方案。从方案对股价短期连续或大幅下跌的界定来看，都是以连续20个交易日 股价跌幅达到20%或低于最近一年股票最高收盘价50%作为条件，采取措施包括分 析波动原因、加强投资者交流、采取分红、回购、增持等手段稳定股价等。我们看到 市值管理方案发布后，各公司股价跌幅可控，我们认为市值管理将超预期的实现行 情稳定，即股价跌幅若短期较为明显，有市值管理方案公司的投资价值则非常突出。

长期看火电的调节价值，火电的研究框架正发发生剧烈变化。在转型的背景下，火 电的功能在变化，框架要素也从度电利润转向单位装机利润。尽管前文我们仍在讨 论煤价和电价等因素，但是展望下半年及更远的未来，我们认为火电在能源结构的 转型下，商业模型正在发生变化，看待它的要素框架也应对应调整。我们的思路拆解 如下： （1）传统四要素框架（煤价、电价、利用小时、装机）哪里发生了变化？最大的变 化是能源结构转型的背景下，火电作为最后上网的电源，其电量被挤压的愈发明显， 又叠加近几年装机的扩张，发电利用小时在压缩。 （2）发电小时的下降是否意味着盈利的弱化呢？答案是否定的。一方面是容量电价 的计算方法是根据单位装机赋值，本身其补偿的就是利用小时数下降带来的折旧损 耗，所以电量越少，度电容量电价越高，那么对于度电收入（即过去的电价指标）是失真的反映；另一方面，在市场化交易的电改转型下，火电可以通过在高电价的时段 多发电，低电价的时段少发或不发的方式实现度电收入的大幅扩张，即这种交易行 为会导致电量的收缩（即部分时段发电意愿的下降），但却获得了辅助服务补偿或者 峰时的高电价收益，即调节价格和调节需求更重要。 （3）电量电价与煤价逐步联动，且其差值反映的发电价值在弱化。尽管我们不能否 定煤价剧烈波动带来的盈利影响，但是月度和现货占比的提升，势必会促进煤价和 电量电价之间的联动，即电量电价和煤价这两个要素需要合二为一，反映为发电价 值，而发电价值又在能源转型的背景下愈发弱化。 上述探讨意味着火电的容量价值、调节价值、格局和供需关系是更值得关注的要点， 而这三类价值又都会被现货市场充分价格发现，因此基于能源转型和电改转型的趋 势已经明确，转型的契机势必使得火电的抗波动能力增强，又叠加前文提到的市值 管理，火电公用事业化程度将会提升，即当前仍处低估状态。

进一步的，我们试图量化上述模型，认为火电的ROE将维持在10%左右水平。对火 电的ROE模型进行拆解来看，我们在2024年4月发布行业深度报告《煤价企稳—— 开启新火电三部曲》中提出，火电正从“纯发电资产”走向“调节资源”，相关价格 机制已经明确，分别是容量电价回收固定成本、电量电价回收变动成本、辅助服务 回收调节成本。测算容量电价对应ROE为6.3%、辅助服务电价对应ROE为2.5%、电 量电价争取打平用煤成本，合计ROE预计维持在 10%以上，且火电公司经历前几年 的煤价大涨，净资产仍有折损，ROE阶段性还会更高。

（二）非水可再生能源消纳权重印发，测算各地绿电装机将差异化发展

为促进清洁能源消费，2019年5月国家发改委、国家能监局联合印发《关于建立健全 可再生能源电力消纳保障机制的通知》，首次分别量化了2018~2020年各省应达到 的可再生能源、非水可再生能源电力的消纳责任，并以（非水）可再生能源用电量 占省内用电量的比重作为考核指标，其中2019年为试考核、2020年起正式启动各省 的绿电消纳考核机制。此后国家能源局每年会公布各省当年的可再生能源电力消纳 的考核目标。2025年7月11日，国家发改委、国家能源局公布了2025及2026年度的 可再生能源电力消纳指标，2025年度指标中云南、新疆、天津、广西、海南、山东、 北京7地消纳权重同比提升5个百分点以上，2026年度指标目前预期值各地同比提升 1-2个百分点左右，持续推动绿电电量消纳增长。

近年来，各省往往能超额完成非水电可再生能源电力消纳考核。我们通过对比国家 能源局历年发布的各省绿电消纳实际完成情况和最低消纳责任权重，可以发现：除 2018~2019年政策实施伊始多个省份曾出现消纳考核缺口外，2020~2023年大部分 省份均能完成可再生能源电力消纳责任且略有盈余（少数省份是依托省间转让的超 额绿电消纳量完成考核）。2024年各省绿电消纳考核指标大幅攀升，同时新设电解 铝行业进行绿电消费考核，2025年部分省份考核指标提升超5个百分点，同时新增钢 铁、多晶硅、水泥、数据中心行业绿电消费考核（其中数据中心2025-2026年各地要 求均为80%），预计有望切实推动绿电消费体量。

根据2025-206年各地非水可再生能源考核指标，预计天津、云南等大幅调增地区新 增绿电装机较为宽裕。根据公式【非水可再生能源电力消纳责任权重 = 省内非水可 再生能源用电量 / 省内总用电量】，可以得到已披露年份各地非水可再生能源用电 量，将该部分拆分为省内绿电发电量及其他两部分。参考各省发用电量、非水可再 生能源消纳目标值等数据，假设2025-2026年各省均完成消纳指标，测算大约需要 630GW的绿电装机满足今明两年新增需求；（2）详细来看，北京、天津、云南、山 东等地由于消纳权重的提升预计新增绿电（含接收外省绿电）需求较为旺盛，考虑 三北地区绿电外送量提升，预计三北地区装机也仍有增长需求，也有黑吉辽、河南、 湖南、重庆等地受消纳权重增量有限及存量绿电装机影响后续需求或有压力。

根据136号文要求，新能源消纳权重挂钩各省新增项目机制电量。国家发展改革委、 国家能源局在今年2月初联合印发的《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》（136号文），明确提出新能源项目上网电量原则上全部进入 电力市场，引入机制电价，以6月1日前后划分为存量、增量项目，存量项目维稳、增 量项目竞争，其中每年新增机制电量要与该省非水可再生能源消纳责任权重相关。 因此，我们上文测算的新能源装机增幅，尽管测算中涉及较多假设，但也可以与已发 布的9省136号文细则中的增量项目规则进行一定的匹配探讨： （1）对增量项目相对友好的山东、广东、山西、海南、新疆等提出机制电量申报比 例上限与存量项目机制电量比例街接，与上文计算新能源装机增长数据有匹配性； （2）蒙东、蒙西暂不安排新增纳入机制的电量，但预计外送电量仍将增长，预计新 增新能源仍将持续，湖南2025年申报项目竞争相对激烈，当前可再生能源消纳权重 完成水平较高，也反映其新增装机需求的放缓； （3）根据我们的测算，沿海地区新能源消纳权重提升，或激励其136号文细则对增 量项目制度相对友好，后续可关注其政策细则。

绿电的投资逻辑主要是关注政策驱动下的困境反转。综合来看，绿电从当前情况来 看尚存在六大困境：（1）保障利用小时持续回落，引发消纳忧虑；（2）非保障利 用小时部分的市场化竞争报价，消纳进一步承压；（3）现货市场部分电价承压；（4） 配储成本；（5）补贴发放；（6）风机组件等造价。尽管当前风机组件价格有所回 落，新能源上网电价改革、火电的辅助服务降低配储成本，但绿电的商业模型仍未 显著改善。复盘过去几年绿电的估值与业绩数据，我们发现绿电的估值提升恰好发 生于利润高增及 ROE 的高点，伴随绿电装机增速的回落和 ROE 的回落（2024 年 增速已转负），绿电的估值体系也从偏成长的 PEG 走向偏价值的 PB-ROE 定价体 系。伴随电力系统的改革逐步推进，通过环境溢价以及市场化交易等，从长期看将 会显著的改善绿电的六大困境，赋予绿电稳定的盈利模型。关注政策推动 ROE 企 稳，当前可优先布局高 ROE、低 PB 绿电公司。

二、政策回顾：136 号文细则陆续落地，两部委发布可再生能源消纳通知

近日（2025/07/07-2025/07/11）公用事业行业政策： 2025年7月9日，国家发改委、国家能源局发布《关于2025年可再生能源电力消纳责 任权重及有关事项的通知》，其中提出： 2025年可再生能源电力消纳责任权重为强 制考核指标，2026年为预期引导指标；新增钢铁、水泥、多晶硅行业及数据中心绿 电消费比例要求（25.2%-80%）；区域执行标准差异化为上海最低（10.7%），7省达 30%，云南、四川、青海要求70%；考核以本地消纳为主、绿证交易为辅。 2025年7月10日，海南省发改委发布《新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意 见稿）》，其中提出：明确现货市场价格区间为-0.057~1.26元/度，增量项目海上风电 竞价范围0.35~0.4298元/度、陆上风光0.2~0.3998元/度；存量项目（2025年6月1日 前投产）执行0.4298元/度（煤电基准价），电量比例按投产年份从80%至100%递减， 增量项目通过竞价确定电价（最高不超0.4298元/度），海上风电和陆上风光项目分别 执行14年和12年；方案禁止强制配置储能及不合理收费，并规定2026年起新能源电 量100%进入电力市场。

三、行业高频数据跟踪

（一）近期海内外煤价小幅回升，沿海电厂负荷环比、同比上升

港口煤价：根据 Wind 数据，2024 年 3、4 月秦皇岛 5500 大卡动力煤煤价逐渐回落 至 900 元/吨以下，进入 5 月后，伴随气温升高、用电量上行，煤价有所回升。2025 年 7 月 11 日秦皇岛 5500 大卡动力煤市场价格为 632 元/吨，较上周同期小幅回升， 但仍位于近 12 月以来 8.9%的价格低位。7 月 9 日环渤海动力煤指数报价 664 元/ 吨，较上周价格持平；秦皇岛港、天津港、京唐港、曹妃甸港港口价格分别为 660、 662、662、660 元/吨，均较上周分别下降 5、3、3、5 元/吨。近期环渤海动力煤指 数波动较小。

进口煤价：近期印尼烟煤价格下降，根据百川盈孚数据，7 月 11 日，广州港外贸动 力煤印尼烟煤 Q4200、Q4800、Q5500 价格分别为 500、598、685 元/吨，与上周 同期相比分别上升 5、10、5 元/吨。目前动力煤印尼烟煤 Q4200 换算为 Q5500 的 价格为 655 元/吨，2023 年 5 月以来海内外煤价同频大幅下跌，8-9 月有所回调后， 2024 年 2 月以来继续下跌，5 月有所回升，近期企稳有回升趋势，当前秦皇岛动力 煤 Q5500 价格低于印尼烟煤（Q4200 换算为 Q5500）23 元/吨。

产地煤价：产地动力煤车板价格 2023 年以来大幅下跌，经历一段时间的小幅回涨后 再次下跌。7 月 11 日山西大同 5500 大卡动力煤车板价为 538 元/吨，较上周同期上 升 5 元/吨；内蒙古乌海、山东枣庄 5500 大卡动力煤车板价分别为 473、610 元/吨， 分别较上周同期变化-1、0 元/吨。

煤炭库存：2023 年 6 月以来北方港、广州港煤炭库存持续下降，9 月以来攀升后有 所回落，近期北方港大幅下降，广州港库存呈上升趋势。本周秦皇岛港、曹妃甸港、 国投京唐港、黄骅港煤炭库存分别较上周同期变化-10、-18、-15、-6 万吨，广州港 煤炭库存较上周同期上升 4 万吨至 308 万吨。截至 7 月 10 日，秦皇岛港、曹妃甸 港、国投京唐港、黄骅港煤炭库存分别 571、545、166、186 万吨，合计库存 1468 万吨，环比上周同期下降 14 万吨。

山东电力交易中心自 2021 年 12 月起，在官网公开披露山东省电力现货结算试运行 日报。从中长期交易来看，本周交易电量环比小幅上升，7 月 7 日至 7 月 11 日成交 电量达 25.18 亿千瓦时，环比上周同期下降 1.75%；本周加权平均成交电价达 374.59 元/兆瓦时，环比上周同期上升 1.01%。现货交易方面，本周日前加权平均电价最高、 最低值分别为 353.41（周三）、280.61（周二）元/兆瓦时，环比上周分别-18.65%、 +32.08%。

广东电力交易中心自 2021 年 11 月起，在官网公开披露广东省电力现货结算试运行 日报，主要披露现货日前及实际交易数据。从现货日前交易市场来看，本周发电侧加权平均电价 7 月 9 日（周三）达到最高值 350.77 元/兆瓦时，其中燃煤为 342.4 元/兆瓦时，燃气为 407.86 元/兆瓦时，新能源为 266.49 元/兆瓦时；7 月 11 日（周 五）为本周加权平均电价最低值 283.08 元/兆瓦时，其中燃煤为 270.90 元/兆瓦时， 燃气为 359.13 元/兆瓦时，新能源为 234.31 元/兆瓦时。

东部沿海电厂负荷表现分化。通常来看，3 月起供暖期结束电厂负荷率有所下降，经 历 4、5 月用电负荷低谷期后，6 月起用电负荷开始回升，7、8 月随高温天气持续保 持增长，9 月起随气温回落有所下降，11 月初入冬后逐步回升。 2025 年 7 月 4 日江、浙、沪地区电厂负荷率分别为 90%、90%、88%，平均电厂负 荷率达到 89.3%，环比上周上升 0.7 个百分点，同比上升 2.0 个百分点；广东、福建 地区电厂平均负荷环比上周上升 3.5 个百分点，同比上升 10.5 个百分点；山东地区 电厂负荷率环比上周上升 3.0 个百分点，同比上升 6.0 个百分点。

（二）天然气：海内外气价同比偏高，近期价格略有回落

国内LNG到岸价、出厂价分别较2025年初下降16.1%、下降1.7%。根据金联创披露 数据，2025年7月10日LNG到岸价为12.94美元/百万英热（合人民币4811元/吨），较 近12月的高点6383元/吨下降24.6%，较2025年初下降16.1%。根据上海石油天然气 交易中心披露数据，LNG出厂价近期有所提升，7月10日我国LNG出厂价4445元/吨， 环比上周上升0.75%，但较2025年初下降1.7%。

美国天然气价格指数近期持续震荡。根据NYMEX数据，2025年7月10日美国NYMEX 天然气期货收盘价为3.37美元/百万英热，较上周同期变化-1.17%，较2025年初下降 7.92%，处于近年来（除2022年俄乌冲突导致的能源价格大涨）相对较高水平。

四、行业个股重点公告及板块行情跟踪

（一）个股动态跟踪：长源电力+太阳能+内蒙华电+长江电力等

长源电力：7月7日，公司发布2024年年度分红派息实施公告，每10股派现金0.72元 （含税），累计派发2.51亿元。 太阳能：7月8日，公司1-6月累计完成发电量41.59亿千瓦时（同比+22.40%），占2024 年全年发电量的59.70%。 内蒙华电：7月9日，公司拟通过发行股份及支付现金的方式向北方公司购买其持有 的正蓝旗风电70%股权与北方多伦75.51%的股权，交易对价57.17亿元，同时向不超 过35名特定投资者发行股份募集配套资金不超过28.5亿元。 长江电力：7月10日，公司发布2024年年度权益分派实施公告，每股派发现金红利 0.943元（含税），累计分红230.74亿元。 京能电力：7月11日，公司发布业绩预告，2025H1实现归母净利润18.28-21.12亿元 （同比+100.13%～131.16%），扣非归母净利润18.29-21.13亿元（同比+103.17%～ 134.66%）。

（二）板块行情跟踪：估值处 2010 年以来中低位，关注估值重塑机遇

公用事业板块 2020 年以来走势稳中有升，截至 2025 年 7 月 11 日相对沪深 300 指 数上涨 35.80 个百分点。近三年来公用指数涨幅为 0.08%，处于各板块中游，2025 年以来公用指数涨跌幅为 1.77%，处于各板块中下游。当前 GFGY 样本股 PE-TTM 为 17.34 倍，PE 估值居于 2010 年以来 35.19%左右分位水平；PB 为 1.63 倍，估 值居于 2010 年以来 16.69%左右分位水平。2021 年 8 月以来，受益于政策利好、 业绩底部反转等因素，行业景气度持续提升，公用指数跑赢沪深 300 指数 53.83 个 百分点。

（三）板块及个股行情跟踪

本周 A 股公用事业细分子板块及个股：（1）细分板块方面：本周火电、绿电、核电 水电板块上涨，涨幅分别为 1.45%、1.40%、0.65%、0.43%，燃气板块下跌、跌幅为 0.31%；（2）个股方面：本周华银电力、晶科科技等涨幅居前，分别为 40.89%、 14.77%；浙能电力、新奥股份等跌幅居前，分别为-3.08%、-2.50%。 本周 H 股公用事业细分子板块及个股：（1）细分板块方面：本周港股核电板块上涨 1.47%，燃气、绿电、火电板块均下跌，跌幅分别为 0.10%、0.63%、0.67%；（2） 个股方面：本周中国港能、大众公用等涨幅居前，分别为 15.91%、12.67%；丰盛控 股、信义能源等跌幅居前，分别为-18.09%、-5.80%。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）