2025年公用事业行业月度跟踪：发用电结构转型趋势明确，电价与水文再造投资契机

一、电量：6 月用电增速稳定，火电发电量维持正增长

（一）6 月全社会用电增速稳定，三产+城乡居民增量占比近六成

6月全社会用电量同比+5.4%，二产用电量增速环比改善。根据国家能源局数据，2025 年1-6月全社会用电量达4.84万亿千瓦时、同比增长3.7%，6月全社会用电量同比增 长5.4%，环比小幅提升，一二三产及城乡居民分别同比+4.9%、+3.2%、+9.0%、 +10.8%；环比5月一产、三产用电量增速下滑，二产、城乡居民用电增速提升。考虑 剔除基数影响，从23-25年cagr来看，4-6月全社会用电量增速分别为5.8%、5.9%、 5.8%，较为平稳。

从用电量的增量结构贡献来看，二产贡献度仍然偏弱。我们分析增量用电量的贡献， 6月40%来自第二产业，仍低于其在用电量结构中的65%的占比，主要系用电量占比 较高的高耗能制造业如黑色、有色等行业的电量增长承压，我们认为这也是全社会 用电量增速低于过去几年的原因。三产和居民对增量电量的贡献度持续保持60%左 右的水平，主要受气温升高、汽车及通信设备带动三产用电需求提升等因素影响。 总体来看，用电增量从二产向三产居民转型的趋势仍在持续演绎。

6月二产用电量同比+3.2%，城乡居民用电增速连续两月环比提升。分产业具体来看， 2025年1-6月一产、二产、三产、城乡居民用电量分别为676、31485、9164、7093 亿千瓦时，同比+8.7%、+2.4%、+7.1%、+4.9%；6月一产、二产、三产、城乡居民 用电量分别为133、5488、1758、1291亿千瓦时，同比+4.9%、+3.2%、+9.0%、 +10.8%。 从23-25年cagr来看：4-6月二产分别为4.8%、4.5%、4.5%，5月二产增速主要系公 用事业供应及采矿业拉动（贡献度分别为31%、11%）、而非金、有色用电量贡献偏 弱（贡献度分别为-29%、-12%），预计6月二产各细分行业拉动仍较为有限；4-6月 三产分别为9.7%、9.8%、8.5%，预计仍然为占比较大的批发零售业增速较高影响； 城乡居民分别为5.3%、7.5%、7.9%，主要为气温升高影响。

（二）5 月二产公用事业及采矿高贡献，非金制品及有色偏弱

2025年5月二产增速主要系公用事业供应及采矿业拉动。根据Wind披露的细分二产 行业用电量最新数据进行分析，第二产业细分前12大行业中剔除电力、燃气及水的 生产和供应业外，2025年5月同比增速为0.99%（4月同口径为2.82%）；2025年5月 电力、燃气及水的生产供应业用电量同比增长6.52%、贡献二产增量的49.09%，考 虑主要受去年同期全国火力发电量低基数影响。 用电量增量的占比数据-用电量结构的占比数据可以更好的衡量贡献情况，2025年5 月数据显示，剔除电力、燃气及水的生产和供应业外，二产增速贡献度前三名分别 为石油、煤炭及其他燃料加工业、采矿业、化学制品制造业；而非金属矿物制品业 用电量贡献持续偏弱，有色用电量贡献同比、环比均下降较多。

三产增速较好主要系占比较大的批发和零售业增速较高。根据Wind披露的细分三产 行业用电量最新数据进行分析，2025年5月合计用电量同比增长9.73%（三产披露同 比增长9.41%），披露的细分行业电量占三产比例为94%，细分加总与总口径存在差 异。同样使用用电量增量的占比数据-用电量结构的占比数据衡量贡献情况，用电量 较大产业中，占比第二大的批发和零售业5月同比高增14.07%、亦为驱动三产增长 的首要因素，预计与消费市场复苏释放消费需求相关。

（三）6 月规上发电量同比增长 1.7%，火电发电量维持正增长

6月全国发电量同比+1.7%，环比增速扩大。根据国家能源局数据，受需求端和高基 数综合影响，1-6月我国累计发电量达4.54万亿千瓦时（规上口径，下同），同比增 长0.8%，其中火、水、风、光、核发电量同比增速分别为-2.4%、-2.9%、+10.6%、 +20.0%、+11.3%。6月全国发电量为7963亿千瓦时，同比增长1.7%（4月为同比增 长0.5%），增速环比提升，其中火、水、风、光、核6月发电量同比增速分别为+1.1%、 -4.0%、+3.2%、+18.3%、+10.3%。

5月水电增速同比下降但环比回升，火电维持正增长。分电源来看，1-6月水电发电 量达5398亿千瓦时（同比-2.9%），同期火电发电量为2.94万亿千瓦时（同比-2.4%）。 从最新数据来看，6月水电发电量同比-4.0%，去年同期基数较高，但降幅环比收窄， 好于4、5月（4、5月分别为同比-6.5%、-14.3%），火电发电量同比+1.1%、连续两 个月维持正增长。

6月风电、光伏发电量分别同比+3.2%、+18.3%，核电发电量同比增长10.3%。1-6 月风电发电量达5533亿千瓦时（同比+10.6%），其中6月风电发电量同比增长3.2%， 上年同期为+12.7%，由于基数变化增速环比下降。1-6月光伏发电量达2667亿千瓦 时（同比+20.0%），其中6月光伏发电量同比增长18.3%，上年同期为18.1%。1-6月 核电发电量为2363亿千瓦时（同比+11.3%），其中6月核电发电量同比增长10.3% （上年同期为-4.1%）。总体来看，风光发电量波动性较大，核电累计发电量保持稳 定增长。

从发电量的增量结构贡献来看，风光占比仍然保持高位。我们分析增量发电量的贡 献，6月78%来自风电光伏（1-6月占比达148.6%），远高于其在发电结构中不到20% 的占比，我们认为在整体用电量增速低于往年的背景下，风光的装机高增带动其电 量显著增长。我们也看到由于火电上网顺序靠后，因此火电在发电量增量中甚至会 做出负贡献。伴随136号文全面推动绿电入市，我们认为发电结构向风光转型的趋势 也是大势所趋。

二、装机：1-6 月新增风光 264GW，火电占比降至 40%

（一）1-6 月新增风光装机 264GW，6 月末火电装机占比降至 40.4%

截至2025年6月全国发电设备装机达3648GW，其中火电装机占比下降至40.4%。伴 随新能源发电的不断发展，截至2025年6月年末我国装机格局分电源可拆分为：火电、 水电、风电、光伏、核电装机分别占40.4%、12.1%、15.7%、30.2%、1.7%。2025 年1-6月我国新增装机293GW,其中风光新增装机264GW,占全口径新增装机的九成 左右；截至2025年6月末总装机规模升至3648GW、同比增长18.8%。

具体来看，1-6月火电新增装机约26GW，水电新增装机约3.9GW。2025年1-6月火 电新增装机约25.8GW（24年同期为18.3GW，23年同期为26.0GW）；水电开发相对 充分，近年装机新增增加有限、1-6月水电新增装机3.9GW（24年同期为5.0GW，23 年同期为5.4GW）。风光新增装机保持高增速，1-6月风光新增装机合计达264GW（24 年同期为128GW），其中风电累计新增装机约51GW（24年同期为26GW）；光伏累 计新增装机约212GW（24年同期为103GW）。1-6月核电暂无新增装机容量，保持 61GW稳定。

（二）1-6 月火电新增核准 13GW，新增开工建设火电 25GW

统计2025年6月全国新增火电核准装机容量为0.5GW，1-6月累计新增核准火电已达 13.3GW。根据北极星电力网披露项目统计，2025年6月我国新增核准火电0.5GW， 1-6月累计新增核准火电已达13.3GW。分区域而言，2025年1-6月内蒙古、青海核准 容量位列前二，分别为4.0GW、2.6GW，均为新能源密集区域；2022-2025年6月底 累计来看，核准装机前三名为广东、浙江、江苏省，分别达34.1、19.4、19.2GW。

统计6月全国新增火电开工装机容量为2GW，1-6月累计开工火电达24.84GW。根据 北极星电力网披露项目统计，2025年6月我国新增开工火电2.0GW，1-6月累计开工 火电已达24.84GW（上年同期为43.71GW）。分区域而言，1-6月新疆、甘肃和江西 三省开工装机容量较高，分别为4.98GW、4.00GW和4.00GW。

（三）6 月平均利用小时数同比持续下降，西北光伏消纳压力较为突出

考虑风光装机持续密集投产影响（风光利用小时数偏低），2025年6月全国发电设备 利用小时数同比下滑162小时。根据最新分电源利用小时数来看，2025年1-5月火电 利用小时数同比下降118小时，水电利用小时数同比变化较小、同比下滑11小时，风 电、光伏利用小时数同比分别下滑24、53小时，核电利用小时数同比增加58小时。

从风光利用率来看，三北地区消纳压力大，调节电源价值提升。根据全国新能源消 纳监测预警中心数据，2025年5月全国风电利用率93.2%（4月为92.4%）、光伏利用 率94.2%（4月为94.0%）；1-5月全国累计风电利用率93.2%、光伏利用率94.0%， 处于多年同期偏低水平。其中，三北地区压力较大，5月西北光伏平均消纳率为88.4%， 西北风电平均消纳率为91.0%，华北和东北地区风光消纳率亦体现较大压力，华东、 南方等地仍保持95%以上利用率。虽然《节能降碳行动》将资源条件较好地区的新 能源利用率要求降低至90%，伴随未来新能源建设仍将加速，调节资源的稀缺性持 续突出，电力系统调节消纳能力和数智化建设迫在眉睫。

三、水情：7 月来水偏枯电量有所下滑，放水蓄能降低

2025H1长江、雅砻江流域偏丰1-2成，其余流域电站入库同比偏低。4-5月来水偏枯， 6月各流域来水好转。根据各省水文网站数据，上半年金沙江各月份来水均同比偏高， 但三峡电站入库流量同比偏低10%；雅砻江一季度释放蓄能来水偏丰，4-6月份蓄水 导致来水下降，但上半年锦屏一级、二滩电站入库流量同比偏高5%-10%；红水河龙 滩电站一季度来水较好，二季度同比降幅明显，上半年入库流量同比-4.7%；清江水 布垭电站来水同比偏枯较为明显；大渡河6月份来水较差，上半年来水小幅降低。

年初整体蓄水位较高，7月末主要流域蓄水同比偏低。今年以来主要流域蓄水位同比 往年偏高，各水库谨慎放水，6月末整体水位同比偏高，7月放水水位同比偏低。当 前金沙江下游乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝电站水位同比低，7月25日三峡水位 158.9米同比略偏低；雅砻江流域季末锦屏一级和二滩电站水位分别位于64%/62% 的分位，锦屏一级同比偏低22米，二滩同比偏 低13米；龙滩电站年初至今来水偏枯， 当前位于75%蓄水位，7月末同比偏高；清江水布垭电站水位同比持平略低；大渡河 流域猴子岩、瀑布沟电站季末水位分别位于88%/79%的分位。

四、电价：长协基本落地，月度价格指引能力增强

（一）多地市场化电价同比或环比下降，火电度电容量电价同比提升

广东月度中长期交易电价 2025 年 1-7 月均价同比下降 13.8%。2017 年，国家发改 委、国家能源局联合发布了《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，广东电 力交易中心自 2018 年 1 月起公布市场化交易中长期信息。2024 年以来广东月度双边协商交易电价、月度集中竞争交易电价以及整体均价均呈现下降的态势。2025 年 7 月广东月度综合交易电价为 372.39 元/兆瓦时，2024 年同期为 434.26 元/兆瓦时， 同比降幅为 13.8%，考虑容量电价后仍下降较大。2025 年 1-6 月广东月度交易电价 均价为 374.15 元/兆瓦时，2024 年同期为 434.26 元/兆瓦时，同比-13.8%。

山东、山西月度交易电价环比持平或略上升，江苏月度交易电价环比基本持平。2025 年 6 月山东中长期交易月度成交电价为 371.76 元/兆瓦时，2024 年同期为 371.98 元/兆瓦时，同比下降 0.1%，环比持平。2025 年以来平均交易价格为 371.79 元/兆 瓦时，2024 年同期为 363.73 元/兆瓦时，同比上升 2.2%。 2025 年 6 月山西市场化交易成交电价为 303.00 元/兆瓦时，2024 年同期为 323.65 元/兆瓦时，同比下降 6.4%，环比上升 1.83 元/兆瓦时；2025 年以来平均价格为 309.04 元/兆瓦时，2024 年同期的平均价格为 306.00 元/兆瓦时，同比上升 1.0%。 2024、2025 年江苏市场化交易电价同比大幅下降，主要系容量电价实施，以系统运 行费用由工商业分摊，发电企业在中长期市场的降价意愿增强；2025 年 8 月江苏市 场化交易成交电价为 393.8 元/兆瓦时，同比下降 7.8%，环比下降 0.5%。当前 7 月、 8 月电价已恢复，6 月电价大幅下降或与现货市场运行有关，导致月度长协供需短暂 失衡，电力公司或可采用购买低价现货电履约长协电量，会导致月度长协价格下行。

容量电价执行略有提升，2025M7测算折火电口径度电0.027元/千瓦时。根据各电网 代购电最新数据，2025年7月各省代购电均摊煤电容量电价度电补偿数据中，超2分 地区达9省,同时由于该数据分母为代购电总电量，因此进一步根据其中火电发电量 占比进行折算测算，全国各地25M1-25M7单位火电容量电价均值分别为2.83、3.22、 2.78、3.21、3.07、2.97、2.73分/度（含税）。根据去年11月出台的容量电价的政策 （多省份24-25年为100元/千瓦·年），测算理论容量补偿折度电范围为2.0-3.1分/度， 事实证明容量电价实际执行力度良好。

（二）市场化交易电量占比 60.9%，绿电交易电量大规模提升

2025年1-6月市场化交易电量占全社会用电量的60.9%。2017年以来，市场交易电量 不断增加，2024年已达到61796亿千瓦时，同比增加9.0%，占用电量比例为62.7%。 相较于2021年到2022年同比增加39.1%，2023、2024年交易电量增速有所减缓。 2025年1-6月，全社会用电量达到48418千瓦时，其中市场化交易电量29514亿千瓦 时，占比60.9%。2022年以来占全社会用电量比重都维持在60%以上，较2021年有 明显的增高，主要系2022年6月部分第二批试点地区加入现货市场试运行。

2025年1-6月市场交易电量同比增加4.8%。2021年4月，中电联开始披露电力市场交 易月度信息，全面反映电力交易市场化情况。2025年1-6月，全国各电力交易中心市 场交易电量累计值达到29514亿千瓦时，同比增加4.8%，2024年以来市场化交易电 量在高基数下增速放缓。

2025年1-6月省内绿电交易电量累计值达22797亿千瓦时，同比持平。2022年3月中 国电力企业联合会开始披露绿电交易相关信息。2023年8月3日，国家发展改革委、 财政部、国家能源局发布的《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作 促进可 再生能源电力消费的通知》，进一步明确，绿电交易纳入中长期交易范畴，交易合同 电量部分按照市场规则，以现货价格结算偏差电量。2024年5月之后绿电交易规模较 以前年度有较大幅度的扩大，2025年1-6月省内绿电交易电量累计值达22797亿千瓦 时，同比持平。

五、煤价反弹但仍处低位，25Q2 板块配置环比提升

（一）煤价持续低位，库存仍处高位

港口煤价：根据百川盈孚及中电联数据，2024 年年初秦皇岛 5500 大卡现货煤价为 921 元/吨，2024 年以来震荡下行，最新 2025 年 7 月 23 日秦皇岛 5500 大卡动力 煤市场价格为 649 元/吨，环比上月上升 6.6%，位于近 12 月以来的最低价，近期煤 价处于近一年最低位且有所企稳，秦皇岛 5500 大卡动力煤由 1 月初的 767 元/吨下 降至 6 月的 610 元/吨再到最新的 649 元/吨。 进口煤价：近期印尼烟煤价格上升较快，根据百川盈孚数据，7 月 24 日，广州港外 贸动力煤印尼烟煤 Q4200、Q4800、Q5500 价格分别为 505、603、690 元/吨，环 比上月同期分别+2.0%、+2.6%、+1.5%。目前动力煤印尼烟煤 Q4200 换算为 Q5500 的价格为 661.31 元/吨，当前秦皇岛动力煤 Q5500 价格低于印尼烟煤（Q4200 换算 为 Q5500）12 元/吨，国内煤和进口煤价之间差价有所收窄。

煤炭库存：2024 年以来北方港、广州港煤炭库存持续高位震荡，2025 年以来全国 主要港口煤炭库存量多数提升。截至 2025 年 7 月 24 日，秦皇岛港、曹妃甸港、国 投京唐港、黄骅港煤炭库存分别 580、589、141、171 万吨，合计库存 1481 万吨， 环比上月下降 2.7%，较年初提升 1.3%；广州港最新库存 302 万吨，环比上月下降 2.1%，较年初提升 27.8%。7 月 17 日全国重点电厂库存 12065 万吨，同比偏高。

（二）1-5 月天然气消费量同比-1.3%，海外气价较年初下跌 2-3 成

2025年1-5月天然气表观消费量同比-1.3%，1-5月进口量同比-9.5%。根据国家发改 委公布的天然气运行快报，2024年天然气表观消费量达4260.5亿立方米，同比增长 8.0%。2025年1-5月国内天然气表观消费量1768.9亿方，同比下降1.3%，主要系工 业需求转弱，且暖冬叠加煤炭价格下降，城燃及气电需求不及预期。1-5月天然气产 量同比+6.0%，由于消费量下降，1-5月天然气进口量同比-9.5%。

2025年1-5月规上工业天然气产量1096亿立方米（同比+6.0%）。2024年全国规模 以上天然气产量2464亿方，同比增长6.2%，我国天然气产量增速低于消费量增速， 主要系进口天然气1831.09亿方（同比+9.9%），进口天然气占比约40%。2025年1- 5月国内规模以上天然气产量1096亿方，同比增长6.0%。

当前我国天然气进口依存度较高，除2022年小幅下滑外，2023年以来我国天然气进 口依存度提升，2023年末达42.8%，2024年末进口依存度回升至43.2%。2025年1- 5月天然气表观消费量下滑，减少进口天然气量，1-5月天然气进口量同比-9.5%，6 月天然气进口依存度小幅下降至39.4%。

国内LNG到岸价、出厂价较2025年初分别下降24.4%、1.9%。根据金联创披露数据， 2025年7月24日LNG到岸价为11.67美元/百万英热（合人民币4333元/吨），较2025年 初下降24.4%，较2024年同期下降3.3%。根据上海石油天然气交易中心披露数据， LNG出厂价近期有所下降，7月24日我国LNG出厂价4438元/吨，较2025年初下降 1.9%，较2024年同期下降5.4%。

海外天然气价格指数较年初下降2-3成。2025年7月24日欧洲基准TTF荷兰天然气期 货收盘价为32.36欧元/MWh，较上月环比下降10.3%，较2025年初下降35.6%。JKM 日韩综合到岸价格指数2022年8月25日达69.96美元/百万英热高点后开始回落， 2025年7月244日为11.88美元/百万英热，较上月环比下降12.1%，较2025年初下降 17.4%。2025年7月24日美国NYMEX天然气期货收盘价为3.12美元/百万英热，较上 月环比下降12.1%，较2025年初下降14.8%。

（三）基金持仓和环比反弹，板块配置价值提升

二季度基金持仓环比小幅反弹，关注低配下的投资机会。受市场风格切换影响，2024 年下半年公募基金对公用行业配置比例持续回落，根据Wind，2024Q3环比下降 1.11pct至1.75%（GF公用样本股，下同），2024Q4环比下降0.40pct至1.35%，2025Q1 环比下降0.48pct至0.87%，2025Q2环比提升0.11pct，近一年来首次回弹，我们认 为公用板块的配置价值一方面是在于合理定价下，分红稳定提升带来的股息率收益， 另一方面是新型电力系统建设+公用事业化加速下对估值水平的拉升。当前公用各板 块基本面仍保持稳健发展，具备长久期、盈利稳定、以及逐步提升分红特质，所以我 们亦继续主张低配下的投资机遇。

拆分板块来看，二季度末电力各子板块公募持仓比例均环比回调，具体而言，25年 二季度末GF火电、GF水电、GF核电、GF绿电、GF燃气基金配置比例分别为0.29%、 0.55%、0.03%、0.03%、0.09%，环比分别-0.01pct、+0.09pct、+0.01pct、+0.00pct、 +0.02pct。火电配置比例为2022年以来新低，水电配置比例所有回升仍是配置比例 最高的子板块，核电由24Q2最高的0.47%降至25Q2的0.03%，燃气25Q2略有回升， 当前各板块均处于低配状态。

从重点持股来看，截至2025Q2，公用事业行业中，基金持仓比例排名前五的公司为 长江电力、华能国际、川投能源、国投电力、华电国际，二季度基金环比减仓较多的 公司为华电国际、华能国际电力股份。

（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。）