2025年公用事业与环保行业2026年投资策略：能源变革持续推进，清洁能源与环保兼具成长与公用事业属性

电力：统一电力市场加快构建，推动新能源高质量发展

2025 年 1-9 月份，全国规上工业发电量 72557 亿千瓦时，同比增长1.6%；全社会用电量累计 77675 亿千瓦时，同比增长 4.6%。截至9 月底，全国累计发电装机容量 37.2 亿千瓦，同比增长 17.5%；1-9 月份，全国发电设备累计平均利用2368小时，比上年同期降低 251 小时；全国主要发电企业电源工程完成投资5987亿元，同比增长 0.6%；电网工程完成投资 4378 亿元，同比增长9.9%。2025 年电力供需形势整体偏宽松，但电力负荷偏紧，2025 年 7 月 16 日，全国最大电力负荷达到15.06 亿千瓦，创历史新高，较去年峰值提高 0.55 亿千瓦。

统一电力市场加快构建，确立“四梁八柱”基本规则。我国统一电力市场基本规则“四梁八柱”基本确立，以《电力市场运行基本规则》为基础，电力中长期、现货、辅助服务规则为主干，市场注册、计量结算、信息披露规则为支撑的“1+6”基础规则体系基本建立，奠定了全国统一电力市场的制度基础。“统一市场、协同运作”的电力市场总体架构基本建成，全国市场化交易电量逐年攀升，预计2025年全年市场化交易电量将超 6 万亿千瓦时，占全社会用电量比重约三分之二，占全国售电量比重约四分之三。电力市场功能作用不断增强，多品种、多功能电力市场体系初步形成，现货市场基本实现全覆盖。 市场决定的电力机制不断完善，推动新能源上网电价全面由市场交易决定。2025年 1 月 27 日，国家发改委、国家能源局发布《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”），明确推动新能源上网电价全面由市场形成，建立健全支持新能源高质量发展的制度机制。“136号文”提出，纳入机制的新能源电价水平（简称机制电价）、电量规模、执行期限等由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等明确，对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用，系统运行费用由工商业用户承担。此外，《通知》坚持分类施策，区分存量项目和增量项目，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。

绿电：电价利空出尽，底部拐点显现

业绩回顾：25Q3 板块收入利润承压

消纳等问题压制电价，新能源发电板块业绩承压。2025 年前三季度，SW 风力发电板块营业收入合计 1171.57 亿元，同比下降 2.80%；实现归母净利润220.31亿元，同比下降 12.15%。2025 年前三季度，SW 光伏发电板块（剔除组件企业）营业收入合计 181.79 亿元，同比下降 14.01%；实现归母净利润32.01 亿元，同比增长19.92%。受消纳问题、电力市场交易情况等因素影响，2025 年新能源发电上网电价整体下降，导致新能源发电板块业绩承压。

装机：未来 10 年，我国风光装机年均约增加 2 亿千瓦

2025 年前三季度，风光装机超 17 亿千瓦。2025 年1-9 月，国内新增风电、光伏装机容量分别为 61、240GW，较 2024 年底装机容量分别增长11.7%、27.1%；截至2025 年 9 月，国内风电、光伏累计装机容量分别为 582、1127GW，占比分别为15.6%、30.3%，风光新能源合计装机占比为 46%。2025 年 1—9 月，全国风光发电量达到1.7 万亿千瓦时，占全社会用电量的比重接近四分之一，超过同期第三产业用电量，有力支撑非化石能源消费占比提升。

未来 10 年，我国风光装机年均约增加 2 亿千瓦。2025 年9 月国家领导人在联合国气候变化峰会上发表致辞，宣布中国新一轮国家自主贡献：到2035 年，中国全经济范围温室气体净排放量比峰值下降 7%-10%，非化石能源消费占能源消费总量的比重达到 30%以上，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。按照当前 17.08 亿千瓦的装机测算，未来10 年，我国风光装机年均增加 2 亿千瓦。未来十年，中国新能源产业将从追求装机规模的快速增长，全面转向高质量融合发展的新阶段。

消纳：弃风弃光率有所上升，政策完善新能源消纳和调控政策措施

新能源高质量消纳挑战依然存在。一是新能源开发与负荷逆向分布的特性未改变。我国新能源资源主要分布在三北地区，东部负荷中心逆向分布，新能源开发布局与消纳能力不匹配问题亟待破解。二是充足的电力系统调节能力仍是保障新能源消纳的关键要素。目前新能源的波动性带来的系统平衡需求还主要依赖于电力系统中的煤电、水电、抽水蓄能等传统电源来满足，随着新能源大规模高比例发展，电力系统对调节资源的需求将持续增大。三是新能源项目与配套电网工程仍需有效协同。新能源项目工程建设快，大部分可以做到当年核准、当年开工、当年投产，而配套的电网接入工程建设周期相对较长，源网协同水平需持续提升。四是新能源项目对全面入市的适应能力需进一步提升。136 号文明确新能源上网电量全部进入电力市场，项目不再享受保量保价政策，新开发项目面临上网电价下行、收益率降低风险，企业原有投资决策模型失效，亟需提升对入市规则的深入掌握，通过技术与管理创新，提升项目竞争力。 国内弃风率、弃光率有所上升。新能源规模化发展的同时，消纳挑战也同步显现。截至 2025 年 9 月，风光装机规模已超过最高用电负荷（15.08 亿千瓦），标志着我国电力系统净负荷特性发生根本性转变，新能源消纳难度随之逐渐加大。2025年 8 月以来，随着迎峰度夏结束，用电负荷下降，国内弃风率、弃光率有所提升。2025 年 8、9 月国内弃风率分别为 4.6%、5.0%，较 2025 年1-7 月国内弃风率3.0%分别增加 1.6、2.0 个百分点，较 2024 年同期分别下降0.1、增加1.4 个百分点；2025 年 8、9 月国内弃光率分别为 3.6%、5.0%，较 2025 年1-7 月国内弃风率3.6%分别增加 0.0、1.4 个百分点，较 2024 年同期分别增加1.3、2.9 个百分点。

2025 年 7 月，国家发改委、国家能源局印发《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》提出：可再生能源消纳权重则以本省级行政区域实际消纳的物理电量为主、以省级绿证账户购买省外的绿证为辅，其消纳责任权重应在当年完成，不再转移至 2026 年。在电解铝行业基础上增设钢铁、水泥、多晶硅行业和国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例，其完成情况核算以绿证为主，只监测不考核，电解铝行业则进行考核。 2025 年多数省份非水可再生能源消纳责任权重在 20%以上，比较高的省份有内蒙古、吉林、黑龙江、青海、宁夏、甘肃、河南，均为30%；比较低的省份为上海、广东、重庆、四川、福建、浙江等，均在 15%及以下水平。钢铁、水泥、多晶硅行业 2025 年要求绿电使用比例为25.2%~70%，国家枢纽节点新建数据中心绿电消费比例则均为 80%。其中，30%以上的省份有19 个，湖南、广西、甘肃均要求 50%以上，四川、青海、云南则为70%。

2025 年 11 月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》。《意见》确立了“系统观念、分类施策、多元消纳、市场引导、安全为基、创新驱动”的核心原则，将新能源消纳与新型能源体系、新型电力系统建设紧密结合，为新能源消纳与调控工作划定了总基调、明确了路线图。在阶段目标层面，《意见》分 2030 年、2035 年两个关键节点设定清晰目标，形成梯次推进、逐步完善的目标体系。到 2030 年，核心是基本建立协同高效的多层次新能源消纳调控体系，聚焦体系建立与能力提升，解决当前突出矛盾，具体包括三项关键指标：一是新能源接网、利用、运行保障机制持续完善，新增用电量需求主要由新增新能源发电满足，标志着新能源将成为电力增量的主体；二是新型电力系统适配能力显著增强，系统调节能力大幅提升，跨省跨区新能源交易顺畅，能够满足每年新增 2 亿千瓦以上新能源合理消纳需求，为碳达峰目标提供有力支撑；三是电力市场促进新能源消纳的机制更加健全，市场在资源配置中的作用初步显现。到 2035 年，目标进一步升级为适配高比例新能源的新型电力系统基本建成，实现更高水平的消纳格局，2035 年目标聚焦系统成熟与市场主导，实现长期战略愿景，体现了《意见》的前瞻性与务实性。全国统一电力市场在新能源资源配置中发挥基础作用，新能源实现全国范围内优化配置、高效消纳，不仅满足国内能源转型需求，更能支撑国家自主贡献目标实现，标志着我国新能源消纳与调控工作进入成熟阶段。

电价：多地竞价结果出炉，利空靴子落地

截至 2025 年 11 月，除西藏外，我国其余内陆省份关于“136 号文”的承接文件推进工作已有显著进展，其中： 1）6 省竞价结果出炉：山东、云南、甘肃、新疆、江西、广东。2）10 省竞价正在进行：上海、黑龙江、安徽、广东、河北、重庆、青海、天津、宁夏、辽宁。 3）25 省发布 136 号文正式文件：内蒙古（包含蒙东、蒙西）、海南、甘肃、吉林、安徽、重庆、云南、新疆、河北（河北南网、冀北电网）、青海、湖南、天津、黑龙江、湖北、陕西、江苏、广东、山东、福建、浙江、辽宁、宁夏、四川、江西、上海。 4）4 省发布 136 号文征求意见：山西、贵州、北京、河南。

随着各省竞价结果陆续出炉，除甘肃与山东省外竞价结果大多与竞价区间上限接近，电价下行的利空靴子落地。后续随着项目收益率普遍下行，行业竞争格局面临重塑，有利于行业出清，符合“反内卷”预期。然而具备显著成本优势、高效运维能力和成熟电力交易经验的央企，有望在逆境中构筑坚实的业绩基本盘，并迈入良性的业务扩张周期。

补贴：可再生能源补贴发放加快

可再生能源发展基金是根据《中华人民共和国可再生能源法》于2011 年设立的一项政府性基金，旨在推动可再生能源的规模化开发利用，优化能源结构，保障国家能源安全。该基金由中央财政专项资金和面向电力用户征收的可再生能源电价附加收入两部分共同构成，实行中央财政统一管理，专款专用。其中，电价附加收入是可再生能源发展基金的主要资金来源，由电网企业向电力用户代征，国家财政将这些资金纳入可再生能源发展基金后，以电价补贴形式拨付给国家电网、南方电网等主要电网企业及地方独立电网所在省的财政部门，最终补贴金额根据纳入补贴清单的发电项目实际上网电量核算，并向发电企业兑付。为满足日益增长的可再生能源补贴需求，可再生能源电价附加征收标准经历了多次上调。自 2011 年 11 月财政部、国家发改委和能源局联合印发《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》明确征收机制后，征收标准最终在2016 年提高至1.9 分/千瓦时（不包括新疆、西藏地区，针对除居民生活和农业生产以外的全部销售电量），并执行至今。

新能源发电板块应收账款市值比高达 26.4%，应收账款净资产比高达37.2%。截至 2025Q3，新能源发电板块 27 家上市公司的应收账款&应收票据余额合计2213亿元，占总市值 8395 亿元（2025.11.14 收盘）的26.4%，占净资产5942.7亿元的 37.2%。

可再生能源补贴发放加快。多家上市公司公告 8 月收到国家可再生能源补贴资金数额较大，且 1-8 月累计收到的国家可再生能源补贴金额均同比实现大幅增长。可再生能源补贴发放有助于新能源发电企业现金流和资产状况改善。2025年1-8月发放的可再生能源补贴发为第一批合规清单中的项目，同时已经发放存量补贴。以太阳能为例，2025 年 1-8 月发放的补贴金额占年新增补贴金额的比例为86%。

火电：加速转型调节电源，煤价上行有望支撑长协电价

煤价低位运行，火电盈利能力修复。2025 年前三季度，SW 火力发电板块营业收入合计 9064.68 亿元，同比下降 5.48%；实现归母净利润711.23 亿元，同比增长15.03%。前三季度动力煤价格整体低位运行，煤电成本下行带动火电释放业绩弹性。2025 年前三季度，SW 火力发电指数走势整体与大盘保持一致，截至2025年11 月 10 日，SW 火力发电指数年内涨幅 24.14%，跑赢沪深300 指数4.8pct。

火电加速转型调节电源，发电量和利用小时数下降。2025 年1-9 月，全国火电累计发电量 4.7 万亿 kWh，同比减少 0.99%，实现由增转降，占全国发电量的比例为64.7%，较上年同期降低 2.5pct；火电利用小时数3122.4，同比降低5.47%，降幅扩大 4.3pct。

新型电力系统中，煤电定位由传统的电力、电量主体电源转向基础保障性、系统调节性电源，未来煤电的转型的主线任务为“清洁低碳、高效调节、快速变负荷、启停调峰”。长期来看，随着新能源持续发展以及煤电定位发生转变，一方面煤电发电量占比将出现下降；另一方面，煤电电力商品的电能量、平衡属性将有所减弱，调节、可靠性的属性将增强，未来主要收入来源更加多元，包括电量电价、辅助服务收入以及容量电价收入等。 从煤电盈利的主要影响因素来看，由于不同区域电力市场供需状况、新能源发展程度以及不同火电机组成本差异等因素影响，随着新型电力系统建设加快推进，火电盈利将产生分化，具备低成本优势，以及分布在新能源装机占比较少/新能源消纳情况好/利用小时数高区域（电力供需偏紧区域）的火电机组将盈利水平更加稳定，现金流水平更好。 调节性电源属性加强，火电盈利周期性减弱。传统火电盈利模型主要关注电量电价、煤价和上网电量，其中煤价周期性强，对火电盈利影响大。随着能源结构转型，新能源发电比例持续提高，电力负荷创新高，电网对调节性电源需求增加，以及市场化交易水平提高，火电转型加速，调节性、保障性功能加强，容量电价和辅助服务收入增加，盈利模式周期性减弱。

煤价反弹，支撑 2026 年长协电价。2025 年 7 月 10 日，国家能源局综合司发布《关于组织开展煤矿生产情况核查促进煤炭供应平稳有序的通知》，正式整顿煤炭行业，责令超能力生产的煤矿停产整改。9 月 25 日，国务院国资委党委书记、主任张玉卓主持召开部分国有企业经济运行座谈会，聚焦稳电价、稳煤价、防止“内卷式”恶性竞争等。2025 年下半年动力煤价格反弹迹象明显，有望支撑2026年长协电价修复，改善火电盈利能力。

2026 年煤电容量电价有望进一步提升，促进煤电盈利趋稳。根据国家发改委、国家能源局发布的《关于建立煤电容量电价机制的通知》，煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。其中，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，为每年每千瓦 330 元；通过容量电价回收的固定成本比例，综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定，2024～2025年多数地方为 30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些，为50%左右。2026 年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。9月28日，国家能源局发布《关于落实“两重”“两新”政策加快传统发电产业新质生产力培育的提案》的答复，其中提到，2026 年起提高煤电容量电价回收固定成本的比例较为合适；对于部分具备条件的地区，可结合实际研究调整本地区容量电价机制。广东、安徽已明确，2026 年 1 月 1 日起煤电容量电价上调为165元/千瓦·年（含税），提高 65%，按照年度利用小时数4000 测算（下同），度电收入将提高 16.25 元/MWh（含税）；甘肃发布《关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》，煤电机组容量电价标准暂按每年每千瓦330 元执行，执行期限 2 年，实现固定成本补偿“一步到位”，度电收入将提高57.5 元/MWh（含税）。2026 年，随着煤电容量电价补偿标准增加，度电收益水平将进一步增加，有助于促进火电盈利维持稳定。

核电：市场化电价下降压制业绩，广东核电电价触底反弹，新型核电发展势头强劲

市场化电价下行，核电股价承压。截至 2025 年 11 月10 日收盘，中国核电年内跌幅 11.23%，跑输大盘 30.55pct；中国广核年内涨幅1.98%，跑输大盘17.33pct。核电行业受市场化电价下降影响，2025 年业绩同比下降，叠加市场风格青睐成长逻辑，核电股股价承压。

市场化电价下行等因素导致核电业绩承压。2025 年前三季度，SW 核力发电板块营业收入合计 1640.76 亿元，同比提高 1.76%；实现归母净利润165.78 亿元，同比减少 12.39%。受电价下行等因素影响，核电市场化电价下降影响，中国广核、中国核电业绩有所下降，其中中国核电还受到新能源业绩下降、归母比例降低等业绩压制因素影响。

中国广核：发电量持续增长，电价下降拖累业绩增长。2025 年前三季度公司实现营业收入 597.23 亿元，同比减少 4.09%；归母净利润85.76 亿元，同比减少14.14%，主要系市场化电量增加、电价下降所致。第三季度实现营业收入205.56 亿元，同比减少 10.21%，环比增加 7.40%；归母净利润 26.24 亿元，同比减少8.81%，环比减少 10.32%。前三季度公司运营管理的核电机组总发电量1828.22亿kWh（+2.67%），上网电量 1721.79 亿 kWh（+3.17%），电量增速环比有所放缓，电量增长主要系防城港今年发电时间多于去年同期及大亚湾、岭东换料大修时间减少所致。第三季度单季度，公司总发电量 625.11 亿kWh，同比-3.37%，环比+3.95%；上网电量 588.19 亿 kWh，同比-3.39%，环比+3.79%。

完成惠州核电注入。公司已完成资产注入事宜交易款项的支付，10 月31日中广核惠州核电有限公司、中广核惠州第二核电有限公司、中广核惠州第三核电有限公司、中广核湛江核电有限公司完成资产注入，成为公司的子公司，其中惠州核电股权比例 82%，惠州第二核电、惠州第三核电、湛江核电股权比例100%。中国核电：发电量持续增长，新能源业务业绩有所承压。2025 年前三季度，公司实现营业收入 616.35 亿元，同比增加 8.16%；实现归母净利润80.02 亿元，同比减少 10.42%。第三季度，公司实现营业收入 206.62 亿元，同比增加5.72%，环比减少 0.19%；实现归母净利润 23.36 亿元，同比减少23.45%，环比减少7.64%。

公司营收增长主要系发电量同比提高所致，但归母净利润下降，主要系新能源增收不增利且发行两期类 REITS、市场化债转股稀释归母净利润，增资引战导致归母比例下降，以及核电业务电价下行、成本费用增长等因素影响所致。公司新能源业务收入增长 21.09%，归母净利润下降 67.96%；核电业务收入增长5.56%，归母净利润增长 2.81%。 公司前三季度累计商运发电量 1843.64 亿千瓦时，同比增长14.95%；上网电量为1740.95 亿千瓦时，同比增长 15.20%，上网电量增速较上半年略减0.7pct。第三季度发电量 625.88 亿 kWh，同比增长 13.60%，环比增加0.89%；上网电量589.91亿 kWh，同比增长 13.83%，环比增加 0.57%。核电发电量1510.08 亿kWh，同比增长 11.33%；上网电量累计为 1412.83 亿千瓦时，同比增长11.44%；机组平均利用小时数约为6046小时。电量增长主要系福清核电大小修减少及漳州1号投运所致。第三季度核电发电量 511.47 亿 kWh，同比增长 10.03%，环比增长1.52%；上网电量 477.32 亿 kWh，同比增长 10.09%，环比增长 1.17%。新能源发电量333.56亿千瓦时，同比增长 34.77%；上网电量 328.12 亿千瓦时，同比增长34.82%，主要系新能源在运装机规模增加所致。第三季度新能源发电量114.41 亿kWh，同比增长 32.91%，环比下降 1.84%；上网电量 112.59 亿 kWh，同比增长32.96%，环比下降 1.87%。

2025 年，核电行业边际变化主要包括：装机容量与发电量同步增长；市场化电价下行；铀价上半年低位运行，下半年有所反弹；新型核电技术热度高涨；增值税即征即退政策调整。展望 2026 年，4 大 1 小共 5 台机组将集中投产，带动发电量继续增长；广东率先调整核电市场化电价机制，核电上网电价有望触底反弹；小堆、四代堆、聚变堆仍将保持高关注度。

核电发电量随装机容量持续增长。根据中国核能行业协会数据，截至9 月30日，我国在运核电机组共 58 台（不含台湾地区），装机容量61007.74MWe（额定装机容量）；1-9 月全国在运核电累计发电量 3483.65 亿kWh，同比提高6.06%，占全国累计发电量的 4.81%；上网电量 3275.82 亿 kWh，同比提高6.10%。1-9月核电设备利用小时数整体值为 5857.45 小时，机组能力因子算数平均值为92.97%。

核电核准常态化，行业有序发展。2025 年 4 月 27 日，李强主持召开国务院常务会议，核准 10 台 1200MW 级核电机组，包括中广核台山3/4 号、防城港5/6号；中核三门 5/6 号；国电投海阳 5/6 号；华能霞浦 1/2 号。这是我国连续第四年核准两位数核电机组，保持核电高速发展态势。

铀价有所反弹，有望打开上升通道。2025 年国际铀价呈现明显的先降后升形势。1 月至 4 月初，受美国关税预期及美俄关系缓和等因素影响，国际天然铀价格有所下跌；4 月，随着美国高额关税落地，市场避险情绪高涨，天然铀价格低位波动；5 月后，美国签署多项行政令加速核电发展，SPUT 基金新获2 亿美元融资重启现货采购，以及哈原工、卡梅科下调产量规划，叠加美联储降息预期，天然铀价格显著上升。展望 2026 年，由于核能复兴动力持续，全球铀矿需求上涨，中长期供需偏紧，叠加美联储继续降息预期，预计铀价整体仍将保持上升通道，但短期来看，天然铀价格可能受交易淡季以及核电业主现货需求并不迫切等因素影响有所波动。

广东取消核电变动成本补偿，市场化电价有望提高。10 月21 日，广东电力交易中心发布《关于广东电力市场 2026 年交易关键机制和参数的通知》，核电安排岭澳、阳江核电市场化交易电量约 312 亿 kWh 作为最终交易上限（上年为273亿kWh，且无“最终交易上限”约束）。对核电应用的政府授权单向差价合约机制与上年相同，但不再执行变动成本补偿机制。取消变动成本补偿后，在市场交易均价低于核准价的情况下，2026 年核电市场交易电价将比2025 年提高4 分/千瓦时。

增值税政策调整，下调或取消核电增值税即征即退比例。10 月17 日，财政部、海关总署、税务总局印发《关于调整风力发电等增值税政策的公告》，对核电增值税政策进行了调整。2025 年 10 月 31 日前已正式商业投产的核电机组，继续按原政策执行；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，核力发电企业生产销售电力产品，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%；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。 此前核电增值税即征即退政策为：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%；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%；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%；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。

核电工程定额，促进行业健康发展。2025 年 4 月 28 日，国家能源局印发《核电工程定额管理暂行办法》并成立专委会和总站。定额工作主要包括：核电工程概算定额、预算定额；工程量清单计价规范；人工工日单价、材料、施工机械台班价格信息，测算价格调整系数等。核电工程定额工作有利于核电项目合理分配和使用预算，加强成本控制能力，优化供应链资源配置，推进我国三代核电华龙一号等核电机组的批量化建设。同时，合理的成本控制是核电电价形成的基础，通过定额管理优化核电造价，有利于推动核电电价机制的完善和增强核电在电力市场中的价格竞争力。

核能利用三步走行至中场，关注新型核电技术发展

商用快堆完成初步设计，四代核电蓄势待发。2025 年7 月22 日，中核集团宣布完成我国首台第四代百万千瓦商用快堆 CFR1000 初步设计，具备上报审批条件。CFR1000 装机容量达到 120 万千瓦，采用钠冷快堆设计，具有增殖比高、嬗变长寿命放射性核素能力强、固有安全性高等特性。快堆可以极大提高天然铀的利用率，其固有安全性有望成为内陆核电放开的重要契机，因此快堆落地后有望进一步提高核电发展速度。预计“十五五”内钠冷快堆首堆有望获得批复，推动我国四代核电正式落地，并且有望成为内陆核电放开的契机。钍基熔盐堆完成钍铀转换。由中国科学院上海应用物理研究所牵头建成的2兆瓦液态燃料钍基熔盐实验堆，首次实现钍铀核燃料转换，在国际上首次获取钍入熔盐堆运行后实验数据，成为目前唯一运行并实现钍燃料入堆的熔盐堆，初步证明了熔盐堆核能系统利用钍资源的技术可行性。

聚变元年已至，商业化确定性浮现。10 月 23 日，二十届四中全会通过《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议》，其中提到“前瞻布局未来产业，推动...氢能和核聚变能...等成为新的经济增长点，这些产业蓄势发力，未来 10 年将再造一个中国高技术产业”。目前，多国在聚变路线图中将商业化时间规划在 2040-2050 年，部分企业制定了 2030 年代并网发电的商业目标，聚变商业化落地的确定性已浮现，有望成为各国竞逐的下一个热点行业。两支聚变国家队稳健推进装置建设。2025 年 5 月 1 日，安徽合肥紧凑型聚变实验装置（BEST）启动总装，10 月 1 日完成首个关键部件杜瓦底座安装，主机核心部件将陆续进场。BEST 装置预计于 2027 年建成，建成后将进行演示发电。聚变堆主机关键系统综合研究设施（CRAFT）预计 2025 年内建成，将为中国聚变工程实验堆（CFEDR）验证关键技术。7 月 22 日，中国聚变能源有限公司正式挂牌成立，系中核集团直属二级单位，设置上海、成都两大基地协同开发聚变技术，其中上海基地将建设“中国环流四号（HL-4）”装置。

水电：息差走阔，配置性价比提升

业绩回顾：来水同比持平，业绩小幅增长

长江与金沙江流域：2025 年前三季度，乌东德水库来水总量约834.89 亿立方米，较上年同期偏枯 6.04%；三峡水库来水总量约 2988.80 亿立方米，较上年同期偏枯 4.54%。2025 年前三季度，长江电力境内所属六座梯级电站总发电量约2351.26亿千瓦时，与上年同期基本持平。其中，第三季度公司境内所属六座梯级电站总发电量约 1084.70 亿千瓦时，较上年同期减少 5.84%。

澜沧江流域：2025 年前三季度澜沧江流域糯扎渡断面来水同比偏丰0.9 成，华能水电 2025 年前三季度完成发电量 962.66 亿千瓦时，同比增加11.90%，上网电量954.90 亿千瓦时，同比增加 12.02%。除流域来水偏丰外公司发电量增长的原因还有：一是新能源装机规模大幅提升，TB 水电站和硬梁包水电站全容量投产，使得发电量同比增加；二是西电东送电量同比增加。 雅砻江流域：2025 年前三季度，雅砻江水电发电量713.08 亿千瓦时，同比减少0.8%。

水电业绩稳健，长江电力丰水期后移。2025 年前三季度，SW 水力发电板块营业收入合计 1487.60 亿元，同比下降 1.39%；实现归母净利润513.22 亿元，同比增长1.73%。水电业绩整体较为稳健，其中长江电力实现营业收入657.41 亿元，同比下降 0.89%，归母净利润 281.93 亿元，同比微增 0.60%。2025 年三峡丰水期后移较为明显，9、10 月流量较上年同期明显提高。

装机：仍存一定开发空间

2025 年 1-9 月，中国水电发电量同比微降。2024 年底，全国水电装机累计4.36亿千瓦，累计同比增长 3.42%；水电累计发电量 1.42 万亿千瓦时，累计同比增长10.93%。截至 2025 年 9 月，全国水电装机累计 4.43 亿千瓦，累计同比增长2.85%；水电累计发电量 9971 亿千瓦时，累计同比下降 0.69%。

我国水电开发进程步入中后期。我国是全球水电资源最丰富的国家之一，2005年我国发布的全国水力资源复查结果中提到，我国水电理论蕴藏装机量达6.94亿千瓦，居世界第一，技术可开发装机 5.42 亿千瓦。根据国家能源局发布的最新数据，目前我国水电已探明可开发装机容量约 6.87 亿千瓦。根据中电联数据，2023年11 月末我国常规水电（不含抽水蓄能）装机容量 4.42 亿千瓦，连续18 年稳居世界首位，约占我国水电技术可开发量的 65%。

1）“十二五”期间水电大发展。“十二五”期间，国家大力推进西部大型水电基地建设，同时支持小水电大力发展，2015 年底我国常规水电新增装机超额完成目标，总装机规模达 2.97 亿千瓦，超过规划目标3700 万千瓦。但这一期间，随着国家经济发展进入新常态、用电需求增速放缓等因素影响，西南地区因电力消纳能力不足出现连年弃水和弃水率上升的问题。

2）“十三五”期间严控中小水电，水电装机增速放缓。为统筹水电开发与外送，出于开发与市场消纳相结合、基本解决云南与四川弃水等问题的考量，国家在十三五期间出台了多项政策。2016 年 11 月国家能源局发布的《水电发展“十三五”规划》中，明确提出严格控制中小流域、中小水电开发；合理布局能源富集地区外送，建设特高压输电和常规输电技术的“西电东送”输电通道。小水电是指单站装机容量在 5 万千瓦(含)以下的水力发电站，装机容量 5-25 万千瓦为中型水电站，装机容量大于25 万千瓦为大型水电站。

3）“十三五”开始水电开发逐渐向上游转移，优质水电资源日益稀缺。“十二五”期间水电大发展之后，我国主要河流中下游的优质水电资源基本开发完毕，水电“十三五”期间金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江等几大主要流域的规划项目大多集中在上游。目前我国优质水电资源基本开发完毕，剩余待开发的水利资源主要集中在西南地区且开发难度大、成本高。

预计 2025 年我国常规水电装机量达到 3.8 亿千瓦。2021 年国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》提出，“十四五”、“十五五”期间分别新增水电装机0.4亿千瓦左右。结合 2022 年国家能源局发布的“十四五现代能源体系规划”和中国水电发展远景规划，预计 2025 年和 2030 年我国常规水电装机分别达到3.8亿和4.2 亿千瓦，对应 2022-2030 年 CAGR 为 1%。

高分红高股息属性突出，具备长期投资价值

水电企业拥有稳定的现金流和盈利能力，支撑其保持高分红。2010-2024年，水电行业分红率从 44.6%提升至 63.5%。以水电龙头长江电力为例，2016 年以来其现金分红占归母净利润比重处在 61%~94%区间，2022 年高达94%。展望十四五期间，头部水电公司均承诺了高分红，如长江电力承诺每年现金分红不低于当年净利润的 70%，国投电力承诺每年现金分红不低于当年净利润的55%。

水电股具有“类债券”属性，股息率常年高于国债收益率。基于水电公司稳定充沛的现金流和高分红的特点，水电股价波动较小且长期持有的超额收益丰厚。2010-2025 年 11 月 14 日，水电板块的股息率从 2.34%提升至2.96%。2018年以来，随着十年期国债利率逐渐下行，个截至 2025 年 11 月14 日，长江电力和川投能源的股息率分别为 3.33%/3.28%，高于中债十年期国债收益率1.52/1.47pct。

全球降息预期背景下水电股的防御属性更加凸显，配置价值提升。目前我国处在低利率阶段，2025 年 11 月 14 日 10 年期国债收益率下行至1.8%，处在近10年来底部水平。一方面，低利率阶段有助于水电公司降低融资成本并节约财务费用；另一方面，低利率也可通过降低 WACC 提升水电公司内在价值。展望后续，在全球弱宏观环境且有降息预期背景下，我们认为水电股凭借业绩稳健性及成长性兼具、高分红承诺、高兑现预期的优势，预计对投资者的有持续较强吸引力。

燃气：国内天然气供需偏宽松，全球天然气供给持续增加

燃气需求相对疲弱，供需宽松，燃气板块业绩有所下滑。截至2025 年11月10日，申万燃气Ⅲ指数年内涨幅 13.49%，跑输大盘 5.83pct。2025 年前三季度，SW燃气板块营业收入合计 2349.12 亿元，同比减少 0.78%；实现归母净利润102.47亿元，同比减少 5.49%。

天然气消费疲弱。由于 2024 年暖冬及工商业用气量下滑等因素影响，前三季度天然气需求相对疲弱，1-9 月天然气表观消费量 3177.5 亿立方米，同比下降0.2%，其中 9 月表观消费量 331.9 亿方，同比下降 1.6%。国内天然气消费疲弱主要受三个因素影响：一是城市燃气消费增速不及预期，“煤改气”见顶及供暖季偏暖导致居民生活用气增量有限；二是燃气机组利用率偏低，发电用气需求增长主要依靠新机组投运；三是局部制造业开展“反内卷”行动，房地产行业开工率处于低位拖累建材行业，天然气工业需求受到一定影响。天然气供应整体充足，对外依存度下降。1-9 月全国天然气累计生产量1949.2亿方，同比增长 6.4%；全国进口天然气 1291.14 亿方，同比减少6.28%，对外依存度 40.6%，较上年同期下降 2.6pct。其中，管道天然气进口4542.1 万吨，同比增加 8.2%，中俄东线实现满输，前 5 个月进口量同比增长29.4%，全年有望达到380万方的输送能力上限；液化天然气进口 4744 万吨，同比显著减少16.9%。

2025 年全球天然气供需基本平衡略偏宽松。供应侧，全球液化天然气设施利用率高于过去 5 年均值，1-9 月全球 LNG 累计出口量 3.2 亿吨，同比增加4%；需求侧整体呈现“东弱西强”态势，亚洲市场基本面偏弱，1-9 月亚洲地区LNG累计进口量 2 亿吨，同比减少 5%，其中我国进口量 4744 万吨，同比减少16.7%。欧洲可再生能源发电下降叠加经济缓慢恢复推动天然气消费提升，乌克兰过境管道气停止及冬季后补库需求较大，LNG 进口同比大幅增加。IGU《2025 年全球天然气报告》预测，2025 年全球天然气需求将增加 1.7%。 三大天然气市场价格同比上涨。受冬季气温偏冷、美俄和中东紧张局势升级等因素影响，气价持续在偏高位置波动。三季度后，受亚洲需求偏弱影响，欧亚气价环比和同比均下行。1-9 月，JKM 均价为 12.70 美元/百万英热单位，同比上涨1.5美元/百万英热单位；受春季后库存容量偏低、进口LNG 大幅增加影响，欧洲市场价格同比涨幅更大，1-9 月，TTF 均价为 12.52 美元/百万英热单位，同比上涨2.42美元/百万英热单位；美国主要受原料气需求增长推动，1-9 月，HH 均价为3.48美元/百万英热单位，同比上涨 1.26 美元/百万英热单位1。关税战导致进口美国 LNG 中断。作为对美国加征 10%关税的反制措施，2025年2月 10 日起，中国对原产于美国的液化天然气加征 15%关税。受加征关税影响，我国 2025 年液化天然气进口量显著下降，根据海关统计数据平台，我国3 月起完全停止了从美国进口 LNG。关税战多次博弈后，2025 年11 月5 日，国务院关税税则委员会发布公告，自 11 月 10 日起，在一年内继续暂停实施24%的对等关税，并保留 10%的对美加征关税税率。目前，我国对进口美国LNG 仍保持25%关税，叠加年内国内天然气供需偏宽松，国产气和俄罗斯管道气补位充分，目前并无短期内恢复大规模进口美国 LNG 的迹象。

国产气供给继续增长，非常规气贡献边际增量。“增储上产”七年行动计划已结束，“十六五”期间预计将继续进行勘探开发领域统筹规划，推动国产气供给稳步增长。页岩气、煤岩气、煤制气、可燃冰等非常规气源开发力度加大。川南页岩气田累计产气量已超千亿方，预计到年底年产量将突破160 亿方；永川页岩气田新增探明超千亿方深层页岩气田；煤岩气向深层开发，累计探明地质储量已突破 7000 亿方，预计 2025 年产量将从 27 亿方提升至40 亿方；煤价下行，合成技术迭代升级提升煤制气竞争力，九丰能源、金开新能等公司启动煤质气布局；南海完成 1522 米海底全球首次深海可燃冰火种采集，实现可燃冰原位采集、分解并引燃。 基础设施建设有望扩大规模，鼓励民营资本进入。2025 年，我国全面推进骨干管网、支线管网、储气调峰设施和互联互通项目建设，加速构建天然气管网“五纵五横”格局，我国油气管道总里程已突破 19 万公里，天然气一次管输能力突破4000 亿立方米，日供气能力提升到 11.1 亿立方米；2025 年将新建成管道超2000公里，新增一次管输能力 250 亿立方米，“十四五”目标1.65 万公里预计如期实现。国家发改委修订并颁布《石油天然气基础设施规划建设与运营管理办法》，自 2026 年 1 月 1 日起施行。《管理办法》指出，支持各类社会资本特别是民间资本按照市场化原则参股石油天然气管道项目。鼓励符合资质、融资、信用等条件的社会资本特别是民间资本参与石油天然气储备库、液化天然气接收站等基础设施投资建设。 全球天然气市场进入供应扩张期，海外气价有望进入下行通道。目前全球现有LNG产能已超 4 亿吨，在建产能约 2 亿吨，预计到 2030 年全球LNG 供应能力将突破7.1 亿吨/年。在这一背景下，国际气价预计将逐步回落，长协LNG 价格有望低于“十四五”期间，资源成本整体下移将传导至终端市场，管道气价格有望下降，并刺激天然气消费。

进口增加和接卸能力快速增长动态影响 LNG 接收站利用率。随着国际LNG产能快速提升，国际 LNG 供给宽松，海气价格有望下行，在保障燃气资源供给安全的基础上，预计进口 LNG 将对我国天然气供给起到重要补充作用。另一方面，我国LNG接收站规模快速增加，年底前在运接收站有望达到39 座，总接卸能力达到1.9亿吨/年，增速达到 30%左右；到 2030 年底，接卸能力有望达到2.45 亿吨/年。短期来看，受关税等因素影响，叠加接卸能力快速提升，“十五五”初期LNG接收站利用率整体或将呈现下降趋势，可能面临过热风险。国际气源仍有较多扰动因素，进口气量可能波动。进口管道气方面，中俄东线已达到输送能力上限，预计将保持稳定供应，而中亚管道受购销合同到期、上游生产波动性等因素，供给可能有一定的波动性。进口LNG 方面，尽管国际天然气供需格局预计偏向宽松，但关税战影响尚未完全消除，新建LNG 项目投产尚有不确定性，可能产生一定的现货缺口。 消费端燃气发电仍具有较大空间，工商业用气需求受宏观环境影响。消费波动变化主要基于三方面考量：居民用气方面，2025 年供暖季存在偏暖的概率，“煤改气”工程已收官，可能导致居民用气增长疲弱。工商业用气方面，同时新一轮十大重点行业稳增长方案再次启动实施，加速绿色转型和落后产能淘汰，叠加气价下行改善用气经济性，同时“反内卷”进程可能存在一定博弈，房地产等行业用气需求可能延续疲弱态势，工商业用气需求整体情况尚不清晰。燃气发电方面，主要增量来自新增气电机组投产，2025-2026 年燃气机组密集上马，9 月气电累计装机容量 1.53 亿千瓦，较上年末新增 1461 万千瓦；电价方面，电力现货市场基本实现全覆盖，为起点价格形成提供市场化平台。

绿电消纳及航运燃料替代有望打开绿色甲醇成长空间

甲醇：化石燃料的替代方案

甲醇是一种重要的大宗基础化工产品。甲醇是无色透明的液体，广泛应用于烯烃、甲醛、醋酸、碳酸二甲酯等的制取，与木材、涂料、纺织、燃料、医药、农业等行业息息相关；同时甲醇可作为一种清洁能源应用于船舶燃料、甲醇汽车、燃料电池等；还可以通过裂解释放氢气，是氢气储运的载体之一。甲醇是一种无色、透明、易挥发的易燃液体。作为燃料使用有如下特点：（1）甲醇的理论热值为 19.83 MJ/kg，约为传统燃油理论热值的一半（42.5MJ/kg）；（2）甲醇的含氧量高（50%），有利于燃料的完全燃烧，仅产生水和二氧化碳，一氧化碳和碳氢化合物的排放降低，颗粒排放也较少；（3）甲醇的辛烷值远高于汽油，具有较好的抗爆性，自燃温度464℃，冰点-97.8℃，闪点为 12℃，安全性较高； （4）甲醇在常温常压下为液体，与天然气相比更易储存和运输，内燃机以甲醇作为燃料替代所需改造程度较低。

我国甲醇产能持续扩张，约占全球总产能的 60%。全球甲醇产能从2018 年的143.3吨/年增长到 2022 年 169.9 吨/年，年均复合增长率4.3%。近年来主要的产能增长由中国贡献，我国作为世界甲醇生产第一大国，2023 年甲醇产能达到1.08亿吨/年，同比增加 5.8%，增速上涨了 2.7pct，占全球总产能的约60%。2019-2023年我国甲醇产能年均复合增长率为 5.0%。2023 年，我国甲醇产量约为8443万吨，同比增加约 3%，产能利用率 78%。 我国是世界最大的甲醇消费国，引领世界甲醇市场发展。2023 年我国甲醇消费量为 0.99 亿吨，占全球消费量的 79%，2019-2023 年复合增长率达到12.5%。由于区域错配，目前我国的甲醇市场仍有缺口，约有 1200 万吨甲醇依靠进口。在我国甲醇的下游应用中，排名前三的分别是作为化工原料制烯烃（约50.5%）、甲醇燃料（约 16%）和作为化工原料制甲醛（约 8.1%）。其中烯烃是重要的化工原料，可用于生产橡胶、塑料和纤维等；燃料方面，甲醇可以直接使用或与其他燃料混合使用，近年来，甲醇作为燃料的需求呈显著上升趋势；甲醛用于制造胶黏剂和涂料，广泛应用在木材加工、家具制造和建筑行业。其中，燃料替代方面我国已有相关研究和试点应用，2019 年 3 月，工信部联合国家发展改革委、科技部等八部门印发《关于在部分地区开展甲醇汽车应用的指导意见》，标志着甲醇燃料在特定地区的规模化应用进入政策实施阶段。

可再生能源消纳+航运燃料替代，绿色甲醇大势所趋

IMO 净零框架大势所趋，将打开航运绿色甲醇燃料需求。2025 年4 月11日，国际海事组织（IMO）通过全球航运业净零排放法规，草案法规将制定强制性船用燃料标准和温室气体排放定价机制以应对气候变化，IMO 净零框架将首次在整个行业领域内结合强制性排放限制与温室气体定价机制，原计划在2027 年对总吨位超过 5,000 吨的大型远洋船舶（占国际航运二氧化碳排放总量85%）强制实施，目标到 2030 年减排 20%-30%，在 2050 年或前后实现净零排放。在IMO 净零框架下，行业预计未来五年内航运业对绿色甲醇需求将从当前每年数十万吨水平增至2030 年 3000-4000 万吨，形成超千亿元规模新市场。波罗的海国际航运工会（BIMCO）表示，“截至 2025 年 8 月底，已有 534 艘替代燃料集装箱船订单，占订单船舶数量的 53%，占总运力的 77%”，其中，甲醇船舶占数量的16%，占运力的 21%成为仅次于 LNG 的替代燃料选项。国际航运巨头马士基官网显示，截至2024年已有 7 艘大型双燃料甲醇动力船投产，还订购了20 艘双燃料船，预计在2028-2030 年间交付，并已通过新的甲醇承购协议满足2027 年双燃料甲醇船队预期需求的 50%以上。虽然 IMO 净零框架在 10 月 17 日倍投票决定延迟12 个月，但在净零排放和能源转型大趋势下，甲醇替代燃料船舶订单已经开始增长，航运企业展现发展甲醇船舶的决心。

消纳成为可再生能源发展重心，绿色甲醇是绿电就地消纳重要途径。2025年9月以来，国家密集发文推动促进绿电消纳，其中多次提到发展绿醇。国家发改委、能源局 9 月 12 日发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》，明确要求就近消纳项目平等参与电力市场；国家发改委10 月13 日发布《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法（征求意见稿）》，首次将非电可再生能源消纳纳入强制性考核体系，新增可再生能源非电消费最低比重目标考核，明确非电可再生能源消费包括可再生能源供热（制冷）、制氢氨醇和生物燃料等非电利用方式；10 月 29 日，国家发改委、能源局发布《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》，要求新型电力系统满足全国每年新增2亿千瓦以上新能源合理消纳需求，到 2035 年，适配高比例新能源的新型电力系统基本建成，新能源消纳调控体系进一步完善，其中明确指出“统筹布局绿氢、氨、醇等绿色燃料制储输用一体化产业”；11 月 12 日，国家能源局下发《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》，统筹推进新能源大规模开发和高水平消纳，其中提到，加快推动新能源产业链“以绿制（造）绿”，稳步建设绿色氢氨醇（氢基能源）综合产业基地，探索推动建立绿色氢氨醇等非电能源载体的认证机制等要求。

绿色甲醇分类及制取路线

国际可再生能源署建议按生产过程中碳排放强度由高到低将工业上生产的甲醇分为四种类型，分别为棕色/黑色甲醇、灰色甲醇、蓝色甲醇和绿色甲醇。对应于生产甲醇的原材料分别是煤、天然气、蓝氢和二氧化碳（或绿氢和不可再生二氧化碳）及生物质/可再生二氧化碳和绿氢。绿色甲醇作为燃料应用的全生命周期碳排放接近于零。

绿色甲醇是指通过可再生资源制备的甲醇，其生产过程碳排放显著降低，在全生命周期内实现碳减排。绿色甲醇作为常温常压下的液态能源载体，兼具高能量密度与常温储运便利性，由于无需低温加压，也没有氢脆等问题，其加注设施改造成本远低于氢燃料；甲醇作为燃料与内燃机的兼容性较强，技术转换成本相对较低。不过甲醇的能量密度较低，提供相同能量所需舱容是燃油的2.27 倍，而LNG所需仓容为燃油的 1.6 倍，液氨约为 2.4 倍，液氢约为4 倍（主要因密度较低所致）。 根据国际可再生能源署（IRENA）的分类标准，绿色甲醇需满足两个关键条件：氢气来源为绿氢，如可再生能源电解水制得的氢气；以及绿色碳源，如来自生物质直接捕获或空气碳捕集技术获取的二氧化碳。目前绿色甲醇的制备主要有生物甲醇和电制甲醇两种路线： 生物甲醇：通过生物质气化技术，将农林废弃物、垃圾填埋场产生的沼气等生物质转化为一氧化碳和氢气，再经催化合成甲醇。 电制甲醇：利用风电、光伏等可再生能源产生的电力电解水制得绿氢，然后将绿氢与捕获的二氧化碳在特定条件下反应合成甲醇。除此之外，传统化工制甲醇是目前甲醇生产的主要路径，但由于使用的氢气或二氧化碳不完全满足可再生能源生产的要求，因此产出的甲醇倍成为蓝色、灰色或棕色甲醇。

生物甲醇又可分为生物甲烷制甲醇和生物质气化制甲醇。生物甲烷制甲醇，指有机废弃物通过厌氧消化过程产生生物甲烷（沼气），而后经捕获、净化和催化转化为合成气（主要为一氧化碳和氢气），而后进一步反应生成甲醇。生物质气化甲醇工艺则将木材、秸秆、食品废弃物等生物质经预处理、气化、合成器净化、甲醇合成及分离纯化等过程后转化为甲醇。目前甲烷重整技术相对成熟，但生物甲烷的收集、净化等方面成本较高，生物质气化过程的效率也有待提升，此外大型工艺线获取稳定原料供应难度较大。

电制甲醇通过绿电电解水制氢，并与捕获的二氧化碳在催化剂作用下合成甲醇。目前电制甲醇已被证明可实现大规模生产，但生产成本较高，仍需电解槽技术进步、绿电成本下降及高效低成本捕集二氧化碳等方面的完善。

绿电成本下降，电制甲醇成本优化空间可观

目前我国煤制甲醇的成本为 1800-2700 元/吨。我国甲醇的生产几乎完全依赖于煤炭，生产成本与煤炭价格高度相关，当煤炭价格为500-1000 元时，煤制甲醇的成本为 1800-2700 元/吨。在绿电价格为 0.3 元/kWh 的假设下，绿电制甲醇成本约为 4500-4600 元/吨。即使考虑碳排放权交易，按照2025 年11 月10 日全国碳市场收盘价 59.04 元/吨 CO2计算，煤制甲醇总成本仍不高于3000 元/吨，目前绿色甲醇经济上尚不能与煤质甲醇竞争，需要成本降至煤制甲醇同等水平或碳价提高到 400 元/吨 CO2左右或更高时才具备竞争力。

电制甲醇成本有望随绿电成本降低而快速下降。在电制甲醇工艺流程中，氢气和二氧化碳分别来自于电解水制氢和二氧化碳捕获。制甲醇的成本主要由氢气成本、二氧化碳成本、甲醇生产工艺成本、设备折旧、人工与运维等构成。其中，绿氢成本占总成本的 84%。随着新能源发电造价快速下行，绿电高比例并网，现货电力市场峰谷电价差扩大，绿电平均上网电价持续下降，部分省份甚至出现长时间负电价。伴随电解槽价格降低及电解水制氢电耗下降，若绿电成本降至0.1元/kWh，电制甲醇中的绿氢成本将从 3700-3800 元/吨大幅降低至1700 元/吨，带动电制甲醇综合成本降至 2500-2600 元/吨左右，具备与煤制甲醇竞争的能力。若发电企业采用就地消纳制醇模式，低电价时段自发自用，将有效提升绿电项目收益水平。

生物质气化制甲醇降成本空间主要在于生物质原材料价格。目前生物质气化制甲醇的成本约 3800 元/吨，对应生物质颗粒采购价格约为1200 元/吨。在生物质资源丰富且价格低廉的地区，生物质颗粒的价格有望降低，当生物质原材料价格低于 600 元/吨时,生物质气化制甲醇的成本约为 2300 元/吨，接近目前煤制甲醇的成本。生物质原料主要包括木材、秸秆等，技术革新带来的成本下降较为有限。总体上位于生物质资源丰富，地势平坦，交通便利的生物质制甲醇项目获取生物质原料的成本更低，盈利空间更大。 生物质制甲烷再制甲醇的瓶颈在于生物质发酵制甲烷工艺，主要劣势在于占地面积大、生物质发酵制甲烷的耗时长，且可被天然气完全替代，限制了其大规模应用。据国际可再生能源署计算，天然气制甲醇的成本为100-200 美元/吨，基于生物质制甲烷再制甲醇的成本将在天然气制甲醇成本的基础上再增加377 美元/吨，折合人民币约 2700 元/吨，即生物质制甲烷再制甲醇的综合成本为3400-4200 元/吨，远高于天然气制甲醇。因此，生物质制甲醇未来发展空间比较有限。综合来看，虽然电制甲醇目前成本较高，但远期降本空间较大，且具备大规模生产的条件。在我国的监管环境下，碳源主要为火电厂捕集的二氧化碳，供应量充足；氢源主要为绿电电解水制取的氢气，可有效提高绿电消纳水平。因此，电制甲醇可能成为未来绿色甲醇的主流技术路线。

我国绿色甲醇项目及公用环保企业项目梳理

据统计，截至 2025 年 8 月，国内已签约/备案绿色甲醇项目173 个，产能5346万吨/年，年内将有 65 万吨/年产能投产，其中。但实际启动项目较少，大部分仍处于场地评估或初步准备阶段，实际新增产能释放有限。正在积极推动绿色甲醇项目的大多是电力和新能源设备公司，传统化工和石油公司参与度低。多数项目在去年才开始规划或获得相关指标，由于甲醇装置从开工建设到正式投产至少需要两年时间，因此短期内难以有新增产能投入市场，存在供应、政策执行等方面的不确定性 3。 目前我国绿色甲醇项目大部分分布在内蒙古及东北地区，据势银（Trendbank）统计，截至 2025 年 6 月底，内蒙古规划项目达 47 个，绿醇规划产能达1837.01万吨/年。内蒙古及东北地区可再生能源资源丰富，电力供需相对宽松，风光发电可充分应用于制取电制甲醇，同时还有比较丰富的农林废弃物作为生物质原料，也可采用生物质制甲醇路线。除此之外，区域拥有或靠近环渤海沿岸优质港口，如大连港、营口港、天津港等，可就近加注消纳甲醇。因此，内蒙古和东北地区成为我国绿色甲醇发展的前沿阵地。

吉电股份是国家电投集团唯一“绿色氢基能源平台”，拟更名为国家电投集团绿色能源发展股份有限公司并修改证券简称为“电投绿能”。2022 年起，吉林省“氢动吉林”“航煤绿动”“醇行天下”行动推动下，公司投资建设大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目，正式进军氢能产业。目前项目已投产试运行，每年可生产绿氢 3.2 万吨、绿氨 18 万吨，并配套建设 70 万千瓦风电、10 万千瓦光伏，已于 2025 年 7 月 26 日正式投产，是全球规模最大的单体绿氨项目。公司联合中远海运、上港集团共同投资建设的梨树绿色甲醇创新示范项目已核准，规划年产19.72 万吨绿色甲醇，并配套 40 万千瓦风电，项目总投资49.2 亿元，项目建设工期预计 27 个月，资本金财务内部收益率为 8.88%。10 月30 日，项目正式启动，成为国内首个贯通“绿醇生产—燃料加注—远洋航运”全链条的绿色甲醇示范项目。此外，公司与法电中国中石油国际事业、伊藤忠商事、荷兰皇家孚宝签署合作协议，在绿色氢基能源全产业链方面加强合作，为公司绿色氢基产品未来面向海外销售奠定基础。

佛燃能源与香港中华煤气设立了绿色燃料及化工投资平台，计划投资100亿元，打造合计产能为 100 万吨/年的绿色燃料及化工供应池。已收购内蒙古易高煤化科技有限公司并通过使用香港中华煤气专有气化技术，已实现绿色甲醇的规模化生产，实现年产 5 万吨绿色甲醇并批量销售，是亚洲唯一一家连续三年取得欧盟ISCCEU 及 ISCC PLUS 国际认证且已在欧盟生物燃料联盟数据库（UBD）注册的企业。内蒙古项目公司目前采用生物质气化制绿色甲醇路线，未来可耦合绿氢，提高生物质的利用效率，提高经济性。 中国天楹作为中国船舶燃料有限责任公司全球绿色供应链合作伙伴，与中国船燃签署战略合作协议，中国天楹将生产电制甲醇、电制氨、电制甲烷等绿色燃料，助力中国船燃新型远洋运输船舶燃料转型。中国天楹计划在中国辽源、安达、松原、通辽等区域投资建设电制甲醇、电制氨及电制甲烷的生产工厂，计划2026年第一季度具备年产 20 万吨符合欧盟认证标准的电制甲醇生产能力，2030年前后具备 100 万吨电制甲醇供货能力，建成后将投产多条氢基能源化工衍生品产线。

环保：着眼“十五五”时期的高景气与确定性

板块回顾：2025 年环保板块跑赢大盘4.9pct

2025 年环保行业相对收益表现较好。2025 年 1 月 2 日至11 月14 日，申万环保行业指数累计上涨 22.48%，在 31 个申万一级行业分类中收益率排名第10 位，跑赢沪深 300 指数 4.9pct，同期沪深 300 指数累计上涨17.62%。基本兑现了我们在2025 年都策略中提出的每个五年计划末期环保行业涨幅相对较好的逻辑。

节能环保支出企稳回升，期待十五五新一轮资本开支。我国环保行业的快速发展始于“十一五”末期，温家宝总理 2009 年 9 月召开座谈会首次提出七大新兴战略性产业，2010 年两会期间正式确立，节能环保居于首位。此后十年，公共财政中的节能环保支出由 2009 年的 1865 亿元增长至 2019 年的7444 亿元，十年CAGR15%。此后受宏观经济因素影响，节能环保支出呈现下滑态势，2024 年为5489亿元，同比下滑 2.56%，较 2019 年高点已下滑 26.3%。 2025 年 10 月 28 日发布的《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议》明确指出要持续深入推进污染防治攻坚和生态系统优化。坚持环保为民，全面落实精准科学依法治污，更加注重源头治理，强化减污降碳协同、多污染物控制协同、区域治理协同，深入打好蓝天、碧水、净土保卫战。加快落实以排污许可制为核心的固定污染源监管制度。实施固体废物综合治理行动。加强环境风险防控，深入推进新污染物治理。2025 年 Q1-Q3 公共财政中的节能环保支出为 3928 亿元，同比增长 8.8%，呈现出企稳回升态势。

2025Q1-Q3 环保行业整体业绩小幅下滑。2025Q1-Q3 申万环保指数中133 家上市公司实现营收 2688 亿元，同比增长 2.99%；归母净利润247.62 亿元，同比下降5.78%，整体经营状况较为平稳。分板块来看：大气治理板块营收56.91 亿元（-1.47%），归母净利润-0.30 亿元（由盈转亏）。水务及水治理板块营收854.56 亿元（+1.42%），归母净利润 107.02 亿元（-10.92%）。固废治理板块营收1153.46 亿元（+4.63%），归母净利润 118.74 亿元（-0.44%）。综合环境治理板块营收122.36 亿元（-5.16%），归母净利润-5.65 亿元，减亏 1.15 亿元。环保装备板块营收500.79 亿元（同比+4.71%），归母净利润 27.81 亿元（-9.33%）。

高景气赛道 1：科学仪器—大国崛起下的黄金赛道

科学仪器是科技进步的重要前提和基础保障

科学仪器是用以检出、测量、观察、计算各种物理量、物质成分、物性参数等的器具或设备。仪器能改善、扩展或补充人的官能。人们用感觉器官去视、听、尝、摸外部事物，而显微镜、望远镜、声级计、酸度计、高温计、真空离心浓缩仪等可以改善和扩展人的这些官能；另外，有些仪器如磁强计、射线计数计等可感受和测量到人的感觉器官所不能感受到的物理量。 科学仪器是催生科技创新的重要要素。全球科学仪器的发展可以追溯到文艺复兴时期，当时科学家既擅长科学仪器的使用，同时也是先进科学仪器的发明人，科学仪器和科学研究形成了明显的伴生关系。人类发展史上任何一次大的飞跃都是基于工具的巨大创新和根本变革驱动的，作为“工具”的科学仪器的发展和创新往往是催生科技创新的重要要素。著名科学家王大珩先生指出，“机器是改造世界的工具，仪器是认识世界的工具”。仪器是工业生产的“倍增器”，是科学研究的“先行官”，是军事上的“战斗力”，是现代社会活动的“物化法官”。科研创新离不开科学仪器的发展，据统计，到 2017 年，诺贝尔自然科学奖项中，因发明科学仪器而直接获奖的项目占 11%，并且 72%的物理学奖、81%的化学奖、95%的生物医学奖都是借助各种尖端的科学仪器来完成的。科学仪器行业产业化起步与 20 世纪。进入 20 世纪，科学技术特别是工业的高速发展使得科学研究工作出现了明显分工，一批高水平的科研人员独立出来成立专门制造科学仪器的公司。21 世纪以来，美国、法国、德国、英国和日本等主要的科学仪器制造国家纷纷设立专项计划发展“重大科学仪器”，与此同时，中国、韩国等新兴国家加快科学仪器研发生产，全球科学仪器行业进入加速发展阶段。

科学仪器产业链是一个涵盖多个环节的复杂系统，主要包括原材料/设备零部件供应、设备制造、销售与服务、以及最终的应用领域。科学仪器可划分为生命科学实验仪器、表面科学仪器、通用分析仪器、实验室设备等。上游主要是各类原材料供应商，海外企业占据主导地位；中游主要是科学仪器设备、试剂耗材、技术服务提供商，技术壁垒高筑，国产化率低；下游应用涉及新型材料研究、新能源、生命科学、医疗健康、航天和海洋探测、环境保护、食品安全等领域。

市场空间：2022 年国内市场规模突破 90 亿美金，全球第三

2022 年全球科学仪器市场规模接近 750 亿美金，美国、欧盟和中国是主要消费市场。根据 SDI 数据，全球科学仪器行业的市场规模有2015 年的514 亿美金增长至2022 年的 747 亿美金，复合增长率 5.49%。从区域分布来看，北美、欧洲、中国和日本是主要市场。北美市场份额排名全球第一，占比37%；其次为欧洲，占比27.1%；中国市场容量排在全球第三，占比 11.7%；日本排在全球第四，占比10.2%。

2022 年中国科学仪器行业市场规模 91 亿美元，复合增速高于全球水平。根据SDI数据，中国科学仪器的市场规模由 2015 年的 53 亿美元增长至2022 年的91亿美元，复合增长率 8.03%，明显高于全球增速。

中国科学仪器市场规模仍有一定提升空间。科学仪器行业的市场规模与国家的R&D 经费投入密切相关。2010 年中国中国研究与试验发展（R&D）经费支出为7063亿元，占 GDP 比重为 1.76%。而 2024 年中国研究与试验发展（R&D）经费支出已达到 3.61 万亿元，较去年同期增长 8.08%，占 GDP 的比重也上升到2.68%，但仍低于以色列（5.8%）、韩国（4.9%）和美国（3.5%）等发达国家水平。因此我们预计中国的研究与试验发展（R&D）经费支出占仍有一定提升空间，从而带动科学仪器行业市场规模进一步扩张。

技术水平：高端仪器壁垒较高，国产化率极低

质谱、色谱和光谱是三大最主要的科学仪器。从全球实验分析仪器细分领域看，生命科学、色谱两个领域占比最多，分别占总市场规模的26%和15%。色谱、质谱、光谱仪占总市场规模的 37%。 我国仪器设备长期处于贸易逆差状态。根据中国海关总署的统计数据显示，2017年以来，我国仪器设备 4的进口总额维持在 800-1100 亿美元左右，而出口额则在700-1000 亿美元左右，常年存在百亿美元级别的贸易逆差，逆差最高的2018年达到 311 亿美元，最低的 2022 年也有 118 亿美元。每年接近千亿级别人民币体量的贸易逆差从侧面说明我国仪器仪表行业还存在较大的发展空间。

大部分高端仪器的国产渗透率不足 1.5%。根据相关部门统计，2016 至2019年间，采购的 200 万元以上的科学仪器中，质谱仪、X 射线类仪器、光学色谱仪、光学显微镜等的国产设备比例不足 1.50％，其中，3 年间，没有采购一台高端国产光学显微镜。天文领域设备的国产化率最高，但也仅有22%。根据重大科研基础设施和大型科研仪器国家网络管理平台，我国大型科学仪器的进口率整体超过70%，其中分析仪器更是高达 84%。在分析仪器中，质谱仪器的进口率达90%，在各类科学仪器中属于国产化程度最低的一类。

高景气赛道 2：SAF 大规模应用渐行渐近，核心原材料供应商率先受益

若不采取减碳努力，航空业二氧化碳排放量或将在2050 年翻倍。在新冠疫情发生前的 2019 年，全球航空业产生的温室气体排放占全球整体排放的1.8%（约10.6 亿吨二氧化碳当量）。虽然全球航空市场受疫情影响在2020-2021年出现大幅下滑，但在未来数十年，业务量整体上预计将持续增长，产生的温室气体排放量和占比预计也将不断增大。据世界经济论坛预测，如若不做出额外减排努力，2050 年全球航空业碳排放或将达到 22 亿吨。

航空业的减排方案和减排路径可选方案较为有限，减排难度较大。目前航空业可以通过以下几种措施来减少碳排放，如开发新的飞机技术以提高能效或者能使用电力和氢能驱动的新机型，提高运营和基础设施的效率，以及使用可持续航空燃料（SAF）等。但使用氢能和电力拥有多种局限性：如需要进行存储和重新设计机身。开发、确保安全性、认证和规模化部署的历时较长，受电池重量和尺寸限制，仅适用于短途航线等。生物航煤（SAF）与石油基航煤的组成与结构相似、性能接近，满足航空器动力性能和安全要求，全生命周期二氧化碳最高可减排85%以上，是目前最现实可行的燃料替代方案和温室气体减排途径。

当前共有 4 条发展前景较大的 SAF 技术路径。包括酯类和脂肪酸类加氢工艺（HEFA）、费托合成工艺（FT 或 G+FT）、醇喷合成工艺（AtJ）、电转液工艺（PtL）。HEFA 是目前唯一实现商业化的成熟线，FT 和 AtJ 有望逐渐走出示范阶段进入商业化运营，PtL 还处在初期试验阶段。 2030 年之前，预计 HEFA 工艺占据市场主体地位。HEFA 局限性在于原料，主要是酯类和脂肪酸；因此中期（2030 年后），原料选项更丰富的FT 和AtJ 工艺（农林废弃物、城市固体废物、工业废弃等）份额有望提升。PtL 工艺相对于传统航油，减排潜力显著且几乎不用担心原料问题，未来过实现成本大幅下降，有希望成为远期最主要的技术路线。

植物油减碳效果或欠佳。仅考虑目前比较成熟的 HEFA 技术路线，藻类植物、食用油、植物油、动物油脂将会是 SAF 生产的核心原材料。但参考历史欧盟针对陆运生物燃料原材料的政策，植物油脂的受青睐程度远不如废弃油脂。因为欧盟政策制定者认为使用植物油脂将存在潜在的 ILUC（Indirect Land Use Change）风险，即原本以森林碳汇形式存在的二氧化碳释被放到大气中，大大增加了生物燃料全生命周期中的碳排放量。在考虑 ILUC 的情况下，菜籽油基、向日葵基、棕榈油基等植物油基的全生命周期碳排放量均会超过传统石化柴油，故欧盟也给予了废弃油脂基生物柴油双倍计算碳积分的优惠政策。废弃油脂（Used Cooking Oil）有望成为 SAF 核心原材料。2024 年5 月10日，海外媒体 Brownfield 报道 Renewable Fuels Association 的CEO GeoffCooper先生称“欧盟正在考虑禁止使用植物油作为生产 SAF 的原材料”。废弃油脂有望成为生产 SAF 的核心原材料。

中国拥有收集废弃油脂的先天禀赋。由于中餐较西餐更加重油重盐，餐厨垃圾中的废油含量更高。更重要的是中国人口密度大，餐厨垃圾的收集成本低，而国外相对地广人稀，废油的收集难度更大。由于中国目前尚无生物燃料的强制掺混政策，故废弃油脂和废弃油脂基生物燃料几乎以出口为主。依据收集方式的不同，废弃油脂大致可以分为泔水油、地沟油两类。泔水油是宾馆、饭店和食品加工企业存留和排放的泔水，经过提炼处理制成的油，其主要来源是餐厨垃圾，经预处理、蒸馏、提炼等工序后可加工为工业级混合油（UCO），品质较高一般用于烃基生物柴油和生物航煤的原料；地沟油的主要来源是下水道、隔油池、污水处理系统等，品质较低（含硫量、水杂率等指标差），一般被国内生物柴油制造商用于制取酯基生物柴油（UCOME）的主要原料。

欧盟在 Fit for 55 一揽子气候政策中提出多项针对SAF 的支持政策。其中最重要的是 2023 年 10 月，欧盟理事会通过了《ReFuel EU 航空法规》，规定了航煤供应商掺混并在欧盟机场供应的 SAF 的最低比例：从2025 年2%开始，每5年上调一次，即 2030 年增加到 6%，2035 年增加到 20%，2040 年增加到34%，2045年增加到 42%，2050 年增加到 70%。我们认为该项强制添加政策有望快速拉动SAF和原材料 UCO 的需求量。

中国是欧盟 UCO 的重要来源。2023 年以前中国的 UCO 主要出口目的地是欧盟，但随着 2022 年末欧盟取消美国 HVO 的关税，美国开始向中国采购UCO 加工出售给欧盟。同时美国《2022 年通货削减法案》推出延长了40A 条款掺混抵税补贴政策（BTC），新增加 40B 条款对可持续航空燃料 SAF 的激励措施，美国大量新建的HVO、SAF 工厂开始投产，对中国 UCO 原料需求增多。再叠加2023 年初欧盟启动了对中国生物柴油产业链的“双反”调查，买家担忧补缴惩罚性关税购买意愿下降，中国出口至欧盟的 UCO 数量锐减。但 2023 年欧盟从国外进口的UCO总数也呈现断崖式下滑，从侧面说明了中国 UCO 资源的稀缺性，欧盟无法增加从其他国家的进口来弥补中国的下滑。

2024 年 7 月反倾销初裁结果公布，SAF 和 UCO 未被列入其中。2024 年7 月19日，欧盟委员会对中国生物柴油反倾销调查初裁预披露公告，酯基、烃基生物柴油具备认为有倾销幅度、损害幅度，并建议加征临时反倾销税率。三家被抽样企业建议的临时反倾销税率分别为：易高环保 12.8%、卓越新能25.4%、嘉澳环保36.4%。参与调查的其他合作公司为 23.7%，未参与调查的公司为36.4%。但SAF 生物航煤和出口税则号为 15180000 的 UCO 并未在加征关税的商品范围内。2025 年，欧盟 SAF 和 UCO 的刚性需求有望达到 130 万吨/186 万吨。2023年欧盟航煤消费量 6500 万吨，当前 SAF 添加比例不足 0.05%，约合32.5 万吨SAF。2025年欧盟的 SAF 需求有望达到 130 万吨，4 倍于当前消费量。按0.7 收率计算，假设全部用UCO生产，对应的需求量高达186万吨，占2023年中国出口比例的90.7%。该部分航运属于新增 UCO 需求并不会挤压原有陆运对于UCO 的需求，我们认为欧盟的强制添加政策或将使得中国 UCO 行业出现供不应求的情况。

SAF 中国市场方兴未艾。9 月 18 日，国家发展改革委、中国民航局在京举行可持续航空燃料 SAF 应用试点启动仪式。根据试点工作安排，9 月19 日起，国航、东航、南航从北京大兴、成都双流、郑州新郑、宁波栎社机场起飞的12 个航班将正式加注 SAF。试点工作安排总共分为 2 个阶段，第一阶段为2024 年9-12月，主要参与单位：国航、东航、南航以及北京大兴机场、成都双流机场、郑州新郑机场、宁波栎社机场机场；第二阶段为 2025 年全年，参与单位将逐步增加。为确保安全，试点期间所用可持续航空燃料均已获得民航局适航认证，民航局指导中国航油严格油品质量管控。 短期需求：2022 年年初发布的《“十四五”民航绿色发展专项规划》提出，我国2025 年当年可持续航空燃料消费量达到 2 万吨以上。

中长期需求：2023 年中国航煤消费量 3423 万吨，按5%的添加比例测算，SAF内需高达 200 万吨，考虑工艺损耗，原料 UCO 的需求有望突破300 万吨/年。

确定性赛道：关注垃圾焚烧&水务资本开支减少带来的自由现金流改善

2024 年中国城镇生活垃圾清运量小幅增长，县城生活垃圾清运量近10 年保持稳定。2020 年和 2022 年受疫情影响，中国城镇生活垃圾清运量15 年来首次出现下降，但这一趋势在 2023 和 2024 年扭转。根据《2024 年城乡建设统计年鉴》，2024年我国城镇生活垃圾清运量为 2.596 亿吨，较 2023 年上升2.18%。县城地区生活垃圾清运量为 6973 万吨。相比城市而言，县城的垃圾产生规模和人均垃圾产生量远远偏低，虽然存在乡村人口萎缩的情况，但由于县城地区垃圾收集、处置率存在较大的提高空间，依靠对未处理的垃圾存量的消化和扩大处理覆盖，未来县城垃圾处理规模的扩张可期。

2024 年，我国城市&县城垃圾无害化处理率均接近100%。21 世纪以来，我国城市&县城的生活垃圾无害化处理率均有大幅提升。2024 年我国城市生活垃圾无害化处理率为 99.99%，较去年提升 0.01pct；县城生活垃圾无害化处理率为99.92%，较去年提升 0.34pct。

垃圾焚烧取代填埋成为我国生活垃圾无害化处理的主流方式。2024 年我国城市垃圾无害化处理量为 2.56 亿吨，其中焚烧处理量约为2.197 亿吨（84.63%），填埋处理量 1304 万吨（5.02%）。2024 年我国县城垃圾无害化处理量为6973万吨，其中焚烧处理量约为 4833 万吨（69.37%），填埋处理量1872 万吨（26.87%）。

日处理能力方面，2024 年全国生活垃圾无害化处理能力（城市+县城）为152.26万吨/日，焚烧为 115.84 万吨/日（城市 92.1 万吨/日，县城23.74 万吨/日），占比 76.08%，较 2023 年的 107.68 万吨/日上升 7.58%。焚烧已正式超过填埋成为我国垃圾无害化处理主流方式。

2024 年新开标垃圾焚烧发电项目数量断崖式下滑。2024 年垃圾焚烧发电开标的项目数量仅 20 个，绝对值较 2023 年减少 35 个；从项目投资金额来看，2024年累计投资约 52.6 亿元，较 2023 年的 287.7 亿投资额缩水约80%；从垃圾焚烧平均处理单价来看，2024 年垃圾处理费用平均约 118 元/吨，与去年119.3 元/吨的处理费相比基本持平。

我国供水&污水处理行业进入成熟期。中国城市供水普及率&污水处理率均接近100%。2024 年我国城市供水总量 704.88 亿吨，同比2023 年增长2.52%，城市供水普及率则增加 0.14pct 至 99.57%。2024 年我国城市污水处理量678.28亿吨，同比 2023 年增长 4.05%，城市污水处理率增加 0.24pct 至98.93。2024 年中国城市供水、污水处理和再生水利用固定资产投资额分别为696/615/62 亿元，同比去年分别-8%/-15%/+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。）