2025年公用事业行业春季盈利稳定性提升公用红利价值持续

证券研究报

告盈利稳定性提升

公用红利价值持续2025年公用事业春季投资策略主要内容电力：新能源贡献增量

供需趋于宽松火电：煤价电价下跌两部制提升稳定性水电：高蓄能保障发电

Q1有望开门红绿电：新政全面入市

海风资产占优燃气：成本改善在即

把握量利齐升机遇投资分析意见及风险提示31.1

2024年电力需求回顾全国用电量增势强劲，三产及居民贡献一半增量2024年全社会用电量同比增长6.8%，其中一产、二产、三产、城乡居民同比增速为6.3%、5.1%、9.9%、10.6%。从增量用电贡献度看，第一、二、三产业和城乡居民用电量分别贡献全社会用电总增量的1%、50%、26%、23%，第三产业和城乡居民以较低的用电占比贡献近半用电增量。高载能增速放缓，新质生产力需求快速增长2024年四大高载能行业用电量同比增长2.2%，增速进一步回落，但

“两新”政策推动设备制造等行业用电较快增长。新能源相关制造业以及计算机设备制造业为代表的高技术及装备制造业快速发展，包括汽车制造、电气机械和器材制造、计算机、通信和其他电子设备制造业用电量增速超10%。图：2024年全国各产业占全社会用电量比重2024年同比增速2023年同比增幅增幅贡献度全社会985216.8%922416280100%第一产业13576.3%1278791%第二产业638745.1%60745312950%第三产业183489.9%16694165426%城乡居民生活1494210.6表：2024年全社会用电数据及同比变化情况（单位：亿千瓦时）资料来源：国家能源局，

资料来源：中电联， 41.2

2025年发电量贡献度测算2023年风光新增装机约292GW，对应到2024年新增发电量3658亿度电2024年风电光伏合计增量发电贡献度约59%。2024年风光新增装机约358GW，参考2024年发电数据等比例估算，2025年可增加发电量约4450亿度电假设2025年发电增速为6.7%，2025年增量发电需求6601亿度电，新能源贡献增量占比可达67%。2025年留给水、火、核的增量发电空间为2151亿度电，占比约33%。图：

2025年全国增量发电结构预测资料来源：新增装机容量（万kW） 增量发电量（亿kWh)2023A 2024A 2024A 2025E风电7566798211111172光伏216022779825483278合计291683578036584450表:

新能源新增装机发电贡献测算资料来源：中电联，光伏49.7%5风电17.8%水电、核电、火电等32.6%1.3

电力长周期供给展望：大基地推进如火如荼

新能源装机成长可期图：2018-2030年各类型年新增发电量占比光伏装机高增可期，风光成为发电增量核心电力企业目标极高的十四五新能源装机规划目前已经进入下半场，我们预计2025年还有新能源投产小高峰。我们预计2025-2030年风电与光伏新增装机的发电量在新增发电量中占比将基本保持在50%以上。资料来源：中电联，预测图：2018-2030年各类型累计装机量（单位：亿千瓦）资料来源：中电联，预测504540353025201510502018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

2025E2026E2027E2028E2029E2030E常规水电 核电 风电 太阳能发电 煤电 天然气发电 生物质发电100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%常规水电20182019202020212022

20232024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E核电 风电 太阳能发电 煤电 天然气发电 生物质发电6煤电保持压舱石地位，新能源引领未来增量历史上我国用电量情况长期偏紧，我们预计未来发电量与用电量在新增装机不断增加的背景下大致保持平衡。我们预计2025年后用电需求增速逐步回落，总体维持在3.6%-4.5%水平区间。根据测算，光伏与风电在2030年发电量中的占比都将达到15%左右，超过水电的12%。在2026年火电最后一批投产高峰过后将贡献主要发电增量。我们预计2030年煤电在发电量中的占比降至44%水平，但依然发挥压舱石作用。受新能源发电量高增挤压，煤电利用小时数有望总体维持4200小时左右。图：2018-2030年各类型电源累计装机量（单位：亿千瓦）资料来源：中电联，预测1.4

电力长周期供给展望：新能源贡献未来主要新增电量50454035302520151050201820192020202120222023

20242025E2026E2027E2028E2029E2030E常规水电 核电 风电 太阳能发电 煤电 天然气发电 生物质发电0%2%4%6%8%10%020000400006000080000100000120000图：2018-2030年电量平衡条件下发/用电量（单位：亿千瓦时）140000 12%201820192020202120222023

20242025E2026E2027E2028E2029E2030E总发电量=全社会用电量（亿千瓦时） 同比增速（%）资料来源：中电联，预测71.5

电力全国电力供需平衡表8资料来源：中电联，预测指标20182019202020212022202320242025E2026E2027E2028E2029E2030E总发电量=全社会用电量（亿千瓦时）69940732537623683768863729224198521105122109642114137118703123214127649同比增速（%）8.4%4.7%4.0%9.8%3.6%6.7%6.8%6.7%4.3%4.1%4.0%3.8%3.6%累计装机容量（亿千瓦）18.3519.4421.3122.9825.6429.2033.4936.1939.5741.3642.9744.5346.34常规水电3.223.263.393.543.683.713.773.793.813.863.914.014.16核电0.450.490.500.530.560.570.610.650.690.810.951.091.23风电1.842.102.823.283.654.415.216.216.717.217.718.118.51太阳能发电1.752.052.533.073.936.098.8710.8712.8713.8714.6715.4716.27煤电10.0610.4110.8011.0911.2611.6511.9512.6013.2513.2513.2513.2513.45天然气发电0.830.900.981.091.161.261.451.601.751.851.952.052.15生物质发电0.190.240.300.380.410.440.460.480.500.520.540.560.58装机容量净增加（亿千瓦）常规水电0.100.040.130.150.140.020.060.020.020.050.050.100.15核电0.090.040.020.030.030.010.040.040.040.120.140.140.14风电0.210.260.720.460.370.760.791.000.500.500.500.400.40太阳能发电0.450.270.480.540.862.172.772.002.001.000.800.800.80煤电0.260.350.400.290.170.390.300.650.650.000.000.000.20天然气发电0.070.080.110.070.100.190.150.150.100.100.100.10生物质发电0.040.060.080.030.030.020.020.020.020.020.020.02利用小时数常规水电3769387940003800341731333349380038003800380038003800核电7184739474537802761676167683770077007700770077007700风电2095208220782232221822252127222022202220222022202220太阳能发电1212128512811281134012861211120012001200120012001200煤电4495441643234586459346854628443741804108416942304247天然气发电2767264626102814244024362363240024002400240024002400资料表：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）主要内容电力：新能源贡献增量

供需趋于宽松火电：煤价电价下跌两部制提升稳定性水电：高蓄能保障发电

Q1有望开门红绿电：新政全面入市

海风资产占优燃气：成本改善在即

把握量利齐升机遇投资分析意见及风险提示9102.1

火电：煤炭供大于求背景格局带动煤价持续回落国内外供给稳定，需求相对疲弱，目前煤炭呈现供需宽松格局供给侧：春节后国内煤矿产能利用率大幅提升，晋陕蒙疆等煤炭主产区的煤炭产能稳定释放，同时煤炭进口量持续高位运行。需求侧：电煤需求因暖冬影响日耗偏低，新能源装机加速进一步挤压了煤炭的消费空间。港口及社会库存持续累积，进一步对煤价形成较强压制。2025年前两个月煤炭成本价格同比大幅下降2025年1-2月，秦皇岛Q5500山西产动力末煤均价约为745元/吨，同比2024年1-2月下降171元/吨。2025年长协煤占比下滑，市场煤价格走弱对火电盈利改善效应加强2024年11月国家发改委印发《关于

2025

年电煤中长期合同签订履约工作通知》，同比去年放宽了履约要求。（25年全年原则上足额履约，最低不得低于

90%”

，而2024年要求“全年足额完成履约任务”），2025年火电成本改善空间更为显著。图：2025年煤价持续下探（秦皇岛港Q5500山西产动力末煤，元/吨）资料来源：各公司公告，1,3001,2001,1001,0009008007006001月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月

12月资料来源：Wind，2.2

火电降本弹性：燃料成本下跌需综合考虑市场煤占比11火电企业采购的市场煤充分受益于煤价回落，长协煤部分也将有所受益长协煤合同定价为“基准价+浮动价”，具体为当月合同价格={（上月最后一期NCEI+上月最后一期BSPI+上月最后一期CCTD+上月最后一期CECI

）/4}*50%+675（长协基准价）*50%，火电企业成本改善部分来自于市场煤及长协煤浮动价部分。Q5500吨煤价下跌26.2元，市场煤部分可提升0.01元/度利润假设度电标煤消耗300克作为基准测算（标煤热值为7000大卡/kg），如入炉煤成本与煤价变动一致，标准煤价格在每下降33.33元/吨的情况下，火电度电盈利可以增加1分钱。折算成5500大卡煤的情况下，Q5500煤价每下降26.19元/吨，度电盈利可以增加1分钱。如市场煤降价100~150元/吨，假设20%市场煤占比，度电成本可下降0.76~1.15分。2.3

2025年年度市场电价全面下跌，降幅较小区域的火电盈利有望改善122025年年度长协交易电价普遍下跌，内陆省份电价降幅相对较低2025年华北、东北、西北地区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。长三角地区供需格局较好，电价降幅控制在0.04元/度以内。广西率先给予2025年绿电差价合约补偿至0.375元/度，导致2025年年度长协电价下跌超0.1元/度。考虑到长协煤占比高、且电厂煤炭库存较高，1Q25市场煤价下跌或不能完全反映到火电业绩，全年有望逐步释放20252024同比变化幅度上海0.4650.473-0.008山东0.3650.375-0.010安徽0.4130.436-0.023江苏0.4120.453-0.040广东0.3920.466-0.074广西0.3430.448-0.105表：部分省市年度长协交易电价（单位：元/度）资料来源：各省电力交易中心、132.4

长三角、西南及部分西北省区火电运行效率高，发电长期有保障◼

从运行效率及边际趋势两个角度判断，利用小时较高，供需格局偏紧区域的火电企业具备更高α收益统一电力市场的构建加速各类电源同台竞争，火电作为高发电边际成本电源，在电量电价竞争处于相对弱势地位，省内供需格局为影响电价关键因素。新能源占比较小且受水电冲击较少地区，火电企业经营效率及盈利稳定性占优。◼

西部地区火电利用小时数涨势明显，长三角及福建保持坚挺2018-2024年我国火电利用小时数虽整体保持稳健，但受产业转移因素影响，各区域分化显著，整体呈现“西走高，东走低”局面。西部地区中，西北地区火电利用小时数普遍走高且高于全国平均，西南水电大省包括云贵川桂等地因水电站增量有限叠加近年来水偏枯影响火电利用小时数激增。东部地区中，华北、东北地区火电受新能源冲击影响较大火电利用小时数显著下降，但长三角地区江浙沪皖地区利用小时数在高绝对值基数上仍基本保持稳定。目前长三角及福建火电利用小时数较高且相对稳定，电量电价下行风险低，火电韧性强。资料来源：Wind，表：全国火电设备利用小时数2024年同比变化2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024全国 4361

4293

4216

4448

4379

4466

4400-66北京 3939 3931 3823 3929 3886 3928 3688 -240天津 4471 4028 4015 3921 3689 3826 3776 -50河北 5090 4851 4478 4160 4222 4350 4382 32山西 4318 4426 4403 4364 4490 4575 4437 -138内蒙古 5124 5260 5058 4850 5007 5064 5109 45辽宁 4199 4070 3951 3787 3402 3243 2993-250-258-122-6-692-209-1206-123-223-316-39-49-326吉林 3590 3767 3909 3745 3442 3617 3359黑龙江 3886 3963 3822 3663 3297 3534 3412上海 3571

3253

3411

3951

3627

3764

4009

245江苏 4576 4329 4262 4619 4439 4542 4596 54浙江

4201

4075

3888

4761

4720

4774

4908

134安徽 5005 4838 4577 4739 4894 5090 5106 16福建 4507

4299

4610

4877

4370

4785

5132

347江西 5269 5153 5144 5170 4832 4643 4637山东 4707 4443 4377 4552 4416 4332 4271 -61河南 3893 3523 3330 3273 3626 3522 3709 187湖北 4527 4796 3851 4399 4623 4006 4073 67湖南 4058 3978 3761 4391 4129 4209 3517广东 4096 3764 3803 4790 4163 4159 3950广西 3500 4350 4486 4685 3927 4652 3446海南 4549 4560 3870 4510 3839 3688 3635 -54重庆 3510 3582 3475 4368 4766 4911 5186 275四川 2713 3084 3247 3954 4325 4923 4800贵州 3938 4194 3883 4240 3866 4540 4317云南 1850 2113 2779 2797 3001 4598 4282西藏 304 297 313 273 277 213 174陕西 4428 4383 4234 4535 4825 4768 4719甘肃 4178 4236 4550 4971 5081 4677 4351青海 3156 2667 2572 3656 4062 4027 3221-806宁夏--新疆资料来源：中电联，142.5

调节价值：容量电价2026年上调

辅助服务市场持续完善层级政策名称发布时间发布部门 主要内容国家《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》2024年2月7日国家发改委、国家能源局 提出优化调峰、调频、备用等辅助服务的交易和价格机制，明确辅助服务费用的分摊和结算方式，省市《四川省电力辅助服务管理实施细则》2024年3月1日四川能源监管办该细则旨在规范四川省电力辅助服务的提供、调用、考核、补偿、结算和监督管理，适用于四川省电力调度机构调度管辖的接入35kV及以上电压等级并网主体。《湖南电力辅助服务管理实施细则(征求意见稿)》2024年6月20日国家能源局湖南监管办公室扩大管理范围，纳入储能和可调节负荷，新增转动惯量、爬坡、稳定切机等辅助服务品种，完善AGC与一次调频补偿算法，提升服务质量，并加强政策衔接与信息披露机制；燃煤机组深度调峰按照负荷率高低进行分档补偿，激励机组提升调峰能力。《云南电力调峰辅助服务市场交易规则（试行）（征求意见稿）》2024年8月14日国家能源局云南监管办公室深度调峰辅助服务每

15

分钟为一个交易时段，运行日共设置

96

个交易时段，不分档设置价格。此外，独立储能设施可按深度调峰辅助服务的方式参与市场交易，其报价上限为335.8元/兆瓦时。《河南电力辅助服务市场交易细则（征求意见稿）》年月日国家能源局河南监管办公室许虚拟电厂和可调节负荷参与调峰市场，初期采用报量不报价且优先出清的机制，优化火电调峰基准，提升机组调节能力，同时强化市场交易监管，确保有序运行；燃煤机组深度调峰按照负荷率高低进行分档补偿，推动机组发挥灵活调节作用。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。辅助服务电价：总则明确，各地陆续跟进，推动并入现货市场交易2024年《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》发布，辅助服务价格顶层设计清晰，明确现货市场连续运行的地区，推动辅助服务市场和现货市场联合出清湖南、云南、河南等地已经落地具体的辅助服务市场细则，燃煤机组深度调峰补偿规则逐渐明确，可进一步带动火电调节价值释放。表：国家与部分省级辅助服务电价政策推动各类经营主体公平参与辅助服务市场，加强辅助服务市场与中长期市场、现货市场的统筹衔接。资料来源：国家发改委、能源局、各地发改委、各地能源局主要内容电力：新能源贡献增量

供需趋于宽松火电：煤价电价下跌两部制提升稳定性水电：高蓄能保障发电

Q1有望开门红绿电：新政全面入市

海风资产占优燃气：成本改善在即

把握量利齐升机遇投资分析意见及风险提示153.1水电：2024年全国来水好转 水电大省发电效率普遍回升来水好转带动2024年全国水电发电量强势回升近年来我国来水情况不佳，2020-2023年间起我国水电利用小时数已经连续四年出现下跌。2024年上半年来水偏丰，虽然2024年8月份开始全国来水转枯，但全年水电利用小时数同比获胜216小时至3349小时，其中广西水电利用小时数同比提升超1000小时。2024年全国水电发电量14239亿千瓦时，同比提升10.9%，水电发电量创历史新高。20232024同比变化全国31333349216湖北35033481-22广西225033081058甘肃38984115217表：2024年全国及部分省份水电利用小时数重庆 2900 2569 -331四川 3995 4112 117贵州 1881 2652 771云南 3958 4018 60资料来源：中电联，12%10%8%6%4%2%0%-2%-4%-6%1200012500130001350014000145002019 2020 2021 2022 2023 2024全国水电发电量（左轴，亿千瓦时） YoY（右轴，%）16图：2024年全国水电发电量大幅增长资料来源：中电联，3.2

量价保障大水电一季度业绩稳中有升17供需格局：水电大省提升电力供给方式有限，供需持续趋紧我国水电资源禀赋最好的区域位于西南地区，在十三五期间随着众多水电站投产后，区域电力供给一度较为宽松。随着川渝地区产业升级，用能需求提升，叠加极端天气频发，西南地区的电力供需格局也由宽松转为紧张。西南地区水电资源开发进入尾声，西南地区需同步发展新能源和火电，来进一步提升电源稳定供应能力。短期展望：2025年四川省枯水期交易价格提升，一季度高蓄能的大水电企业有望取得开门红根据四川电力市场2025年度集中交易结果，2025年丰水期、平水期、枯水期的成交均价分别为133.74、264.39、393.57元/兆瓦时，分别同比-6.68%、-2.20%和+2.25%。枯丰价差拉大的背景下，具有梯级调节能力的大水电可在枯水期高价多发，结构性提升综合上网电价。长江电力的六级梯级水库蓄能在2024年12月同比偏多32亿度电。雅砻江最大库容的两河口2024年10月首次蓄满，水位同比提升约9m。大水电蓄能的增加，为今年Q1枯水期提供了更强的发电能力，叠加枯水期电价提升，Q1大水电有望取得开门红。3.3

水风光多能互补背景下

大水电利用效率及发电结构均有改善空间中长期展望：电力市场化改革深入，水电电价中枢上涨可期水风光多能互补开发模式具有极高协同效应。尤其是在新能源入市后，利用水电的灵活性响应风光出力波动，可在瞬时、日内乃至全年对新能源进行实时互补，大水电在枯水期发电效率也可进一步提升。2025年，四川省取消了非水电量打捆购入方式，改为水火风光同台竞价。我们认为兼具出力灵活性以及边际成本优势的水电最为受益，枯丰发电量可灵活调整，电价中枢中长期具备提升空间。图：水电可在瞬时、日内、全年可对新能源进行出力互补，应对供给及需求端双向变化18资料来源：李良县等.金沙江下游(四川侧)风光水互补开发研究初探[J].

水电站设计,

,

(): -.

韩晓言等.梯级水光蓄互补联合发电关键技术与研究展望[J].电工技术学报,

2020,35(13):

2711-2722.

主要内容电力：新能源贡献增量

供需趋于宽松火电：煤价电价下跌两部制提升稳定性水电：高蓄能保障发电

Q1有望开门红绿电：新政全面入市

海风资产占优燃气：成本改善在即

把握量利齐升机遇投资分析意见及风险提示194.1

2024年新能源发电利用效率下降地区2023年风电利用率2024年同比变化2023年光伏发电利用率2024年同比变化全国97.30%95.90%-1.40%98.00%96.80%-1.20%20表：2024年全国多数地区新能源利用率水平较2023年出现明显下降北京99.90%98.40%-1.50%100.00%99.80%-0.20%天津100.00%99.00%-1.00%100.00%99.00%-1.00%河北94.30%92.60%-1.70%97.50%96.10%-1.40%山西98.90%98.70%-0.20%98.90%98.20%-0.70%山东97.60%96.40%-1.20%99.30%98.50%-0.80%蒙西93.20%93.70%0.50%96.60%93.70%-2.90%蒙东96.70%94.00%-2.70%98.70%97.30%-1.40%辽宁98.00%95.30%-2.70%99.30%97.20%-2.10%吉林96.00%93.60%-2.40%97.10%97.50%0.40%黑龙江98.60%95.20%-3.40%99.10%96.70%-2.40%上海100.00%100.00%0.00%100.00%100.00%0.00%江苏100.00%99.70%-0.30%100.00%99.90%-0.10%浙江100.00%100.00%0.00%100.00%100.00%0.00%安徽100.00%100.00%0.00%100.00%99.90%-0.10%福建100.00%100.00%0.00%100.00%100.00%0.00%江西100.00%99.50%-0.50%99.90%99.00%-0.90%河南96.80%96.40%-0.40%97.70%98.10%0.40%湖北99.00%98.30%-0.70%98.30%97.60%-0.70%湖南99.70%97.20%-2.50%100.00%99.40%-0.60%重庆100.00%100.00%0.00%100.00%100.00%0.00%四川100.00%99.60%-0.40%100.00%98.10%-1.90%陕西96.80%94.40%-2.40%96.50%94.50%-2.00%甘肃95.00%94.00%-1.00%95.00%91.30%-3.70%青海94.20%92.80%-1.40%91.40%90.30%-1.10%宁夏97.80%97.60%-0.20%96.40%95.30%-1.10%新疆95.80%93.40%-2.40%96.90%92.20%-4.70%西藏100.00%83.00%-17.00%78.00%68.60%-9.40%广东99.60%99.50%-0.10%99.90%99.90%0.00%广西100.00%98.20%-1.80%100.00%98.60%-1.40%海南99.90%100.00%0.10%99.80%99.80%0.00%贵州.% .%-.%.%.%--0.90%99.40%96.70%-2.70%云南 100.00% 99.10%资料来源：全国新能源消纳预警中心，◼

2024年新能源消纳形势同比更为严峻2024年风电累计利用率95.9%，同比下降1.4pct，光伏累计利用率96.8%，同比下降1.2pct。分地区来看，2024年以来多地风光利用率均呈现下滑态势，三北地区消纳持续承压，华东地区风电光伏利用率接近100%。风光资源较好地区需求发展速度低于电源侧装机增速，弃风弃光形势较为严峻，促进新能源消纳的重要性愈发凸显。为解决新能源消纳难题，《2025年政府工作报告》明确统筹就地消纳和外送通道建设4.2

新能源全面入市

存量增量项目分类施策项目类型项目分类判定标准纳入机制的电量电价结算机制市场化电量机制电价形成方式备注存量项目2025年6月1日前机制电价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21新能源装机规模快速提升，固定电价机制已不能反映市场供求截至2024年底，新能源发电装机规模约14.1亿千瓦，占全国总装机规模40%以上，已超过煤电装机。新能源上网电价全面由市场形成，可公平承担电力系统调节责任，促进行业高质量发展。新能源全面入市政策出台，电力统一大市场建设进一步完善2月国家发展改革委、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》，推动新能源上网电量全面进入市场、上网电价由市场形成。重点一：推动新能源上网电价全面由市场形成。重点二：建立支持新能源可持续发展的价格结算机制。新能源参与市场交易后，在结算环节建立可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，按机制电价结算。方案提出对纳入机制的电量，当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时扣除差价。重点三：区分存量和增量项目分类施策。表：136号文上网电价结算机制增量项目2025年6月1日后机制电价项目实际交易价格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。资料来源：国家发展改革委、国家能源局、4.3

跨省及竞配海风不受影响

长期盈利稳定性有保障22《通知》与现行政策具有较强协同性纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行新能源入市新政与现行政策形成有效衔接。新规之下，新能源企业机遇与挑战并存新能源全面入市在即，项目收入由原来的固定价格的保障性收入转向市场竞争性收入，多退少补的差价结算方式稳住收益下限，保障当前入市比例已较高的新能源运营商盈利性。全面入市同样对新能源运营商的交易能力提出更高要求，其中现货交易将直接考验新能源企业高频报价能力，中长期交易将更加考验供需两端资源配置与项目匹配能力。跨省绿电交易及竞配海上风电项目不受新政影响《通知》明确参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按照跨省跨区送电相关政策执行。《通知》还提出光热发电项目、已开展竞争性配置的海上风电项目，按照各地现行政策执行。4.4

海上风电：中央政策助力区域积极规划

发展大有可为资料来源：国家能源局、金风科技、27782251207018141589155513901475100015002000250030003500

30814.815.66.32.814.78.97.61.72.03.116.94.16.82.5181614121086420招标量（GW）并网量（GW）23国家及地方政策引领，支持海风发展“十四五”期间国家政策重心变为海上风电技术引导与新能源基地建设，多部门陆续印发支持海上风电行业发展的政策与规划，主要包括聚焦高效装备研发、智能运维及深远海技术突破，推动沿海大型风电基地建设等，为实现“双碳”目标提供重要支撑。《2025年政府工作报告》首提发展海上风电。海南、浙江、福建和上海等沿海省市已明确支持海上风电发展，以保障自身电力供应和绿色转型。2025年起海风装机规模或将加速2021年系上一轮投产高峰（补贴政策到期引发抢装潮），2025年起将进入新一轮前期储备项目建设的高峰期。随着技术进步，风电开发建设成本呈下降趋势。风电平均招标价格已从2021年超3000元/瓦，跌至2024年中期1500元/瓦以下。成本回落利好开发商降本并提高项目回报，提升装机热情。图：我国海上风电装机量及招标量情况（GW） 图：风电平均招标价格（元/W）资料来源：金风科技、主要内容电力：新能源贡献增量

供需趋于宽松火电：煤价电价下跌两部制提升稳定性水电：高蓄能保障发电

Q1有望开门红绿电：新政全面入市

海风资产占优燃气：成本改善在即

把握量利齐升机遇投资分析意见及风险提示245.1.1

全球天然气市场回顾：再平衡深化但尚难言宽松资料来源：国际能源署（IEA），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2520212022202320242025E非洲16901700176017701810亚太89108770906095609910其中：中国36703640393042604550中南美洲15301480147014901480前苏联地区64906220631065606710其中：俄罗斯51604870495051605300欧洲60905240488049004930中东56205800592060606250北美1091011440115701178011830其中：美国87409190928094609440全球4124040640409704212042920需求端：全球天然气需求稳步增长，加速对传统化石能源替代2024年，全球天然气需求同比增长2.8%（同比提升约1150亿m³），主要由包括中国和印度在内的亚洲市场贡献。除经济增长带动工业用气需求增长外，天然气作为更为清洁的化石能源，对石油、煤炭等传统化石能源的替代效应愈发显著。例如国内LNG重卡销量增速较高，交通市场对LNG需求拉动较大。部分中东国家也由石油发电向天然气发电进行转化。根据IEA预测，2025年全球天然气需求预计增长1.9%（同比提升约800亿m³）。其中亚太地区仍将贡献主要需求增量，其中中国天然气消费量增长有望接近300亿m³。表：全球天然气消费量（单位：亿立方米）5.1.2

全球天然气市场回顾：再平衡深化但尚难言宽松资料来源：国际能源署（IEA），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2620212022202320242025E非洲26002510254024602520亚太64806600670069007120其中：中国20502160230024602610中南美洲14801510148014801500前苏联国家96008650830086008750其中：俄罗斯76206720638068206930欧洲22202300215022102170中东69207150725074107650北美1172012400128501285013100其中：美国984010210106101060010740全球供给端：多地年内供应受限，全球LNG供应较为疲弱美国部分LNG出口终端项目延期释放，叠加非洲部分国家受原料气供应问题拖累，2024年全球LNG供应增长较为疲软，同比仅增长2.5%（同比提升约130亿m³）。2025年，受益于美国、加拿大、其他亚洲及非洲国家的LNG产能迅速提升，2025年LNG供给增速有望提升5%以上，支撑全球天然气供给侧增长。考虑到2025年起俄罗斯过境乌克兰管道气停运（供给同比将减少150亿m³），叠加欧洲天然气库存大幅低于同期（夏季补库需求或同比增加150亿m³），短期内全球天然气供需格局或仍然偏紧。表：全球天然气产量（单位：亿立方米）275.2 全球气价受短期供需偏紧波动仍存

长期回归确定性强2024年全球天然气价格呈现前低后高趋势，目前仍显著高于历史正常水平受年内LNG供给端未明显改善影响，全球天然气供需格局仍然偏紧张运行。市场仍然对计划外的供应或需求变动高度敏感，年内气价前低后高，振幅仍然显著。2Q24起夏季极端天气频发增加各地燃气发电需求，包括俄乌，中东等地地缘政治摩擦加剧市场对天然气供给担忧情绪。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年冬季欧洲、美国气温偏低影响，库存回落较快，叠加地缘政治推高风险溢价，2025年1-2月欧洲及亚洲气价显著高于历史正常水平。长期来看，我们判断全球天然气价格仍会再度回归正常区间地缘政治紧张风险持续，但更为灵活的LNG供给持续提升，全球天然气供需韧性持续增强。2025年起天然气供给进入快速增长期，长期供需宽松格局支撑气价再度走低。图：全球天然气价格趋势

（单位：美元/百万英热）资料来源：路孚特天然气板块，图：欧盟国家天然气库存情况（单位：太瓦时）020406080100荷兰TTF基准天然气期货价格东北亚LNG现货Henry

Hub天然气期货价格120010008006004002000五年（2020-2024年）库存区间 2025库存 五年均值资料来源：GIE（欧洲天然气基础设施协会），285.3

原料气供应无虞

当前天然气供需偏紧系LNG供给释放期较长资料来源：美国能源信息署（EIA），天然气生产大国供需并不紧张，气源充足可为LNG出口终端提供充足原料气俄乌冲突后俄罗斯管道气对欧供给断崖式下滑，尽管冲突爆发后LNG出口终端项目推进节奏加速，但受前期疫情因素影响资本开支减少且LNG出口终端建设周期较长，导致2025年前LNG出口终端落地项目不足。部分天然气生产大国国内天然气供需趋于宽松，气源充足可为LNG出口终端提供充足原料气。2024年美国国内天然气低价导致多个天然气开采商实施减产，目前美国活跃天然气钻机数量处于低位，产量有较强提升空间。2025年美国国内气价显著反弹，或可刺激天然气产量提升。俄罗斯对欧供给下滑后天然气供给过剩，LNG出口终端投产后同样有充足气源供应。加拿大、卡塔尔等LNG出口设施的原料气亦有井口气保障。图：2024年美国活跃天然气钻机数仍保持相对低位（单位：个）1200100080060040020002019年1月2020年1月2021年1月2022年1月2023年1月2024年1月2025年1月天然气钻机数总钻机数295.4.1

供给边际：2027年末全球LNG出口产能有望较目前增加近三成全球LNG出口终端即将迎来快速释放期截至2024年底，全球LNG产能为6919亿m³/年。全球天然气出口终端产能释放高峰期集中于2025年后，根据在建项目建设节奏，预计2025、2026、2027年全球LNG产能预计将分别扩张716、552、724亿m³/年。保守估计下，仅考虑已通过最终投资决策的在建LNG出口终端产能，2027年预计全球LNG终端产能也将达到8911亿m³/年，较目前产能有望增加29%。新增产能主要由北美和中东地区贡献美国在建和拟建LNG产能位列全球第一，保守预计美国至2027年可实现2256亿m³的年产能，较目前可增加55%。此外美国还有较多项目未进行最终投资决策，如尚未建设但已规划的产能在特朗普上台后进展顺利，美国LNG出口能力可进一步提升。加拿大LNG出口产能也将逐步释放，至2027年也有望将年产能提升至219亿m³。随着北部气田扩产计划的逐步落地，至2027年卡塔尔LNG出口产能也有望增加64%。图：全球LNG终端产能展望（单位：亿m³）资料来源：路孚特天然气板块，10000900080007000600050004000300020001000020242025E2026E2027E2028E美国 加拿大 俄罗斯 卡塔尔 澳大利亚 其他国家305.4.2

供给边际：特朗普对传统能源态度积极

美国LNG产能释放提速美国页岩气革命后天然气产量出口量激增，目前已成全球最大LNG出口国。2008年后，美国实现页岩气的大规模量产，天然气产量连年激增，并在2017年美国由天然气进口国变为净出口国。2016-2020年间美国天然气出口量及出口平均增速分别达6.5%及22.6%。2024年，美国LNG出口量为8830万吨，为全球最大LNG生产国和出口国。特朗普大力支持石油和天然气的勘探与开采，LNG产能扩张节奏有望加速特朗普大力支持传统化石能源发展，在1月20日上台后立即通过行政命令取消了拜登政府对LNG出口设施的暂停，加快LNG出口设施的审批，加速美国LNG出口能力释放。特朗普还成立能源主导地位委员会以提高对美国广泛的能源资源的利用，从而降低能源价格并扭转贸易逆差

。目前美国在建和拟建LNG产能位列全球第一，保守预计美国至2027年可实现2256亿m³的年产能，较目前可增加55%。此外美国还有较多项目未进行最终投资决策，如其他规划产能在特朗普上台后进展顺利，美国LNG出口能力可进一步提升。图：美国天然气年度产量（单位：十亿立方英尺）图：美国天然气进出口量及净出口量变化（单位：十亿立方英尺）资料来源：美国能源信息署（EIA），14%12%10%8%6%4%2%0%-2%-4%-6%450004000035000300002500020000150001000050000美国市场级天然气产量YoY-1000080006000400020000-2000天然气进口量天然气出口量净出口量目前俄对欧洲天然气管道多数处于停运状态2022年9月北溪1号、北溪2号合计4根管道中的3根管道遭到损毁后泄漏，其中未受损的北溪2号B线也处于封存停运状态。“兄弟”天然气网络的“进步”线于2025年1月起也已停止俄罗斯天然气通过乌克兰过境。目前仅有土耳其网络中的土耳其溪（终点位于欧洲，联通保加利亚）保持正常运转状态。5.5.1

贸易边际：俄气对欧出口窗口如重启

全球天然气格局将超预期宽松“兄弟”天然31气网络联盟线1980年俄罗斯哈萨克斯坦-乌克兰乌克兰-斯洛伐克边境2750252停运土耳其网络土耳其溪2020年俄罗斯黑海土耳其（欧洲）930315正常蓝溪年俄罗斯黑海土耳其安卡拉（亚洲）正常表：俄罗斯对欧洲主要天然气管网管道名称投产时间起点途经终点长度（公里）运力（亿m³/年）

状态北溪网络北溪1号A线北溪1号B线2011年2011年俄罗斯维堡俄罗斯维堡波罗的海波罗的海德国格雷夫斯瓦尔德德国格雷夫斯瓦尔德12301230225225损毁损毁北溪2号A线俄罗斯乌斯季卢加波罗的海德国格雷夫斯瓦尔德1230225损毁北溪2号B线未投运（2021年建成）未投运（2021年建成）俄罗斯乌斯季卢加波罗的海德国格雷夫斯瓦尔德1230225停运亚马尔欧洲天然气网络亚马尔-欧洲1997年俄罗斯托尔若克白俄罗斯-波兰德国东部1660330停运北极光管道1970-1981年俄罗斯

Urengoy气田白俄罗斯-乌克兰奥地利7377450停运进步线1988年俄罗斯Yamburg气田乌克兰乌克兰-斯洛伐克边境4591260停运

资料来源：GEM,

◼

除土耳其溪外，目前处于低运力/停运的俄罗斯对欧天然气管道利用率或有提升空间入境德国方向（北溪管网）：北溪2号B线目前未遭受损毁，但由于德国目前未开通接收，仅剩的管道处于封存状态。假如该线路可重启，可提升运力潜力为225亿m³/年。入境波兰方向（亚马尔-欧洲管网）：亚马尔-欧洲管道自2022年5月以来处于停运状态，主要系波兰在俄乌冲突后终止与俄罗斯管道气合同。由于北极光管网老化严重，其功能基本被亚马尔-欧洲线取代，可提升运力潜力为330亿m³/年。入境乌克兰方向（“兄弟”管网）：目前联盟线、进步线受俄乌冲突处于关停状态。假如“兄弟“管网可满产运行，可提升运力潜力约为510亿m³/年。去除土溪、进步线已使用运力以及损毁、管网老旧等难以恢复的运力，俄对欧管道气供给提升潜力超1000亿m³/年。图：俄对欧天然气管网运力提升潜力（单位：亿m³）资料来源：325.6.1

欧洲天然气价格具大幅下降潜力33欧洲价格或在2025年下半年起回落德国新总理上任，或重启德国核电。核电提升替代气电需求后，欧洲能源供给边际改善，需求或保持稳定。我们判断欧洲2025年上半年因补库压力较大，气价将维持高位，下半年起欧洲气价或将回落。2024年欧洲TTF天然气期货均价大约在11.2美元/百万英热，2025年前两个月价格突破15美元/百万英热。中性假设下：2025年欧洲仅依赖LNG进口量，2025年下半年起供需平衡该假设下，2H25气价有望高位回落至10美元/百万英热左右（约为2024年上半年均价），较1-2月均价降幅33%左右。2025年全年气价预计约为11-12美元/百万英热，或与2024年持平。2026年起随着全球LNG产能进一步释放，气价中枢维持在9-10美元/百万英热区间，较2024年均价降幅15-20%，较较1-2月高点下降33-40%。乐观假设下：2025年俄管道气有所恢复，2025年下半年起供需即可步入偏宽松状态如俄管道气能够有所补充甚至超过2023-2024年约300亿m³供应量，则欧洲供需紧张格局将发生根本性扭转。如2025年下半年俄管道气有所恢复，2H25欧洲气价或将回落至9美元/百万英热左右，有望较1-2月均价下降40%。全年气价或将保持在10-11美元/百万英热区间，较2024年均价下降约10%。2026年起随着全球LNG产能进一步释放，气价中枢维持在8美元/百万英热左右（为2018年-2019年时期均价中枢），较2024年均价降幅30%，较1-2月高点下降超50%。5.6.2

受益于全球气价回落

我国天然气进口成本也将下降中国天然气综合成本也将下降，但综合降幅小于国际气价回落程度亚洲LNG价格与欧洲存在较强协同性，波动幅度或与欧洲价格走势一致。但中国资源结构较为复杂，受国际涨价冲击影响较小。2018年以来，国产气、进口LNG及进口管道气在我国天然气供给结构中占比相对稳定，进口气占比保持在40-45%的区间，其中进口管道气基本与国际油价挂钩，不受国际气价波动影响。占我国总天然气供给结构20-25%的进口LNG中，绝大部分资源也采用长协定价，现货占比较低，因此国际气价高波动对我国对天然气综合进口成本实际影响较有限。但如进口资源价格优势显现，可与国内管道气及国产LNG资源形成有效竞争，带动国内综合气价回落。图：近年来我国天然气供给结构图：我国天然气对外依存度变化趋势资料来源：国家统计局，25%30%35%40%45%50%2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024进口LNG 进口管道气 国产气资料来源：国家统计局，海关总署，345.6.3

2025/26中石油管道气合同出台

沿海地区降本可期◼

沿海地区非管制气价格上浮比例下降，降本效果同比增强2025/26年中石油管道气合同方案有所改变，主要体现为降低非采暖季管制气比例等，调整非管制气占比等。根据2019年最新《各省（区、市）天然气基准门站价格表》，沿海地区的门站价普遍高于内陆区域，沿海十个省市区的门站价均价达1.91元/方，对比之下内陆地区各省市均价为1.58元/方。2025/26方案中取消内陆与沿海的区域划分，非采暖季非管制气固定量统一调整为33%，沿海地区上浮比例从80%下降至70%，降本效果明显。如全球天然气再平衡深化，我们判断未来下游天然气用气成本可在目前基础上逐步下降。如可回落至2019年价格水平，则下游天然气使用成本有望回落20%以上。沿海地区降幅则更为显著。中石油2025-2026年管道气年度合同总体定价方案35气源类型 非采暖季（2025年4月-10月）合同量管制气上浮采暖季（2025年11月-2026年3月）结构 上浮非管制气18.5% 55% 18.5%70%（内陆沿

38%（-4%）

70%（内陆沿海合海合并）联动上海交易中心现货价格7%（+4%）并）联动上海交易中心现货价格结构60%（-5%）固定量 33%（+1%）浮动量 7%（+4%）调峰量90%（-10%）非合同量额外气线上化市场交易形成中石油2024-2025年管道气年度合同总体定价方案气源类型非采暖季（2024年4月-10月）采暖季（2024年11月-2025年3月）合同量区域管制气结构65%结构55%非管制气固定量内陆32%上浮18.5%70%42%沿海80%3%联动上海交易中心现货价格3%上浮18.5%70%80%联动上海交易中心现货价格浮动量调峰量100%非合同量额外气线上化市场交易形成25/26中石油管道气合同重点变化一览：管制气中，非采暖季比例从65%降至60%，采暖季维持55%。非管制气中，取消内陆与沿海的区域划分，非采暖季非管制气固定量统一调整为33%，上浮比例维持70%。采暖季非管制气固定量从42%调整到38%，浮动量比例由3%提升至7%，并扩大与上海交易中心现货价格联动范围。（）调峰量上浮比例由%降至%。资料来源：隆众资讯，表：2024/25和2025/26年中石油管道气年度合同方案细则5.7.1 交通燃料及气电需求增长显著

降本预期下市场规模或将持续扩张10000900080007000600050004000300020001000035%30%25%20%15%10%5%0%051015202016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024销量（左轴，万台） 渗透率（右轴，%）36LNG 柴油(0#国VI)资料来源：国家统计局，LNG燃料成本性价比显著，LNG重卡景气度提升