證券研究報

告盈利穩定性提升

公用紅利價值持續2025年公用事業春季投資策略主要內容電力：新能源貢獻增量

供需趨于寬松火電：煤價電價下跌兩部制提升穩定性水電：高蓄能保障發電

Q1有望開門紅綠電：新政全面入市

海風資產占優燃氣：成本改善在即

把握量利齊升機遇投資分析意見及風險提示31.1

2024年電力需求回顧全國用電量增勢強勁，三產及居民貢獻一半增量2024年全社會用電量同比增長6.8%，其中一產、二產、三產、城鄉居民同比增速為6.3%、5.1%、9.9%、10.6%。從增量用電貢獻度看，第一、二、三產業和城鄉居民用電量分別貢獻全社會用電總增量的1%、50%、26%、23%，第三產業和城鄉居民以較低的用電占比貢獻近半用電增量。高載能增速放緩，新質生產力需求快速增長2024年四大高載能行業用電量同比增長2.2%，增速進一步回落，但

“兩新”政策推動設備制造等行業用電較快增長。新能源相關制造業以及計算機設備制造業為代表的高技術及裝備制造業快速發展，包括汽車制造、電氣機械和器材制造、計算機、通信和其他電子設備制造業用電量增速超10%。圖：2024年全國各產業占全社會用電量比重2024年同比增速2023年同比增幅增幅貢獻度全社會985216.8%922416280100%第一產業13576.3%1278791%第二產業638745.1%60745312950%第三產業183489.9%16694165426%城鄉居民生活1494210.6表：2024年全社會用電數據及同比變化情況（單位：億千瓦時）資料來源：國家能源局，

資料來源：中電聯， 41.2

2025年發電量貢獻度測算2023年風光新增裝機約292GW，對應到2024年新增發電量3658億度電2024年風電光伏合計增量發電貢獻度約59%。2024年風光新增裝機約358GW，參考2024年發電數據等比例估算，2025年可增加發電量約4450億度電假設2025年發電增速為6.7%，2025年增量發電需求6601億度電，新能源貢獻增量占比可達67%。2025年留給水、火、核的增量發電空間為2151億度電，占比約33%。圖：

2025年全國增量發電結構預測資料來源：新增裝機容量（萬kW） 增量發電量（億kWh)2023A 2024A 2024A 2025E風電7566798211111172光伏216022779825483278合計291683578036584450表:

新能源新增裝機發電貢獻測算資料來源：中電聯，光伏49.7%5風電17.8%水電、核電、火電等32.6%1.3

電力長周期供給展望：大基地推進如火如荼

新能源裝機成長可期圖：2018-2030年各類型年新增發電量占比光伏裝機高增可期，風光成為發電增量核心電力企業目標極高的十四五新能源裝機規劃目前已經進入下半場，我們預計2025年還有新能源投產小高峰。我們預計2025-2030年風電與光伏新增裝機的發電量在新增發電量中占比將基本保持在50%以上。資料來源：中電聯，預測圖：2018-2030年各類型累計裝機量（單位：億千瓦）資料來源：中電聯，預測504540353025201510502018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

2025E2026E2027E2028E2029E2030E常規水電 核電 風電 太陽能發電 煤電 天然氣發電 生物質發電100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%常規水電20182019202020212022

20232024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E核電 風電 太陽能發電 煤電 天然氣發電 生物質發電6煤電保持壓艙石地位，新能源引領未來增量歷史上我國用電量情況長期偏緊，我們預計未來發電量與用電量在新增裝機不斷增加的背景下大致保持平衡。我們預計2025年后用電需求增速逐步回落，總體維持在3.6%-4.5%水平區間。根據測算，光伏與風電在2030年發電量中的占比都將達到15%左右，超過水電的12%。在2026年火電最后一批投產高峰過后將貢獻主要發電增量。我們預計2030年煤電在發電量中的占比降至44%水平，但依然發揮壓艙石作用。受新能源發電量高增擠壓，煤電利用小時數有望總體維持4200小時左右。圖：2018-2030年各類型電源累計裝機量（單位：億千瓦）資料來源：中電聯，預測1.4

電力長周期供給展望：新能源貢獻未來主要新增電量50454035302520151050201820192020202120222023

20242025E2026E2027E2028E2029E2030E常規水電 核電 風電 太陽能發電 煤電 天然氣發電 生物質發電0%2%4%6%8%10%020000400006000080000100000120000圖：2018-2030年電量平衡條件下發/用電量（單位：億千瓦時）140000 12%201820192020202120222023

20242025E2026E2027E2028E2029E2030E總發電量=全社會用電量（億千瓦時） 同比增速（%）資料來源：中電聯，預測71.5

電力全國電力供需平衡表8資料來源：中電聯，預測指標20182019202020212022202320242025E2026E2027E2028E2029E2030E總發電量=全社會用電量（億千瓦時）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%累計裝機容量（億千瓦）18.3519.4421.3122.9825.6429.2033.4936.1939.5741.3642.9744.5346.34常規水電3.223.263.393.543.683.713.773.793.813.863.914.014.16核電0.450.490.500.530.560.570.610.650.690.810.951.091.23風電1.842.102.823.283.654.415.216.216.717.217.718.118.51太陽能發電1.752.052.533.073.936.098.8710.8712.8713.8714.6715.4716.27煤電10.0610.4110.8011.0911.2611.6511.9512.6013.2513.2513.2513.2513.45天然氣發電0.830.900.981.091.161.261.451.601.751.851.952.052.15生物質發電0.190.240.300.380.410.440.460.480.500.520.540.560.58裝機容量凈增加（億千瓦）常規水電0.100.040.130.150.140.020.060.020.020.050.050.100.15核電0.090.040.020.030.030.010.040.040.040.120.140.140.14風電0.210.260.720.460.370.760.791.000.500.500.500.400.40太陽能發電0.450.270.480.540.862.172.772.002.001.000.800.800.80煤電0.260.350.400.290.170.390.300.650.650.000.000.000.20天然氣發電0.070.080.110.070.100.190.150.150.100.100.100.10生物質發電0.040.060.080.030.030.020.020.020.020.020.020.02利用小時數常規水電3769387940003800341731333349380038003800380038003800核電7184739474537802761676167683770077007700770077007700風電2095208220782232221822252127222022202220222022202220太陽能發電1212128512811281134012861211120012001200120012001200煤電4495441643234586459346854628443741804108416942304247天然氣發電2767264626102814244024362363240024002400240024002400資料表：國內電源結構預測表（電量平衡，倒算煤電利用小時數，用煤電利用小時數反映電量供需格局）主要內容電力：新能源貢獻增量

供需趨于寬松火電：煤價電價下跌兩部制提升穩定性水電：高蓄能保障發電

Q1有望開門紅綠電：新政全面入市

海風資產占優燃氣：成本改善在即

把握量利齊升機遇投資分析意見及風險提示9102.1

火電：煤炭供大于求背景格局帶動煤價持續回落國內外供給穩定，需求相對疲弱，目前煤炭呈現供需寬松格局供給側：春節后國內煤礦產能利用率大幅提升，晉陜蒙疆等煤炭主產區的煤炭產能穩定釋放，同時煤炭進口量持續高位運行。需求側：電煤需求因暖冬影響日耗偏低，新能源裝機加速進一步擠壓了煤炭的消費空間。港口及社會庫存持續累積，進一步對煤價形成較強壓制。2025年前兩個月煤炭成本價格同比大幅下降2025年1-2月，秦皇島Q5500山西產動力末煤均價約為745元/噸，同比2024年1-2月下降171元/噸。2025年長協煤占比下滑，市場煤價格走弱對火電盈利改善效應加強2024年11月國家發改委印發《關于

2025

年電煤中長期合同簽訂履約工作通知》，同比去年放寬了履約要求。（25年全年原則上足額履約，最低不得低于

90%”

，而2024年要求“全年足額完成履約任務”），2025年火電成本改善空間更為顯著。圖：2025年煤價持續下探（秦皇島港Q5500山西產動力末煤，元/噸）資料來源：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月資料來源：Wind，2.2

火電降本彈性：燃料成本下跌需綜合考慮市場煤占比11火電企業采購的市場煤充分受益于煤價回落，長協煤部分也將有所受益長協煤合同定價為“基準價+浮動價”，具體為當月合同價格={（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（長協基準價）*50%，火電企業成本改善部分來自于市場煤及長協煤浮動價部分。Q5500噸煤價下跌26.2元，市場煤部分可提升0.01元/度利潤假設度電標煤消耗300克作為基準測算（標煤熱值為7000大卡/kg），如入爐煤成本與煤價變動一致，標準煤價格在每下降33.33元/噸的情況下，火電度電盈利可以增加1分錢。折算成5500大卡煤的情況下，Q5500煤價每下降26.19元/噸，度電盈利可以增加1分錢。如市場煤降價100~150元/噸，假設20%市場煤占比，度電成本可下降0.76~1.15分。2.3

2025年年度市場電價全面下跌，降幅較小區域的火電盈利有望改善122025年年度長協交易電價普遍下跌，內陸省份電價降幅相對較低2025年華北、東北、西北地區的年度長協電價降幅較低，部分省份如山東降幅在0.01元/度以內。長三角地區供需格局較好，電價降幅控制在0.04元/度以內。廣西率先給予2025年綠電差價合約補償至0.375元/度，導致2025年年度長協電價下跌超0.1元/度。考慮到長協煤占比高、且電廠煤炭庫存較高，1Q25市場煤價下跌或不能完全反映到火電業績，全年有望逐步釋放20252024同比變化幅度上海0.4650.473-0.008山東0.3650.375-0.010安徽0.4130.436-0.023江蘇0.4120.453-0.040廣東0.3920.466-0.074廣西0.3430.448-0.105表：部分省市年度長協交易電價（單位：元/度）資料來源：各省電力交易中心、132.4

長三角、西南及部分西北省區火電運行效率高，發電長期有保障?

從運行效率及邊際趨勢兩個角度判斷，利用小時較高，供需格局偏緊區域的火電企業具備更高α收益統一電力市場的構建加速各類電源同臺競爭，火電作為高發電邊際成本電源，在電量電價競爭處于相對弱勢地位，省內供需格局為影響電價關鍵因素。新能源占比較小且受水電沖擊較少地區，火電企業經營效率及盈利穩定性占優。?

西部地區火電利用小時數漲勢明顯，長三角及福建保持堅挺2018-2024年我國火電利用小時數雖整體保持穩健，但受產業轉移因素影響，各區域分化顯著，整體呈現“西走高，東走低”局面。西部地區中，西北地區火電利用小時數普遍走高且高于全國平均，西南水電大省包括云貴川桂等地因水電站增量有限疊加近年來水偏枯影響火電利用小時數激增。東部地區中，華北、東北地區火電受新能源沖擊影響較大火電利用小時數顯著下降，但長三角地區江浙滬皖地區利用小時數在高絕對值基數上仍基本保持穩定。目前長三角及福建火電利用小時數較高且相對穩定，電量電價下行風險低，火電韌性強。資料來源：Wind，表：全國火電設備利用小時數2024年同比變化2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024全國 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內蒙古 5124 5260 5058 4850 5007 5064 5109 45遼寧 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黑龍江 3886 3963 3822 3663 3297 3534 3412上海 3571

3253

3411

3951

3627

3764

4009

245江蘇 4576 4329 4262 4619 4439 4542 4596 54浙江

4201

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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山東 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廣東 4096 3764 3803 4790 4163 4159 3950廣西 3500 4350 4486 4685 3927 4652 3446海南 4549 4560 3870 4510 3839 3688 3635 -54重慶 3510 3582 3475 4368 4766 4911 5186 275四川 2713 3084 3247 3954 4325 4923 4800貴州 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陜西 4428 4383 4234 4535 4825 4768 4719甘肅 4178 4236 4550 4971 5081 4677 4351青海 3156 2667 2572 3656 4062 4027 3221-806寧夏--新疆資料來源：中電聯，142.5

調節價值：容量電價2026年上調

輔助服務市場持續完善層級政策名稱發布時間發布部門 主要內容國家《關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知》2024年2月7日國家發改委、國家能源局 提出優化調峰、調頻、備用等輔助服務的交易和價格機制，明確輔助服務費用的分攤和結算方式，省市《四川省電力輔助服務管理實施細則》2024年3月1日四川能源監管辦該細則旨在規范四川省電力輔助服務的提供、調用、考核、補償、結算和監督管理，適用于四川省電力調度機構調度管轄的接入35kV及以上電壓等級并網主體。《湖南電力輔助服務管理實施細則(征求意見稿)》2024年6月20日國家能源局湖南監管辦公室擴大管理范圍，納入儲能和可調節負荷，新增轉動慣量、爬坡、穩定切機等輔助服務品種，完善AGC與一次調頻補償算法，提升服務質量，并加強政策銜接與信息披露機制；燃煤機組深度調峰按照負荷率高低進行分檔補償，激勵機組提升調峰能力。《云南電力調峰輔助服務市場交易規則（試行）（征求意見稿）》2024年8月14日國家能源局云南監管辦公室深度調峰輔助服務每

15

分鐘為一個交易時段，運行日共設置

96

個交易時段，不分檔設置價格。此外，獨立儲能設施可按深度調峰輔助服務的方式參與市場交易，其報價上限為335.8元/兆瓦時。《河南電力輔助服務市場交易細則（征求意見稿）》年月日國家能源局河南監管辦公室許虛擬電廠和可調節負荷參與調峰市場，初期采用報量不報價且優先出清的機制，優化火電調峰基準，提升機組調節能力，同時強化市場交易監管，確保有序運行；燃煤機組深度調峰按照負荷率高低進行分檔補償，推動機組發揮靈活調節作用。容量電價：2024-2025覆蓋固定成本的三分之一，2026年起可覆蓋二分之一目前用于計算容量電價的煤電機組固定成本實行全國統一標準，為330元/千瓦·年。2024-2025年多數地方執行固定成本的30%左右，為100元/千瓦·年。按照4000小時利用小時數計算，煤電可提升度電利潤0.025元/度。2026年執行比例可提升至50%，假設利用小時數不變，容量電價可提升度電利潤至0.042元/度。如比例提升至100%，容量電價可至多提升度電利潤達0.083元/度。輔助服務電價：總則明確，各地陸續跟進，推動并入現貨市場交易2024年《關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知》發布，輔助服務價格頂層設計清晰，明確現貨市場連續運行的地區，推動輔助服務市場和現貨市場聯合出清湖南、云南、河南等地已經落地具體的輔助服務市場細則，燃煤機組深度調峰補償規則逐漸明確，可進一步帶動火電調節價值釋放。表：國家與部分省級輔助服務電價政策推動各類經營主體公平參與輔助服務市場，加強輔助服務市場與中長期市場、現貨市場的統籌銜接。資料來源：國家發改委、能源局、各地發改委、各地能源局主要內容電力：新能源貢獻增量

供需趨于寬松火電：煤價電價下跌兩部制提升穩定性水電：高蓄能保障發電

Q1有望開門紅綠電：新政全面入市

海風資產占優燃氣：成本改善在即

把握量利齊升機遇投資分析意見及風險提示153.1水電：2024年全國來水好轉 水電大省發電效率普遍回升來水好轉帶動2024年全國水電發電量強勢回升近年來我國來水情況不佳，2020-2023年間起我國水電利用小時數已經連續四年出現下跌。2024年上半年來水偏豐，雖然2024年8月份開始全國來水轉枯，但全年水電利用小時數同比獲勝216小時至3349小時，其中廣西水電利用小時數同比提升超1000小時。2024年全國水電發電量14239億千瓦時，同比提升10.9%，水電發電量創歷史新高。20232024同比變化全國31333349216湖北35033481-22廣西225033081058甘肅38984115217表：2024年全國及部分省份水電利用小時數重慶 2900 2569 -331四川 3995 4112 117貴州 1881 2652 771云南 3958 4018 60資料來源：中電聯，12%10%8%6%4%2%0%-2%-4%-6%1200012500130001350014000145002019 2020 2021 2022 2023 2024全國水電發電量（左軸，億千瓦時） YoY（右軸，%）16圖：2024年全國水電發電量大幅增長資料來源：中電聯，3.2

量價保障大水電一季度業績穩中有升17供需格局：水電大省提升電力供給方式有限，供需持續趨緊我國水電資源稟賦最好的區域位于西南地區，在十三五期間隨著眾多水電站投產后，區域電力供給一度較為寬松。隨著川渝地區產業升級，用能需求提升，疊加極端天氣頻發，西南地區的電力供需格局也由寬松轉為緊張。西南地區水電資源開發進入尾聲，西南地區需同步發展新能源和火電，來進一步提升電源穩定供應能力。短期展望：2025年四川省枯水期交易價格提升，一季度高蓄能的大水電企業有望取得開門紅根據四川電力市場2025年度集中交易結果，2025年豐水期、平水期、枯水期的成交均價分別為133.74、264.39、393.57元/兆瓦時，分別同比-6.68%、-2.20%和+2.25%。枯豐價差拉大的背景下，具有梯級調節能力的大水電可在枯水期高價多發，結構性提升綜合上網電價。長江電力的六級梯級水庫蓄能在2024年12月同比偏多32億度電。雅礱江最大庫容的兩河口2024年10月首次蓄滿，水位同比提升約9m。大水電蓄能的增加，為今年Q1枯水期提供了更強的發電能力，疊加枯水期電價提升，Q1大水電有望取得開門紅。3.3

水風光多能互補背景下

大水電利用效率及發電結構均有改善空間中長期展望：電力市場化改革深入，水電電價中樞上漲可期水風光多能互補開發模式具有極高協同效應。尤其是在新能源入市后，利用水電的靈活性響應風光出力波動，可在瞬時、日內乃至全年對新能源進行實時互補，大水電在枯水期發電效率也可進一步提升。2025年，四川省取消了非水電量打捆購入方式，改為水火風光同臺競價。我們認為兼具出力靈活性以及邊際成本優勢的水電最為受益，枯豐發電量可靈活調整，電價中樞中長期具備提升空間。圖：水電可在瞬時、日內、全年可對新能源進行出力互補，應對供給及需求端雙向變化18資料來源：李良縣等.金沙江下游(四川側)風光水互補開發研究初探[J].

水電站設計,

,

(): -.

韓曉言等.梯級水光蓄互補聯合發電關鍵技術與研究展望[J].電工技術學報,

2020,35(13):

2711-2722.

主要內容電力：新能源貢獻增量

供需趨于寬松火電：煤價電價下跌兩部制提升穩定性水電：高蓄能保障發電

Q1有望開門紅綠電：新政全面入市

海風資產占優燃氣：成本改善在即

把握量利齊升機遇投資分析意見及風險提示194.1

2024年新能源發電利用效率下降地區2023年風電利用率2024年同比變化2023年光伏發電利用率2024年同比變化全國97.30%95.90%-1.40%98.00%96.80%-1.20%20表：2024年全國多數地區新能源利用率水平較2023年出現明顯下降北京99.90%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%山東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%蒙東96.70%94.00%-2.70%98.70%97.30%-1.40%遼寧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%黑龍江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%江蘇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%重慶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%陜西96.80%94.40%-2.40%96.50%94.50%-2.00%甘肅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%寧夏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%廣東99.60%99.50%-0.10%99.90%99.90%0.00%廣西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%貴州.% .%-.%.%.%--0.90%99.40%96.70%-2.70%云南 100.00% 99.10%資料來源：全國新能源消納預警中心，?

2024年新能源消納形勢同比更為嚴峻2024年風電累計利用率95.9%，同比下降1.4pct，光伏累計利用率96.8%，同比下降1.2pct。分地區來看，2024年以來多地風光利用率均呈現下滑態勢，三北地區消納持續承壓，華東地區風電光伏利用率接近100%。風光資源較好地區需求發展速度低于電源側裝機增速，棄風棄光形勢較為嚴峻，促進新能源消納的重要性愈發凸顯。為解決新能源消納難題，《2025年政府工作報告》明確統籌就地消納和外送通道建設4.2

新能源全面入市

存量增量項目分類施策項目類型項目分類判定標準納入機制的電量電價結算機制市場化電量機制電價形成方式備注存量項目2025年6月1日前機制電價項目實際交易價格現行價格政策但不高于當地煤電基準價執行納入機制的電量可選擇完全市場化結算，但實施后不可重新選擇差價機制21新能源裝機規模快速提升，固定電價機制已不能反映市場供求截至2024年底，新能源發電裝機規模約14.1億千瓦，占全國總裝機規模40%以上，已超過煤電裝機。新能源上網電價全面由市場形成，可公平承擔電力系統調節責任，促進行業高質量發展。新能源全面入市政策出臺，電力統一大市場建設進一步完善2月國家發展改革委、國家能源局發布《關于深化新能源上網電價市場化改革

促進新能源高質量發展的通知》，推動新能源上網電量全面進入市場、上網電價由市場形成。重點一：推動新能源上網電價全面由市場形成。重點二：建立支持新能源可持續發展的價格結算機制。新能源參與市場交易后，在結算環節建立可持續發展價格結算機制，對納入機制的電量，按機制電價結算。方案提出對納入機制的電量，當市場交易價格低于機制電價時給予差價補償，高于機制電價時扣除差價。重點三：區分存量和增量項目分類施策。表：136號文上網電價結算機制增量項目2025年6月1日后機制電價項目實際交易價格各地每年組織已投產和未來12個月內投產且未納入

機制電價原則上按入選項目最高過機制執行范圍的項目自愿參與競價 報價確定，但不得高于競價上限。資料來源：國家發展改革委、國家能源局、4.3

跨省及競配海風不受影響

長期盈利穩定性有保障22《通知》與現行政策具有較強協同性納入可持續發展價格結算機制的電量，不重復獲得綠證收益享有財政補貼的新能源項目，全生命周期合理利用小時數內的補貼標準按照原有規定執行新能源入市新政與現行政策形成有效銜接。新規之下，新能源企業機遇與挑戰并存新能源全面入市在即，項目收入由原來的固定價格的保障性收入轉向市場競爭性收入，多退少補的差價結算方式穩住收益下限，保障當前入市比例已較高的新能源運營商盈利性。全面入市同樣對新能源運營商的交易能力提出更高要求，其中現貨交易將直接考驗新能源企業高頻報價能力，中長期交易將更加考驗供需兩端資源配置與項目匹配能力。跨省綠電交易及競配海上風電項目不受新政影響《通知》明確參與跨省跨區交易的新能源電量，上網電價和交易機制按照跨省跨區送電相關政策執行。《通知》還提出光熱發電項目、已開展競爭性配置的海上風電項目，按照各地現行政策執行。4.4

海上風電：中央政策助力區域積極規劃

發展大有可為資料來源：國家能源局、金風科技、27782251207018141589155513901475100015002000250030003500

30814.815.66.32.814.78.97.61.72.03.116.94.16.82.5181614121086420招標量（GW）并網量（GW）23國家及地方政策引領，支持海風發展“十四五”期間國家政策重心變為海上風電技術引導與新能源基地建設，多部門陸續印發支持海上風電行業發展的政策與規劃，主要包括聚焦高效裝備研發、智能運維及深遠海技術突破，推動沿海大型風電基地建設等，為實現“雙碳”目標提供重要支撐。《2025年政府工作報告》首提發展海上風電。海南、浙江、福建和上海等沿海省市已明確支持海上風電發展，以保障自身電力供應和綠色轉型。2025年起海風裝機規模或將加速2021年系上一輪投產高峰（補貼政策到期引發搶裝潮），2025年起將進入新一輪前期儲備項目建設的高峰期。隨著技術進步，風電開發建設成本呈下降趨勢。風電平均招標價格已從2021年超3000元/瓦，跌至2024年中期1500元/瓦以下。成本回落利好開發商降本并提高項目回報，提升裝機熱情。圖：我國海上風電裝機量及招標量情況（GW） 圖：風電平均招標價格（元/W）資料來源：金風科技、主要內容電力：新能源貢獻增量

供需趨于寬松火電：煤價電價下跌兩部制提升穩定性水電：高蓄能保障發電

Q1有望開門紅綠電：新政全面入市

海風資產占優燃氣：成本改善在即

把握量利齊升機遇投資分析意見及風險提示245.1.1

全球天然氣市場回顧：再平衡深化但尚難言寬松資料來源：國際能源署（IEA），注：前蘇聯地區包括亞美尼亞、阿塞拜疆、格魯吉亞、哈薩克斯坦、吉爾吉斯斯坦、俄羅斯、塔吉克斯坦、土庫曼斯坦及烏茲別克斯坦2520212022202320242025E非洲16901700176017701810亞太89108770906095609910其中：中國36703640393042604550中南美洲15301480147014901480前蘇聯地區64906220631065606710其中：俄羅斯51604870495051605300歐洲60905240488049004930中東56205800592060606250北美1091011440115701178011830其中：美國87409190928094609440全球4124040640409704212042920需求端：全球天然氣需求穩步增長，加速對傳統化石能源替代2024年，全球天然氣需求同比增長2.8%（同比提升約1150億m3），主要由包括中國和印度在內的亞洲市場貢獻。除經濟增長帶動工業用氣需求增長外，天然氣作為更為清潔的化石能源，對石油、煤炭等傳統化石能源的替代效應愈發顯著。例如國內LNG重卡銷量增速較高，交通市場對LNG需求拉動較大。部分中東國家也由石油發電向天然氣發電進行轉化。根據IEA預測，2025年全球天然氣需求預計增長1.9%（同比提升約800億m3）。其中亞太地區仍將貢獻主要需求增量，其中中國天然氣消費量增長有望接近300億m3。表：全球天然氣消費量（單位：億立方米）5.1.2

全球天然氣市場回顧：再平衡深化但尚難言寬松資料來源：國際能源署（IEA），注：前蘇聯地區包括亞美尼亞、阿塞拜疆、格魯吉亞、哈薩克斯坦、吉爾吉斯斯坦、俄羅斯、塔吉克斯坦、土庫曼斯坦及烏茲別克斯坦2620212022202320242025E非洲26002510254024602520亞太64806600670069007120其中：中國20502160230024602610中南美洲14801510148014801500前蘇聯國家96008650830086008750其中：俄羅斯76206720638068206930歐洲22202300215022102170中東69207150725074107650北美1172012400128501285013100其中：美國984010210106101060010740全球供給端：多地年內供應受限，全球LNG供應較為疲弱美國部分LNG出口終端項目延期釋放，疊加非洲部分國家受原料氣供應問題拖累，2024年全球LNG供應增長較為疲軟，同比僅增長2.5%（同比提升約130億m3）。2025年，受益于美國、加拿大、其他亞洲及非洲國家的LNG產能迅速提升，2025年LNG供給增速有望提升5%以上，支撐全球天然氣供給側增長。考慮到2025年起俄羅斯過境烏克蘭管道氣停運（供給同比將減少150億m3），疊加歐洲天然氣庫存大幅低于同期（夏季補庫需求或同比增加150億m3），短期內全球天然氣供需格局或仍然偏緊。表：全球天然氣產量（單位：億立方米）275.2 全球氣價受短期供需偏緊波動仍存

長期回歸確定性強2024年全球天然氣價格呈現前低后高趨勢，目前仍顯著高于歷史正常水平受年內LNG供給端未明顯改善影響，全球天然氣供需格局仍然偏緊張運行。市場仍然對計劃外的供應或需求變動高度敏感，年內氣價前低后高，振幅仍然顯著。2Q24起夏季極端天氣頻發增加各地燃氣發電需求，包括俄烏，中東等地地緣政治摩擦加劇市場對天然氣供給擔憂情緒。2024年歐亞氣價呈逐季度提升趨勢，2H24平均氣價水平已高于去年同期，并在供暖季開始后快速提升。受24/25年冬季歐洲、美國氣溫偏低影響，庫存回落較快，疊加地緣政治推高風險溢價，2025年1-2月歐洲及亞洲氣價顯著高于歷史正常水平。長期來看，我們判斷全球天然氣價格仍會再度回歸正常區間地緣政治緊張風險持續，但更為靈活的LNG供給持續提升，全球天然氣供需韌性持續增強。2025年起天然氣供給進入快速增長期，長期供需寬松格局支撐氣價再度走低。圖：全球天然氣價格趨勢

（單位：美元/百萬英熱）資料來源：路孚特天然氣板塊，圖：歐盟國家天然氣庫存情況（單位：太瓦時）020406080100荷蘭TTF基準天然氣期貨價格東北亞LNG現貨Henry

Hub天然氣期貨價格120010008006004002000五年（2020-2024年）庫存區間 2025庫存 五年均值資料來源：GIE（歐洲天然氣基礎設施協會），285.3

原料氣供應無虞

當前天然氣供需偏緊系LNG供給釋放期較長資料來源：美國能源信息署（EIA），天然氣生產大國供需并不緊張，氣源充足可為LNG出口終端提供充足原料氣俄烏沖突后俄羅斯管道氣對歐供給斷崖式下滑，盡管沖突爆發后LNG出口終端項目推進節奏加速，但受前期疫情因素影響資本開支減少且LNG出口終端建設周期較長，導致2025年前LNG出口終端落地項目不足。部分天然氣生產大國國內天然氣供需趨于寬松，氣源充足可為LNG出口終端提供充足原料氣。2024年美國國內天然氣低價導致多個天然氣開采商實施減產，目前美國活躍天然氣鉆機數量處于低位，產量有較強提升空間。2025年美國國內氣價顯著反彈，或可刺激天然氣產量提升。俄羅斯對歐供給下滑后天然氣供給過剩，LNG出口終端投產后同樣有充足氣源供應。加拿大、卡塔爾等LNG出口設施的原料氣亦有井口氣保障。圖：2024年美國活躍天然氣鉆機數仍保持相對低位（單位：個）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月天然氣鉆機數總鉆機數295.4.1

供給邊際：2027年末全球LNG出口產能有望較目前增加近三成全球LNG出口終端即將迎來快速釋放期截至2024年底，全球LNG產能為6919億m3/年。全球天然氣出口終端產能釋放高峰期集中于2025年后，根據在建項目建設節奏，預計2025、2026、2027年全球LNG產能預計將分別擴張716、552、724億m3/年。保守估計下，僅考慮已通過最終投資決策的在建LNG出口終端產能，2027年預計全球LNG終端產能也將達到8911億m3/年，較目前產能有望增加29%。新增產能主要由北美和中東地區貢獻美國在建和擬建LNG產能位列全球第一，保守預計美國至2027年可實現2256億m3的年產能，較目前可增加55%。此外美國還有較多項目未進行最終投資決策，如尚未建設但已規劃的產能在特朗普上臺后進展順利，美國LNG出口能力可進一步提升。加拿大LNG出口產能也將逐步釋放，至2027年也有望將年產能提升至219億m3。隨著北部氣田擴產計劃的逐步落地，至2027年卡塔爾LNG出口產能也有望增加64%。圖：全球LNG終端產能展望（單位：億m3）資料來源：路孚特天然氣板塊，10000900080007000600050004000300020001000020242025E2026E2027E2028E美國 加拿大 俄羅斯 卡塔爾 澳大利亞 其他國家305.4.2

供給邊際：特朗普對傳統能源態度積極

美國LNG產能釋放提速美國頁巖氣革命后天然氣產量出口量激增，目前已成全球最大LNG出口國。2008年后，美國實現頁巖氣的大規模量產，天然氣產量連年激增，并在2017年美國由天然氣進口國變為凈出口國。2016-2020年間美國天然氣出口量及出口平均增速分別達6.5%及22.6%。2024年，美國LNG出口量為8830萬噸，為全球最大LNG生產國和出口國。特朗普大力支持石油和天然氣的勘探與開采，LNG產能擴張節奏有望加速特朗普大力支持傳統化石能源發展，在1月20日上臺后立即通過行政命令取消了拜登政府對LNG出口設施的暫停，加快LNG出口設施的審批，加速美國LNG出口能力釋放。特朗普還成立能源主導地位委員會以提高對美國廣泛的能源資源的利用，從而降低能源價格并扭轉貿易逆差

。目前美國在建和擬建LNG產能位列全球第一，保守預計美國至2027年可實現2256億m3的年產能，較目前可增加55%。此外美國還有較多項目未進行最終投資決策，如其他規劃產能在特朗普上臺后進展順利，美國LNG出口能力可進一步提升。圖：美國天然氣年度產量（單位：十億立方英尺）圖：美國天然氣進出口量及凈出口量變化（單位：十億立方英尺）資料來源：美國能源信息署（EIA），14%12%10%8%6%4%2%0%-2%-4%-6%450004000035000300002500020000150001000050000美國市場級天然氣產量YoY-1000080006000400020000-2000天然氣進口量天然氣出口量凈出口量目前俄對歐洲天然氣管道多數處于停運狀態2022年9月北溪1號、北溪2號合計4根管道中的3根管道遭到損毀后泄漏，其中未受損的北溪2號B線也處于封存停運狀態。“兄弟”天然氣網絡的“進步”線于2025年1月起也已停止俄羅斯天然氣通過烏克蘭過境。目前僅有土耳其網絡中的土耳其溪（終點位于歐洲，聯通保加利亞）保持正常運轉狀態。5.5.1

貿易邊際：俄氣對歐出口窗口如重啟

全球天然氣格局將超預期寬松“兄弟”天然31氣網絡聯盟線1980年俄羅斯哈薩克斯坦-烏克蘭烏克蘭-斯洛伐克邊境2750252停運土耳其網絡土耳其溪2020年俄羅斯黑海土耳其（歐洲）930315正常藍溪年俄羅斯黑海土耳其安卡拉（亞洲）正常表：俄羅斯對歐洲主要天然氣管網管道名稱投產時間起點途經終點長度（公里）運力（億m3/年）

狀態北溪網絡北溪1號A線北溪1號B線2011年2011年俄羅斯維堡俄羅斯維堡波羅的海波羅的海德國格雷夫斯瓦爾德德國格雷夫斯瓦爾德12301230225225損毀損毀北溪2號A線俄羅斯烏斯季盧加波羅的海德國格雷夫斯瓦爾德1230225損毀北溪2號B線未投運（2021年建成）未投運（2021年建成）俄羅斯烏斯季盧加波羅的海德國格雷夫斯瓦爾德1230225停運亞馬爾歐洲天然氣網絡亞馬爾-歐洲1997年俄羅斯托爾若克白俄羅斯-波蘭德國東部1660330停運北極光管道1970-1981年俄羅斯

Urengoy氣田白俄羅斯-烏克蘭奧地利7377450停運進步線1988年俄羅斯Yamburg氣田烏克蘭烏克蘭-斯洛伐克邊境4591260停運

資料來源：GEM,

?

除土耳其溪外，目前處于低運力/停運的俄羅斯對歐天然氣管道利用率或有提升空間入境德國方向（北溪管網）：北溪2號B線目前未遭受損毀，但由于德國目前未開通接收，僅剩的管道處于封存狀態。假如該線路可重啟，可提升運力潛力為225億m3/年。入境波蘭方向（亞馬爾-歐洲管網）：亞馬爾-歐洲管道自2022年5月以來處于停運狀態，主要系波蘭在俄烏沖突后終止與俄羅斯管道氣合同。由于北極光管網老化嚴重，其功能基本被亞馬爾-歐洲線取代，可提升運力潛力為330億m3/年。入境烏克蘭方向（“兄弟”管網）：目前聯盟線、進步線受俄烏沖突處于關停狀態。假如“兄弟“管網可滿產運行，可提升運力潛力約為510億m3/年。去除土溪、進步線已使用運力以及損毀、管網老舊等難以恢復的運力，俄對歐管道氣供給提升潛力超1000億m3/年。圖：俄對歐天然氣管網運力提升潛力（單位：億m3）資料來源：325.6.1

歐洲天然氣價格具大幅下降潛力33歐洲價格或在2025年下半年起回落德國新總理上任，或重啟德國核電。核電提升替代氣電需求后，歐洲能源供給邊際改善，需求或保持穩定。我們判斷歐洲2025年上半年因補庫壓力較大，氣價將維持高位，下半年起歐洲氣價或將回落。2024年歐洲TTF天然氣期貨均價大約在11.2美元/百萬英熱，2025年前兩個月價格突破15美元/百萬英熱。中性假設下：2025年歐洲僅依賴LNG進口量，2025年下半年起供需平衡該假設下，2H25氣價有望高位回落至10美元/百萬英熱左右（約為2024年上半年均價），較1-2月均價降幅33%左右。2025年全年氣價預計約為11-12美元/百萬英熱，或與2024年持平。2026年起隨著全球LNG產能進一步釋放，氣價中樞維持在9-10美元/百萬英熱區間，較2024年均價降幅15-20%，較較1-2月高點下降33-40%。樂觀假設下：2025年俄管道氣有所恢復，2025年下半年起供需即可步入偏寬松狀態如俄管道氣能夠有所補充甚至超過2023-2024年約300億m3供應量，則歐洲供需緊張格局將發生根本性扭轉。如2025年下半年俄管道氣有所恢復，2H25歐洲氣價或將回落至9美元/百萬英熱左右，有望較1-2月均價下降40%。全年氣價或將保持在10-11美元/百萬英熱區間，較2024年均價下降約10%。2026年起隨著全球LNG產能進一步釋放，氣價中樞維持在8美元/百萬英熱左右（為2018年-2019年時期均價中樞），較2024年均價降幅30%，較1-2月高點下降超50%。5.6.2

受益于全球氣價回落

我國天然氣進口成本也將下降中國天然氣綜合成本也將下降，但綜合降幅小于國際氣價回落程度亞洲LNG價格與歐洲存在較強協同性，波動幅度或與歐洲價格走勢一致。但中國資源結構較為復雜，受國際漲價沖擊影響較小。2018年以來，國產氣、進口LNG及進口管道氣在我國天然氣供給結構中占比相對穩定，進口氣占比保持在40-45%的區間，其中進口管道氣基本與國際油價掛鉤，不受國際氣價波動影響。占我國總天然氣供給結構20-25%的進口LNG中，絕大部分資源也采用長協定價，現貨占比較低，因此國際氣價高波動對我國對天然氣綜合進口成本實際影響較有限。但如進口資源價格優勢顯現，可與國內管道氣及國產LNG資源形成有效競爭，帶動國內綜合氣價回落。圖：近年來我國天然氣供給結構圖：我國天然氣對外依存度變化趨勢資料來源：國家統計局，25%30%35%40%45%50%2016

2017

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

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2024進口LNG 進口管道氣 國產氣資料來源：國家統計局，海關總署，345.6.3

2025/26中石油管道氣合同出臺

沿海地區降本可期?

沿海地區非管制氣價格上浮比例下降，降本效果同比增強2025/26年中石油管道氣合同方案有所改變，主要體現為降低非采暖季管制氣比例等，調整非管制氣占比等。根據2019年最新《各省（區、市）天然氣基準門站價格表》，沿海地區的門站價普遍高于內陸區域，沿海十個省市區的門站價均價達1.91元/方，對比之下內陸地區各省市均價為1.58元/方。2025/26方案中取消內陸與沿海的區域劃分，非采暖季非管制氣固定量統一調整為33%，沿海地區上浮比例從80%下降至70%，降本效果明顯。如全球天然氣再平衡深化，我們判斷未來下游天然氣用氣成本可在目前基礎上逐步下降。如可回落至2019年價格水平，則下游天然氣使用成本有望回落20%以上。沿海地區降幅則更為顯著。中石油2025-2026年管道氣年度合同總體定價方案35氣源類型 非采暖季（2025年4月-10月）合同量管制氣上浮采暖季（2025年11月-2026年3月）結構 上浮非管制氣18.5% 55% 18.5%70%（內陸沿

38%（-4%）

70%（內陸沿海合海合并）聯動上海交易中心現貨價格7%（+4%）并）聯動上海交易中心現貨價格結構60%（-5%）固定量 33%（+1%）浮動量 7%（+4%）調峰量90%（-10%）非合同量額外氣線上化市場交易形成中石油2024-2025年管道氣年度合同總體定價方案氣源類型非采暖季（2024年4月-10月）采暖季（2024年11月-2025年3月）合同量區域管制氣結構65%結構55%非管制氣固定量內陸32%上浮18.5%70%42%沿海80%3%聯動上海交易中心現貨價格3%上浮18.5%70%80%聯動上海交易中心現貨價格浮動量調峰量100%非合同量額外氣線上化市場交易形成25/26中石油管道氣合同重點變化一覽：管制氣中，非采暖季比例從65%降至60%，采暖季維持55%。非管制氣中，取消內陸與沿海的區域劃分，非采暖季非管制氣固定量統一調整為33%，上浮比例維持70%。采暖季非管制氣固定量從42%調整到38%，浮動量比例由3%提升至7%，并擴大與上海交易中心現貨價格聯動范圍。（）調峰量上浮比例由%降至%。資料來源：隆眾資訊，表：2024/25和2025/26年中石油管道氣年度合同方案細則5.7.1 交通燃料及氣電需求增長顯著

降本預期下市場規模或將持續擴張10000900080007000600050004000300020001000035%30%25%20%15%10%5%0%051015202016

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2024銷量（左軸，萬臺） 滲透率（右軸，%）36LNG 柴油(0#國VI)資料來源：國家統計局，LNG燃料成本性價比顯著，LNG重卡景氣度提升