2025年公用事業(yè)行業(yè)春季盈利穩(wěn)定性提升公用紅利價值持續(xù)

證券研究報

告盈利穩(wěn)定性提升

公用紅利價值持續(xù)2025年公用事業(yè)春季投資策略主要內(nèi)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(wěn)定性水電：高蓄能保障發(fā)電

Q1有望開門紅綠電：新政全面入市

海風(fēng)資產(chǎn)占優(yōu)燃氣：成本改善在即

把握量利齊升機遇投資分析意見及風(fēng)險提示31.1

2024年電力需求回顧全國用電量增勢強勁，三產(chǎn)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(chǎn)、二產(chǎn)、三產(chǎn)、城鄉(xiāng)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(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)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(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)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(zhì)生產(chǎn)力需求快速增長2024年四大高載能行業(yè)用電量同比增長2.2%，增速進一步回落，但

“兩新”政策推動設(shè)備制造等行業(yè)用電較快增長。新能源相關(guān)制造業(yè)以及計算機設(shè)備制造業(yè)為代表的高技術(shù)及裝備制造業(yè)快速發(fā)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(shè)備制造業(yè)用電量增速超10%。圖：2024年全國各產(chǎn)業(yè)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(chǎn)業(yè)13576.3%1278791%第二產(chǎn)業(yè)638745.1%60745312950%第三產(chǎn)業(yè)183489.9%16694165426%城鄉(xiāng)居民生活1494210.6表：2024年全社會用電數(shù)據(jù)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(lián)， 41.2

2025年發(fā)電量貢獻度測算2023年風(fēng)光新增裝機約292GW，對應(yīng)到2024年新增發(fā)電量3658億度電2024年風(fēng)電光伏合計增量發(fā)電貢獻度約59%。2024年風(fēng)光新增裝機約358GW，參考2024年發(fā)電數(shù)據(jù)等比例估算，2025年可增加發(fā)電量約4450億度電假設(shè)2025年發(fā)電增速為6.7%，2025年增量發(fā)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(fā)電空間為2151億度電，占比約33%。圖：

2025年全國增量發(fā)電結(jié)構(gòu)預(yù)測資料來源：新增裝機容量（萬kW） 增量發(fā)電量（億kWh)2023A 2024A 2024A 2025E風(fēng)電7566798211111172光伏216022779825483278合計291683578036584450表:

新能源新增裝機發(fā)電貢獻測算資料來源：中電聯(lián)，光伏49.7%5風(fēng)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(fā)電量占比光伏裝機高增可期，風(fēng)光成為發(fā)電增量核心電力企業(yè)目標(biāo)極高的十四五新能源裝機規(guī)劃目前已經(jīng)進入下半場，我們預(yù)計2025年還有新能源投產(chǎn)小高峰。我們預(yù)計2025-2030年風(fēng)電與光伏新增裝機的發(fā)電量在新增發(fā)電量中占比將基本保持在50%以上。資料來源：中電聯(lián)，預(yù)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(lián)，預(yù)測504540353025201510502018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

2025E2026E2027E2028E2029E2030E常規(guī)水電 核電 風(fēng)電 太陽能發(fā)電 煤電 天然氣發(fā)電 生物質(zhì)發(fā)電100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%常規(guī)水電20182019202020212022

20232024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E核電 風(fēng)電 太陽能發(fā)電 煤電 天然氣發(fā)電 生物質(zhì)發(fā)電6煤電保持壓艙石地位，新能源引領(lǐng)未來增量歷史上我國用電量情況長期偏緊，我們預(yù)計未來發(fā)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(yù)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(qū)間。根據(jù)測算，光伏與風(fēng)電在2030年發(fā)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(chǎn)高峰過后將貢獻主要發(fā)電增量。我們預(yù)計2030年煤電在發(fā)電量中的占比降至44%水平，但依然發(fā)揮壓艙石作用。受新能源發(fā)電量高增擠壓，煤電利用小時數(shù)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(lián)，預(yù)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(guī)水電 核電 風(fēng)電 太陽能發(fā)電 煤電 天然氣發(fā)電 生物質(zhì)發(fā)電0%2%4%6%8%10%020000400006000080000100000120000圖：2018-2030年電量平衡條件下發(fā)/用電量（單位：億千瓦時）140000 12%201820192020202120222023

20242025E2026E2027E2028E2029E2030E總發(fā)電量=全社會用電量（億千瓦時） 同比增速（%）資料來源：中電聯(lián)，預(yù)測71.5

電力全國電力供需平衡表8資料來源：中電聯(lián)，預(yù)測指標(biāo)20182019202020212022202320242025E2026E2027E2028E2029E2030E總發(fā)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(guī)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(fēng)電1.842.102.823.283.654.415.216.216.717.217.718.118.51太陽能發(fā)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(fā)電0.830.900.981.091.161.261.451.601.751.851.952.052.15生物質(zhì)發(fā)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(guī)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(fēng)電0.210.260.720.460.370.760.791.000.500.500.500.400.40太陽能發(fā)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(fā)電0.070.080.110.070.100.190.150.150.100.100.100.10生物質(zhì)發(fā)電0.040.060.080.030.030.020.020.020.020.020.020.02利用小時數(shù)常規(guī)水電3769387940003800341731333349380038003800380038003800核電7184739474537802761676167683770077007700770077007700風(fēng)電2095208220782232221822252127222022202220222022202220太陽能發(fā)電1212128512811281134012861211120012001200120012001200煤電4495441643234586459346854628443741804108416942304247天然氣發(fā)電2767264626102814244024362363240024002400240024002400資料表：國內(nèi)電源結(jié)構(gòu)預(yù)測表（電量平衡，倒算煤電利用小時數(shù)，用煤電利用小時數(shù)反映電量供需格局）主要內(nèi)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(wěn)定性水電：高蓄能保障發(fā)電

Q1有望開門紅綠電：新政全面入市

海風(fēng)資產(chǎn)占優(yōu)燃氣：成本改善在即

把握量利齊升機遇投資分析意見及風(fēng)險提示9102.1

火電：煤炭供大于求背景格局帶動煤價持續(xù)回落國內(nèi)外供給穩(wěn)定，需求相對疲弱，目前煤炭呈現(xiàn)供需寬松格局供給側(cè)：春節(jié)后國內(nèi)煤礦產(chǎn)能利用率大幅提升，晉陜蒙疆等煤炭主產(chǎn)區(qū)的煤炭產(chǎn)能穩(wěn)定釋放，同時煤炭進口量持續(xù)高位運行。需求側(cè)：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(xù)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(chǎn)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(xié)煤占比下滑，市場煤價格走弱對火電盈利改善效應(yīng)加強2024年11月國家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)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(wù)”），2025年火電成本改善空間更為顯著。圖：2025年煤價持續(xù)下探（秦皇島港Q5500山西產(chǎn)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(yè)采購的市場煤充分受益于煤價回落，長協(xié)煤部分也將有所受益長協(xié)煤合同定價為“基準價+浮動價”，具體為當(dāng)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(xié)基準價）*50%，火電企業(yè)成本改善部分來自于市場煤及長協(xié)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(shè)度電標(biāo)煤消耗300克作為基準測算（標(biāo)煤熱值為7000大卡/kg），如入爐煤成本與煤價變動一致，標(biāo)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(shè)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(qū)域的火電盈利有望改善122025年年度長協(xié)交易電價普遍下跌，內(nèi)陸省份電價降幅相對較低2025年華北、東北、西北地區(qū)的年度長協(xié)電價降幅較低，部分省份如山東降幅在0.01元/度以內(nèi)。長三角地區(qū)供需格局較好，電價降幅控制在0.04元/度以內(nèi)。廣西率先給予2025年綠電差價合約補償至0.375元/度，導(dǎo)致2025年年度長協(xié)電價下跌超0.1元/度?？紤]到長協(xié)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(yè)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(xié)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(qū)火電運行效率高，發(fā)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(qū)域的火電企業(yè)具備更高α收益統(tǒng)一電力市場的構(gòu)建加速各類電源同臺競爭，火電作為高發(fā)電邊際成本電源，在電量電價競爭處于相對弱勢地位，省內(nèi)供需格局為影響電價關(guān)鍵因素。新能源占比較小且受水電沖擊較少地區(qū)，火電企業(yè)經(jīng)營效率及盈利穩(wěn)定性占優(yōu)。?

西部地區(qū)火電利用小時數(shù)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(shù)雖整體保持穩(wěn)健，但受產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)移因素影響，各區(qū)域分化顯著，整體呈現(xiàn)“西走高，東走低”局面。西部地區(qū)中，西北地區(qū)火電利用小時數(shù)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(shù)激增。東部地區(qū)中，華北、東北地區(qū)火電受新能源沖擊影響較大火電利用小時數(shù)顯著下降，但長三角地區(qū)江浙滬皖地區(qū)利用小時數(shù)在高絕對值基數(shù)上仍基本保持穩(wěn)定。目前長三角及福建火電利用小時數(shù)較高且相對穩(wěn)定，電量電價下行風(fēng)險低，火電韌性強。資料來源：Wind，表：全國火電設(shè)備利用小時數(shù)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(nèi)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

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(lián)，142.5

調(diào)節(jié)價值：容量電價2026年上調(diào)

輔助服務(wù)市場持續(xù)完善層級政策名稱發(fā)布時間發(fā)布部門 主要內(nèi)容國家《關(guān)于建立健全電力輔助服務(wù)市場價格機制的通知》2024年2月7日國家發(fā)改委、國家能源局 提出優(yōu)化調(diào)峰、調(diào)頻、備用等輔助服務(wù)的交易和價格機制，明確輔助服務(wù)費用的分攤和結(jié)算方式，省市《四川省電力輔助服務(wù)管理實施細則》2024年3月1日四川能源監(jiān)管辦該細則旨在規(guī)范四川省電力輔助服務(wù)的提供、調(diào)用、考核、補償、結(jié)算和監(jiān)督管理，適用于四川省電力調(diào)度機構(gòu)調(diào)度管轄的接入35kV及以上電壓等級并網(wǎng)主體。《湖南電力輔助服務(wù)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(jiān)管辦公室擴大管理范圍，納入儲能和可調(diào)節(jié)負荷，新增轉(zhuǎn)動慣量、爬坡、穩(wěn)定切機等輔助服務(wù)品種，完善AGC與一次調(diào)頻補償算法，提升服務(wù)質(zhì)量，并加強政策銜接與信息披露機制；燃煤機組深度調(diào)峰按照負荷率高低進行分檔補償，激勵機組提升調(diào)峰能力。《云南電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場交易規(guī)則（試行）（征求意見稿）》2024年8月14日國家能源局云南監(jiān)管辦公室深度調(diào)峰輔助服務(wù)每

15

分鐘為一個交易時段，運行日共設(shè)置

96

個交易時段，不分檔設(shè)置價格。此外，獨立儲能設(shè)施可按深度調(diào)峰輔助服務(wù)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(wù)市場交易細則（征求意見稿）》年月日國家能源局河南監(jiān)管辦公室許虛擬電廠和可調(diào)節(jié)負荷參與調(diào)峰市場，初期采用報量不報價且優(yōu)先出清的機制，優(yōu)化火電調(diào)峰基準，提升機組調(diào)節(jié)能力，同時強化市場交易監(jiān)管，確保有序運行；燃煤機組深度調(diào)峰按照負荷率高低進行分檔補償，推動機組發(fā)揮靈活調(diào)節(jié)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(tǒng)一標(biāo)準，為330元/千瓦·年。2024-2025年多數(shù)地方執(zhí)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(shù)計算，煤電可提升度電利潤0.025元/度。2026年執(zhí)行比例可提升至50%，假設(shè)利用小時數(shù)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(wù)電價：總則明確，各地陸續(xù)跟進，推動并入現(xiàn)貨市場交易2024年《關(guān)于建立健全電力輔助服務(wù)市場價格機制的通知》發(fā)布，輔助服務(wù)價格頂層設(shè)計清晰，明確現(xiàn)貨市場連續(xù)運行的地區(qū)，推動輔助服務(wù)市場和現(xiàn)貨市場聯(lián)合出清湖南、云南、河南等地已經(jīng)落地具體的輔助服務(wù)市場細則，燃煤機組深度調(diào)峰補償規(guī)則逐漸明確，可進一步帶動火電調(diào)節(jié)價值釋放。表：國家與部分省級輔助服務(wù)電價政策推動各類經(jīng)營主體公平參與輔助服務(wù)市場，加強輔助服務(wù)市場與中長期市場、現(xiàn)貨市場的統(tǒng)籌銜接。資料來源：國家發(fā)改委、能源局、各地發(fā)改委、各地能源局主要內(nèi)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(wěn)定性水電：高蓄能保障發(fā)電

Q1有望開門紅綠電：新政全面入市

海風(fēng)資產(chǎn)占優(yōu)燃氣：成本改善在即

把握量利齊升機遇投資分析意見及風(fēng)險提示153.1水電：2024年全國來水好轉(zhuǎn) 水電大省發(fā)電效率普遍回升來水好轉(zhuǎn)帶動2024年全國水電發(fā)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(shù)已經(jīng)連續(xù)四年出現(xiàn)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(zhuǎn)枯，但全年水電利用小時數(shù)同比獲勝216小時至3349小時，其中廣西水電利用小時數(shù)同比提升超1000小時。2024年全國水電發(fā)電量14239億千瓦時，同比提升10.9%，水電發(fā)電量創(chuàng)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(shù)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(lián)，12%10%8%6%4%2%0%-2%-4%-6%1200012500130001350014000145002019 2020 2021 2022 2023 2024全國水電發(fā)電量（左軸，億千瓦時） YoY（右軸，%）16圖：2024年全國水電發(fā)電量大幅增長資料來源：中電聯(lián)，3.2

量價保障大水電一季度業(yè)績穩(wěn)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(xù)趨緊我國水電資源稟賦最好的區(qū)域位于西南地區(qū)，在十三五期間隨著眾多水電站投產(chǎn)后，區(qū)域電力供給一度較為寬松。隨著川渝地區(qū)產(chǎn)業(yè)升級，用能需求提升，疊加極端天氣頻發(fā)，西南地區(qū)的電力供需格局也由寬松轉(zhuǎn)為緊張。西南地區(qū)水電資源開發(fā)進入尾聲，西南地區(qū)需同步發(fā)展新能源和火電，來進一步提升電源穩(wěn)定供應(yīng)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(yè)有望取得開門紅根據(jù)四川電力市場2025年度集中交易結(jié)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%?？葚S價差拉大的背景下，具有梯級調(diào)節(jié)能力的大水電可在枯水期高價多發(fā)，結(jié)構(gòu)性提升綜合上網(wǎng)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(fā)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(fēng)光多能互補背景下

大水電利用效率及發(fā)電結(jié)構(gòu)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(fēng)光多能互補開發(fā)模式具有極高協(xié)同效應(yīng)。尤其是在新能源入市后，利用水電的靈活性響應(yīng)風(fēng)光出力波動，可在瞬時、日內(nèi)乃至全年對新能源進行實時互補，大水電在枯水期發(fā)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(fēng)光同臺競價。我們認為兼具出力靈活性以及邊際成本優(yōu)勢的水電最為受益，枯豐發(fā)電量可靈活調(diào)整，電價中樞中長期具備提升空間。圖：水電可在瞬時、日內(nèi)、全年可對新能源進行出力互補，應(yīng)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(cè))風(fēng)光水互補開發(fā)研究初探[J].

水電站設(shè)計,

,

(): -.

韓曉言等.梯級水光蓄互補聯(lián)合發(fā)電關(guān)鍵技術(shù)與研究展望[J].電工技術(shù)學(xué)報,

2020,35(13):

2711-2722.

主要內(nèi)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(wěn)定性水電：高蓄能保障發(fā)電

Q1有望開門紅綠電：新政全面入市

海風(fēng)資產(chǎn)占優(yōu)燃氣：成本改善在即

把握量利齊升機遇投資分析意見及風(fēng)險提示194.1

2024年新能源發(fā)電利用效率下降地區(qū)2023年風(fēng)電利用率2024年同比變化2023年光伏發(fā)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(shù)地區(qū)新能源利用率水平較2023年出現(xiàn)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(yù)警中心，?

2024年新能源消納形勢同比更為嚴峻2024年風(fēng)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(qū)來看，2024年以來多地風(fēng)光利用率均呈現(xiàn)下滑態(tài)勢，三北地區(qū)消納持續(xù)承壓，華東地區(qū)風(fēng)電光伏利用率接近100%。風(fēng)光資源較好地區(qū)需求發(fā)展速度低于電源側(cè)裝機增速，棄風(fēng)棄光形勢較為嚴峻，促進新能源消納的重要性愈發(fā)凸顯。為解決新能源消納難題，《2025年政府工作報告》明確統(tǒng)籌就地消納和外送通道建設(shè)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(biāo)準納入機制的電量電價結(jié)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(xiàn)行價格政策但不高于當(dāng)?shù)孛弘娀鶞蕛r執(zhí)行納入機制的電量可選擇完全市場化結(jié)算，但實施后不可重新選擇差價機制21新能源裝機規(guī)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(fā)電裝機規(guī)模約14.1億千瓦，占全國總裝機規(guī)模40%以上，已超過煤電裝機。新能源上網(wǎng)電價全面由市場形成，可公平承擔(dān)電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)責(zé)任，促進行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展。新能源全面入市政策出臺，電力統(tǒng)一大市場建設(shè)進一步完善2月國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革

促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》，推動新能源上網(wǎng)電量全面進入市場、上網(wǎng)電價由市場形成。重點一：推動新能源上網(wǎng)電價全面由市場形成。重點二：建立支持新能源可持續(xù)發(fā)展的價格結(jié)算機制。新能源參與市場交易后，在結(jié)算環(huán)節(jié)建立可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制，對納入機制的電量，按機制電價結(jié)算。方案提出對納入機制的電量，當(dāng)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(qū)分存量和增量項目分類施策。表：136號文上網(wǎng)電價結(jié)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(chǎn)和未來12個月內(nèi)投產(chǎn)且未納入

機制電價原則上按入選項目最高過機制執(zhí)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(fā)展改革委、國家能源局、4.3

跨省及競配海風(fēng)不受影響

長期盈利穩(wěn)定性有保障22《通知》與現(xiàn)行政策具有較強協(xié)同性納入可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制的電量，不重復(fù)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(shù)內(nèi)的補貼標(biāo)準按照原有規(guī)定執(zhí)行新能源入市新政與現(xiàn)行政策形成有效銜接。新規(guī)之下，新能源企業(yè)機遇與挑戰(zhàn)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(zhuǎn)向市場競爭性收入，多退少補的差價結(jié)算方式穩(wěn)住收益下限，保障當(dāng)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(xiàn)貨交易將直接考驗新能源企業(yè)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?？缡【G電交易及競配海上風(fēng)電項目不受新政影響《通知》明確參與跨省跨區(qū)交易的新能源電量，上網(wǎng)電價和交易機制按照跨省跨區(qū)送電相關(guān)政策執(zhí)行。《通知》還提出光熱發(fā)電項目、已開展競爭性配置的海上風(fēng)電項目，按照各地現(xiàn)行政策執(zhí)行。4.4

海上風(fēng)電：中央政策助力區(qū)域積極規(guī)劃

發(fā)展大有可為資料來源：國家能源局、金風(fēng)科技、27782251207018141589155513901475100015002000250030003500

30814.815.66.32.814.78.97.61.72.03.116.94.16.82.5181614121086420招標(biāo)量（GW）并網(wǎng)量（GW）23國家及地方政策引領(lǐng)，支持海風(fēng)發(fā)展“十四五”期間國家政策重心變?yōu)楹Ｉ巷L(fēng)電技術(shù)引導(dǎo)與新能源基地建設(shè)，多部門陸續(xù)印發(fā)支持海上風(fēng)電行業(yè)發(fā)展的政策與規(guī)劃，主要包括聚焦高效裝備研發(fā)、智能運維及深遠海技術(shù)突破，推動沿海大型風(fēng)電基地建設(shè)等，為實現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)提供重要支撐?！?025年政府工作報告》首提發(fā)展海上風(fēng)電。海南、浙江、福建和上海等沿海省市已明確支持海上風(fēng)電發(fā)展，以保障自身電力供應(yīng)和綠色轉(zhuǎn)型。2025年起海風(fēng)裝機規(guī)?；?qū)⒓铀?021年系上一輪投產(chǎn)高峰（補貼政策到期引發(fā)搶裝潮），2025年起將進入新一輪前期儲備項目建設(shè)的高峰期。隨著技術(shù)進步，風(fēng)電開發(fā)建設(shè)成本呈下降趨勢。風(fēng)電平均招標(biāo)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(fā)商降本并提高項目回報，提升裝機熱情。圖：我國海上風(fēng)電裝機量及招標(biāo)量情況（GW） 圖：風(fēng)電平均招標(biāo)價格（元/W）資料來源：金風(fēng)科技、主要內(nèi)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(wěn)定性水電：高蓄能保障發(fā)電

Q1有望開門紅綠電：新政全面入市

海風(fēng)資產(chǎn)占優(yōu)燃氣：成本改善在即

把握量利齊升機遇投資分析意見及風(fēng)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(lián)地區(qū)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(lián)地區(qū)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(wěn)步增長，加速對傳統(tǒng)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(nèi)的亞洲市場貢獻。除經(jīng)濟增長帶動工業(yè)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(tǒng)化石能源的替代效應(yīng)愈發(fā)顯著。例如國內(nèi)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(fā)電向天然氣發(fā)電進行轉(zhuǎn)化。根據(jù)IEA預(yù)測，2025年全球天然氣需求預(yù)計增長1.9%（同比提升約800億m3）。其中亞太地區(qū)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(lián)地區(qū)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(lián)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(nèi)供應(yīng)受限，全球LNG供應(yīng)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(yīng)問題拖累，2024年全球LNG供應(yīng)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(chǎn)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(cè)增長?？紤]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(nèi)全球天然氣供需格局或仍然偏緊。表：全球天然氣產(chǎn)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(xiàn)前低后高趨勢，目前仍顯著高于歷史正常水平受年內(nèi)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(yīng)或需求變動高度敏感，年內(nèi)氣價前低后高，振幅仍然顯著。2Q24起夏季極端天氣頻發(fā)增加各地燃氣發(fā)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(dān)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(fēng)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(qū)間地緣政治緊張風(fēng)險持續(xù)，但更為靈活的LNG供給持續(xù)提升，全球天然氣供需韌性持續(xù)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(xiàn)貨Henry

Hub天然氣期貨價格120010008006004002000五年（2020-2024年）庫存區(qū)間 2025庫存 五年均值資料來源：GIE（歐洲天然氣基礎(chǔ)設(shè)施協(xié)會），285.3

原料氣供應(yīng)無虞

當(dāng)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(chǎn)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(fā)后LNG出口終端項目推進節(jié)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(shè)周期較長，導(dǎo)致2025年前LNG出口終端落地項目不足。部分天然氣生產(chǎn)大國國內(nèi)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(nèi)天然氣低價導(dǎo)致多個天然氣開采商實施減產(chǎn)，目前美國活躍天然氣鉆機數(shù)量處于低位，產(chǎn)量有較強提升空間。2025年美國國內(nèi)氣價顯著反彈，或可刺激天然氣產(chǎn)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(chǎn)后同樣有充足氣源供應(yīng)。加拿大、卡塔爾等LNG出口設(shè)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(shù)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(shù)總鉆機數(shù)295.4.1

供給邊際：2027年末全球LNG出口產(chǎn)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(chǎn)能為6919億m3/年。全球天然氣出口終端產(chǎn)能釋放高峰期集中于2025年后，根據(jù)在建項目建設(shè)節(jié)奏，預(yù)計2025、2026、2027年全球LNG產(chǎn)能預(yù)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(chǎn)能，2027年預(yù)計全球LNG終端產(chǎn)能也將達到8911億m3/年，較目前產(chǎn)能有望增加29%。新增產(chǎn)能主要由北美和中東地區(qū)貢獻美國在建和擬建LNG產(chǎn)能位列全球第一，保守預(yù)計美國至2027年可實現(xiàn)2256億m3的年產(chǎn)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(shè)但已規(guī)劃的產(chǎn)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(chǎn)能也將逐步釋放，至2027年也有望將年產(chǎn)能提升至219億m3。隨著北部氣田擴產(chǎn)計劃的逐步落地，至2027年卡塔爾LNG出口產(chǎn)能也有望增加64%。圖：全球LNG終端產(chǎn)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(tǒng)能源態(tài)度積極

美國LNG產(chǎn)能釋放提速美國頁巖氣革命后天然氣產(chǎn)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(xiàn)頁巖氣的大規(guī)模量產(chǎn)，天然氣產(chǎn)量連年激增，并在2017年美國由天然氣進口國變?yōu)閮舫隹趪?016-2020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(chǎn)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(chǎn)能擴張節(jié)奏有望加速特朗普大力支持傳統(tǒng)化石能源發(fā)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(shè)施的暫停，加快LNG出口設(shè)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(dǎo)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(zhuǎn)貿(mào)易逆差

。目前美國在建和擬建LNG產(chǎn)能位列全球第一，保守預(yù)計美國至2027年可實現(xiàn)2256億m3的年產(chǎn)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(guī)劃產(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)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(shù)處于停運狀態(tài)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(tài)?！靶值堋碧烊粴饩W(wǎng)絡(luò)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(wǎng)絡(luò)中的土耳其溪（終點位于歐洲，聯(lián)通保加利亞）保持正常運轉(zhuǎn)狀態(tài)。5.5.1

貿(mào)易邊際：俄氣對歐出口窗口如重啟

全球天然氣格局將超預(yù)期寬松“兄弟”天然31氣網(wǎng)絡(luò)聯(lián)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(wǎng)絡(luò)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(wǎng)管道名稱投產(chǎn)時間起點途經(jīng)終點長度（公里）運力（億m3/年）

狀態(tài)北溪網(wǎng)絡(luò)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(wǎng)絡(luò)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(wǎng)）：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(tài)。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(wǎng)）：亞馬爾-歐洲管道自2022年5月以來處于停運狀態(tài)，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(wǎng)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(wǎng)）：目前聯(lián)盟線、進步線受俄烏沖突處于關(guān)停狀態(tài)。假如“兄弟“管網(wǎng)可滿產(chǎn)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(wǎng)老舊等難以恢復(fù)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(wǎng)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(wěn)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?qū)⒒芈洹?024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(shè)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(shè)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(yù)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(chǎn)能進一步釋放，氣價中樞維持在9-10美元/百萬英熱區(qū)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(shè)下：2025年俄管道氣有所恢復(fù)，2025年下半年起供需即可步入偏寬松狀態(tài)如俄管道氣能夠有所補充甚至超過2023-2024年約300億m3供應(yīng)量，則歐洲供需緊張格局將發(fā)生根本性扭轉(zhuǎn)。如2025年下半年俄管道氣有所恢復(fù)，2H25歐洲氣價或?qū)⒒芈渲?美元/百萬英熱左右，有望較1-2月均價下降40%。全年氣價或?qū)⒈３衷?0-11美元/百萬英熱區(qū)間，較2024年均價下降約10%。2026年起隨著全球LNG產(chǎn)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(xié)同性，波動幅度或與歐洲價格走勢一致。但中國資源結(jié)構(gòu)較為復(fù)雜，受國際漲價沖擊影響較小。2018年以來，國產(chǎn)氣、進口LNG及進口管道氣在我國天然氣供給結(jié)構(gòu)中占比相對穩(wěn)定，進口氣占比保持在40-45%的區(qū)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(jié)構(gòu)20-25%的進口LNG中，絕大部分資源也采用長協(xié)定價，現(xiàn)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(yōu)勢顯現(xiàn)，可與國內(nèi)管道氣及國產(chǎn)LNG資源形成有效競爭，帶動國內(nèi)綜合氣價回落。圖：近年來我國天然氣供給結(jié)構(gòu)圖：我國天然氣對外依存度變化趨勢資料來源：國家統(tǒng)計局，25%30%35%40%45%50%2016

2017

2018

2019

2020

2021

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2023

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

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024進口LNG 進口管道氣 國產(chǎn)氣資料來源：國家統(tǒng)計局，海關(guān)總署，345.6.3

2025/26中石油管道氣合同出臺

沿海地區(qū)降本可期?

沿海地區(qū)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(xiàn)為降低非采暖季管制氣比例等，調(diào)整非管制氣占比等。根據(jù)2019年最新《各?。▍^(qū)、市）天然氣基準門站價格表》，沿海地區(qū)的門站價普遍高于內(nèi)陸區(qū)域，沿海十個省市區(qū)的門站價均價達1.91元/方，對比之下內(nèi)陸地區(qū)各省市均價為1.58元/方。2025/26方案中取消內(nèi)陸與沿海的區(qū)域劃分，非采暖季非管制氣固定量統(tǒng)一調(diào)整為33%，沿海地區(qū)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(chǔ)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(qū)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(jié)構(gòu) 上浮非管制氣18.5% 55% 18.5%70%（內(nèi)陸沿

38%（-4%）

70%（內(nèi)陸沿海合海合并）聯(lián)動上海交易中心現(xiàn)貨價格7%（+4%）并）聯(lián)動上海交易中心現(xiàn)貨價格結(jié)構(gòu)60%（-5%）固定量 33%（+1%）浮動量 7%（+4%）調(diào)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(qū)域管制氣結(jié)構(gòu)65%結(jié)構(gòu)55%非管制氣固定量內(nèi)陸32%上浮18.5%70%42%沿海80%3%聯(lián)動上海交易中心現(xiàn)貨價格3%上浮18.5%70%80%聯(lián)動上海交易中心現(xiàn)貨價格浮動量調(diào)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(nèi)陸與沿海的區(qū)域劃分，非采暖季非管制氣固定量統(tǒng)一調(diào)整為33%，上浮比例維持70%。采暖季非管制氣固定量從42%調(diào)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(xiàn)貨價格聯(lián)動范圍。（）調(diào)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(yù)期下市場規(guī)模或?qū)⒊掷m(xù)擴張10000900080007000600050004000300020001000035%30%25%20%15%10%5%0%051015202016

2017

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2023

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(tǒng)計局，LNG燃料成本性價比顯著，LNG重卡景氣度提升