公用事业行业研究

买入（维持评级）

行业周报

证券研究报告

公用事业与环保组

分析师：姜涛（执业S1130525120007）

分析师：许子怡（执业S1130526030003）

联系人：郭仕豪

jiang_tao@gjzq.com.cn

xuziyi@gjzq.com.cn

guoshihao@gjzq.com.cn

算电融合叠加能源安全，发用电量高增仍在兑现

投资逻辑：

多用户绿电直连落地，算电融合再迎政策强化

5月20日国家发改委、国家能源局印发《有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》，与去年出台的《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》相比，实现了从一到多的突破，并优先支持算力、绿氢氨醇等直连。我们理解如下方向：（1）多用户绿电直连可大幅分散单一负荷风险，激励直连项目加速落地；（2）具有绿电需求的用户、工业园区、零碳园区等负荷可就近接入新能源，激活存量负荷和存量绿电项目的直连能力；（3）投资模式上项目原则上由电源方与负荷方合资，也可由一方单独投资，园区模式可以由园区管委会投资组建，这为电力公司参控股算力项目提供了便利；（4）重申绿电直连项目的输配电费、系统运行费的节约机制，为此类项目提供经济性来源。近期，算电融合行情持续演绎，我们持续强调电力企业未来将更多以参股甚至控股方式参与算力设施建设和运维（也是目前算电融合项目呈现出的特征），即从能源底座逐步转向算力底座，也通过产业链延伸提升电力资产的商品化。我们建议短期关注数据中心节点所在省份的省属能源集团、全国性公司中推进电力大基地向电算大基地的企业，迎来基本面底部向上和估值弹性。

发用电量高增仍持续兑现，强调上半年的低基数效应带来的弹性

4月全社会用电量在低基数下显著改善，同比+6.0%（去年同期为+4.7%），其中二产用电量同比+5.3%（去年同期为+3.0%），三产同比增长 8.9%（充换电服务业、互联网数据服务用电量分别高增 61.9%、42.8%），居民同比+6.0%。发电量方面，4月全国规模以上发电量同比+2.6%，其中火电同比+3.1%（去年同期为-2.3%，低基数下改善明显）；水电/光伏/风电/核电同比+12.2%/+7.1%/-5.0%/-8.7%。增量贡献持续兑现我们的逻辑，二产用电量增量占比 62%（去年为 37%），4月发电量增长中火电占比 45%（去年同期为-42%），我们强调今年上半年用电量的低基数效应仍将持续，二产中的高耗能制造业低基数改善将带动用电需求修复，同时发电量中火电的低基数也将延续至6月，带动上半年火电发电量增长与电煤需求的提升。

三维框架演绎仍然清晰：能源通胀下的电价上涨、业绩兑现中的时间线索、低配低估下的主题行情

我们3月提出当下煤与电行情的三维框架：（1）能源通胀下的电价上涨：煤价走势如期强劲（Q5500煤价维持830元/吨，同比涨幅达217元/吨），主要受前文提到的电量增长叠加海外地缘影响，后续山西煤矿事故导致的安监或进一步影响国内短期产能，驱动短期煤价超额抬升，部分省份月度及现货电价中枢亦有所上涨，我们期待电价底部反转；（2）业绩兑现中的时间线索：Q1火电业绩好于市场预期，通过市场化交易、容量电价上涨抵抗了年度长协电价的大幅下行，呈现了充分的业绩韧性，分红和现金流也进一步彰显公用事业化。我们强调，看好火电在Q2业绩底部确认，未来将逐季度改善，目前已经进入配置窗口期。此外，时间线上汛期水文改善带来的量价齐升基本确定、股息率亦凸显；（3）低配低估下的主题行情：我们预期算电融合行情仍将演绎，从点状公司向区域逻辑延展，并持续跟进投资进展，另外我们建议也关注能源安全（分子侧制造业回流及低基数或进一步扩大能源需求、分母侧国内煤与电资产的安全价值是进一步的估值空间）。煤与电大部分龙头公司具备股息基础，攻守兼备。

行情复盘及相关标的：关注时间线与事件线，底部向上的九丰能源

时间线一一当前的煤炭：兖矿能源、兖煤澳大利亚、中国神华、陕西煤业；一季报火电：皖能电力、宝新能源、华能国际电力股份、国电电力、华能蒙电；汛期的水电：国投电力、长江电力。

事件线一一央国企市值管理与资本运作：川投能源、华电国际、涪陵电力。

风险提示

煤价波动幅度超预期；绿电装机及消纳情况不及预期；电力体制改革政策出台不及预期。



内容目录

一、算电融合叠加能源安全，发用电量高增仍在兑现...4

（一）多用户绿电直连落地，算电融合再迎政策强化...4

（二）发电量：1-4月发电量同比增长 3.3%，4月火电贡献 45%发电量增量...5

（三）用电量：1-4月用电量同比增长 5.4%，4月二产用电量增量占 62%...7

二、电力煤炭高频数据跟踪...9

三、板块估值及交易情况...11

四、风险提示...13

图表目录

图表 1: “一对多”与“一对一”绿电直连政策对比 ... 4

图表 2: 2026M1-4全国发电量达3.12万亿千瓦时 ... 5

图表 3: 2026M4风光发电量增量占比 37% ... 6

图表 4: 2026M1-4全国发电量同比增长 3.3% ... 6

图表 5: 2026M1-4全国火电发电量同比增长 3.6% ... 6

图表 6: 2026M1-4水电发电量同比增长 9.9% ... 6

图表 7: 2026M1-4风电发电量同比下降 3.5% ... 6

图表 8: 2026M1-4光伏发电量同比增长 9.8% ... 7

图表 9: 2026M1-4核电发电量同比下降 4.8% ... 7

图表 10: 2026M1-4全社会用电量达3.33万亿千瓦时 ... 7

图表 11: 2026M1-4三产+城乡居民电量占 34.0% ... 7

图表 12: 2026M4二产用电量增量占 62% ... 8

图表 13: 2026M1-4全社会用电量同比增长 5.4% ... 8

图表 14: 2026M1-4一产用电量同比增长 5.8% ... 8

图表 15: 2026M1-4二产用电量同比增长 4.9% ... 8

图表 16: 2026M1-4三产用电量同比增长 8.3% ... 8

图表 17: 2026M1-4城乡居民用电量同比增长 3.9% ... 9

图表 18: 内贸煤价格维持高位运行 ... 9

图表 19: 北方港口煤炭库存升至阶段性高位 ... 9

图表 20: 电厂日耗低位有所回升 ... 10

图表 21: 三峡出库流量近期明显抬升 ... 10

图表 22: 坑口煤价维持平稳 ... 10

图表 23: 国内外煤价价差小幅收窄 ... 10

图表 24: 广东燃煤现货电价有所回落 ... 11



图表 25: 山西现货市场电价高波动运行 ... 11

图表 26: 全国 LNG 出厂价格指数延续小幅回落 ... 11

图表 27: 主要天然气市场价格波动 ... 11

图表 28: 公用事业板块 PE 近十年分位数 60.46% ... 12

图表 29: 公用事业板块 PB 近十年分位数 70.10% ... 12

图表 30: 煤炭板块 PE 近十年分位数 89.37% ... 12

图表 31: 煤炭板块 PB 近十年分位数 90.79% ... 12

图表 32: 公用事业板块成交量/额占比自高位回落 ... 12

图表 33: 煤炭板块成交量/额占比维持低位 ... 13

图表 34: 煤炭与公用事业位于申万板块涨跌幅中上游 ... 13


一、算电融合叠加能源安全，发用电量高增仍在兑现

（一）多用户绿电直连落地，算电融合再迎政策强化

2026年5月20日国家发改委、国家能源局印发《有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》的纲领文件（以下简称“688号文”），与去年出台的《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（以下简称“650号文”）相比，实现了从一到多的突破，即新能源项目可通过专用线路向多个法人用户供电，同时政策明确优先支持算力设施、绿氢氨醇等新兴产业开展绿电直连。负荷侧范围明显扩大，具有绿电需求的用户、工业园区、零碳园区等负荷均可就近接入新能源。多用户直连显著增强了项目负荷稳定性与长期消纳能力，此前绿电直连项目落地的核心难点在于长期负荷需求的不确定性，而“一对多”模式则通过分散单一用户风险、增强负荷池稳定性来提升项目收益率预期，激活存量负荷和存量绿电的直连能力。

供给侧方面，688号文进一步扩大了新能源项目参与边界。此前建设的“一对一”项目可继续扩容并吸纳新增负荷，无法并网或因新能源消纳受限而搁置的项目也可转向多用户绿电直连，分布式光伏亦首次明确可通过集中汇流方式融资模式上项目原则上由电源方与负荷方合资，也可由一方单独投资，园区模式可以由园区管委会投资组建，这为电力公司参控股算力项目提供了便利。运行机制方面，688号文明确年自发自用比例、上网电量比例及消纳困难时段不得反送电，同时首次提出小时级新能源发用电匹配，即项目内部各用户可按每个时段用电量占比分配自发自用电量，并与国家绿证系统衔接。同时，项目初期可“报量不报价”参与现货市场，后续逐步过渡至“报量报价”。在价格费用机制上，重申绿电直连项目的输配电费、系统运行费的节约机制，为此类项目提供经济性来源。

图表1：“一对多”与“一对一”绿电直连政策对比

对比维度

650号文

688号文

直连用户数量

向单一电力用户供给绿电。

向多个用户供给绿电；多用户指多个不同法人实体，不包括居民和农业用户。

用电侧主体

新增负荷可配套建设新能源项目；存量负荷在满足相关条件下开展绿电直连；有降碳刚性需求的出口外向型企业可探索开展。

新建负荷可配套建设新能源电源组成多用户绿电直连项目。存量负荷中，有绿色电力消费需求的用户、工业园区、零碳园区、增量配电网等的全部或部分负荷可就近接入新能源，组成多用户绿电直连项目。优先支持算力设施、绿色氢氨醇等新兴产业开展绿电直连。

供电侧主体

支持尚未开展电网接入工程建设，或因新能源消纳受限等原因无法并网的新能源项目开展绿电直连；分布式光伏按相关政策执行。

“一对一”绿电直连项目也可以吸纳其他新建负荷，同时配套扩建新能源电源组成多用户绿电直连项目。支持尚未开展电网接入工程建设的新能源发电项目，以及因新能源消纳受限等原因无法并网的新能源发电项目开展多用户绿电直连。分布式光伏可通过集中汇流方式参与。

投资模式

原则上由负荷作为主责单位；各类经营主体可投资，电源可由负荷、发电企业或双方合资公司投资。

项目应明确独立主责单位，原则上由电源方与负荷方合资，也可由一方单独投资；园区模式可由园区管委会或第三方机构投资组建。

项目消纳要求

按“以荷定源”确定新能源类型和装机规模；年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%，占总用电量比例不低于30%，2030年前不低于35%。

按“以荷定源”合理规划新能源装机规模；年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%，占总用电量比例不低于30%，2030年前不低于35%。



项目反送电约束

现货市场连续运行地区可余电上网；未连续运行地区不允许向公共电网反送；上网电量比例一般不超过20%。

并网型项目年上网电量原则上不超过总可用发电量的20%，不可在新能源消纳困难时段向电网反送电，上网电量占比和消纳困难时段一省一议。

绿电溯源机制

项目应具备分表计量条件，内部发电、厂用电、自发自用、储能等关口安装双向计量装置。

项目内部各用户可按每个时段用电量占比确定自发自用电量，实现小时级新能源发用电量匹配；相关数据推送至国家绿证核发交易系统。

市场参与方式

并网型项目原则上作为整体参与市场。

并网型项目原则上作为整体参与市场；初期，项目可采用“报量不报价”方式参与电力现货市场，待条件成熟后，逐步过渡至“报量报价”方式参与，项目不得由电网企业代理购电。

价格费用机制

按规定缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用。

并网型项目按照1192号文要求，公平承担输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴等费用。并网型和离网型项目按现行政策缴纳政府性基金及附加。项目新能源发电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制。

来源：国家发改委，国家能源局，国金证券研究所

（二）发电量：1-4月发电量同比增长 3.3%，4月火电贡献 45%发电量增量

根据国家统计局披露数据，1-4月全国规模以上发电量达3.12万亿千瓦时（以下均为规模以上口径），同比+3.3%。分电源结构看，1-4月火电、水电、光伏发电同比增长，核电、风电增速继续下滑；其中，火电同比增长3.6%，上年同期为下降4.1%；水电增长9.9%，增速同比提高7.7个百分点；风电下降3.5%，增速同比放缓14.4个百分点；光伏发电增长9.8%，增速同比放缓9.7个百分点；核电下降4.8%，增速同比放缓17.5个百分点。总体而言，1-4月火电超低基数下改善显著（1-4月增量贡献火电占比 51%、其中4月为 45%，相较去年的负贡献大幅改善），风光增速继续回落。仍然维持火电改善趋势预计可延续6月的判断，叠加地缘与海外减产，后续山西煤矿事故导致的安监或进一步影响国内短期产能，驱动短期煤价超额抬升，重视近期的煤价趋势走强。

图表2：2026M1-4全国发电量达3.12万亿千瓦时


来源：国家统计局，国金证券研究所



图表3：2026M4风光发电量增量占比 37%


来源：国家统计局，国金证券研究所

图表4：2026M1-4全国发电量同比增长 3.3%


来源：国家统计局，国金证券研究所

图表5：2026M1-4全国火电发电量同比增长 3.6%


来源：国家统计局，国金证券研究所

图表6：2026M1-4水电发电量同比增长 9.9%


图表7：2026M1-4风电发电量同比下降 3.5%

来源：国家统计局，国金证券研究所


来源：国家统计局，国金证券研究所



图表8：2026M1-4光伏发电量同比增长 9.8%


来源：国家统计局，国金证券研究所

图表9：2026M1-4核电发电量同比下降 4.8%


来源：国家统计局，国金证券研究所

（三）用电量：1-4月用电量同比增长 5.4%，4月二产用电量增量占 62%

根据国家能源局披露数据，1-4月全社会用电量达3.33万亿千瓦时，同比+5.4%（去年同期同比增长 3.1%）。分结构看，第二产业用电量2.16万亿千瓦时，同比+4.9%，其中，工业用电量21372亿千瓦时，同比增长 5.1%，高技术及装备制造业用电量3796亿千瓦时，同比增长 9.0%。第三产业用电量6351亿千瓦时，同比增长 8.3%；其中，充换电服务业、互联网数据服务用电量分别为513亿、312亿千瓦时，增速分别达到 55.9%、44.4%；一产、城乡居民用电量分别同比+5.8%、3.9%。总体来看，今年上半年用电量的低基数效应仍将持续，二产中的高耗能制造业低基数改善将带动用电需求修复，三产延续较快增长。

图表10：2026M1-4全社会用电量达3.33万亿千瓦时


来源：国家能源局，国金证券研究所

图表11：2026M1-4三产+城乡居民电量占 34.0%


来源：国家能源局，国金证券研究所



图表12：2026M4二产用电量增量占 62%


来源：国家能源局，国金证券研究所

图表13：2026M1-4全社会用电量同比增长 5.4%


来源：国家能源局，国金证券研究所

图表14：2026M1-4一产用电量同比增长 5.8%


来源：国家能源局，国金证券研究所

图表15：2026M1-4二产用电量同比增长 4.9%


图表16：2026M1-4三产用电量同比增长 8.3%

来源：国家能源局，国金证券研究所


来源：国家能源局，国金证券研究所


图表17：2026M1-4城乡居民用电量同比增长 3.9%


来源：国家能源局，国金证券研究所

二、电力煤炭高频数据跟踪

现货煤价年初至今持续抬升，近期在高位企稳，淡季背景下仍表现偏强。截止5月22日秦皇岛港5500大卡现货煤价已升至830元/吨，同比上涨217元/吨（幅度+35.4%），周环比持平。3月以来伴随供暖季结束、气温回升，电厂日耗维持季节性低位，近期有所修复，截止5月14日为410万吨，同比+31万吨，周环比+69万吨（幅度+20.2%）。水文方面，近期三峡出库流量明显抬升至阶段性高位，截止5月22日三峡出库流量22300立方米/秒，同比+110.4%、周环比+36.8%。综合影响下，近期港口煤炭库存继续抬升，截止5月 18日，北方港口库存达3830.7万吨，同比-339.3万吨（幅度-8.1%），周环比+100.3万吨 （幅度+2.7%）。

图表18：内贸煤价格维持高位运行


来源：中国煤炭市场网，国金证券研究所

图表19：北方港口煤炭库存升至阶段性高位


来源：中国煤炭市场网，国金证券研究所



图表20：电厂日耗低位有所回升


来源：中国煤炭市场网，国金证券研究所

图表21：三峡出库流量近期明显抬升


来源：长江三峡通航管理局，国金证券研究所

近期坑口煤价维持平稳，国内外煤价整体高位震荡，进口煤价格优势仍然偏弱。山东滕州 5500大卡坑口煤价在近期维持平稳，截止5月22日为730元/吨，低于秦皇岛港口价格 100元/吨，上年同期价差为27元/吨，价差周环比持平。海外煤价方面，近期海外煤价整体表现仍偏强，价格优势仍不明显，截止5月22日山西优混动力煤5500大卡库提价900元/吨，同比+185元/吨（幅度+25.9%），周环比持平；澳煤5500大卡库提价为974.3元/吨，同比+258.1元/吨（幅度+36.0%），周环比-1.4元/吨（幅度-0.1%）；印尼煤5500大卡库提价为935.3元/吨，同比+242.9元/吨（幅度+35.1%），周环比-5.9元/吨（幅度-0.6%）。

图表22：坑口煤价维持平稳


来源：中国煤炭市场网，国金证券研究所

图表23：国内外煤价价差小幅收窄


来源：中国煤炭市场网，国金证券研究所

年初至今多省现货电价整体较前期低位有所回升：广东作为用电负荷中心之一，前期受需求修复及煤价上行等因素支撑，燃煤现货电价上行，近期有所回落，截止5月19日燃煤电价371.20元/兆瓦时，同比+37.8元/兆瓦时（幅度+11.3%）；山西日前市场电价较前期低位有所修复，近期整体仍呈高波动运行，截止5月21日日前市场出清算术均价217.79元/兆瓦时，同比-0.5元/兆瓦时（幅度-0.2%）。



图表24：广东燃煤现货电价有所回落


图表25：山西现货市场电价高波动运行

来源：广东电力交易中心，国金证券研究所


来源：山西电力交易中心，国金证券研究所

国内气价周环比小幅回落，海外气价整体走弱。2022年俄乌冲突爆发后，欧洲天然气供应链持续受扰，TTF气价一度飙升至历史高位，全球气价共振上行，国内LNG价格亦同步抬升。进入2026年后，中东地缘风险阶段性加剧，霍尔木兹海峡通行风险扰动，进一步扰动全球油气运输与供需预期，推动国际天然气价格波动加大。本周来看，欧洲TTF从前期高位有所回落；美国NYMEX气价小幅回落；国内LNG价格延续下行。截止5月21日欧洲 TTF现货价格为48.00欧元/兆瓦时，同比+31.9%，周环比-5.8%；截止5月22日美国NYMEX天然气期货价格为2.92美元/百万英热，同比-11.9%，周环比-1.4%；截止5月22日中国 LNG现货价格为5878元/吨，同比+40.3%，周环比-1.7%。

图表26：全国LMS格指数延续小幅回落


来源：上海石油天然气交易中心，国金证券研究所

图表27：主要天然气市场价格波动


来源：CME，ICE，国金证券研究所

三、板块估值及交易情况

估值水平上，公用事业板块市盈率（剔除负值）为20.17，近十年估值分位数为 60.46%煤炭板块市盈率（剔除负值）为17.95，近十年估值分位数为 89.37%；公用事业板块市净率为1.88，近十年估值分位数为 70.10%，煤炭板块市净率为1.64，近十年估值分位数为 90.79%。在交易量上，2026年2月在算电融合催化下，公用事业板块成交占比一度明显抬升，4月中旬有所回落，5月中旬再度走高后近期有所回落，5月22日公用事业板块成交量占比 6.00%，成交额占比 2.36%；煤炭板块来看，成交活跃度整体维持低位，5月22日成交量占比 1.25%、成交额占比 0.38%。年初至今SW一级行业中，煤炭、公用事业板块分



别上涨 12.28%、11.11%，分别位列第七、第九名。

图表28：公用事业板块PE近十年分位数 60.46%


来源：iFind，国金证券研究所

图表29：公用事业板块PB近十年分位数70.10%


来源：iFind，国金证券研究所

图表30：煤炭板块PE近十年分位数89.37%


来源：iFind，国金证券研究所

图表31：煤炭板块PB近十年分位数 90.79%


来源：iFind，国金证券研究所

图表32：公用事业板块成交量/额占比自高位回落


来源：iFind，国金证券研究所



图表33：煤炭板块成交量/额占比维持低位


来源：iFind，国金证券研究所

图表34：煤炭与公用事业位于申万板块涨跌幅中上游


来源：iFind，国金证券研究所

四、风险提示

煤价波动幅度超预期：若进口煤价格、国际能源价格扰动导致煤价超预期上涨，火电度电燃料成本可能重新抬升，压缩电量端和容量电价带来的盈利改善空间，并影响火电自由现金流转正、资产负债率下降及分红能力提升的持续性。

绿电装机及消纳情况不及预期：新能源全面入市后，绿电盈利对利用小时、市场化交易电价和消纳水平更加敏感。若风光装机继续高增但电网外送、调节电源及负荷增长不及预期，弃风弃光率可能抬升，大发时段电价折价扩大，导致绿电电量增长难以转化为收入和利润增长。

电力体制改革政策出台不及预期：若电力市场化改革推进节奏慢于预期，或机制电价、容量补偿、辅助服务收益、系统运行费用分摊等细则落地不及预期，相关资产盈利稳定性和现金流改善可能弱于判断，影响公用事业化重估逻辑兑现。



行业投资评级的说明：

买入：预期未来3-6个月内该行业上涨幅度超过大盘在 $15\%$ 以上；

增持：预期未来3-6个月内该行业上涨幅度超过大盘在 $5\% -15\%$

中性：预期未来3一6个月内该行业变动幅度相对大盘在 $ - 5\% - 5\% $；

减持：预期未来3一6个月内该行业下跌幅度超过大盘在 5%以上。



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