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

第四监管周期输配电价出台，重视水电火电景气度向上

投资逻辑：

第四监管周期输配电价出台，华中华北上调、西北下降

2026年7月8日，国家发改委发布《关于第四监管周期省级电网输配电价、区域电网输电价格及有关事项的通知》，自2026年8月1日起执行。从结果看，区域电网层面，电量电价华中区域上涨0.34分/千瓦时，华北上涨0.26分/千瓦时，西北下降0.21分/千瓦时；容量电价，湖北湖南、东北三省上涨明显，湖南同比提升0.11分/千瓦时，湖北及黑吉辽同比提升0.07分/千瓦时。综合来看，华中区域电量与容量电价同步上涨，体现其跨区受电、保供及枢纽网架成本上升；西北区域电量电价显著下降带动输配电价下行，或反映新能源外送规模扩大、通道利用率提升带来的单位成本摊薄。省级电网层面，单一制电价涨跌分化，如河北、冀北、山西等地中低压档位有所上调，北京降幅相对突出；两部制电量电价整体偏稳、略有下降；需量和容量电价调整幅度相对较小。此外，第四周期进一步补充单一制电价220千伏及以上电压档位，高电压用户输配电价明显低于低电压用户，强化成本差异信号。2025年11月，国家发改委修订输配电成本监审及定价办法，强化准许成本加合理收益、投资效率约束和分电压等级核价，并引入更鲜明的容量机制。从当前落地情况来看，第四周期调整幅度整体温和，但区域、用户类别和电压等级间的再分配特征突出；此外，华中、华北地区输配电价的提升也将进一步增强绿电直连项目的相对价格优势。

重视业绩拐点的火电，量利双升的水电

本周秦皇岛5500大卡现货煤价跌至795元/吨（周环比下降21元/吨），但同比涨幅仍有173元/吨。建议持续关注煤矿安监强度，近期中央安全生产考核巡查组陆续反馈安全生产考核巡查明查暗访，山西反馈煤矿领域违法问题依然严重，安监持续性和强度或超预期。当前火电已处于业绩与估值双底，二季度或为全年盈利低点；伴随煤价企稳、电价传导及市场化交易等，火电电量电价有望回升；7月10日，全国用电负荷创历史新高达到15.18亿千瓦，较历史极值增加1000万千瓦，火电可靠发电能力价值凸显，容量电价亦有望提升，盈利稳定性大幅增强，关注基本面触底、分红提升带来的价值重估。水电方面，2026年进入主汛期后水文条件明显改善，在去年同期来水偏枯的低基数下，水电发电量有望增长；水电电价整体保持稳定，盈利弹性优于其他电源类型；且水电龙头股息率及息差均处于历史高位。当前市场对于周期红利类资产的选择也较为聚焦业绩（类比上半年的煤炭），水电在本轮红利回调的过程中表现也相对较好，我们认为水电量利齐升、估值具备弹性，将成为价值板块的优势品种。

算电融合从主题行情逐步迈向产业趋势，关注低配低估下的主题行情机会

板块企稳，估值及交易拥挤度再度回落至低位，我们继续看好算电融合产业趋势，原因有二：一是绿电直连节省输配电费、大基地就地训练的经济性优势决定算电势必融合；二是看好八大数据中心节点的省属能源集团作为地方政府投资主体，对算电融合项目的参与能力以及水电基地与风光基地的资源禀赋优势，看好电力公司通过参股/控股的方式参与算力设施建设和运维。电力公司从能源底座逐步转向算力底座，通过产业链延伸提升电力资产的商品化程度，由此形成利润增量。当前产业趋势逐步明朗，广东省已提出省政府应统筹推动算力、电力及通信网络一体化布局。我们看好本轮算电融合对标上一轮双碳，即从主题行情 $\rightarrow$ 项目规划落地确认产业趋势 $\rightarrow$ 电价上涨改善基本面的演绎节奏。

煤与煤电、利与红利的相关标的：时间线与事件线，底部企稳的九丰能源

业绩时间线上，逐步从年初开始的煤炭 $ \rightarrow $ Q1业绩后的火电 $ \rightarrow $ 汛期水电的思路过渡，相关标的：火电：皖能电力、宝新能源、华能国际A+H、国电电力、华润电力；水电：长江电力、国投电力；煤炭：陕西煤业、新集能源。

主题事件线上，央国企市值管理与资本运作：川投能源、华电国际；持续跟进算电融合进展。

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、最新输配电价华中、华北上行、西北下降，碳达峰方案明确转型具体路径 ... 4

（一）第四监管周期输配电价出台，区域输配华中华北上调、西北下降 ... 4

（二）碳达峰行动方案正式落地，明确“十五五”绿色转型具体路径 ... 6

二、电力煤炭高频数据跟踪 ... 7

三、板块估值及交易情况 ... 11

四、风险提示 ... 12

图表目录

图表 1: 华中、华北省份区域输配电价同比上涨明显 ... 4

图表 2: 第三、第四监管周期区域电网输电价格对比 ... 4

图表 3: 第三、第四监管周期部分省级电网单一制输电价格对比 ... 5

图表 4: 能源结构调整优化核心目标 ... 6

图表 5: 产业绿色化低碳化核心目标 ... 7

图表 6: 内贸煤价格高位小幅回落 ... 7

图表 7: 北方港口煤炭库存小幅回升 ... 7

图表 8: 电厂日耗低位有所修复 ... 8

图表 9: 坑口煤价维持平稳 ... 8

图表 10: 国内外煤价价差进一步收窄 ... 8

图表 11: 溪洛渡日度入库流量 ... 9

图表 12: 三峡日度入库流量 ... 9

图表 13: 锦屏一级日度入库流量 ... 9

图表 14: 官地日度入库流量 ... 9

图表 15: 猴子岩日度入库流量 ... 9

图表 16: 瀑布沟日度入库流量 ... 9

图表 17: 龙滩日度入库流量 ... 10

图表 18: 水布垭日度入库流量 ... 10

图表 19: 广东燃煤现货电价冲高后回落 ... 10

图表 20: 山西现货市场电价波动运行 ... 10

图表 21: 全国LNG出厂价格指数延续小幅回落 ... 11

图表 22: 主要天然气市场价格表现分化 ... 11

图表 23: 公用事业板块PE近十年分位数51.69% ... 11

图表 24: 公用事业板块PB近十年分位数38.30% ... 11

图表 25: 煤炭板块PE近十年分位数88.65% ... 11



图表 26：煤炭板块 PB 近十年分位数 80.75% ... 11

图表 27：公用事业板块成交量/额占比自高位回落 ... 12

图表 28：煤炭板块成交量/额占比回落 ... 12

图表 29：煤炭与公用事业位于申万板块涨跌幅中上游 ... 12


一、最新输配电价华中、华北上行、西北下降，碳达峰方案明确转型具体路径

（一）第四监管周期输配电价出台，区域输配华中华北上调、西北下降

2026年7月8日，国家发展改革委发布《关于第四监管周期省级电网输配电价、区域电网输电价格及有关事项的通知》，核定第四监管周期省级电网输配电价和区域电网输电价格，自2026年8月1日起执行。从区域电网输电价格来看，本轮核定延续了电量电价+容量电价两部制结构，华北、华东、华中、东北、西北五大区域电网的电量电价分别为0.0108元/千瓦时、0.0092元/千瓦时、0.0256元/千瓦时、0.0164元/千瓦时和0.0121元/千瓦时，其中华中区域较第三监管周期上涨0.34分/千瓦时，华北上涨0.26分/千瓦时，西北区域下降0.21分/千瓦时。容量电价来看，湖北湖南、东北三省上涨明显，湖南同比提升0.11分/千瓦时，湖北及黑吉辽同比提升0.07分/千瓦时。综合来看，华中区域电量与容量电价同步上涨，体现其跨区受电、保供及枢纽网架成本上升；西北区域电量电价显著下降带动输配电价下行，或反映新能源外送规模扩大、通道利用率提升带来的单位成本摊薄。

图表1：华中、华北省份区域输配电价同比上涨明显


来源：国家发改委，国金证券研究所

图表2：第三、第四监管周期区域电网输电价格对比

区域

第四监管周期(2026年8月1日起执行)

第三监管周期(2023年6月1日起执行)

电量电价(元/千瓦时)

容量电价(元/千瓦时)

电量电价(元/千瓦时)

容量电价(元/千瓦时)

单位

水平

单位

水平

华北

0.0108

北京

0.0135

0.0082

北京

0.0190

天津

0.0135

天津

0.0137

冀北

0.0060

冀北

0.0058

河北

0.0055

河北

0.0060

山西

0.0016

山西

0.0026

山东

0.0031

山东

0.0036

华东

0.0092

上海

0.0053

0.0075

上海

0.0063

江苏

0.0027

江苏

0.0036

浙江

0.0033

浙江

0.0038

安徽

0.0030

安徽

0.0052

福建

0.0013

福建

0.0024

华中

0.0256

湖北

0.0039

0.0222

湖北

0.0032

湖南

0.0041

湖南

0.0030

河南

0.0025

河南

0.0023

江西

0.0023

江西

0.0029



四川

0.0016

四川

0.0020

重庆

0.0038

重庆

0.0049

西藏

0.0024

东北

0.0164

辽宁

0.0048

0.0163

辽宁

0.0041

吉林

0.0050

吉林

0.0043

黑龙江

0.0044

黑龙江

0.0039

蒙东

0.0017

蒙东

0.0040

西北

0.0121

陕西

0.0008

0.0142

陕西

0.0014

甘肃

0.0029

甘肃

0.0027

青海

0.0020

青海

0.0014

宁夏

0.0012

宁夏

0.0019

新疆

0.0009

新疆

0.0009

来源：国家发改委，国金证券研究所

从省级电网输配电价来看，第四监管周期以结构优化和区域分化为主。单一制电价涨跌较为明显，如河北、冀北、山西、安徽、山东、江西等省份中低压档位有所上调，北京降幅相对突出，浙江、广东、贵州等地小幅下降，湖北、河南、云南、新疆等总体稳定。两部制电量电价整体偏稳、略有下降，江苏、浙江、安徽、福建、山东、河南及部分西南省份下调，而辽宁、吉林、上海等地有所上升。需量和容量电价调整幅度相对较小，多数省份维持稳定，东北、湖南、上海部分档位上调，山西、浙江、安徽、云南等地部分档位下降，反映固定电网成本在省份和用户间重新分摊。与此同时，第四周期进一步补充单一制220千伏及以上电压档位，高电压用户单位输配电价明显低于低电压用户，强化成本差异信号。

图表3：第三、第四监管周期部分省级电网单一制输电价格对比

省份

计价制度

项目

电压等级

单位

第三周期

第四周期

变动额

山西

单一制

电量电价

1~10(20)千伏

元/千瓦时

0.1256

0.1472

0.0216

山西

单一制

电量电价

35千伏

元/千瓦时

0.1106

0.1322

0.0216

山西

单一制

电量电价

不满1千伏

元/千瓦时

0.1456

0.1672

0.0216

冀北

单一制

电量电价

不满1千伏

元/千瓦时

0.1602

0.1803

0.0201

安徽

单一制

电量电价

不满1千伏

元/千瓦时

0.1814

0.2014

0.0200

河北

单一制

电量电价

不满1千伏

元/千瓦时

0.1950

0.2150

0.0200

山东

单一制

电量电价

不满1千伏

元/千瓦时

0.2219

0.2401

0.0182

安徽

单一制

电量电价

1~10(20)千伏

元/千瓦时

0.1614

0.1794

0.0180

山东

单一制

电量电价

1~10(20)千伏

元/千瓦时

0.2069

0.2231

0.0162

安徽

单一制

电量电价

35千伏

元/千瓦时

0.1414

0.1574

0.0160

河北

单一制

电量电价

1~10(20)千伏

元/千瓦时

0.1750

0.1900

0.0150

江西

单一制

电量电价

不满1千伏

元/千瓦时

0.1766

0.1916

0.0150

山东

单一制

电量电价

35千伏

元/千瓦时

0.1919

0.2061

0.0142

冀北

单一制

电量电价

1~10(20)千伏

元/千瓦时

0.1442

0.1583

0.0141

上海

单一制

电量电价

1~10(20)千伏

元/千瓦时

0.2305

0.2446

0.0141

上海

单一制

电量电价

不满1千伏

元/千瓦时

0.2756

0.2891

0.0135

上海

单一制

电量电价

35千伏

元/千瓦时

0.1859

0.1989

0.0130

河北

单一制

电量电价

35千伏

元/千瓦时

0.1550

0.1650

0.0100

江西

单一制

电量电价

1~10(20)千伏

元/千瓦时

0.1616

0.1716

0.0100

来源：国家发展改革委，国金证券研究所 备注：选取提升超0.01元/千瓦时列示


（二）碳达峰行动方案正式落地，明确“十五五”绿色转型具体路径

2026年7月5日，国务院正式印发《“十五五”碳达峰行动方案》，政策总体要求到2030年单位国内生产总值二氧化碳排放比2025年降低17%，非化石能源消费占比达到 25%，确保如期实现碳达峰目标。此次政策从能源结构调整、产业绿色化低碳化、重点领域绿色低碳转型、支撑保障及凝聚合力五个方面作出系统部署。其中，在能源结构调整方面，政策从供给扩量、消纳提质与用能清洁化三个维度协同发力：非化石能源供给端，明确到2030年风电和太阳能发电总装机达28亿千瓦以上，常规水电装机达4.1亿千瓦、核电运行装机达1.1亿千瓦左右，形成多元清洁电力供应体系；消纳端，从跨区输电、省间互济、储能调节、需求响应等多维部署，全面提升电力系统对新能源的消纳能力；用能端，要求合理控制煤电规模、推动煤电向调节性电源转型，实施3000万千瓦左右规模的煤电机组低碳化改造，同时积极推进绿色氢氨醇等绿色燃料在化工、动力、热力领域的应用。

图表4：能源结构调整优化核心目标

维度

指标

十五五期间核心目标(至2030年)

非化石能源开发

新能源(风、光)总装机

≥28亿千瓦

常规水电装机

4.1亿千瓦左右

核电运行装机

1.1亿千瓦左右

电力系统新能源消纳能力

新增“西电东送”能力

≥8000万千瓦

新增省间电力互济规模

4000万千瓦左右

抽水蓄能装机

1.6亿千瓦左右

新型储能装机

3亿千瓦(力争)

全国虚拟电厂最大调节能力

≥5000万千瓦

电力需求响应能力

≥最大用电负荷的5%

煤炭消费清洁能源替代

煤电机组低碳化改造规模

3000万千瓦左右

油气消费结构优化

绿色氢氨醇、生物柴油、可持续航空燃料应用

积极推进;探索在化工、动力、热力领域的替代

来源：中国人民政府官网，国金证券研究所

从推进产业绿色化低碳化方面来看，在源头管控上，政策要求新（改、扩）建“两高”工业项目落实碳排放等量或减量置换，从源头遏制高碳产能无序扩张；在能效提升上，明确 “十五五”期间规模以上工业单位增加值二氧化碳排放降低 17%以上、单位增加值能耗降低 10%以上，单位GDP能耗降低 10%左右，通过重点行业节能降碳改造实现节能量1.5亿吨标准煤以上；在载体建设上，推进100个左右国家级零碳园区和500个左右零碳工厂建设，引导新建项目优先向零碳园区集聚，加快形成“以绿制绿”产业集群。值得关注的是，此政策首次将算力设施绿色低碳转型单列部署，要求强化算力设施与可再生能源协同布局，支持绿电直供，推动新建算力设施主要使用非化石能源电力。同时，政策还要求加强退役风电光伏设备等再生资源规范化回收利用，畅通“换新+回收”渠道。总体来看，产业端通过前端严控增量、中端提升能效、末端循环利用的体系，协同推动产业体系绿色低碳转型。



图表5：产业绿色化低碳化核心目标

维度

类型

十五五期间核心目标(至2030年)

产业结构绿色低碳转型

新(改、扩)建“两高”项目

碳排放等量或减量置换

传统产业节能降碳改造

规上工业单位增加值CO2排放

降低17%以上

规上工业单位增加值能耗

降低10%以上

单位GDP能耗

降低10%左右

重点行业节能降碳改造实现节能量

≥1.5亿吨标准煤

零碳园区与工厂建设

国家级零碳园区

建设100个左右

零碳工厂

建设500个左右

算力设施绿色低碳转型

算力与可再生能源协同

支持绿电直供、配储；推动新建算力设施主要使用非化石能源电力

循环经济助力降碳

退役风电光伏设备、废旧动力电池、报废汽车等再生资源

规范化回收，畅通“换新+回收”渠道

来源：中国人民政府官网，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，6月中旬高位企稳后近期小幅回落。截止7月10日秦皇岛港 5500大卡现货煤价为795元/吨，同比上涨173元/吨（幅度+27.8%），周环比下降21元/吨（幅度-2.6%）。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，近期迎峰度夏需求逐步启动带动日耗边际修复，截止6月26日为423万吨，同比-37万吨，周环比持平。综合影响下，近期港口煤炭库存小幅回升，截止7月6日，北方港口库存达 4026.2万吨，同比+472.9万吨（幅度+13.3%），周环比+71.5万吨（幅度+1.8%）。

图表6：内贸煤价格高位小幅回落


来源：中国煤炭市场网，国金证券研究所

图表7：北方港口煤炭库存小幅回升


来源：中国煤炭市场网，国金证券研究所


图表8：电厂日耗低位有所修复


来源：中国煤炭市场网，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回落，进口煤价格优势仍不明显。山东滕州 5500大卡坑口煤价在近期维持平稳，截止7月10日为740元/吨，低于秦皇岛港口价格 55元/吨，上年同期价差为13元/吨，价差周环比收窄21元/吨。海外煤价方面，近期海外煤价整体自高位回落，但价格优势仍不明显，截止7月10日山西优混动力煤5500大卡库提价880元/吨，同比+175元/吨（幅度+24.8%），周环比-10元/吨（幅度-1.1%）；澳煤 5500大卡库提价为884.56元/吨，同比+182.4元/吨（幅度+26.0%），周环比-15.4元/吨 （幅度-1.7%）；印尼煤5500大卡库提价为897.09元/吨，同比+214.3元/吨（幅度+31.4%），周环比-38.7元/吨（幅度-4.1%）。

图表9：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10：国内外煤价价差进一步收窄


来源：中国煤炭市场网，国金证券研究所

2026年进入主汛期后水文条件明显改善，在去年同期来水偏枯的低基数下，水电发电量有望增长。根据各省水文网站数据，7月10日金沙江下游溪洛渡电站入库流量为4200立方米/秒，同比-15.3%、周环比-16.0%；长江上游三峡电站来水偏丰，7月10日三峡电站入库流量为15900立方米/秒，同比-52.0%、周环比-30.9%。雅砻江入汛后来水快速抬升，锦屏一级电站7月11日入库流量为2110立方米/秒，同比+29.4%、周环比+8.2%；官地电站7月11日入库流量为1750立方米/秒，同比+1.8%、周环比+2.9%。大渡河6月来水偏丰，猴子岩电站7月11日入库流量为1090立方米/秒，同比-34.4%、周环比-28.2%；瀑布沟电站6月平均入库流量同环比均增长，7月11日为2050立方米/秒，同比-4.5%、周环比-26.3%。红水河龙滩电站来水较好，6月入库流量同环比涨幅出众，最新7月10日为 3130立方米/秒，同比+11.8%、周环比-36.0%。清江水布垭电站6月来水偏丰，7月11日入库流量为71.56立方米/秒，同比-80.7%、周环比-39.6%。



图表11：溪洛渡日度入库流量


来源：iFinD，国金证券研究所

图表12：三峡日度入库流量


来源：iFinD，国金证券研究所

图表13：锦屏一级日度入库流量


来源：四川省水文水资源勘测中心，国金证券研究所

图表14：官地日度入库流量


来源：四川省水文水资源勘测中心，国金证券研究所

图表15：猴子岩日度入库流量


来源：四川省水文水资源勘测中心，国金证券研究所

图表16：瀑布沟日度入库流量


来源：四川省水文水资源勘测中心，国金证券研究所



图表17：龙滩日度入库流量


来源：贵州省南北盘江红水河航道管理局，国金证券研究所

图表18：水布垭日度入库流量


来源：湖北省水文水资源中心，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，但近期波动有所加大：广东作为用电负荷中心之一，受需求修复及煤价上行等因素支撑，燃煤现货电价近期冲高后有所回落，但整体仍维持相对高位，截止7月8日燃煤电价401.26元/兆瓦时，同比+99.4元/兆瓦时 （幅度+32.9%）；山西日前市场电价较前期低位有所修复，近期价格波动上升，截止7月 9日日前市场出清算术均价320.09元/兆瓦时，同比+69.4元/兆瓦时（幅度+27.7%）。

图表19：广东燃煤现货电价冲高后回落


来源：广东电力交易中心，国金证券研究所

图表20：山西现货市场电价波动运行


来源：山西电力交易中心，国金证券研究所

国内气价周环比回落，海外气价表现有所分化。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小幅上涨；美国NYMEX气价小幅回落；国内LNG价格周环比上升。截止7月10日欧洲TTF现货价格为48.38欧元/兆瓦时，同比+38.0%，周环比+7.3%；截止7月10日美国NYMEX天然气期货价格为2.95美元/百万英热，同比-12.4%，周环比-8.0%；截止7月10日中国LNG现货价格为5432元/吨，同比+33.1%，周环比+2.8%。



图表21：全国LNG出厂价格指数延续小幅回落


图表22：主要天然气市场价格表现分化

来源：上海石油天然气交易中心，国金证券研究所


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19.22，近十年估值分位数为 51.69%，煤炭板块市盈率（剔除负值）为16.59，近十年估值分位数为 88.65%；公用事业板块市净率为1.72，近十年估值分位数为 38.30%，煤炭板块市净率为1.56，近十年估值分位数为 80.75%。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，5月中旬至6月初再度走高后近期持续回落，7月10日公用事业板块成交量占比 4.80%，成交额占比 1.52%；煤炭板块来看，成交活跃度亦自6月初高位回落，7月10日成交量占比 0.79%、成交额占比 0.28%。年初至今SW一级行业中，煤炭、公用事业板块分别上涨 7.77%、0.78%，分别位列第六、第七名。

图表23：公用事业板块PE近十年分位数51.69%


来源：iFind，国金证券研究所

图表24：公用事业板块PB近十年分位数 38.30%


来源：iFind，国金证券研究所

图表25：煤炭板块PE近十年分位数88.65%


来源：iFind，国金证券研究所

图表26：煤炭板块PB近十年分位数 80.75%


来源：iFind，国金证券研究所



图表27：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28：煤炭板块成交量/额占比回落


来源：iFind，国金证券研究所

图表29：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3一6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。



特别声明：

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