1西南证券发布公用事业2026年策略，看好电力改革深化及绿醇市场。
2火电因煤价低位及容量电价机制盈利趋稳；
3水电在低利率下红利价值凸显；
4核电核准常态化带来成长确定性；
5垃圾焚烧出海拓展新空间。
6重点推荐华能国际、华电国际、国电电力、三峰环境，均维持“买入”评级。
7报告强调火电价值重估及绿色甲醇作为航运脱碳中期最优解的投资机会。
西南证券_公用事业行业2026年投资策略：电力改革持续深化，绿醇市场方兴未艾_2026-01-14.pdf
摘要
文本
公用事业行业2026年投资策略
电力改革持续深化，绿醇市场方兴未艾
西南证券研究院
公用事业&环保研究团队
2026年1月
核心观点
回顾2025年，煤价低位震荡运行，火电企业成本改善，与电量、电价端下滑实现对冲，火电板块业绩实现正增长；水核板块经营稳健，低利率背景下红利价值有望凸显；绿电板块受电价、消纳等因素影响，业绩有所拖累。
火电：展望火电综合电价平稳，板块业绩稳定性进一步提升。预计2026年煤价中枢维持低位震荡不变，容量电价提升带动火电收入结构进一步改善，火电盈利稳定性提升。
水电：低利率背景下大水电具备红利价值。低利率背景下大水电股息率具有较高吸引力，以长江电力为例，公司与国债10年期息差已到历史高位，大水电具备较高的绝对收益投资价值。此外，澜沧江及雅砻江装机弹性较大，装机增长带来的成长性仍值得期待。
核电：常态化核准下，核电企业未来成长确定。截至2025中报，中国核电在建机组/核准待建机组2186万千瓦，中国广核在建机组/待建机组2422万千瓦，23年至今核电机组审批已进入常态化，且26-27年将进入投产高峰期，建议关注常态化核准背景下装机成长性。
绿电：装机开发恢复正常，多重因素影响绿电投资价值。2025年电改进一步深化，绿电全面入市，在电改、国补问题等几个因素同时影响下，中长期趋势看，电价向下，发电量提升，绿电企业投资价值显出差异性。
非电消纳：可再生能源非电消费首次被国家层面纳入考核。IMO减排目标有望推动全球船运开启绿色转型，从中期来看绿醇是近零碳燃料（NZF）的最优解，据克拉克森数据，全球已确定采用甲醇燃料的船舶共计439，其中已投运/手持订单分别105/334艘，未来2-4年全球甲醇燃料船队将迎来集中交付与运力扩张高潮，绿醇需求强劲。
垃圾焚烧：分红比例有望提升，布局出海凸显成长性。25年前三季度垃圾焚烧板块经营性现金流净额为128亿元，同比增长 21.2% ，行业已进入成熟期，分红比例有望提升；此外，部分企业在 “一带一路” 沿线国家形成差异化竞争优势，海外布局已落地多个标杆项目，收入版图进一步扩张。
重点推荐个股：华能国际（600011.SH）、华电国际（600027.SH）、国电电力（600795.SH）、三峰环境 （601827.SH）。
风险提示：产业建设不及预期风险、煤价上升风险、组件价格不及预期风险、风光等绿电新增装机不及预期风险、来水不及预期风险、政策推进不及预期风险等。
目录
2025年行业回顾
2026年投资策略
2026年重点推荐投资标的
2025年行业回顾：红利风格表现不佳，环保跑赢大市
公用事业指数相对沪深300走势
公用事业子板块涨跌幅对比
各板块涨跌幅相对沪深300表现
相对沪深300，2025年截至12月1日申万公用事业板块跑输12.35%。
各板块横向对比看，申万公用事业板块在所有申万一级行业中相对排名26/32。
从细分板块看，2025年截至12月1日水力发电、火力发电、电能综合服务、燃气、风力发电、光伏发电以及热力服务板块分别-5.0%、 +16.2%、+4.0%、+16.0%、-1.9%、+4.4%和 +37.2%。
3Q25电力板块业绩同比实现小幅增长。2025年前三季度，公用事业电力板块实现营业收入14556亿元，同比下降4.4%，实现归母净利润1756亿元，同比增长3.5%；3Q25公用事业电力板块实现营业收入 5440亿元，同比提升1.3%，实现归母净利润729亿元，同比增长18.9%。
公用事业电力板块整体营收及同比增速
公用事业电力板块整体归母净利及同比增速
煤价下行对冲电价电量影响，火电业绩实现正增长。3Q25火电实现营收3331亿元（同比+19.2%），归母净利271亿元（同比+18.5%）。
来水改善驱动水电业绩增长。3Q25水电实现营收609亿元（同比+32.0%），归母净利251亿元（同比 +68.3%。
核电业绩承压，风光业绩修复。3Q25风电板块实现营收524亿元（同比+105.9%），归母净利102亿元 （同比+117.6%）；3Q25光伏发电板块实现营收89.8亿元（同比-1.0%），归母净利12.5亿元（同比 +11.7%）；3Q25核电板块营业收入为412亿元，同比-2.9%；归母净利润49.6亿元，同比-16.3%。
电力板块各电源营收及同比增速
电力板块各电源归母净利润及同比增速
目录
2025年行业回顾
2026年行业投资策略
2026年重点推荐投资标的
2.1火电：2025年煤炭回顾：煤价低位运行
供给充足：1-11月原煤产量同比+1.5%，动力煤进口量同比呈下降趋势
原煤产量同比微增。2025年1-11月全国原煤产量44.0亿吨，累计同比增长1.4%，其中山西、陕西、内蒙、新疆累计同比增长2.4%、2.6%、-1.2%、2.6%，山西、新疆产量呈稳健增长态势，2025年7月启动的“煤矿生产情况核查”，重点核查超产能生产现象，内蒙因环保督察影响部分露天煤矿开采。
1-11月动力煤进口量同比下滑14.5%。根据海关总署数据，2025年1-11月国内进口动力煤累计3.1亿吨，同比下滑14.5%，今年以来国内煤炭供应充裕，导致市场煤价持续下跌，进口煤虽同步降价，但需求端在清洁能源挤压下，需求亦有减量；加之去年进口量突破高位，同比基数偏高，进口量下滑显著。
2023-2025年动力煤月度进口量及增速（万吨）
2023-2025年原煤月度产量及增速（万吨）
2.1火电：2025年煤炭回顾：煤价低位运行
1-11月港口库存维持高位，4Q25港口库存低于 23/24年
4Q25港口库存低于同期23/24年水平。2025年 1-11月CCTD主流港口全年平均库存达7016万吨，较24/23年同期同比分别+8.2%/+5.9%，全年港口库存水平持续高位；电厂方面， 2025年1-11月南方电厂平均库存达3391万吨，较24/23年同期同比分别-1.6%/-1.4%；11月 20日煤炭重点电厂库存天数为27.9天，较 24/23年同比分别+2.8/+2.5天。
2022-2025年CCTD主流港口库存情况（万吨）
2022-2025年南方电厂库存情况（万吨）
2022-2025年发电企业库存天数（天）
2.1火电：2025年煤炭回顾：煤价低位运行
1-11月电煤需求偏弱
用电需求稳步增长。根据国家能源局，1-11月，全社会用电量累计94602亿千瓦时，同比增长 5.5%，增幅稳健；11月全社会用电量8355.5亿千瓦时，同比增长 6.2%。
电力行业需求偏弱。2024年、2025年1-11月电力行业动力煤消费量分别为26.5、23.8亿吨，2025年前 11月电力行业动力煤消费量同比基本持平，受清洁能源电量挤压影响，电力行业用煤需求承压。
2015-2025年全社会用电量及增速
2015年至今电力行业动力煤消费量及增速
2.1火电：2025年煤炭回顾：煤价低位运行
非电需求分化：
建材、冶金需求较弱，化工需求改善。受益于煤化工行业的产能建设，化工用煤需求持续增长， 2025年1-11月，化工行业动力煤消费量达3.0亿吨，较24/23年同期同比分别+15.6%/+32.2%，建材行业动力煤消费量2.3亿吨，较24/23年同期同比分别-7.1%/-14.4%，冶金行业动力煤消费量1.6亿吨，较24/23年同期同比分别-0.5%/-5.9%，由于房地产行业复苏较弱，用煤需求同比较弱。
2024-2025年动力煤分行业消费量同比增速
2.1火电：预计2026年煤价仍维持低位震荡运行
预计2026年煤价仍维持低位震荡：
展望2026年煤价，2025年原煤端受环保督察等安监影响，产量同比微增，进口动力煤则因国内煤炭充足进而进口量同比下滑，需求端1-11月国内港口库存维持高位，考虑到4Q25国内港口库存和电厂库存较23/24年同期下滑，但仍处于历史高位，尽管非电需求端化工行业改善带来部分增量空间，电煤需求受清洁能源电量挤压增幅放缓，预计煤价仍将维持低位震荡。
2022年至今秦皇岛（Q5500）动力煤价格走势
2.1 火电：关注电价a
火电全年业绩预计呈分化状态，建议关注电价下调幅度较小区域及机组全国性布局企业。
区域分化明显。2026年部分省份长协电价结果已出，从相较燃煤基准价的幅度来看，2026年广东均价372.14厘/千瓦时，同比下调19.72厘；江苏均价344.19厘/千瓦时，同比下降68.26厘/千瓦时；浙江均价344.85厘/千瓦时，同比下调67.54厘/千瓦时，电价整体承压。
华能国际煤电装机分布
华电国际煤电装机分布
2.1 火电：关注电价a
申能股份煤电装机分布
大唐发电煤电装机分布
京能电力装机分布
国电电力煤电装机分布
2.1 火电：收入结构改善，火电价值重估
容量电价及辅助服务收入带动火电盈利稳定
收入端稳定性提升，火电价值重估。2024年1月1日起煤电容量电价机制实施，过去市场将火电视为与煤价挂钩的周期股，ROE和归母净利润受煤电周期影响波动较大，容量电价改善火电利润结构，保障部分稳定利润。
辅助服务收入推进，火电灵活性价值被挖掘。伴随新能源装机增长，辅助服务需求提升，未来火电作为灵活调节型电源，尽管发电利用小时呈下滑趋势，但辅助服务小时有望持续增长，带动火电收入由发电收益转向辅助服务收益，盈利稳定性得到提升。
2.2 水电：澜沧江、雅砻江装机弹性相对大
在建装机超2500万千瓦，主要分布于澜沧江和雅砻江。各大流域在建水电站合计超过2500万千瓦，其中，澜沧江/雅砻江/大渡河/金沙江分别在建832/777/352/621万千瓦，随着水电站陆续投产，水电企业业绩弹性渐显。
主要流域在建水电站
所在流域
装机规模(万千瓦)
在建水电站
预计投产时间
澜沧江
140
托巴水电站
2025
260
如美水电站
2035
72
邦多水电站
2035
210
古学水电站
2035
150
班达水电站
2035
雅砻江
240
孟底沟水电站
2030
102
卡拉水电站
2029
240
牙根二级水电站
-
165
楞古水电站
-
30
牙根一级水电站
-
大渡河
86
金川水电站项目
2025
30
枕头坝二级水电站
2025
36
大渡河沙坪一级水电站
2025
金沙江
39
银江水电站
2025
224
叶巴滩水电站
2025
200
拉哇水电站
2026
75
巴塘水电站
2025
82.6
昌波水电站
2029
总计
2582
-
-
2.2 水电：低利率下红利价值凸显
大水电股息率较高，红利价值凸显。水电项目资本投入主要集中在前期，成本主要包括折旧、财务费用等，其盈利主要受电量、电价影响，高盈利、充沛现金流及低运营支出使得我国水电公司具有较高的分红比例。长江电力于2016年承诺分红金额不低于0.65元/股，近期再次承诺2026-2030年分红比例不低于 70%。
长江电力股息率与相对于同期十年期国债收益率的利差走势
2.3 核电：核准常态化，装机成长空间大
2025年核电核准10台新机组，审批提速。2025年4月国务院核准5个核电项目总计10台机组，数量创下历史新高，中央文件也自2011年以来首次用“加快”来描述核电建设。“十四五”期间我国核电核准稳步推进，2021至2025年核准机组数量分别为5/10/10/11/10台，根据中国核能发展报告首席预测，按照当前的建设速度和节奏，2030年前我国在运核电装机规模将跃居世界第一；预计到2040年我国核电装机需达到2亿千瓦，发电量占比约10%，核电迈入确定性成长期。
2008-2025年核准核电机组数量（台）
2.3 核电：核准常态化，装机成长空间大
双寡头格局，成长性确定。截至2025年中报，中国核电在运核电机组装机容量2500万千瓦，在建机组/核准待建机组2186万千瓦，中国广核在运核电机组装机容量3179.6万千瓦（含联营），在建机组/待建机组2422万千瓦。
中国核电在建装机投产规划（不完全统计）
投产时间
项目名称
技术类型
开工时间
机组容量(万千瓦)
2025
漳州2号
华龙一号
2020年9月
121
2026
田湾7号
WER-1200
2021年5月
127
海南小堆
玲龙一号
2021年7月
13
2027
徐大堡3号
WER-1200
2021年7月
127
田湾8号
WER-1200
2022年2月
127
三门3号
CAP1000
2022年6月
125
三门4号
CAP1000
2023年3月
125
2028
徐大堡1号
CAP1000
2023年11月
129
徐大堡4号
WER-1200
2022年8月
127
2029
徐大堡2号
CAP1000
2024年7月
129
漳州3号
华龙一号
2024年2月
121
漳州4号
华龙一号
2024年9月
121
2030及以后
金七门1号
华龙一号
2024年2月
121
总计
1513.8
中国广核在建装机投产规划（不完全统计）
www.swsc.com.cn
投产时间
项目名称
技术类型
开工时间
机组容量(万千瓦)
2025
惠州1号
华龙一号
2019年12月
120
2026
惠州2号
华龙一号
2020年10月
120
苍南1号
华龙一号
2020年12月
100
2027
陆丰5号
华龙一号
2022年9月
120
苍南2号
华龙一号
2021年12月
100
2028
陆丰6号
华龙一号
2023年8月
120
2029
宁德5号
华龙一号
2024年7月
121
2030及以后
惠州3号
华龙一号
-
121
惠州4号
华龙一号
-
121
宁德6号
华龙一号
-
121
陆丰1号
CAP1000
-
125
陆丰2号
CAP1000
-
125
招远1号
华龙一号
-
121
招远2号
华龙一号
-
121
苍南3号
华龙一号
-
122
苍南4号
华龙一号
-
122
台山3号
华龙一号
120
台山4号
华龙一号
120
防城港5号
华龙一号
121
防城港6号
华龙一号
121
总计
2382
数据来源：各公司公告，西南证券整理
2.3 核电：市场化比例持续提升
核电市场化比例持续上升。自2019年以来，核电市场化比例快速提升。从中国核电、中国广核近年来市场化交易电量占比来看，核电市场化参与程度正稳步提升，2024年市场化交易电量比重已经超过 50%。
核电电价波动较小。2025年上半年中国广核上网电价同比下降 8.23% ，主要是由于2025年广东省执行核电变动成本补偿机制，2025年10月《关于广东电力市场2026年交易关键机制和参数的通知》提出： 1）2026年年度交易成交均价下限暂定为0.372元/千瓦时（较2025年仅有2分/千瓦时下跌空间）；2） 2026年核电机组不再执行变动成本补偿机制，2026年中国广核上网电价有望回升。
2019-2024年核电公司市场化交易比例逐年提升
2.4风光：机制电价结果好于预期
多数省份增量项目 80%电量可获得机制电价保障。根据智汇光伏，截至12月8日，已经有19个省陆续完成了首轮机制电价竞价，甘肃省已经完成两轮竞价。整体看来，多数省份增量项目 80%以上的电量可以获得机制电价保障，存量项目基本是以“煤电基准价”作为机制电价，531后并网的存量项目，大多数省份的机制电价下降幅度较小，机制电价竞价结果好于预期。
序号
省份
竞价年份
机制电量最高比例(风电)
机制电量最高比例(光伏)
机制电价(风电,元/度)
机制电价(光伏,元/度)
煤电基准价(元/度)
1
山东
2025
70%
80%
0.319
0.225
0.3949
2
黑龙江
2025~2026
85%
85%
0.228111
0.228111
0.374
3
甘肃
2025
80%
80%
0.1954
0.1954
0.3078
4
广东
2025~2026
70%/80%
0.36
0.453
5
江西
2025
65%
65%
0.375
0.33
0.4143
6
辽宁
2025~2026
80%
80%
0.33
0.3
0.3749
7
青海
2025
40%
40%
0.24
0.24
0.3127
8
天津
2025~2026
80%
80%
0.3196
0.3196
0.3655
9
海南
2025~2026
85%
85%
0.3998
0.3998
0.4298
10
河北南网
2025~2026
80%
80%
0.353
0.3344
0.3644
11
新疆
2025
62.50%
62.50%
0.252
0.235
0.262
12
浙江
2025
90%
90%
0.3929
0.4153
13
冀北
2025~2026
80%
80%
0.347
0.352
0.372
14
云南
2025
65%
75%
0.332
0.33
0.3358
15
陕西
2025~2026
90%
90%
0.352
0.35
0.3545
16
安徽
2025~2026
85%
85%
0.384
0.384
0.3844
17
重庆
2025~2026
90%
90%
0.3961
0.3963
0.3964
18
宁夏
2025~2026
65%
65%
0.2595
0.2595
0.2595
19
上海
2025~2026
80%
80%
0.4155
0.4155
0.4155
20
福建
2025~2026
90%
0.388/0.35
0.3932
2.4风光：机制电价结果好于预期
机制电价供需决定价格。据智汇光伏，增量项目机制电价的竞价结果主要受到增量项目机制电量的供需影响。增量机制电价以下限结束的省份（甘肃、黑龙江、广东），其增量项目申报数量较多，导致放出的机制电量空间竞争较为激烈，进而导致最终机制电量使用比例较高，电价竞价结果较低，市机制电量使用比例偏低的省份反映出增量项目竞争空间较好，导致出清价格较高；从数据看，黑龙江、甘肃、青海电价机制竞价结果较低；上海、宁夏、重庆、安徽等省市出清价格较高。
各省增量风电项目机制电价VS脱硫煤降幅（分/kwh）
各省增量光伏项目机制电价VS脱硫煤降幅（分/kwh）
截至2024年底，风光装机容量合计达14.1亿千瓦。2024年风光装机维持加速增长态势，风电/光伏累计同比增速分别为+18%/+45%；根据全国新能源消纳检测预警中心数据，2025年全国新能源消纳问题加剧，1-11月风电/光伏利用率分别为94.3%/94.8%，装机高速增长凸显了风光消纳问题。
可再生能源非电消费首次被国家层面纳入考核。2025年10月，国家发改委发布关于向社会公开征求 《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法（征求意见稿）》意见的公告。明确可再生能源消费最低比重目标分为可再生能源电力消费最低比重目标和非电消费最低比重目标两类，其中非电消费最低比重目标包括可再生能源供热（制冷）、可再生能源制氢氨醇、生物燃料等可再生能源非电利用种类。这是国家层面首次将可再生能源非电消费比重纳入考核。
2021-2025年11月光伏利用率
2021-2025年11月风电利用率
2.5 绿色甲醇：IMO净零框架催生绿色燃料增量需求
IMO净零框架致力于2050年实现净零排放。国际海事组织（IMO）是联合国海事领域的专门机构，通过IMO形成的公约自动成为国家法，其政策具备强制性、权威性和法律约束力。2023年，IMO成员国就航运业脱碳的新路径达成一致，新的净零框架为：于 2008年的航运业温室气体排放相比，2030年前减排20%～30%，到 2040年减排70%～80%，到2050年实现净零排放。
IMO净零框架致力于2050年实现净零排放。国际海事组织（IMO）是联合国海事领域的专门机构，通过IMO形成的公约自动成为国家法，其政策具备强制性、权威性和法律约束力。2023年，IMO成员国就航运业脱碳的新路径达成一致，新的净零框架为：于2008年的航运业温室气体排放相比，2030年前减排 20%～30%，到2040年减排 70%～80%，到2050年实现净零排放。
净零框架涵盖国际航线5000总吨及以上船舶，设有灵活履约和激励措施。在该框架下，采用零排放燃料、技术或能源的船舶（温室气体燃料强度不超过19克二氧化碳当量/兆焦耳），将有资格从IMO净零基金中获取财政奖励。如果船舶的温室气体燃料强度过高，需针对超出特定阈值的温室气体排放支付相应费用。船舶每年需向IMO汇报其温室气体燃料强度。每艘船舶的排放量必须控制在逐年收紧的燃料强度限值范围内。若船舶排放量超出设定阈值，一般设有两个合规等级，可从其他超额合规的船舶处转移获取，或使用往年的盈余单位；或者通过向IMO净零基金缴款来购买（分别是费率为100美元/吨二氧化碳当量或者380美元/吨二氧化碳当量）。若船舶排放量低于特定阈值，可储存或交易其剩余的排放单位。
各类NZF燃料各有优劣。当前航运业减排的最重要手段来自于使用零碳或近零碳燃料（NZF），主要有四种技术路径，分别为生物柴油、生物LNG、绿色甲醇和绿氨，绿氨适合长距离航线但毒性强，生物LNG与现有LNG动力船兼容但规模化供应难度大，生物柴油与传统燃油兼容性高，但受原料供应限制，产量有限。
绿色甲醇是中期NZF最优解。绿色甲醇有着远低于LNG的碳排放强度，储运便利性高且安全性较好，当前时点甲醇燃烧发动机技术已经较为成熟，但生产成本高和对生物质燃料的依赖是限制其规模化应用的关键因素。随着绿氢生产成本的持续下降和碳捕集技术的进一步成熟，绿色甲醇是中期维度实现净零框架最可行的过渡选项，尤其适合对载货空间敏感的集装箱船队。
工艺
优势
劣势
生物柴油
主要以废弃油脂为原料，通过酯交换或催化加氢反应制成
与传统柴油兼容性高，可直接用于现有船舶发动机或掺混使用(混合比例通常≤30%)，船舶改装成本低
受原料供应限制，产量有限
生物LNG
以秸秆、畜禽粪便、厨余垃圾等有机废弃物为原料，通过厌氧发酵工艺生产生物天然气，再经液化制成
与现有以LNG为燃料的动力船舶完全兼容
在原料收集和处理成本高、规模化供应难度大等问题
绿色甲醇
生物质气化耦合绿氢生产，或利用二氧化碳和绿氢通过化学合成方法制取
安全性好，便于储存和运输，现有港口改造难度小成本低
合规绿色甲醇产能较少，尚未形成规模化效应，整体生产成本较高
绿氨
利用绿氢与氮气催化合成
氨的储存压力低，适合长距离航线(如远洋货轮)
毒性强、排放氮氧化物、燃烧特性差，需添加引燃燃料或采用催化燃烧技术，相关发动机预计2030年后商业化，且生产成本高昂
2.5 绿色甲醇：IMO净零框架催生绿色燃料增量需求
全球已确定采用甲醇燃料的船舶共计439艘。据克拉克森统计，截至2025年底，全球已确定采用甲醇燃料的船舶（包括已投运、订单/在建/改造的船舶）总数已达439艘，相较于年初甲醇燃料船舶布局数量增加了约 140艘同比增加了约 47%，其中已运营105艘，手持订单/在建/改造状态334艘，这预示着未来2-4年全球甲醇燃料船队将迎来一波前所未有的集中交付与运力扩张高潮。根据国际海事组织数据收集系统（DCS）统计，2024年相关船舶提交的甲醇使用量达到13.8万吨，较2023年的9.4万吨增长近五成。
绿色甲醇燃料需求强劲。据香橙会氢能数据库测算，若这439艘船舶全部投运且使用甲醇燃料，其潜在的年度甲醇需求量约为1107.3万吨。其中：334艘船舶订单甲醇燃料年需求高达846.2万吨，占总需求的 76%，105艘已投运船舶甲醇燃料年需求为261.1万吨，占总需求的 24%。
船舶状态
船舶数量（艘）
订单/在建/改造
334
已投运
105
总计
439
项目开标数量大幅缩水。从开标数量上看，2024年开标的项目数量仅20个，约占往年的三分之一；从项目投资金额来看，2024年累计投资约52.6亿元，较2023年287.7亿投资额，市场份额缩水约 80%；
垃圾焚烧板块资本开支同步下降。自2022年开始，垃圾焚烧板块资本开支呈逐年下降趋势，2024年垃圾焚烧板块资本开支为109.7亿元，同比下滑14%，9M25资本开支累计达65.3亿元，同比下滑40.5%，预计随着国内垃圾焚烧项目开标数量减少，板块资本开支同步下降。
2019-2024年垃圾焚烧发电项目开标数量
9M25垃圾焚烧板块资本开支累计同比下滑 40.5%
2.6垃圾焚烧：行业进入成熟期，分红比例有望提升
板块现金流持续增厚。25年前三季度垃圾焚烧板块经营性现金流净额为128亿元，同比增长 21.2%。
部分公司明确长期分红规划。（1）绿色动力24年分红比例71.45%（同比+38.23pp），承诺24-26年分红比例不低于40%、45%、50%；（2）瀚蓝环境24年分红比例39.20%（+11.82pp），承诺24-26年每股派息增速不低于10%；（3）军信股份24年分红比例95%（+23pp），承诺分红比例不低于50%；（4）中科环保24年分红比例61.96%（+7.38pp），承诺24-28年分红比例不低于60%；（5）永兴股份24年分红比例65.81%（+2.12pp），承诺23-25年分红比例不低于60%。
2017-25年前三季度垃圾焚烧板块经营现金流净额
垃圾焚烧出海取得突破。中国垃圾焚烧企业正以“技术适配性+规模化投资+长周期运营”的组合策略，在“一带一路”沿线国家形成差异化竞争优势，海外布局已落地多个标杆项目。
- 中国天楹：越南河内朔山项目，2017年获批，2023年3月正式投运，处理规模达4000吨/日，是目前东南亚地区规模最大的垃圾焚烧项目之一。截至目前，其海外项目在手产能已超9000吨/日。
- 光大环境：（1）越南芹苴项目：2018年投运，是越南首个现代化垃圾焚烧发电项目，处理规模400吨/日，年发电量超5800万kWh；（2）越南顺化项目：2024年竣工。
- 军信股份：重点开拓中亚市场，2024年7月签约吉尔吉斯比什凯克项目（特许经营期35年），2025年3月再签奥什项目框架协议，处理规模2000吨/日，特许经营期最长达35年，成为中国企业在中亚地区的重要布局。
简称
国家
项目名称
处理能力(t/d)
总投资
状态
进度
光大环境
越南
芹苴项目
400
4700万美元
投运
2018年投运
越南
顺化项目
500
7455万美元
投运
2024年4月6日竣工
乌兹别克
乌兹别克纳曼干项目
3014
2.83亿美元
筹建
预计2025年初开工，2026年底投运
乌兹别克
乌兹别克费尔干纳项目
-
2.83亿美元
筹建
预计2025年初开工，2026年底投运
军信股份
吉尔吉斯
比什凯克项目
3000一期1000
一期总投资9500万美元
在建
2024年7月24日签署特许经营协议
吉尔吉斯
奥什项目
2000
筹建
2025年3月3日签署框架协议
2.6垃圾焚烧：出海东南亚，收入版图扩大
简称
国家
项目名称
处理能力(t/d)
总投资
状态
进度
中国天楹
越南
河内朔山项目
4000一期1000
3.2亿美元
投运
2017年获批，2022年7月25日一期投运，2023年3月全部投运
越南
富寿项目
1000一期500
9000万美元
在建
2017年9月20日取得投资许可证
越南
清化项目
1000一期500
9000万美元
在建
2017年9月20日取得投资许可证
越南
兴安项目
1000
-
筹建
2024年10月9日签署项目投资实施合作协议
泰国
清迈项目
500-650
23亿泰铢
筹建
2024年11月20日签署合作协议和EPC框架协议
目录
2025年行业回顾
2026年行业投资策略
2026年重点推荐投资标的
投资逻辑：
1) 火电业务价值重估。新型电力系统下，火电转型调节能源，火电盈利稳定性提升；2）发挥“风光火”一体化运营优势。市场交易下公司可以利用其自身庞大的火电机组的灵活性平抑新能源的波动性，从而在电力市场化交易中获得更强的竞争力，实现整体发电收益的最大化。
业绩预测与投资建议：
预计2025-2027年归母净利润分别为122.9亿元、130.4亿元、137.9亿元，对应PE分别为9.5倍、8.9倍、 8.4倍，维持“买入”评级。
风险提示：
煤价电价波动风险，新能源发展不及预期的风险。
业绩预测和估值指标
指标
2024A
2025E
2026E
2027E
营业收入(百万元)
245550.92
246816.14
249699.46
252441.79
营业收入增长率
-3.48%
0.52%
1.17%
1.10%
归母净利润(百万元)
10135.49
12286.87
13044.68
13788.78
净利润增长率
20.01%
21.23%
6.17%
5.70%
EPS(元)
0.65
0.78
0.83
0.88
P/E
11.4
9.5
8.9
8.4
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股价表现
数据来源：Wind，西南证券
数据来源：Wind，西南证券整理
华电国际（600027）：火电修复弹性强，绿电持股收益高
投资逻辑：
1) 成本下行释放业绩。2025年煤炭价格中枢显著低于去年，公司的燃料成本大幅下降，利润弹性充分释放；2）火电商业模式重塑，资产价值有望重估。火电的商业模式转变为“电量收益+容量收益+辅助服务收益”的多元模式，华电国际作为拥有大量优质火电机组的龙头，将深度受益于此轮改革。
业绩预测与投资建议：
预计2025-2027年归母净利润分别为68.0亿元、71.1亿元、74.0亿元，对应PE分别为7.6倍、7.3倍、7.0倍，维持“买入”评级。
风险提示：
项目建设不及预期、项目运营成本上升等风险。
业绩预测和估值指标
指标
2024A
2025E
2026E
2027E
营业收入(百万元)
112993.98
125713.99
126178.55
128676.20
营业收入增长率
-3.57%
11.26%
0.37%
1.98%
归母净利润(百万元)
5702.67
6795.28
7105.41
7400.17
净利润增长率
26.11%
19.16%
4.56%
4.15%
EPS(元)
0.56
0.66
0.69
0.72
P/E
9.0
7.6
7.3
7.0
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股价表现
数据来源：Wind，西南证券
数据来源：Wind，西南证券整理
国电电力（600795）：火电成本占优，水风光高速发展
投资逻辑：
1) 水电资产进入收获期，提供明确的业绩增长引擎。公司旗下大渡河流域水电资产迎来投产高峰，双江口水电站是流域内首座大型调节水库，将极大提升整个梯级电站的发电效率和电量；2）固化中期分红，股东回报有望持续提升。随着水电新机组投产带来强劲现金流以及火电盈利趋于稳定，公司未来具备持续提升分红比例的潜力。在当前低利率环境下，其高且有望增长的股息率对长线资金具有极强吸引力。
业绩预测与投资建议：
预计2025-2027年归母净利润分别为75.7亿元、87.7亿元、95.4亿元，对应PE分别为11.8倍、10.1倍、 9.2倍，维持“买入”评级。
风险提示：
煤价波动风险，新能源发展或不及预期风险，水电投产或不及预期风险。
业绩预测和估值指标
指标
2024A
2025E
2026E
2027E
营业收入(百万元)
179182.01
192196.87
198872.73
206976.20
营业收入增长率
-7.96%
7.26%
3.47%
4.07%
归母净利润(百万元)
9831.02
7569.17
8771.97
9542.33
净利润增长率
258.31%
-23.01%
15.89%
8.78%
EPS(元)
0.55
0.42
0.49
0.54
P/E
9.0
11.8
10.1
9.2
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股价表现
数据来源：Wind，西南证券
数据来源：Wind，西南证券整理
三峰环境（601827）：主营业务稳健，海外订单突破
投资逻辑：
1) 海外市场拓展成为核心增长引擎。国内垃圾焚烧市场已进入成熟期，增量空间有限，2024年公司共签署焚烧炉及成套设备供货合同9项，设计处理能力合计约6370吨/日，其中，成功签署 “一带一路”沿线国际市场项目供货合同，合同总金额超过8亿元，随着高毛利的海外收入占比不断提升，将结构性地拉动公司整体利润水平和成长性；2）技术领先驱动存量资产提质增效与新业务拓展。公司是国内垃圾焚烧行业的领军企业之一，牵头制定飞灰处理等行业标准，显示其在产业链关键环节的技术话语权，构筑了强大的竞争壁垒。
业绩预测与投资建议：
预计2025-2027年归母净利润分别为12.6亿元、13.2亿元、14.1亿元，对应PE分别为11.4倍、10.8倍、 10.1倍，维持“买入”评级。
风险提示：
宏观经济大幅波动风险，业务出海不及预期风险，技术研发不及预期风险。
业绩预测和估值指标
指标
2024A
2025E
2026E
2027E
营业收入(百万元)
5990.86
6893.62
7896.83
8806.55
营业收入增长率
-0.59%
15.07%
14.55%
11.52%
归母净利润(百万元)
1168.13
1255.61
1320.04
1411.05
净利润增长率
0.20%
7.49%
5.13%
6.89%
EPS(元)
0.70
0.75
0.79
0.84
P/E
12.2
11.4
10.8
10.1
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股价表现
数据来源：Wind，西南证券
数据来源：Wind，西南证券整理
重点关注公司盈利预测与评级
股票代码
股票名称
股价(元)
投资评级
EPS(元)
PE(倍)
2024A
2025E
2026E
2027E
2024A
2025E
2026E
2027E
600011.SH
华能国际
7.68
买入
0.65
0.78
0.83
0.88
11.4
9.5
8.9
8.4
600027.SH
华电国际
5.09
买入
0.56
0.66
0.69
0.72
9.0
7.6
7.3
7.0
600795.SH
国电电力
5.32
买入
0.55
0.42
0.49
0.54
9.0
11.8
10.1
9.2
601827.SH
三峰环境
8.33
买入
0.70
0.75
0.79
0.84
12.2
11.4
10.8
10.1
数据来源：Wind（wind一致预测截至1月9日），西南证券
分析师：韩晨
执业证号：S1250520100002
电话：021-58351923
邮箱：hch@swsc.com.cn
分析师：巢语欢
执业证号：S1250524090002
电话：021-58351923
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西南证券研究院
西南证券投资评级说明
报告中投资建议所涉及的评级分为公司评级和行业评级（另有说明的除外）。评级标准为报告发布日后6个月内的相对市场表现，即：以报告发布日后6个月内公司股价（或行业指数）相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅作为基准。其中：A股市场以沪深300指数为基准，新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）为基准；香港市场以恒生指数为基准；美国市场以纳斯达克综合指数或标普500指数为基准。
公司评级
买入：未来6个月内，个股相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在20%以上持有：未来6个月内，个股相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于10%与20%之间中性：未来6个月内，个股相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-10%与10%之间回避：未来6个月内，个股相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-20%与-10%之间卖出：未来6个月内，个股相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在-20%以下
行业评级
强于大市：未来6个月内，行业整体回报高于同期相关证券市场代表性指数5%以上跟随大市：未来6个月内，行业整体回报介于同期相关证券市场代表性指数-5%与5%之间弱于大市：未来6个月内，行业整体回报低于同期相关证券市场代表性指数-5%以下
分析师承诺
报告署名分析师具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并注册为证券分析师，报告所采用的数据均来自合法合规渠道，分析逻辑基于分析师的职业理解，通过合理判断得出结论，独立、客观地出具本报告。分析师承诺不曾因，不因，也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接获取任何形式的补偿。
重要声明
西南证券股份有限公司（以下简称“本公司”）具有中国证券监督管理委员会核准的证券投资咨询业务资格。
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《证券期货投资者适当性管理办法》于2017年7月1日起正式实施，本报告仅供本公司签约客户使用，若您并非本公司签约客户，为控制投资风险，请取消接收、订阅或使用本报告中的任何信息。本公司也不会因接收人收到、阅读或关注自媒体推送本报告中的内容而视其为客户。本公司或关联机构可能会持有报告中提到的公司所发行的证券并进行交易，还可能为这些公司提供或争取提供投资银行或财务顾问服务。
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