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

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 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%。 2025年行业回顾：红利风格表现不佳，环保跑赢大市 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%。 2025年行业回顾：红利风格表现不佳，环保跑赢大市 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%。 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。 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。 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。 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。 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。 2.1火电：关注电价α 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。 2.1火电：关注电价α 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。 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%。 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。 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。 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。 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。 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。 2.