核心观点 - 2025年10月公司附属电厂总售电量同比微降0.4%，但2025年首十个月累计售电量同比增长6.5% [1] - 可再生能源（风电、光伏、水电）售电量在10月及首十个月均实现显著增长，特别是光伏业务增速迅猛 [1] - 火电业务10月售电量同比下降3.4%，但首十个月累计仍实现1.3%的正增长 [1] 2025年10月售电表现 - 2025年10月附属电厂售电量为1662万兆瓦时，同比减少0.4% [1] - 火电厂10月售电量1156.08万兆瓦时，同比减少3.4% [1] - 风电场10月售电量388.06万兆瓦时，同比微增0.1% [1] - 光伏电站10月售电量95.03万兆瓦时，同比大幅增加39.4% [1] - 水电站10月售电量22.37万兆瓦时，同比大幅增加47.6% [1] 2025年首十个月累计售电表现 - 2025年首十个月附属电厂累计售电量达到1.85亿兆瓦时，同比增长6.5% [1] - 火电厂首十个月累计售电量1.30亿兆瓦时，同比增长1.3% [1] - 风电场首十个月累计售电量4308.07万兆瓦时，同比增长14.4% [1] - 光伏电站首十个月累计售电量1101.09万兆瓦时，同比大幅增长53.6% [1] - 水电站首十个月累计售电量158.89万兆瓦时，同比增长34.1% [1]

2025年10月单月售电量表现 - 公司附属电厂2025年10月售电量为1661.54万兆瓦时，同比减少0.4% [1] - 公司附属风电场2025年10月售电量为388.06万兆瓦时，同比增加0.1% [1] - 公司附属光伏电站2025年10月售电量为95.03万兆瓦时，同比大幅增加39.4% [1] 2025年首十个月累计售电量表现 - 公司附属电厂2025年首十个月累计售电量达到1.85亿兆瓦时，同比增加6.5% [1] - 公司附属风电场累计售电量达到4308.07万兆瓦时，同比增加14.4% [1] - 公司附属光伏电站累计售电量达到1101.09万兆瓦时，同比大幅增加53.6% [1] 可再生能源业务增长趋势 - 公司光伏业务增长迅猛，首十个月累计售电量增速达53.6%，远高于整体电厂6.5%的增速 [1] - 公司风电业务保持稳定增长，首十个月累计售电量增速为14.4% [1] - 可再生能源（风电与光伏）在公司总售电量中的贡献持续提升 [1]

公司运营数据 - 2025年10月附属电厂售电量为1661.54万兆瓦时，同比减少0.4% [1] - 2025年10月附属风电场售电量为388.06万兆瓦时，同比增加0.1% [1] - 2025年10月附属光伏电站售电量为95.03万兆瓦时，同比大幅增加39.4% [1] - 2025年首十个月附属电厂累计售电量达1.85亿兆瓦时，同比增加6.5% [1] - 2025年首十个月附属风电场累计售电量达4308.07万兆瓦时，同比增加14.4% [1] - 2025年首十个月附属光伏电站累计售电量达1101.09万兆瓦时，同比大幅增加53.6% [1] 业务结构变化 - 可再生能源（风电场和光伏电站）售电量在2025年10月及首十个月均实现同比增长 [1] - 光伏电站业务增长最为显著，10月单月及首十个月累计同比增幅分别达39.4%和53.6% [1] - 尽管10月单月总售电量微降，但首十个月累计总售电量仍保持6.5%的增长 [1]

核心运营数据 - 2025年10月公司附属电厂总售电量为16,615,409兆瓦时，同比微降0.4% [1] - 2025年首十个月公司附属电厂累计售电量达185,330,961兆瓦时，同比增长6.5% [1] 风电业务表现 - 2025年10月附属风电场售电量为3,880,566兆瓦时，同比小幅增长0.1% [1] - 2025年首十个月附属风电场累计售电量达43,080,726兆瓦时，同比增长14.4% [1] 光伏业务表现 - 2025年10月附属光伏电站售电量为950,348兆瓦时，同比大幅增长39.4% [1] - 2025年首十个月附属光伏电站累计售电量达11,010,897兆瓦时，同比显著增长53.6% [1]

2025年首十月售电情况 - 附属电厂售电量增加6.5%，累计达185,330,961兆瓦时[6] - 附属风电场售电量增加14.4%，累计达43,080,726兆瓦时[6] - 附属光伏电站售电量增加53.6%，累计达11,010,897兆瓦时[6] 2025年10月售电情况 - 附属电厂售电量16,615,409兆瓦时，同比减0.4%[6] - 附属风电场售电量3,880,566兆瓦时，同比增0.1%[6] - 附属光伏电站售电量950,348兆瓦时，同比增39.4%[6] 火电厂售电情况 - 2025年10月售电量11,560,798兆瓦时，同比减3.4%[8] - 2025年1 - 10月售电量129,650,438兆瓦时，同比增1.3%[8] 水电站售电情况 - 2025年10月售电量223,697兆瓦时，同比增47.6%[8] - 2025年1 - 10月售电量1,588,900兆瓦时，同比增34.1%[8]

行业投资评级 - 报告对行业投资评级为“看好” [3] 核心观点 - 10月份电力生产显著加快，单月发电量同比增长7.9%至8002亿千瓦时，火电和水电是主要贡献者 [4][9] - 全球天然气市场呈现区域分化，欧美气价窄幅震荡，亚洲气价走势平稳 [4][22] - 投资主线围绕水电、绿电、核电、火电、电源装备、气电、天然气及环保等多个细分领域展开，推荐了包括国投电力、龙源电力、中国核电、国电电力、东方电气、昆仑能源、光大环境等在内的数十家具体公司 [4] 电力行业分析 - 10月单月发电量8002亿千瓦时，同比增长7.9% [4][9] - 分品种看，火力发电5138亿千瓦时（同比增长7.3%），水力发电1351亿千瓦时（同比增长28.2%），核能发电387亿千瓦时（同比增长4.2%），风力发电733亿千瓦时（同比减少11.9%），光伏发电394亿千瓦时（同比增长5.9%） [4][9] - 10月单月规上发电增量约586亿千瓦时，火电贡献增量350亿千瓦时，水电贡献增量297亿千瓦时，风电同比减少99亿千瓦时 [4][10] - 1-10月累计发电量80625亿千瓦时，同比增长2.3%，火电同比下降0.4%，水电、核电、风电、光伏同比分别增长1.6%、8.7%、7.6%、23.2% [16] - 1-10月发电增量1813亿千瓦时，主要由新能源贡献，风电、光伏增幅贡献度分别为33%、50% [10][16] - 水电方面，秋汛来水偏丰，三峡水库于10月24日完成175米蓄水目标，为今冬明春发电奠定基础 [4][10] 燃气行业分析 - 截至11月14日，美国Henry Hub现货价格为$3.49/mmBtu，周度环比下跌7.32%；荷兰TTF现货价格为€30.80/MWh，周度环比下跌0.81%；英国NBP现货价格为80.75 pence/therm，周度上涨5.90%；东北亚LNG现货价格为$11.10/mmBtu，周度环比持平；中国LNG全国出厂价4357元/吨，周度环比下跌0.57% [4][22] - 美国天然气供需两旺，LNG原料气需求及国内季节性消费需求提升，库存水平较五年均值高4.5% [22][23] - 欧洲天然气库存水平为82.07%，约为五年均值的91.3%，供需基本稳定，但气温骤降预期或对气价形成支撑 [22][28] - 东北亚LNG需求整体偏弱，供给稳定充足，价格持平 [4][22] - 中国LNG市场供应充裕，终端需求平淡，出厂价小幅回落，但冷空气来袭及原料气竞拍价格提升可能推动后市价格 [22][40] 一周行情回顾 - 本期（2025/11/10~2025/11/14）公用事业板块、燃气板块、电力设备板块以及环保板块相对沪深300指数跑赢，电力板块相对跑输 [45] 公司及行业动态 - 11月10日，国家发展改革委、国家能源局发布指导意见，目标到2030年基本建立新能源消纳调控体系，满足全国每年新增2亿千瓦以上新能源消纳需求 [49] - 11月10日，新疆新华布尔津县65万千瓦风电项目全容量并网发电，总投资29.2亿元 [50] - 报告期内，国网信通、华光环能、雪迪龙、深圳燃气、三峡能源、军信股份、玉禾田等公司发布了重大合同中标、董事减持、业绩说明、合资公司增资、董事离任等相关公告 [51][52] 重点公司估值 - 报告列出了公用事业、电力设备、环保等重点公司的估值表，包含代码、简称、评级、收盘价、未来每股收益预测及市盈率、市净率等关键估值指标 [53][55][56]

行业与公司 * 纪要涉及的公司为华润电力[1] * 公司属于电力行业 重点业务包括火电与新能源[2] 核心战略与规划 * 公司十五期间战略围绕绿色低碳发展和综合能源服务商定位展开[3] * 重点发展方向为外送型大基地和海上风电项目 同时关注经济发达地区存量结构调整[2][3] * 战略核心是在规模增长的同时 注重增长质量和规模合理性 确保高质量发展和效益保障[2][3] * 十五期间新能源增量目标每年为两个亿吨左右 公司将与政策匹配进行开发布局[8] * 国家明确了36亿吨的碳排放目标 为未来新能源规模增长提供了确定性[3] * 国家能源局指导意见指出未来每年可能有2亿千瓦时的增长规模 与2035年达到36亿千瓦时的目标基本匹配[9] 火电业务表现与展望 * 三季度公司火电业务利润同比增长显著[4] * 利润增长主要得益于火电装机规模增大 新投产的几台百万千瓦级机组对整体利润贡献明显[4] * 电价和利用小时数指标相对稳定[4] * 公司有信心通过稳定点火价差来维持火电盈利能力 应对2026年长协电价的潜在变化[2][6] * 2025年煤电容量电费回收率基本达到99%以上[16] * 预计2025年容量电费收入约为40-45亿人民币 2026年可达60-70亿元[16] * 燃料成本降低将提升火电竞争力 公司通过稳定点火价差和增加容量电费保障盈利[5][17] 新能源业务发展与挑战 * 在选择大基地项目时 核心关注消纳能力和成本控制[2][7] * 优先发展风电 择优发展光伏 并考虑技术组合方案提升市场竞争力[2][7] * 全生命周期成本管控是关键策略之一[7] * 公司认为未来新能源收益将呈现多元化结构 不仅来自于电量 还可能包括其他收益品种[2][7] * 2023年到2024年的增量受政策因素影响较大 例如136号文的出台推动了新能源快速增长[9] * 1-9月风速下降显著 尤其9月附属风电场售电量同比减少13%[12] * 公司风电利用小时仍高于全社会平均水平[5][12] * 今年新增新能源装机体量较大 以及限电影响 新项目盈利能力需综合考虑资源条件等因素[13] * 已有6个省份出台了政策 公司参与增量竞价的项目回报满足要求 但部分区域电价过低（如两毛多的光伏价格）则未参与[15] 煤炭采购与成本 * 2025年煤炭市场整体呈下行趋势 得益于国内煤炭产量增加（如山西省煤炭产量同比增加）[10] * 公司通过长协合同和采购价格倒挂的现货补充库存[2][10] * 由于进口煤价格优势缩小 今年1-10月全国进口煤量同比下降11% 公司进口煤量也相应减少[10] 政策影响分析 * 风电增值税政策调整 路上风电取消增值税优惠 海上风电则有一定延期[11] * 2024年增值税优惠取消影响全年约为两个亿不到 2025年仅影响两个月对利润影响较小 但2026年因全年装机影响预计会更大[11] * 公司认为这种行业共同影响对盈利能力总体可控[5][11] * 公司相信为了保持新能源每年两个亿增长 基准电价可能需要适度调整 政策会有修复过程[15] 储能与其他业务布局 * 公司目前储能装机约3吉瓦 包括新能源配储、独立储能、户用储能和火电脉冲调频[18] * 其中火电脉冲调频收益最好 其次是独立储能[18] * 未来发展重点是基于市场需求和成本效益 通过合理配置形成优势组合[18] * 市场建设程度较高区域（如现货市场建设超前、新能源占比较高且已有支持政策的省份）适合建设独立储能[19] * 公司将在山东、广东、湖北等地推进抽水蓄能项目前期工作[20] * 在十五五期间考虑上大压小、外送支撑等布局煤电 以优化结构并获得更多辅助服务和容量收益[20]

好的，作为拥有10年经验的分析师，我已仔细研读这份公用环保行业周报，以下是我的总结： 行业投资评级 - 报告对电力、绿电、核电、火电、电源装备、天然气及环保等多个细分领域均给出积极展望，并列出具体推荐和关注公司名单 [4][10][30][44][45] 核心观点 - 电力现货市场建设取得关键进展，国家电网经营区已基本实现全覆盖，市场机制正引导电源结构转变 [4][7][9] - 全球天然气市场呈现区域分化格局，欧美气价因季节性需求上涨，亚洲市场因供给充足而价格平稳 [4][11][12][17] - 基于各细分行业的积极变化（如降息周期、燃料成本下降、政策支持等），报告明确列出了多条投资主线及对应的重点公司 [4][10][30] 电力市场分析 - **市场覆盖进展**：截至2025年11月1日，国家电网经营区内，省间现货市场及5个省级现货市场正式运行，18个省级市场处于连续结算试运行阶段，标志着基本实现电力现货市场全覆盖 [4][7] - **山西案例深度**：作为首个正式运行的现货省份，2025年上半年山西现货市场出清电量达1562.3亿千瓦时，日前和实时现货度电均价分别为0.283元和0.281元，呈现“两峰一谷、晚高早低”特征，峰谷价差扩大 [4][9] - **新能源影响**：山西省新能源装机容量截至2025年9月底达7684万千瓦，占全省装机近50%，“十四五”以来增长128.75% [4][9] - **市场机制优化**：山西现货市场出清周期于2025年9月至10月成功由15分钟调整为5分钟运行，以更好适应新能源出力波动，强化价格引导作用 [4][9] - **跨区域交易**：2024年省间现货市场数据显示，火电、水电、风电、光伏成交量占比约为4:2:2:1，平均价格分别为0.45元/度、0.21元/度、0.24元/度，迎峰度夏期间最高成交价达2.18元/千瓦时 [8] 天然气市场分析 - **欧美气价上涨**：截至2025年11月7日，美国Henry Hub现货价格周环比上涨5.52%至$3.76/mmBtu，荷兰TTF现货价格周环比上涨2.31%至€31.05/MWh，英国NBP现货价格周环比上涨4.24%至76.25 pence/therm [4][11][12] - **亚洲气价平稳**：同期东北亚LNG现货价格为$11.10/mmBtu，周环比持平；中国LNG全国出厂价为4382元/吨，周环比下跌0.57% [4][11][28] - **美国市场动因**：美国天然气供需两旺，LNG原料气需求创历史新高（达174亿立方英尺/日），叠加季节性消费需求提升，推动气价持续回升，NYMEX Henry Hub主力合约价格周涨4.63%至$4.32/mmBtu [12] - **欧洲市场动因**：进入11月供暖季后库存开始下降，截至11月6日库存水平为945.93太瓦时（占库存容量的82.83%），约为五年均值的91.1%，气温下降及风电出力下降推升燃气需求 [17] - **中国市场情况**：LNG综合进口价格当周为3405元/吨，环比下跌7.77%，同比下跌20.80% [28] 投资分析意见与公司推荐 - **水电**：秋汛偏丰利于蓄水，降息周期利好财务费用下降和股息价值，推荐国投电力、川投能源、长江电力、华能水电 [4][10] - **绿电**：新能源入市规则增强存量项目收益稳定性，风电利用小时数高且与负荷匹配度好，建议关注新天绿色能源、福能股份、龙源电力、华润电力、三峡能源 [4][10] - **核电**：增值税调整不影响长期盈利，增量明确，建议关注中国核电、中国广核（A+H） [4][10] - **火电**：燃料成本下降与容量电价提升增强盈利稳定性，推荐国电电力、内蒙华电、广州发展、大唐发电、华能国际（A+H）、华电国际 [4][10] - **电源装备**：雅下工程开工推动需求长期释放，推荐东方电气及哈尔滨电气 [4][10] - **天然气**：降本与居民气价改革利好城燃公司，推荐昆仑能源、新奥能源等港股城燃企业及产业链一体化贸易商如新奥股份、新天绿色能源、深圳燃气 [4][30] - **环保**：受益于化债推进，关注高股息稳健标的，如光大环境、洪城环境等；SAF（可持续航空燃料）量价齐升，建议关注嘉澳环保、海新能科等 [4] 行业动态与数据 - **新型储能**：截至2025年9月底，中国新型储能装机规模超1亿千瓦，较“十三五”末增长超30倍，华北地区装机3118万千瓦占全国30.4% [39] - **电力交易**：截至2025年9月底，全国电力市场交易电量达4.92万亿千瓦时，同比增长7.2%，占全社会用电量比重63.4%；经营主体数量达102万家，同比增长26.3% [39] - **跨区电力调配**：2025年10月13日，国家电网与南方电网首次以现货交易形式实现跨区电力调配，南方电网180万千瓦清洁电力通过闽粤联网支援长三角 [39]

报告行业投资评级 - 行业投资评级为“看好” [1] 报告核心观点 - 国家电网经营区基本实现电力现货市场全覆盖，市场建设加速推进，价格机制引导电源结构优化 [4][8][10] - 全球天然气市场呈现区域分化，欧美气价因季节性需求上涨，亚洲地区供给充足价格平稳 [4][13] - 电力行业各细分板块均存在投资机会，水电、绿电、核电、火电、电源装备等领域被重点推荐 [4][11] - 天然气行业受益于成本回落和顺价机制，城燃企业和贸易商盈利能力有望回升 [4][31] - 环保板块关注高股息标的及生物航煤(SAF)等新兴领域 [4] 按目录章节总结 1. 电力：国网经营区基本实现电力现货市场全覆盖 - 国家电网经营区内电力现货市场建设取得关键进展，省间现货市场及5个省级市场正式运行，18个省级市场进入连续结算试运行，基本实现全覆盖 [4][8] - 以山西为例，作为首个正式运行的现货市场，2025年上半年累计出清电量达1562.3亿千瓦时，日前和实时现货度电均价分别为0.283元和0.281元，呈现“两峰一谷、晚高早低”特征 [4][10] - 山西省新能源装机容量快速增长，截至2025年9月底达7684万千瓦，占全省装机容量近50%，“十四五”以来增长128.75% [4][10] - 市场出清周期缩短，山西现货市场于2025年9月至10月完成15分钟与5分钟模式并轨测试，正式调整为5分钟运行，以更好适应新能源出力波动 [4][10] - 省间现货市场于2024年10月转入正式运行，2024年火电、水电、风电和光伏成交量占比约为4:2:2:1，平均价格分别为0.45元/度、0.21元/度、0.24元/度和0.2元/度 [9] 2. 燃气：全球气价走势分化 欧美气价上涨 - 截至2025年11月7日，美国Henry Hub现货价格为$3.76/mmBtu，周涨幅5.52%；荷兰TTF现货价格为€31.05/MWh，周涨幅2.31%；英国NBP现货价格为76.25 pence/therm，周涨幅4.24% [4][13][14] - 亚洲市场表现平稳，东北亚LNG现货价格为$11.10/mmBtu，周环比持平；中国LNG全国出厂价为4382元/吨，周跌幅0.57% [4][13][29] - 美国天然气供需两旺，LNG原料气需求创历史新高（达174亿立方英尺/日），叠加季节性消费提升，推动气价持续回升，NYMEX Henry Hub主力合约价格周涨4.63%至$4.32/mmBtu [14] - 欧洲进入供暖季，库存开始下降，截至11月6日库存量为945.93太瓦时，库存水平为82.83%，约为五年均值的91.1%，需求回升带动气价窄幅上涨 [19] - 中国LNG综合进口价格截至11月2日当周为3405元/吨，环比下跌7.77%，同比下跌20.80% [29] 4. 公司及行业动态 - 国家能源局数据显示，截至2025年9月底，中国新型储能装机规模超过1亿千瓦，较“十三五”末增长超30倍，占全球总装机比例超过40%，跃居世界第一 [40] - 全国电力市场交易规模持续增长，截至9月底累计交易电量4.92万亿千瓦时，同比增长7.2%，占全社会用电量比重63.4%；经营主体数量达102万家，同比增长26.3% [40] - 跨区域电力调配作用凸显，国家电网与南方电网首次以现货交易形式实现跨区调配，南方电网180万千瓦清洁电力通过闽粤联网支援长三角；迎峰度夏期间省间现货市场支援川渝等省份最大电力超800万千瓦 [40] - 多家上市公司发布重要公告，涉及融资、并购、回购及业务进展等 [42][43] 5. 重点公司估值表 - 报告列出了公用事业、环保及电力设备板块重点公司的估值数据，包括收盘价、预测每股收益(EPS)、市盈率(PE)和市净率(PB)等关键指标 [45][46][47][48]

行业整体业绩回顾 - 2025年前三季度主流火电运营商归母净利润大幅上涨，主要受益于煤价下行及部分公司成本管控效果明显[1][3] - 绿电和核电企业盈利持续承压，而水电板块整体表现尚可，延续稳健态势[2][3][5] - 火电运营商在电量电价双降下面临营收下行压力，但秦皇岛下水煤（5500大卡）现货价格平均下降191元/吨，支撑利润增厚[1][3] 火电行业分析 - 煤价下行是火电利润增厚主因，除燃料成本下降外，部分电厂折旧陆续到期及财务降费预计将持续贡献增利[3] - 火电行业面临电量与电价双重下降的压力，但成本端的改善有效对冲了营收下滑的影响[1][3] 绿电行业分析 - 多数绿电公司2025年三季度归母净利润下降，主因利用小时数和电价下滑[2] - 风资源较差及装机超速导致限电率提升，行业利用小时数下降，龙源电力10月风电发电量下滑12.1%，新天绿色能源下滑21.3%，协合新能源下滑12.4%[2] - 企业参与市场化交易比例提升，叠加市场化电价持续下滑，导致绿电企业电价下探[2] - 三季度绿电公司经营现金流大幅增长，主因收到国补回款同比大幅增加，部分企业1-8月累计所获补贴远超2024年全年[2] 水电行业分析 - 水电短期经营受来水压制，2025年前三季度全国平均降水量571.3毫米，较常年同期偏多1.7%，但弱于2024年[3] - 在梯级调度下，部分大水电前三季度营收略微下滑，小水电收入与区域来水关系较大[3] - 水电利润表现尚可，财务费用方面的降本持续增厚利润[3][4] 核电行业分析 - 2025年三季度核电企业归母净利润均有所下滑，中国核电因新能源板块拖累，利润下滑幅度高于中国广核[5] - 电价下降是共同压力，中国广核2025年三季度发电量625.1亿千瓦时，同比小幅下滑3%，收入下滑10.2%[5] - 中国广核通过费用压降抵消部分影响，研发费用下降2.1亿元，财务费用下降2.2亿元，其他收益增加3.4亿元[5] - 中国核电2025年三季度核电发电量511.5亿千瓦时，同比增长10%，但受市场化电价下降、其他收益下滑及所得税增长影响，核电归母净利润下滑明显[5] 投资建议 - 中长期维度推荐优质水电长江电力、国投电力、川投能源，以及港股低估值风电龙源电力（H）、大唐新能源、中广核新能源、新天绿色能源[5] - 短中期维度推荐具备穿越周期能力的优质龙头华润电力、龙源电力[5] - 区域性标的推荐嘉泽新能、黔源电力[5] - 建议关注新筑股份、远达环保、吉电股份[6]