核心观点 - 电力行业需求稳步增长，供给侧结构持续优化，火电盈利模式向多元化转型，水电、核电彰显红利价值，新能源装机维持高增速 [7][30][41][80] - 燃气行业迎来降本周期，全球LNG供给增加促使气价回落，城燃企业成本压力缓解，利润弹性可期 [111][115][123] - 公用事业板块分红能力提升，水电折旧到期、火电容量电价机制增强盈利稳定性，高股息策略具备长期投资价值 [3][52][75][79] 电力行业分析 电力需求侧 - 2025年1-9月全社会用电量累计77675亿千瓦时，同比增长4.6%，7月单月同比增速达8.6% [7] - 7月、8月连续两月用电量破万亿千瓦时，全国单日用电量超300亿千瓦时的天数达66天，较去年增加29天，高用电量常态化趋势明显 [8] - 第二产业用电占比63%，但对增量贡献度降至47%；第三产业和城乡居民用电贡献度分别提升至31%、19% [19] - 新兴产业用电增速亮眼，汽车制造业同比增11.3%，通用设备制造业增8.7%，计算机通信制造业增6.11% [23] 电力供给侧 - 1-9月火电发电量46969亿千瓦时，同比降1.2%，占比65%；水电发电量9971亿千瓦时，同比降1.1%，占比14% [33] - 新能源发电量增长显著，核电、风电、光伏分别同比增9.2%、10.1%、24.2%，风光贡献几乎全部发电增量 [33] - 9月末风光装机合计17亿千瓦，根据2035年36亿千瓦目标，年均新增装机需1.50-1.89亿千瓦 [41][80] - 全国发电设备平均利用小时2368小时，同比减少251小时，除核电外各电源利用小时均下滑 [39] 水电板块 - 2025年9月秋汛来水同比大幅增长，长江流域水库总蓄水量1837亿m³，同比增加151亿m³，保障今冬明春发电量 [46] - 2026年为三峡水电站机组折旧到期小高峰，预计减少折旧支出约19.91亿元 [52][54] - LPR累计下调70BP，水电企业财务费用持续改善，降息50BP可提升国投电力利润约10.99% [58][59] - 推荐长江电力、国投电力、川投能源和华能水电等大水电公司 [3] 火电板块 - 2025年1-10月煤价均价680元/吨，同比降185元/吨，降幅21%，火电成本显著改善 [61] - 容量电价机制提升盈利稳定性，2024-2025年覆盖固定成本30%（100元/千瓦·年），2026年提升至50%（165元/千瓦·年） [75] - 火电盈利模式从“单一电量依赖”转向“电量+容量+辅助服务”多元化，推荐国电电力、内蒙华电、华能国际等 [3][79] 新能源板块 - 136号文推动新能源上网电价市场化，存量项目执行机制电价，增量项目通过竞价形成价格，保障收益稳定性 [85][86] - 各省机制电价差异明显，山东风电机制电价0.319元/千瓦时（较燃煤标杆降19%），光伏0.225元/千瓦时（降43%） [88] - 特高压建设加速，年内陇东-山东、宁夏-湖南等四条线路投产，提升新能源跨区域消纳能力 [94][96] 核电板块 - 2025年核准10台机组，连续四年核准超10台，2027年中核装机增速预计达18% [41][103][105] - 广东取消核电变动成本补偿机制，2026年电价有望提升至0.372-0.39元/千瓦时，对应收入增加4-10亿元 [107][108] - 推荐中国核电、中国广核，两核再融资保障项目推进，成长性确定 [3][105] 燃气行业分析 全球供需格局 - 2025年全球LNG供应量预计增5.5%（约300亿m³），2026年增7%（约400亿m³），创2019年以来新高 [112][114] - 2025年上半年全球需求仅增1%，亚洲地区受气温温和、现货价格高影响需求负增长，2026年有望恢复至2%增速 [115][118] - 3Q25起全球LNG产能投产叠加地缘风险缓和，欧亚气价稳步回落，进口成本下降 [121][122] 城燃企业盈利改善 - 进口气源成本下跌，今冬拉尼娜效应强化冷冬预期，4Q25销气量增速有望提升 [4] - 居民价格联动机制在2024年前三季度有低基数效应，有助于修复城燃综合毛差 [4] - 推荐华润燃气、香港中华煤气、中国燃气等港股城燃企业，受益成本下降和需求回暖 [4] 红利价值分析 - 水电折旧到期和财务费用下降打开利润空间，火电容量电价提升盈利稳定性，分红能力增强 [3][52][75] - 多家企业推出分红规划，如国电电力承诺每股分红下限，预计2025年分红收益率达4.62%-6.12% [78][79] - 高股息策略具备长期配置价值，重点关注长江电力、国电电力等红利回报稳定的公司 [3][79]