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[4] - 水核板块经营稳健，低利率背景下红利价值有望凸显[4] - 绿电板块受电价、消纳等因素影响，业绩有所拖累[4] - 展望2026年，火电综合电价平稳，容量电价提升带动收入结构改善，盈利稳定性提升[6] - 低利率背景下大水电股息率具有较高吸引力，具备较高的绝对收益投资价值[6] - 核电企业成长确定，26-27年将进入投产高峰期[6] - 绿电全面入市，电价向下，发电量提升，投资价值显出差异性[6] - 可再生能源非电消费首次被国家层面纳入考核，IMO减排目标推动全球船运绿色转型，绿醇是中期近零碳燃料的最优解，需求强劲[6] - 垃圾焚烧行业进入成熟期，分红比例有望提升，部分企业出海布局已落地多个标杆项目[6] 2025年行业回顾 - 2025年截至12月1日，申万公用事业板块相对沪深300跑输12.35%，在所有申万一级行业中相对排名26/32[14] - 细分板块涨跌幅：水力发电-5.0%、火力发电+16.2%、电能综合服务+4.0%、燃气+16.0%、风力发电-1.9%、光伏发电+4.4%、热力服务+37.2%[14] - 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%[15] - 第三季度（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%[15] - 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%）[25] - 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%）[25] - 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%）[25] - 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%）[25] - 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%[25] 2026年行业投资策略：火电 - 2025年1-11月全国原煤产量44.0亿吨，累计同比增长1.4%[35] - 2025年1-11月国内进口动力煤累计3.1亿吨，同比下滑14.5%[35] - 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%[37] - 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%[37] - 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[37] - 2025年1-11月全社会用电量累计94602亿千瓦时，同比增长5.5%[48] - 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，用煤需求承压[48] - 非电需求分化：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%[50] - 预计2026年煤价仍将维持低位震荡[54] - 2026年部分省份长协电价承压：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[58] - 容量电价机制自2024年1月1日起实施，改善火电利润结构，保障部分稳定利润[73] - 辅助服务需求提升，火电作为灵活调节型电源，辅助服务小时有望持续增长，带动收入由发电收益转向辅助服务收益，盈利稳定性提升[73] 2026年行业投资策略：水电 - 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[75] - 低利率背景下大水电股息率较高，红利价值凸显[79] - 长江电力承诺2026-2030年分红比例不低于70%[79] 2026年行业投资策略：核电 - 2025年核电核准10台新机组，数量创历史新高[83] - 2021至2025年核准机组数量分别为5/10/10/11/10台[83] - 截至2025年中报，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[87] - 核电市场化比例持续上升，2024年市场化交易电量比重已经超过50%[93] - 2026年广东核电机组不再执行变动成本补偿机制，上网电价有望回升[93] 2026年行业投资策略：风光 - 截至12月8日，已有19个省完成首轮机制电价竞价，多数省份增量项目80%以上的电量可以获得机制电价保障[95] - 增量机制电价竞价结果受供需影响：黑龙江、甘肃、青海电价竞价结果较低；上海、宁夏、重庆、安徽等省市出清价格较高[99] - 截至2024年底，风光装机容量合计达14.1亿千瓦，风电/光伏累计同比增速分别为+18%/+45%[104] - 2025年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[104] - 2025年10月，国家发改委发布征求意见稿，首次将可再生能源非电消费比重（如供热、制氢氨醇等）纳入考核[104] 2026年行业投资策略：绿色甲醇 - 国际海事组织（IMO）净零框架目标：于2008年排放相比，2030年前减排20%～30%，到2040年减排70%～80%，到2050年实现净零排放[108] - 绿色甲醇是中期维度实现净零框架最可行的过渡选项，尤其适合集装箱船队[112] - 截至2025年底，全球已确定采用甲醇燃料的船舶总数已达439艘，较年初增加约140艘（同比+47%），其中已运营105艘，手持订单/在建/改造状态334艘[115] - 若439艘船舶全部投运，潜在的年度甲醇需求量约为1107.3万吨，其中334艘订单年需求846.2万吨，105艘已投运船舶年需求261.1万吨[115] 2026年行业投资策略：垃圾焚烧 - 2024年垃圾焚烧开标项目数量仅20个，累计投资约52.6亿元，较2023年287.7亿投资额缩水约80%[120] - 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%[120] - 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%[121] - 多家公司明确长期分红规划，如绿色动力承诺24-26年分红比例不低于40%、45%、50%[121] - 中国垃圾焚烧企业在“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，如中国天楹越南河内朔山项目（处理规模4000吨/日）、光大环境越南芹苴与顺化项目、军信股份吉尔吉斯比什凯克项目等[126] 2026年重点推荐投资标的 - **华能国际（600011.SH）**：火电龙头转型，新型电力系统下火电盈利稳定性提升；发挥“风光火”一体化运营优势，在电力市场化交易中获得更强竞争力[132] - **华电国际（600027.SH）**：煤炭价格中枢显著低于去年，燃料成本大幅下降，利润弹性充分释放；火电商业模式重塑为“电量收益+容量收益+辅助服务收益”多元模式，资产价值有望重估[138] - **国电电力（600795.SH）**：大渡河流域水电资产迎来投产高峰，提供明确业绩增长引擎；固化中期分红，股东回报有望持续提升，高股息率对长线资金有强吸引力[144] - **三峰环境（601827.SH）**：海外市场拓展成为核心增长引擎，2024年成功签署“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；技术领先驱动存量资产提质增效与新业务拓展[150]

行业投资评级 - 电力设备新能源行业投资评级为“优于大市” [2][3] 报告核心观点 - 我国首个规模化“二氧化碳+绿氢”制备绿色甲醇项目设备开标，标志着绿色甲醇产业化进入新阶段 [1][3] - 在国家政策推动下，绿色氢氨醇设备产业正迎来重要的战略机遇期 [3][9] - 预计2026-2030年，绿色甲醇设备市场年均投资额可达130亿元 [4][7] 行业事件与合同分析 - 2025年12月19日，华电科工与控股股东华电集团签署价值8.15亿元的重大设备供应合同 [3][5] - 合同对应辽宁调兵山45万千瓦风电制氢耦合绿色甲醇一体化示范项目，年产10万吨绿色甲醇与1.9万吨绿氢 [5][8] - 合同设备交付时间为2026年8月30日至10月30日 [5] - 合同具体结构：制氢系统设备合同6.49亿元，二氧化碳处理及甲醇系统设备合同1.24亿元，储罐设备合同0.42亿元 [5][6] 市场空间与需求预测 - 预计到2030年，我国绿色甲醇总产能将达到1000万吨，年均新增产能200万吨 [4][7] - 其中，“二氧化碳+绿氢”技术路线产能预计达250万吨，2026-2030年年均新增50万吨 [4] - 生物质耦合绿氢合成路线产能预计达750万吨，2026-2030年年均新增150万吨 [4] - 基于年均新增200万吨产能测算，绿色甲醇设备年均总投资额达130亿元 [4][7] - 细分市场空间：二氧化碳处理及甲醇合成设备年均投资额约21亿元，储罐设备年均投资额约8亿元，制氢系统及配套设施年均投资额101亿元 [4][7] - 绿色甲醇产业将带动年均2GW的电解槽需求 [4][7] 项目与行业意义 - 辽宁调兵山项目是我国首个规模化“绿氢+二氧化碳”制备绿色甲醇项目，也是国家能源局2025年12月发布的首批41个氢能试点项目之一 [8] - 该项目总投资39.45亿元，为行业提供了二氧化碳资源化利用的规模化发展样本 [8]

政策核心内容 - 国家发展改革委发布《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）》，共五章二十五条，旨在落实可再生能源在能源消费中的最低比重目标并完善消纳保障机制 [1] - 《办法》首次将非电消费系统性消纳纳入最低比重考核，将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 [1] - 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 [1] 非电消费核算方法 - 非电利用统一采用热量进行核算，燃料燃烧热量采用燃料低位热值统计 [1] - 对“可再生能源制氢氨醇等综合利用”，需依据制氢氨醇等的用电量，采用发电煤耗法核算 [1] - 国务院能源主管部门将适时对重点用能行业的可再生能源非电消费最低比重目标进行监测、评价和考核，并明确过渡期限 [1] 行业影响与机遇 - 《办法》拓展了可再生能源消费的促进范围，关注地热能、生物质能等资源种类的开发潜力 [2] - 政策强调各类可再生能源在供热/制冷、制备氢氨醇及燃料领域的直接应用 [2] - 为太阳能热利用、生物质能供热、地热以及可再生能源制氢、氨、醇等产业创造明确的市场需求，将带动整个非电可再生能源行业发展 [2]

政策核心内容 - 国家发改委发布《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）》[1] - 政策设定能源用户可再生能源消费最低比重目标和省级行政区域可再生能源电力消纳责任权重[1] - 非电消费最低比重目标可通过可再生能源供暖（制冷）、可再生能源制氢氨醇等综合利用、生物质能非电利用等方式完成[1] 政策意义与影响 - 该办法首次将可再生能源非电消费纳入强制性考核体系[2] - 明确将绿色氢氨醇列为合规路径之一[2] - 标志着国家能源管理重心从单一的电力消纳向电、热、氢、醇等多能协同消费转变[2] - 为绿色氢氨醇行业提供了前所未有的政策准入通道[2] - 通过设定省级行政区域和重点用能企业的非电消费最低比重目标 并辅以约谈、通报及纳入失信记录等惩戒措施 政策从需求端为绿色氢氨醇创造了制度性市场需求[2] - 显著提升了产业发展的确定性和市场预期[2] 投资机会与受益标的 - 绿色氢氨醇产业正迎来重要的战略机遇期 利好产业链相关标的[1] - 建议关注金风科技（002202 SZ）、运达股份（300772 SZ）、三一重能（688349 SH）、禾望电气（603063 SH）、华电科工（601226 SH）[1]