纪要涉及行业与公司 * **公司**：新集能源 [1] * **行业**：煤炭、电力（煤电一体化） [2] 纪要核心观点与论据 1. 煤电一体化战略与产能释放 * **发电量目标**：2026年发电量目标为280-300亿度，2027年目标为400亿度 [2][4] * **自用煤占比**：自用煤占比将从2026年的50%提升至2027年的70%以上 [2][5] * **2026年发电量进展**：2026年上半年发电量按计划推进，大概率可完成全年目标 6月份单月发电量25.2亿度，7月份增至29.2亿度，环比增加4亿度 [4] * **2027年发电量展望**：2027年发电量计划大概率超过300亿度，并以400亿度为努力目标 [4] * **自用煤量规划**：2026年全年自用煤量预计约1,100万吨，占商品煤总产量的50%以上 2027年自用煤量预计达1,500万吨，占比超过70% [5] * **内销与外销策略**：公司通过兼顾内销和市场煤外销的策略实现煤炭板块盈利最大化 2026年预计内销煤炭量约800万至1,000万吨 2027年理论上将有1,600万至1,700万吨煤炭用于火力发电，但实际内销量会低于此数据 [6] 2. 焦煤业务增量与盈利 * **焦煤产量**：1/3焦煤2026年产量预计超100万吨，2027年达200万吨 [2][6] * **2026年焦煤产量进展**：截至2026年上半年，1/3焦原煤产量约40万吨 截至2026年8月20日，产量已突破66万吨 [6] * **焦煤价格**：焦煤与动力煤价差约400-500元/吨 [2][8] 最新竞价1/3焦原煤价格已达1,360元/吨 [2][6] 截至纪要发布，1/3焦原煤售价1,122元/吨，1/3洗精煤售价1,480元/吨 [6] * **焦煤成本**：1/3焦原煤与动力原煤成本结构基本持平，主要差异在于后续洗选环节会增加每吨约二三十元的洗选费用 [7][8] * **焦煤销售结构**：焦精煤销售量约占焦原煤销售量的十分之一左右 [8] 3. 财务表现与成本控制 * **盈利结构**：2026年上半年利润总额17.4亿元，煤炭板块贡献15.1亿元（占比87%），电力板块贡献2.3亿元 [2][12] * **净利润**：2026年上半年净利润为12.2亿元 [12] * **电力成本**：2026年第二季度售电口径完全成本为0.3458元/度，在公司年度预算0.35元/度之内 [3][4] 第一季度售电口径完全成本为0.3306元/度 [3] * **电力价格**：2026年第二季度售电口径平均不含税价格（含容量电价）为0.3655元/度，较第一季度的0.3589元/度有所上升 [3] * **煤炭成本**：2026年上半年商品煤口径完全成本较2025年增加十几元，不到20元 [9] 2026年全年吨煤成本目标控制在440元以内 [2][10] * **资产负债率**：截至2026年上半年，资产负债率为63.67% [2][10] 目标随电厂投产及现金流回笼，降至60%以下 [2][10] 4. 分红与资本开支计划 * **分红预期**：2026年分红比例计划由20%提升至30%左右 [2][13] 未来目标提升至35%-40% [2][14] * **资本开支**：“十五五”规划报审中，短期无大规模资本开支明确节点 [2][10][11] * **“十五五”规划内容**：规划主要围绕煤炭、火电和新能源三大主业 煤炭板块预期项目包括杨村资源再开发利用、口孜西资源开发和口孜东技改 电力项目计划报审两台100万千瓦机组 新能源方面将陆续推出风电和光伏项目，但规模不会特别大 [11] 其他重要但可能被忽略的内容 * **供给侧约束**：下半年受安全监管压力影响，公司全年原煤产量维持1,900多万吨，不突破2000万吨 [3][5] 2026年上半年原煤产量为1,133万吨，商品煤产量为1,025.43万吨 [5] * **电力市场展望**：安徽省新投产机组较多，市场竞争激烈，电价受供需关系影响，精准预测未来电价较为困难，应更多关注长三角区域的电力需求和供给情况 [3] * **长协电量占比**：预计2027年长协电量占比将会提升，但具体结构需依据2026年12月安徽省出台的相关政策才能确定 [3] * **成本稳定性**：在不考虑煤价变化的前提下，目前的电力成本结构（0.3458元/度）可以视为一个相对稳定的水平，未来大概率将保持相对稳定 [4][5] * **煤价展望**：从市场基本面看，供需关系是决定煤炭价格的核心逻辑 2026年动力煤和1/3焦煤或主焦煤的产量同比可能都在下降 预计下半年煤炭价格可能会在高位波动 [15]

恒源煤电 2026年H1业绩电话会议纪要关键要点 一、涉及公司及行业 * 公司：恒源煤电（含本部五个矿井、宏能煤业、钱营孜电厂）[1][2] * 行业：煤炭开采（动力煤、焦煤）、煤电一体化、电力行业[2][8] 二、核心经营业绩与财务数据 * **整体业绩扭亏**：2026H1归母净利润1.61亿元，同比增加2.9亿元（增幅225%）[2][4] * **季度环比增长**：Q2归母净利润1.3亿元，环比Q1的0.31亿元增长327%[2][4] * **营收增长**：2026H1营业收入34.43亿元，同比增长45%[4] * **利润总额**：2026H1利润总额2.57亿元，同比增长380%[4] * **现金流改善**：经营性现金流净额13亿元，同比增加13.3亿元[2][4] * **每股收益**：基本每股收益0.14元，同比增加0.25元（增幅227%）[4] 三、煤炭业务核心数据 * **产量**：本部五个矿井上半年原煤产量499万吨（同比+4.5%），商品煤产量397万吨（同比+11.8%）[4] * **销量**：商品煤销量389万吨（同比+15%），Q2销量209万吨（环比+16%）[4][5] * **精煤销量**：精煤销量172万吨（同比+57%），占商品煤总销量44.3%（同比提升11.9个百分点）[4][5] * **综合售价**：商品煤综合售价736.54元/吨（同比+75.33元/吨，增幅11.4%），Q2售价760元/吨（环比+52元/吨，增幅7.3%）[5] * **销售收入**：商品煤销售收入28.6亿元（同比+28%），销量贡献3.35亿元，价格贡献2.9亿元[5] * **成本**：商品煤总成本26.3亿元（同比+6%），吨煤成本662元（同比-36元，降幅5.2%）[5] * **Q2成本波动**：Q2吨煤成本环比Q1增加41元，主因人工绩效兑现、采掘修理费及土地拆迁费不均衡发生[2][10][11] 四、宏能煤业（花草滩煤矿）整合情况 * **上半年表现不及预期**：原煤产量约10万吨，商品煤产量7.7万吨，销量约7万吨[5][7] * **亏损严重**：上半年整体亏损超1亿元，主因安全隐患、采掘比例严重失调、人员磨合[2][7] * **下半年展望**：7月起产量逐步恢复，预计实现减亏，但全年扭亏难度较大[7] * **2027年产量目标**：预计产量在2026年基础上增长30%，仍无法达到180万吨设计产能[2][7] * **长期规划**：计划用两年时间（至2028年）改善安全欠账和生产系统，从改善阶段过渡到优化阶段[7] 五、煤电一体化业务 * **钱营孜电厂二期并表**：2026H1纳入合并报表，电力营收超7亿元，发电量增加二十多亿度[2][8] * **电价情况**：2026H1售电价格约每度四毛多一点，同口径电价同比下降约三分钱（2025H1约每度四毛三分多）[8] * **长协煤自供比例**：任楼煤矿理论上可保证钱营孜电厂约90%用煤需求，实际运营中保障80%供应无问题，均为长协煤[9] * **抵消处理**：合并报表时对任楼煤矿供给电厂的自用煤量和收入进行抵消，最终展示纯粹火电发电收入[9] 六、焦煤价格走势与判断 * **7-8月价格调整**：主焦煤和1/3焦煤价格连续上调，累计涨幅均超200元/吨，8月价格稳定[11] * **上涨原因**：5月22日山西事故导致安全监管趋严，低硫低灰主焦煤供给偏紧[11] * **后续展望**：钢厂亏损面扩大、铁水产量压减，焦煤缺乏持续上涨动力，预计高位回落震荡[2][11] * **结构分化**：低硫优质主焦煤价格有望稳定，普通配焦煤可能面临调整[11] 七、动力煤市场与电价展望 * **混煤定价机制**：2026年未变，仍遵循安徽地区5,000大卡675元/吨基准价加浮动价模式[12] * **动力煤价格支撑**：2026年1-8月供需阶段性偏紧，价格高点出现在7月（超700元/吨），主因安全监管常态化及厄尔尼诺导致水电出力偏少[12] * **2027年电价展望**：国家推动电力市场改革，新能源冲击及西部特高压输入，电价大幅上涨可能性不大，预计温和下降[8] * **政策导向**：国家战略推动电价在合理稳定基础上适度下降，以支持算力、新能源充电等产业发展[8] 八、全年产量目标与分红政策 * **原煤产量目标**：全年1,110万吨计划大方向不变，预计总产量变化约3%[3][5] * **产量构成**：省内五个矿井安排超960万吨，宏能煤业安排超100万吨[5] * **下半年产量**：省内矿井因检修影响约十几万吨，产量略低于上半年；宏能煤业产量提升但完成百万吨级有挑战，全年超1,000万吨无问题[5][6] * **分红政策**：秉承“持续、稳定、统筹、合理”原则，2026H1因净利润绝对额较低（1.6亿元）未进行中期分红[3][12] * **分红预期**：在财务状况和项目投资无重大变化前提下，将实施合理分红政策[12] 九、成本管控与提质增效 * **可控成本目标**：公司目标全年可控成本压降5%[2][11] * **成本构成**：政策性成本占比较高，公司直接控制投入成本占比约20%[11] * **Q2成本增加原因**：人工绩效兑现（额外增加3,000多万元）、采掘修理费、土地拆迁费不均衡发生、精煤材料投入增长[10][11] * **成本非标准化**：煤矿成本受安全治理、自动化建设摊销等复杂因素影响[11]

报告行业投资评级 - 公用事业行业投资评级为“看好丨维持”[9] 报告核心观点 - 2026年7月用电需求偏弱，全社会用电量增速放缓至1.7%，发电量增速转负至-0.1%[2] - 水电修复，火电承压，火电发电量同比下降3.5%，水电同比增长6.7%[2] - 清洁能源挤压及用电需求边际放缓是火电承压主因[2] - 迎峰度夏期间用电负荷创新高，有望支撑火电电量并强化电力涨价预期[11] - 一次能源价格上涨及供需趋紧推升电价通胀预期，重视“十五五”低碳转型下清洁能源系统性机会[11] 报告详细总结 一、 用电需求分析 - 2026年7月全社会用电量10400亿千瓦时，同比增长1.7%，增速环比回落2.0个百分点[2][11] - 1-7月全社会用电量累计61399亿千瓦时，同比增长4.7%[17] - 工业经济增速回落叠加基数偏高导致用电需求放缓：7月规模以上工业增加值同比实际增长4.5%，增速环比回落0.8个百分点[11][18] - 7月全国平均气温23.5℃，较常年同期偏高1.3℃，但低于去年同期23.8℃，且部分地区受台风影响降雨偏多，限制用电需求释放[11][18] - 分产业用电增速：一产同比-2.0%，二产同比+3.0%，三产同比+4.8%，城乡居民生活用电同比-5.1%[11][17] - 新兴产业高增拉动用电：高技术及装备制造业用电量1220亿千瓦时，同比增长8.9%[11][28] - 新动能用电高速增长：充换电服务业用电量164亿千瓦时，增速50.3%；互联网数据服务用电量99亿千瓦时，增速40.1%[11][28] - 城乡居民生活用电量1935亿千瓦时，同比下降5.1%，主要受去年同期华北黄淮地区极端高温高基数影响[11][28] - 各产业对用电增量贡献：一产约-1.96%，二产约102.47%，三产约57.51%，城乡居民约-59.82%，居民生活用电偏弱是全社会用电增速放缓主因[11][28] 二、 发电量分析 - 2026年7月全国规模以上机组发电量9439亿千瓦时，同比下降0.1%，增速环比回落2.1个百分点[2][11][16] - 1-7月累计发电量56985亿千瓦时，同比增长3.0%[16][48] - 7月各电源发电量：火电5841亿千瓦时（同比-3.5%），水电1616亿千瓦时（同比+6.7%），核电458亿千瓦时（同比+6.6%），风电820亿千瓦时（同比+4.5%），太阳能703亿千瓦时（同比+5.6%）[16] - 1-7月各电源累计发电量：火电36127亿千瓦时（同比+1.8%），水电7504亿千瓦时（同比+8.8%），核电2805亿千瓦时（同比+0.4%），风电6433亿千瓦时（同比-0.8%），太阳能4117亿千瓦时（同比+11.4%）[16] 2.1 水电 - 7月水电发电量1616亿千瓦时，同比增长6.7%，增速环比提升1.9个百分点[2][11][56] - 来水改善叠加基数偏低：7月全国平均降水量123.0毫米，较常年同期121.7毫米偏多1.1%[59] - 主要流域来水分化：7月三峡入库/出库流量均值分别同比-16.85%、-7.13%；珠江流域预计来水偏丰[59] - 1-7月水电累计发电量7504亿千瓦时，同比增长8.8%[59] - 展望：截至8月22日，8月份三峡入库/出库流量均值分别同比+28.33%、+6.41%，叠加去年同期低基数，后续水电电量有望保持修复[11][59] 2.2 风电 - 7月风电发电量820亿千瓦时，同比增长4.5%，增速环比提升10.1个百分点，由负转正[2][11][56] - 风况改善是风电增速转正的主要原因[11][63] - 1-7月风电累计发电量6433亿千瓦时，同比下降0.8%[16] - 风电及光伏电量增速仍处于偏低水平，受限电率有所提升扰动[63] 2.3 核电 - 7月核电发电量458亿千瓦时，同比增长6.6%，增速环比回落1.9个百分点[2][11][56] - 核电保持稳健增长[64] - 1-7月核电累计发电量2805亿千瓦时，同比增长0.4%[16] 2.4 太阳能 - 7月太阳能发电量703亿千瓦时，同比增长5.6%，增速环比回落8.6个百分点[2][11][56] - 1-7月太阳能累计发电量4117亿千瓦时，同比增长11.4%[16] 2.5 火电 - 7月火电发电量5841亿千瓦时，同比下降3.5%，增速环比回落4.0个百分点[2][11][56] - 受用电需求偏弱及清洁能源边际改善影响，火电电量增速转负[11][74] - 1-7月火电累计发电量36127亿千瓦时，同比增长1.8%[16][74] - 展望：8月份多地用电负荷连创历史新高，迎峰度夏期间旺盛用电需求有望支撑火电电量，夏季供需形势趋紧有望强化新一轮电力涨价预期[11][77] 三、 投资建议与推荐标的 - 投资主线：一次能源价格上涨及供需趋紧推升电价通胀预期，重视“十五五”低碳转型下清洁能源系统性机会[11] 3.1 火电板块 - 推荐煤电一体化标的：国电电力、陕西能源、华能蒙电[11] - 推荐优质转型火电运营商：华能国际H、华润电力H、建投能源、福能股份[11] - **国电电力**：背靠国家能源集团，入炉煤价低于可比公司，资产结构优异；大渡河在建水电2025-2026年密集投产；承诺2025-2027年每股派发现金红利不低于0.22元，分红比例不低于归母净利润的60%[86] - **陕西能源**：煤电匹配程度高，度电毛利领先；在建及储备项目丰厚，在运煤电装机规模有望提升至1725万千瓦，煤炭产能有望由2400万吨/年提升至4000万吨/年[86] - **华能蒙电**：凭借区域优异供需格局及“煤电一体化”布局淡化煤价波动；通过自身发展及收购集团高质量资产奠定新一轮成长性[87] - **华能国际**：作为行业煤电装机最大上市公司，将深度受益于容量补偿机制；公司章程承诺50%分红[89] - **华润电力**：存量火电机组单机规模大，资产质量领先；拟拆分华润新能源回A上市，缓解资本开支压力；长期维持40%左右稳健分红，当前股息率(TTM)6.05%[92] - **福能股份**：深耕福建电力资源，火电机组多为热电联产，具备成本传导能力；在建火电及风电项目充沛[91] 3.2 水电板块 - 推荐优质大水电：长江电力、国投电力、川投能源、华能水电[11] - **长江电力**：承诺2026-2030年不低于净利润70%的现金分红，现金流充足；盈利与经济基本面脱钩，长期稳定；预期股息与十年期国债利差已达高位[84] - **国投电力**：雅砻江流域来水边际改善，水电业绩稳健；雅砻江流域水风光一体化基地规划装机7800万千瓦，远期成长空间广阔[84] - **川投能源**：参股雅砻江水电及大渡河公司，短期业绩增量明确；看好分红潜力释放[85] - **华能水电**：云南用电需求旺盛，电力供需趋紧；存量机组折旧到期及债务偿还带动成本下降；澜沧江上游电站建设打开远期成长空间[92] 3.3 绿电板块 - 推荐低估值绿电配置机会：龙源电力H、新天绿色能源H、中国电力H、中闽能源[11] - **龙源电力**：补贴回款加速，绿电行业政策拐点明确；“十五五”聚焦“绿色降碳”，绿电绿证机制完善；算电协同打开远期空间；当前港股0.8x pb和4.6%的股息率[90] - **中闽能源**：存量资产受益于福建省优异风况和消纳保障，单位盈利远超同业；若平海湾海上风电三期项目补贴电价明确，集团体内优质资产注入可期[91] - **中国电力**：剥离亏损煤电资产，盈利能力优异；新能源板块成为重要业绩支撑；集团承诺3年内完成黄河水电资产注入，远期成长空间广阔[91] - **新天绿能**：战略聚焦风电业务，储备大量风电项目保障长期成长性；下游天然气电厂项目将提升天然气负荷并贡献增量收益[93] 3.4 核电板块 - 推荐：中国核电、中广核电力H[11] - **中国核电**：辽宁及广西核电机制电价落地，未来有望推广，核电重回电价稳定预期；2026年新投产机组全年运行，核电业务景气度迎来拐点；“碳中和”远景下核电成为必选路径[85] - **中国广核**：核电机制电价落地稳定预期；成长性将于“十五五”期间加速兑现；远期具备自由现金流拐点及提升分红向水电看齐的预期[85] 四、 行业及公司市场表现 - 截至2026年8月21日，CJ火电、CJ水电、CJ新能源、CJ核电市盈率(TTM)分别为13.69倍、18.79倍、32.24倍、21.06倍，同期沪深300指数市盈率为13.49倍[96] - 本周电力板块涨幅前五：宝新能源（1.92%）、川投能源（1.46%）、新天绿能（1.01%）、国电电力（0.99%）、广州发展（0.65%）[96] - 本周电力板块跌幅前五：华电能源（-13.22%）、晋控电力（-9.47%）、华银电力（-9.10%）、豫能控股（-8.80%）、大唐发电（-8.80%）[96] - 近一周公用事业板块下跌2.16%，近一月下跌4.09%，自年初上涨2.27%，近一年上涨2.75%[105][106] 五、 火电量价成本信息 - 8月6日至8月13日，燃煤发电企业日均发电量环比减少11.5%，同比减少12.3%[114] - 截至8月13日，统计口径燃煤电厂本月累计发电量同比减少8.6%，本年累计发电量同比减少0.6%[121] - 8月15日至8月21日，广东发电侧日前成交周均价0.41589元/千瓦时，周环比降低2.97%，同比提升68.91%[122] - 8月14日至8月20日，山东发电侧日前成交周均价0.37292元/千瓦时，周环比提升8.82%，同比提升4.44%[122] - 截至8月17日，秦皇岛港大同优混(Q5800K)平仓价920.05元/吨，较上周上涨21.40元/吨；山西优混(Q5500K)平仓价858.60元/吨，较上周上涨20.00元/吨；山西大混(Q5000K)平仓价768.60元/吨，较上周上涨17.40元/吨[123] 六、 三峡水库水文信息 - 截至8月21日，三峡水库水位（14点）为157.45米，周环比提升0.05%，同比降低1.32%[136] - 8月15日至8月21日，三峡平均出库流量11956立方米/秒，周环比降低4.68%，同比提升2.06%[136] 七、 重要公司公告摘要 - **国电电力**：2026年上半年营业收入790.29亿元，同比增长1.77%；归母净利润30.14亿元，同比下降18.25%；拟收购控股股东国家能源集团所属若干常规能源发电公司股权，合计在运控股装机容量约32万千瓦，在建/拟建控股装机容量1354万千瓦[137][139] - **华能国际**：2026年上半年营业收入1069.09亿元，同比下降4.57%；归母净利润65.86亿元，同比下降28.89%[138] - **陕西能源**：2026年上半年营业收入107.09亿元，同比增长8.58%；归母净利润13.48亿元，同比增长1.07%[140] - **福能股份**：2026年上半年营业收入65.58亿元，同比增长2.96%；归母净利润13.28亿元，同比下降0.63%[141] - **黔源电力**：2026年上半年营业收入11.12亿元，同比增长25.92%；归母净利润2.33亿元，同比增长83.14%[142] - **南网储能**：2026年上半年营业收入41.20亿元，同比增长24.83%；归母净利润11.12亿元，同比增长33.61%[143] - **涪陵电力**：2026年上半年营业收入13.01亿元，同比下降8.17%；归母净利润2.07亿元，同比增长23.91%[144] - **三峡水利**：2026年上半年营业收入50.69亿元，同比增长3.53%；归母净利润3.78亿元，同比增长688.61%[145] - **京能电力**：2026年上半年营业收入165.87亿元，同比下降3.51%；归母净利润19.89亿元，同比增长0.21%[146] - **江苏国信**：2026年上半年营业收入177.12亿元，同比增长12.90%；归母净利润18.20亿元，同比下降22.51%[147] - **赣能股份**：2026年上半年营业收入40.84亿元，同比增长34.31%；归母净利润2.51亿元，同比下降41.03%[149] - **宝新能源**：2026年上半年营业收入41.73亿元，同比下降4.23%；归母净利润6.33亿元，同比增长13.28%[151]

厄尔尼诺事件强度与历史对比 - 本次厄尔尼诺事件或达到超强级，从绝对温度上看可能成为150年来最强的一次[5] - 全球观测史上仅出现过三次超强厄尔尼诺，上一次发生在2015-2016年[5] - 据Berkeley Earth预计，本次厄尔尼诺最高峰或将远高于2015-16年创下的2.75°C纪录[5] 对全球农产品供给与价格的影响 - 厄尔尼诺导致澳大利亚北部、印尼、菲律宾、非洲东南部、巴西北部及印度西北部出现异常干旱，威胁棕榈油、可可、水稻等关键作物产量[6] - 前期地缘因素已抬升化肥成本并阻碍贸易运输，厄尔尼诺扰动或进一步推升全球农产品价格中枢[6] - 中国中央和地方政府储备粮库存充足，2026年夏粮丰收首次突破3000亿斤，粮食稳产保供预期较强[6] 对中国电力供需的扰动 - 厄尔尼诺可能带来长江下游南部降水偏多，流域洪涝风险偏高，或导致水电厂防洪弃水造成资源浪费[7] - 长江中游干流区等区域可能降水偏少、河道来水不足，致使局部水电发电能力受限[7] - 厄尔尼诺导致全国大部气温偏高，高温天气将大幅增加空调制冷用电需求，进一步增加能源电力保供压力[7] 对全球铜矿供给与航运成本的影响 - 2023年智利铜矿产量份额约占全球的23%，铜矿高度集中于北部区域，厄尔尼诺带来的异常强降水或影响开采与运输[7] - 2016年4月Codelco受强降雨和泥石流影响停产，预计损失约5000吨铜产量[7] - 2023-2024年厄尔尼诺期间，巴拿马运河管理局将每日通行量由正常约36艘逐步压缩至24艘，推升全球海运成本[7]

报告行业投资评级 - 看好（维持）公用事业板块 [8] 报告核心观点 - 国际秩序重构及AI用能需求高增背景下，公用事业作为重要实物资产有望价值重估 [3] - 为服务高比例新能源电量消纳，需进一步推动电力市场化价格改革，未来电力市场将逐步给予电力商品各项属性充分定价 [3] - 全球秩序重构及地缘冲突背景下全球能源价格中枢上移，预计中国电价及天然气价有望逐步进入新一轮上行周期 [3] 行业动态跟踪 电量：高基数扰动用电增速，火电由正转负 - 2026年7月全社会用电量同比+1.7%，较6月同比增速-2.0pct（2年CAGR 5.1%，较6月+0.5pct） [8][13] - 分产业看，一产同比-2.0%，二产同比+3.0%，三产同比+4.8%，居民同比-5.1% [8][13] - 7月用电增速回落主要由于高基数效应（2026年7月全国均温23.5°C，同比-0.1°C，略低于2025年同期）及经济基本面走弱（7月规上工业增加值同比+4.5%，较6月-0.8pct；社零消费总额同比+0.6%，较6月-0.4pct） [8][13] - 新质负荷延续高增，充换电用电同比+50.3%，互联网数据服务用电同比+40.1% [8][13] - 预计8月用电增速有望回升，因高基数效应将逐步消退（2025年7月/8月用电增速为8.6%/5.0%），且厄尔尼诺影响下气温仍将高于常年同期平均水平 [8][13] - 2026年7月规上电厂发电量同比-0.1%，增速较6月-2.1pct [8][22] - 分电源看，风电同比+4.5%（6月增速为-5.6%），主要由于风资源同比表现边际好转（7月全国10米高度平均风速同比偏小1.0%，6月为偏小2.7%） [8][22] - 水电同比+6.7%，较6月+1.9pct，推测为主要流域来水同比略有好转 [8][22] - 核电同比+6.6%，较6月增速-1.9pct，主要与投运与检修节奏有关 [8][22] - 太阳能同比+5.6%，较6月增速-8.6pct，推测主要由于利用小时数边际变化及新机组投产并网速度放缓 [8][22] - 火电同比-3.5%，较6月增速-4.0pct，主要由于火电作为调度顺序靠后的机组，在用电量增速放缓的情况下，出力空间受到明显挤压 [8][22] - 2026年1~7月全社会累计用电量同比+4.7% [15] - 2026年1~7月一产累计用电量同比+3.5% [16] - 2026年1~7月二产累计用电量同比+4.7% [16] - 2026年1~7月三产累计用电量同比+7.4% [18] - 2026年1~7月居民累计用电量同比+1.3% [21] - 2026年1~7月累计发电量同比+3.0% [24] - 2026年1~7月火电累计发电量同比+1.8% [29] - 2026年1~7月水电累计发电量同比+8.8% [26] - 2026年1~7月核电累计发电量同比+0.4% [31] - 2026年1~7月风电累计发电量同比-0.8% [32] - 2026年1~7月光伏累计发电量同比+11.4% [33] 电价：广东现货电价上涨 - 广东省用电需求维持快速增长，且火电占比高、能源对外依存度高，电价对上游国际能源价格传导敏感，广东省现货电价及中长期电价长期下行趋势得到扭转 [35] - 截至2026年8月21日，广东省日前电力市场出清均价周均值421元/兆瓦时，同比+175元/兆瓦时（+71.0%） [35] - 3Q26至今广东省日前电力市场出清均价平均值297元/兆瓦时，同比+83元/兆瓦时（+28.0%） [35] - 截至2026年8月20日，江苏省日前电力市场出清均价周均值333元/兆瓦时，周环比+19元/兆瓦时（+6.0%） [35] - 截至2026年8月20日，山西省日前电力市场出清均价周均值289元/兆瓦时，同比+14元/兆瓦时（+5.09%） [40] - 3Q26至今山西省日前电力市场出清均价平均值301元/兆瓦时，同比-36元/兆瓦时（-10.6%） [40] - 截至2026年8月19日，上海日前电力市场出清均价周均值443元/兆瓦时，周环比-6元/兆瓦时（-1.4%） [44] - 截至2026年8月19日，内蒙古日前电力市场出清均价周均值328元/兆瓦时，周环比+31元/兆瓦时（+10.3%） [44] 动力煤：国内煤价上涨，港口库存下降 - 动力煤短期供需双弱，煤价宽幅震荡 [49] - 截至2026年8月21日，秦皇岛山西产Q5500动力末煤平仓价860元/吨，周环比+1.3%，同比+156元/吨（+22.2%） [49] - 截至2026年8月14日，山西大同Q5500弱粘煤坑口价742元/吨，周环比+4元/吨（+0.5%） [49] - 内蒙古鄂尔多斯Q5500动力煤坑口价675元/吨，周环比持平 [49] - 陕西榆林Q6000动力块煤坑口价（折5500大卡）820元/吨，周环比+27元/吨（+3.4%） [49] - 截至2026年8月21日，广州港Q5500印尼煤库提价960元/吨，周环比+25.7元/吨（+2.8%），同比+225元/吨（+30.7%） [51] - 广州港Q5500澳洲煤含税库提价944元/吨，周环比+3.6元/吨（+0.4%），同比+168元/吨（+21.6%） [51] - 截至2026年8月21日，秦皇岛-广州海运煤炭运价指数53.5元/吨，周环比-3.0元/吨（-5.3%） [51] - 秦皇岛-上海海运煤炭运价指数50.6元/吨，周环比+9.1元/吨（+21.9%） [51] - 截至2026年8月21日，秦皇岛港煤炭库存688万吨，周环比+73万吨（+11.9%），同比+98万吨（+16.6%） [59] - 截至2026年8月17日，中国主流港口煤炭库存7257.7万吨，周环比-155万吨（-2.1%） [59] - 截至2026年8月20日，中国25省电厂煤炭库存量11282万吨，周环比-93万吨（-0.8%），同比-709万吨（-5.9%） [59] - 中国25省电厂日耗煤量591万吨，周环比-5万吨（-0.9%），同比-41万吨（-6.5%） [59] 天然气：国际天然气价格上升 - 预计气价中枢高于冲突前水平，卡塔尔受损产能恢复期长达3-5年、扩产计划延后，结构性供应缺口难以快速弥合，气价中枢将系统性高于冲突前 [68] - 截至2026年8月21日，荷兰TTF现货价65.45欧元/兆瓦时，周环比+6.2欧元/兆瓦时（+9.3%），同比+33.26欧元/兆瓦时（+49.9%） [68] - 截至2026年8月20日，美国HH现货价2.8美元/百万英热单位，周环比+0.03美元/百万英热单位（+1.1%），同比+0.05美元/百万英热单位（+1.8%） [68] - 截至2026年8月21日，中国液化天然气出厂价5715元/吨，周环比+66元/吨（+1.2%），同比+1604元/吨（+39.0%） [70] - 截至2026年8月20日，中国进口天然气现货到岸价22.52美元/百万英热，周环比+0.87美元/百万英热（+4.0%），同比+11.57美元/百万英热（+105.6%） [70] 水文：出库流量上升 - 截至2026年8月22日，三峡水库水位157.59米，周环比+0.4%，同比-2% [73] - 2026年8月16日~8月22日三峡周平均入库流量16329立方米/秒，周环比+15.5%，同比+25.3% [73] - 2026年8月16日~8月22日三峡周平均出库流量16814立方米/秒，周环比+3.5%，同比+43.9% [73] - 3Q26以来三峡平均出库流量16130立方米/秒，同比-5.6% [73] 上周行情回顾 - 本周（2026/8/17~2026/8/21）申万公用事业指数-2.2%，跑输沪深300指数1.2个百分点，跑输万得全A指数0.7个百分点 [8][80] - 本周沪深300指数-1.0%，万得全A指数-1.5% [80] - 本周子版块涨跌幅：水电-0.5%，火电-3.9%，风电-3.4%，光伏-5.8%，燃气-0.1% [82] - 年初至今子版块涨跌幅：水电+3.6%，火电+5.0%，风电-13.4%，光伏-7.8%，燃气-3.4% [83] - A股公用涨幅前五：金房能源(+19.2%)，ST金鸿(+11.5%)，洪通燃气(+10.9%)，水发燃气(+7.7%)，新中港(+6.4%) [84] - A股公用跌幅前五：华电辽能(-16.0%)，金开新能(-14.4%)，华电能源(-13.2%)，珈伟新能(-13.2%)，胜通能源(-13.1%) [84] - 港股公用涨幅前五：香港中华煤气(+11.2%)，中国燃气(+6.5%)，电能实业(+4.7%)，北京控股(+4.2%)，港华智慧能源(+4.1%) [84] - 港股公用跌幅前五：协鑫新能源(-12.6%)，山高新能源(-9.4%)，丰盛控股(-8.9%)，华能国际电力股份(-5.7%)，北京能源国际(-4.0%) [84] 投资建议与投资标的 - 看好公用事业板块 [3] - 燃气：地缘冲突背景下天然气价格中枢或将超出市场预期，国内上游气源资产有望受益，相关标的包括首华燃气(300483，买入)、新天然气(603393，买入) [9] - 水电：商业模式简单且优秀，度电成本在所有电源中处于最低水平，建议逢低布局优质流域的大水电，相关标的包括长江电力(600900，买入)、川投能源(600674，买入)、国投电力(600886，未评级)、桂冠电力(600236，未评级) [9] - 火电：2026年中国各省份煤电容量电价补偿比例持续提升，叠加现货市场在全国范围内全面铺开，火电将逐步从基荷电源向调节性电源转变，商业模式改善已初见端倪，未来火电行业分红能力及分红意愿均有望持续提升，推荐标的包括建投能源(000600，买入)、华电国际(600027，买入)、国电电力(600795，买入)、华能国际(600011，买入)、皖能电力(000543，买入)；相关标的包括宝新能源(000690，未评级)、粤电力A(000539，未评级)、豫能控股(001896，未评级) [9] - 核电：长期装机成长确定性强，市场化电量电价下行压力最大的时间节点已过，相关标的包括中国广核(003816，未评级) [9]

报告行业投资评级 - 公用事业行业评级为“买入（维持评级）” [1] 报告核心观点 - 7月发用电量增速受高基数影响承压，火电中报压力测试好于预期 [1][2] - 火电公司在电价下降、煤价上涨的周期底部仍可实现利润，大部分公司仍具备4%以上股息率水平 [2] - 建议关注新型红利如火电，以及红利的再深化与再拓展 [3] 一、7月发用电量增速受高基数影响承压，火电中报压力测试好于预期 （一）用电量：7月用电量同比增长1.7%，二产同比修复拉动电量增长 - 1-7月全社会用电量达6.14万亿千瓦时，同比+4.7% [11] - 7月全社会用电量同比+1.7%，去年同期为+8.6% [1] - 7月第二产业用电量同比+3.0%，去年同期为+4.7% [1] - 7月第三产业用电量同比+4.8%，去年同期为+10.7% [1] - 7月城乡居民用电量同比-5.1%，去年同期为+18.0% [1] - 1-7月第二产业用电量39173亿千瓦时，同比+4.7% [11] - 1-7月工业用电量38815亿千瓦时，同比+4.9% [11] - 1-7月高技术及装备制造业用电量7228亿千瓦时，同比+9.7% [11] - 1-7月第三产业用电量12100亿千瓦时，同比+7.4% [11] - 1-7月充换电服务业用电量974亿千瓦时，增速55.8% [11] - 1-7月互联网数据服务用电量593亿千瓦时，增速43.3% [11] - 1-7月第一产业用电量同比+3.5% [11] - 1-7月城乡居民用电量同比+1.3% [11] - 7月二产用电量增量占比持续提升至103% [14] （二）发电量：7月规上发电量同比微降，火电增速转负、风光增量贡献提升 - 1-7月全国规模以上发电量达5.70万亿千瓦时，同比+3.0% [25] - 7月全国发电量9439亿千瓦时，同比-0.1%，去年同期为+3.1% [1][25] - 7月火电同比-3.5%，增速年内首次转负，去年同期为+4.3% [1] - 1-7月火电同比+1.8% [1] - 7月水电同比+6.7%，去年同期为-9.8% [1] - 7月风电增速+4.5%，增速环比转正 [1] - 7月光伏发电增速+5.4%，增速同比回落23.1个百分点 [25] - 7月核电同比+6.6% [1] - 7月风光增量贡献占比为128%，相较去年同期65%大幅提升 [25][27] （三）年内电价下降、煤价上涨，火电压力测试好于预期 - 宝新能源上半年归母净利润6.33亿元，同比+13.3%，Q2盈利3.23亿元，同比+24.7% [2][43] - 广东2026年度长协电价触底，上半年现货煤价同比上涨90元/吨 [2][43] - 京能电力Q2业绩同比-1.3% [2] - 国电电力Q2业绩同比-13.9% [2] - 华能国际Q2国内煤电实现度电税前利润2.1分，略好于市场预期 [2][43] - 火电公司压力测试完成原因：月度、现货电价持续上涨缓解年度长协电价下行压力 [2][44] - 火电公司通过市场化交易在低价时段采购电量履行合同，高价时段提升发电占比 [2][44] - 部分公司长协煤履约率较高，缓解煤价上涨影响 [2][44] 二、电力煤炭高频数据跟踪 - 截止8月21日秦皇岛港5500大卡现货煤价855元/吨，同比上涨153元/吨（幅度+21.8%），周环比持平 [50] - 截止8月20日二十五省电厂日耗590.7万吨，同比-45.8万吨（幅度-7.2%），周环比-5.3万吨（幅度-0.9%） [50] - 截止8月17日北方港口库存3531.6万吨，同比+522.3万吨（幅度+17.4%），周环比-79.5万吨（幅度-2.2%） [50] - 截止8月21日山东滕州5500大卡坑口煤价855元/吨，与秦皇岛港口价格持平 [54] - 截止8月21日山西优混动力煤5500大卡库提价915.00元/吨，同比+155元/吨（幅度+20.4%） [54] - 截止8月21日澳煤5500大卡库提价941.90元/吨，同比+174.63元/吨（幅度+22.8%） [54] - 截止8月21日印尼煤5500大卡库提价953.67元/吨，同比+226.89元/吨（幅度+31.2%） [54] - 8月21日溪洛渡电站入库流量3600立方米/秒，同比+2.9% [56] - 8月21日三峡电站入库流量24500立方米/秒，同比+75.0%，周环比+82.8% [56] - 8月21日锦屏一级电站入库流量2500立方米/秒，同比+111.9%，周环比+44.5% [56] - 8月21日官地电站入库流量1750立方米/秒，同比+103.5%，周环比+9.4% [56] - 8月21日猴子岩电站入库流量1660立方米/秒，同比+146.7%，周环比+179.9% [56] - 8月21日瀑布沟电站入库流量1990立方米/秒，同比+57.9%，周环比+32.7% [56] - 8月21日龙滩电站入库流量1783立方米/秒，同比-40.6%，周环比-24.2% [56] - 8月21日水布垭电站入库流量46.87立方米/秒，同比-88.1%，周环比-85.9% [60] - 截止8月18日广东燃煤现货电价414.49元/兆瓦时，同比+172.03元/兆瓦时（幅度+71.0%） [74] - 截止8月20日山西日前市场出清算术均价296.62元/兆瓦时，同比+13.91元/兆瓦时（幅度+4.9%） [74] - 截止8月20日欧洲TTF现货价格65.10欧元/兆瓦时，同比+102.1%，周环比+7.5% [76] - 截止8月20日美国NYMEX天然气期货价格2.77美元/百万英热，同比+0.1%，周环比+1.2% [76] - 截止8月21日中国LNG现货价格5512元/吨，同比+40.8%，周环比+1.9% [76] 三、板块估值及交易情况 - 公用事业板块市盈率（剔除负值）为19.06，近十年估值分位数为49.98% [79] - 煤炭板块市盈率（剔除负值）为18.53，近十年估值分位数为92.38% [79] - 公用事业板块市净率为1.70，近十年估值分位数为33.52% [79] - 煤炭板块市净率为1.76，近十年估值分位数为97.68% [79] - 8月21日公用事业板块成交量占比3.78%，成交额占比1.44% [79] - 8月21日煤炭板块成交量占比1.50%，成交额占比0.61% [79] - 年初至今煤炭板块上涨21.19%，位列第三名 [79] - 年初至今公用事业板块上涨0.02%，位列第七名 [79] 四、相关标的 - 火电：国电电力、宝新能源、华能国际、华电国际 [4] - 水电：川投能源、长江电力、国投电力 [4] - 煤炭：陕西煤业、淮北矿业 [4] - 燃气：九丰能源 [4]