公用事业行业研究

买入（维持评级）

行业周报

证券研究报告

国金证券研究所

分析师：姜涛（执业 S1130525120007）

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分析师：许子怡（执业 S1130526030003）

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分析师：卢佳琪（执业 S1130526070001）

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联系人：郭仕豪

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电量受基数影响承压，重视 4% 的火电

投资逻辑：

■ 气温与高基数导致8月发用电量增速下降，关注高基数效应的延续性

8月全社会用电量同比增长 1.7% （去年同期为 +5.0% ），两年复合增速为 3.5% ；其中二产同比 2.4% （去年同期为 +5.0% ），两年复合增速为 3.8% （5-7月单月均在 4.0% -4.1% ）；三产、居民分别同比 +5.1% / -4.0% （去年同期分别为 +7.2% / +2.4% ），可以看出用电量增速下降主要系基数效应影响，二产仍具韧性、三产依旧高增、居民受8月台风、强降雨较多等影响。发电量方面，8月规上发电量同比 -0.8% （去年同期为 +1.6% ），其中，8月火电同比 -4.3% 、降幅环比扩大（去年同期为 +1.7% ）；水电同比 +2.8% （去年为 -10.1% ）；风光增速分别为 +7.9% 、 +10.3% ；核电同比 +9.4% 。总体而言，8月风光增量贡献进一步凸显（8月增量贡献风光占比为 329% ），火电8月增速降幅持续扩大。回顾我们在年初就已提到上半年低基数、下半年高基数，均已如期兑现。我们再次强调，去年7-10月受高温等影响全社会用电量同比 +7.3% ，高基数仍将持续一段时间，但11-12月受暖冬影响基数偏低，可做乐观期待。发电侧则需拆分，去年7-8月水电同比 -9.3% 、火电同比 +3.3% ，9-10月水电基数偏高。总的来看，下半年需要更加关注用电需求在正常基数下能否保持高增，预计11-12月火电电量有望恢复增长；水电可关注雅砻江与大渡河基数偏低带来的改善。

■ 底部利润仍具备 4% 股息，关注新型红利火电

我们认为红利资产配置有望从强调利润稳定增长的“利与红利”，逐步转向兼具高股息与业绩弹性的“红与红利”，火电板块是其中的优选方向。其核心逻辑在于业绩困境反转、电力供需边际改善及资本开支回落。尽管2026年煤价上涨导致火电盈利承压，但全国性火电公司上半年度电利润仍维持约2-4分/千瓦时，板块整体股息率仍在 4% 以上，体现出较强的底部盈利韧性。展望明年，预计电量电价和容量电价上行提升火电盈利，一方面广东、江苏月度交易电价已分别自5月、6月起超过2026年年度长协水平，各省电网代购电价亦持续上涨，为跨年电价修复提供指引；另一方面全国最大用电负荷屡创新高，系统对煤电稳定及灵活调节能力的需求提升，容量供需区域性趋紧，容量电价亦有望进一步提升。与此同时，火电资本开支高峰已经过去，2026年上半年自由现金流仍达到347亿元，随着多家公司明确分红比例或绝对分红金额承诺，预计明年盈利修复将进一步增强分红能力和盈利稳定性，推动板块估值中枢回升。

■ 市场风格均衡下息差有望回归，关注传统红利水电及红利拓展的核电

长江电力当前的股息率水平约为 3.6% ，中国10年期国债收益率约为 1.69% ，即期息差约为1.93个百分点。从过往年份来看，长江电力息差水平维持在60-140bp，但在2024年8月后，长江电力的股息率水平不再跟随十年期国债收益率的向下而向下，整体息差扩大，形成当前近200bp的差值；即便从资金池息差的角度来看，亦有50bp回落的空间。更进一步的，伴随国内低利率环境维持和资金池的债券到期置换，资金池息差未来仍有更大空间。在此背景下，我们认为传统的稳定型红利资产也将在股息率要求下降的过程中得到估值端的体现，包括【水电、核电、银行、煤炭、交运等】。2026年起核电已进入装机投产高峰，展望明年电价修复、装机投产，核电亦有望成为“利与红利”品种。

■ 相关标的：先全国再区域、持续评估电价弹性

全国性公司以及电价上涨弹性较大的区域公司：国电电力、宝新能源、华润电力、华能国际、华电国际、广西能源等。伴随年底电价逐步签订落地，部分区域高弹性地方火电：长三角如江苏国信、皖能电力、浙能电力、赣能股份、申能股份等，北方如建投能源、京能电力等，西北如内蒙华电、陕西能源等。

■ 风险提示

煤价波动幅度超预期；绿电装机及消纳情况不及预期；电力体制改革政策出台不及预期。

内容目录

一、8月用电量同比增长1.7%，风光增量贡献大幅提升 4 （一）用电量：8月用电量同比增长1.7%，二产同比修复拉动电量增长 4 （二）发电量：8月规上发电量降幅环比微增，风光增量贡献大幅提升 6 二、电力煤炭高频数据跟踪 8 三、板块估值及交易情况 11 四、风险提示 13

图表目录

图表1：2026M1-8全社会用电量同比增长4.3% 4 图表2：2026M8二产用电量增量占比为81% 5 图表3：2026M1-8全社会用电量同比增长4.3% 5 图表4：2026M1-8一产用电量同比增长3.3% 5 图表5：2026M1-8二产用电量同比增长4.4% 5 图表6：2026M1-8三产用电量同比增长7.1% 5 图表7：2026M1-8城乡居民用电量同比增长0.3% 6 图表8：2026M1-8全国发电量达6.65万亿千瓦时 6 图表9：2026M8风光发电量增量占比快速上升至329% 7 图表10：2026M1-8全国发电量同比增长2.4% 7 图表11：2026M1-8全国火电发电量同比增长0.9% 7 图表12：2026M1-8水电发电量同比增长7.8% 7 图表13：2026M1-8风电发电量同比增长0.5% 7 图表14：2026M1-8光伏发电量同比增长10.6% 8 图表15：2026M1-8核电发电量同比增长1.6% 8 图表16：内贸煤价格近期大幅上涨后维持高点 8 图表17：北方港口煤炭库存高位回落 8 图表18：二十五省电厂日耗边际回升 8 图表19：坑口煤价近期企稳 9 图表20：国内外煤价价差进一步收窄 9 图表21：溪洛渡入库流量近期大幅下降 9 图表22：三峡入库流量自阶段有所上升 9 图表23：锦屏一级入库流量有所上升 10 图表24：官地入库流量维持平稳 10 图表25：猴子岩入库流量低位拉升后小幅下降 10

图表26：瀑布沟入库流量波动上升 10 图表27：龙滩入库流量近期有所回落 10 图表28：水布垭入库流量近期波动较大 10 图表29：广东燃煤现货电价近期宽幅波动 11 图表30：山西现货市场电价近期震荡运行 11 图表31：全国LNG出厂价格指数略有上升 11 图表32：国内外天然气价格表现分化 11 图表33：公用事业板块PE近十年分位数 59.90% 12 图表34：公用事业板块PB近十年分位数 39.45% 12 图表35：煤炭板块PE近十年分位数 89.83% 12 图表36：煤炭板块PB近十年分位数 96.13% 12 图表37：公用事业板块成交量/额占比有所提升 12 图表38：煤炭板块成交量/额占比近期有所回落 13 图表39：煤炭与公用事业涨幅位居前列 13

一、8月用电量同比增长 1.7% ，风光增量贡献大幅提升

（一）用电量：8月用电量同比增长1.7%，二产同比修复拉动电量增长

根据国家能源局披露数据，1-8月全社会用电量达7.2万亿千瓦时，同比+4.3%。分结构看，第二产业用电量45297亿千瓦时，同比+4.4%，其中，工业用电量44880亿千瓦时，同比增长4.6%，高技术及装备制造业用电量8451亿千瓦时，同比增长9.3%；第三产业用电量14256亿千瓦时，同比增长7.1%；其中，充换电服务业、互联网数据服务用电量分别为1147亿、695亿千瓦时，增速分别达到55.1%、42.5%；一产、城乡居民用电量分别同比+3.3%、+0.3%。

从单月增速来看，8月全社会用电量同比+1.7%。分结构看，第二产业用电量同比+2.4%，第一产业、第三产业和城乡居民用电量分别同比+2.7%、+5.1%、-4.0%。受去年同期高基数影响用电量增速下降，二产仍具韧性、三产依旧高增、居民受8月台风、强降雨较上年同期增多，空调用电明显减少影响。

1-8月，全社会用电量累计71730亿千瓦时，同比增长 4.3% 。从分产业用电看，第一产业用电量1046亿千瓦时，同比增长 3.3% 。第二产业用电量45297亿千瓦时，同比增长 4.4% ；其中，工业用电量44880亿千瓦时，同比增长 4.6% ，高技术及装备制造业用电量8451亿千瓦时，同比增长 9.3% 。第三产业用电量14256亿千瓦时，同比增长 7.1% ；其中，充换电服务业、互联网数据服务用电量分别为1147亿、695亿千瓦时，增速分别达到 55.1% 、 42.5% 。城乡居民生活用电量11132亿千瓦时，同比增长 0.3% 。

从用电量增量数据来看，8月二产用电量增量占比略有下降、为 81% ，但也基本延续自2025年8月以来的高占比。我们自年初以来就强调上半年二产用电量在低基数下实现高增长，高耗能制造业有所企稳、新兴制造业高增；上半年三产在数据中心和充电桩的带动下实现高增长。

（二）发电量：8月规上发电量降幅环比微增，风光增量贡献大幅提升

根据国家统计局披露数据，1-8月全国规模以上发电量达6.65万亿千瓦时（以下均为规模以上口径），同比+2.4%；其中8月全国发电量为9438亿千瓦时，同比-0.8%。分电源结构看，8月火电同比下降4.3%，上年同期为增长1.7%；水电增长2.8%，增速同比提高12.9个百分点；风电增长7.9%，增速同比回落12.3个百分点；光伏发电增长10.3%，增速同比回落5.6个百分点；核电增长9.4%，增速同比提高3.5个百分点。总体而言，8月风光增量贡献进一步凸显（8月增量贡献风光占比为329%，相较去年同期102%大幅提升），需求相对疲软下，火电8月当月增速降幅持续扩大；我们此前提示的下半年高基数持续兑现，8月火电增速降幅进一步扩大也印证了这一判断。

二、电力煤炭高频数据跟踪

现货煤价年初以来整体抬升，6月中旬冲高后有所回落，7月到8月中旬逐步回升，近期价格大幅上涨后维持高点。截止9月18日秦皇岛港5500大卡现货煤价为977元/吨，同比上涨283元/吨（幅度+40.8%），周环比下降7元/吨。3月以来伴随供暖季结束、气温回升，4-5月电厂日耗维持季节性低位；受水文及温度影响，本周二十五省电厂日耗边际回升，截止9月17日为530万吨，同比-23.4万吨（幅度-4.2%），周环比+20.9万吨（幅度+4.1%）。综合影响下，近期港口煤炭库存自前期高位有所回落，截止9月14日，北方港口库存为3154.7万吨，同比+164.3万吨（幅度+5.5%），周环比+6.10万吨（幅度+0.2%）。

近期坑口煤价小幅回升后企稳，国内外煤价整体高位略有回落，进口煤价格优势仍不明显。山东滕州5500大卡坑口煤价自7月末以来明显上涨，截止9月18日为925元/吨，较秦皇岛港口价格低52元/吨，上年同期价差为29元/吨，价差周环比缩小7元/吨。海外煤价方面，近期海外煤价整体有所降低，价格优势仍不明显，截止9月18日山西优混动力煤5500大卡库提价1025.00元/吨，同比+285元/吨（幅度+38.5%），周环比-15元/吨（幅度-1.4%）；澳煤5500大卡库提价为1026.57元/吨，同比+276.68元/吨（幅度+36.9%），周环比-24.28元/吨（幅度-2.3%）；印尼煤5500大卡库提价为1055.80元/吨，同比+330.68元/吨（幅度+45.6%），周环比-15.17元/吨（幅度-1.4%）。

2026年进入主汛期后水文条件明显改善，在去年同期来水偏枯的低基数下，水电发电量有望增长。根据各省水文网站数据，9月18日金沙江下游溪洛渡电站入库流量为3700立方米/秒，同比-56.5%、周环比-36.2%；长江上游三峡电站来水有所回落后再度小幅回升，9月18日三峡电站入库流量为12000立方米/秒，同比-52.6%、周环比+20.0%。雅砻江入汛后来水快速抬升，锦屏一级电站9月17日入库流量为1860立方米/秒，同比+20.9%、周环比+1.6%；官地电站9月17日入库流量为1800立方米/秒，同比-6.1%、周环比-7.7%。大渡河来水表现有所分化，猴子岩电站9月18日入库流量为1530立方米/秒，同比+20.9%、周环比+80.0%；瀑布沟电站来水波动上升，9月18日为2050立方米/秒，同比+6.3%、周环比+83.0%。红水河龙滩电站来水近期有所回落，最新9月17日为652立方米/秒，同比+21.0%、周环比-43.7%。清江水布垭电站近期来水波动较大，8月初明显抬升后回落，最新9月18日入库流量为185.65立方米/秒，同比-65.9%、周环比+18400%。

年初至今多省现货电价整体较前期低位有所回升，但近期波动有所加大：广东作为用电负荷中心之一，受需求修复及煤价上行等因素支撑，燃煤现货电价冲高后有所回落，近期整体宽幅波动，截止9月15日燃煤电价443.85元/兆瓦时，同比+132.54元/兆瓦时（幅度+42.6%）；山西日前市场电价近期整体震荡运行，8月末至9月初所有下降后小幅回升，截止9月18日前市场出清算术均价307.86元/兆瓦时，同比-31.40元/兆瓦时(幅度-9.3%)。

海外气价整体有所上涨，国内 LNG 现货价格小幅上涨。2022 年俄乌冲突爆发后，欧洲天然气供应链持续受扰，TTF 气价一度飙升至历史高位，全球气价共振上行，国内 LNG 价格亦同步抬升。进入 2026 年后，中东地缘风险阶段性加剧，霍尔木兹海峡通行风险扰动，进一步扰动全球油气运输与供需预期，推动国际天然气价格波动加大。本周来看，欧洲 TTF 周环比下降、美国 NYMEX、国内 LNG 价格周环比上涨。截止 9 月 17 日欧洲 TTF 现货价格为 78.60 欧元/兆瓦时，同比+141.8%，周环比-4.7%；截止 9 月 18 日美国 NYMEX 天然气期货价格为 2.90 美元/百万英热，同比-1.4%，周环比+2.8%；截止 9 月 18 日中国 LNG 现货价格为 6402 元/吨，同比+66.1%，周环比+2.2%。

三、板块估值及交易情况

估值水平上，公用事业板块市盈率（剔除负值）为20.30，近十年估值分位数为 59.90% ，煤炭板块市盈率（剔除负值）为16.66，近十年估值分位数为 89.83% ；公用事业板块市净率为1.72，近十年估值分位数为 39.45% ，煤炭板块市净率为1.74，近十年估值分位数为 96.13% 。在交易量上，2026年2月在算电融合催化下，公用事业板块成交占比一度明显抬升，5月中旬至6月初再度走高，7月下旬短期快速回升后近期有所回落，9月18日公用事业板块成交量占比 4.60%，成交额占比 1.75%；煤炭板块来看，成交活跃度亦自 6 月初高位回落，7 月下旬短期回升后近期呈现波动态势，9 月 18 日成交量占比 1.14%、成交额占比 0.48%。年初至今 SW 一级行业中，煤炭、公用事业板块分别上涨 19.07%、1.96%，分别位列第三、第八名。

四、风险提示

煤价波动幅度超预期：若进口煤价格、国际能源价格扰动导致煤价超预期上涨，火电度电燃料成本可能重新抬升，压缩电量端和容量电价带来的盈利改善空间，并影响火电自由现金流转正、资产负债率下降及分红能力提升的持续性。

绿电装机及消纳情况不及预期：新能源全面入市后，绿电盈利对利用小时、市场化交易电价和消纳水平更加敏感。若风光装机继续高增但电网外送、调节电源及负荷增长不及预期，弃风弃光率可能抬升，大发时段电价折价扩大，导致绿电电量增长难以转化为收入和利润增长。

电力体制改革政策出台不及预期：若电力市场化改革推进节奏慢于预期，或机制电价、容量补偿、辅助服务收益、系统运行费用分摊等细则落地不及预期，相关资产盈利稳定性和现金流改善可能弱于判断，影响公用事业化重估逻辑兑现。

行业投资评级的说明：

买入：预期未来3-6个月内该行业上涨幅度超过大盘在 15% 以上；

增持：预期未来3—6个月内该行业上涨幅度超过大盘在5%—15%;

中性：预期未来3—6个月内该行业变动幅度相对大盘在-5%—5%;

减持：预期未来3—6个月内该行业下跌幅度超过大盘在5%以上。

特别声明：

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