截至7月18日收盘，本周公用事业板块下跌1.4%，表现劣于大盘。其中，电力板块下跌1.53%，燃气板块上涨0.31%。
1、动力煤价格：秦港动力煤价格周环比上涨。截至7月18日，秦皇岛港动力煤(Q5500)山西产市场价634元/吨，周环比上涨10元/吨。截至7月18日，广州港印尼煤(Q5500)库提价692.61元/吨，周环比上涨6.84元/吨；广州港澳洲煤(Q5500)库提价711.95元/吨，周环比上涨8.14元/吨。
2、动力煤库存及电厂日耗：秦港动力煤库存周环比增加，电厂日耗周环比上升。截至7月18日，秦皇岛港煤炭库存578万吨，周环比增加18万吨。截至7月17日，内陆17省煤炭库存8846.2万吨，较上周下降80.0万吨，周环比下降0.90%；内陆17省电厂日耗为391.1万吨，较上周增加36.0万吨/日，周环比上升10.14%；可用天数为22.6天，较上周下降2.5天。截至7月17日，沿海8省煤炭库存3495.3万吨，较上周下降21.3万吨，周环比下降0.61%；沿海8省电厂日耗为241.9万吨，较上周增加27.1万吨/日，周环比上升12.62%；可用天数为14.4天，较上周下降2.0天。
3、水电来水情况：三峡出库流量周环比减少。截至7月18日，三峡出库流量17700立方米/秒，同比下降58.74%，周环比下降24.68%。
1）广东电力市场：截至7月12日，广东电力日前现货市场的周度均价为315.17元/MWh，周环比上升8.35%，周同比下降12.4%。截至7月12日，广东电力实时现货市场的周度均价为307.60元/MWh，周环比上升30.46%，周同比下降15.5%。2）山西电力市场：截至7月18日，山西电力日前现货市场的周度均价为615.64元/MWh，周环比下降6.46%，周同比上升91.5%。截至7月18日，山西电力实时现货市场的周度均价为716.10元/MWh，周环比下降8.97%，周同比上升125.6%。3）山东电力市场：截至6月13日，山东电力日前现货市场的周度均价为282.56元/MWh，周环比上升11.11%，周同比下降17.2%。截至6月13日，山东电力实时现货市场的周度均价为267.90元/MWh，周环比上升9.26%，周同比上升9.3%。
1、国内外天然气价格：欧亚气价周环比下降。截至7月18日，上海石油天然气交易中心LNG出厂价格全国指数为4455元/吨，同比下降3.63%，环比下降0.11%；截至7月17日，欧洲TTF现货价格为11.54美元/百万英热，同比上升14.5%，周环比下降2.7%；美国HH现货价格为3.31美元/百万英热，同比上升63.9%，周环比上升6.1%；中国DES现货价格为11.53美元/百万英热，同比下降2.9%，周环比下降3.6%。
2025年第26周，欧盟天然气供应量62.3亿方，同比上升8.9%，周环比上升0.6%。其中，LNG供应量为27.1亿方，周环比下降4.1%，占天然气供应量的56.5%；进口管道气35.2亿方，同比下降8.2%，周环比上升4.5%。2025年第26周，欧盟天然气消费量（我们估算）为35.6亿方，周环比下降1.9%，同比下降0.9%；2025年1-26周，欧盟天然气累计消费量（我们估算）为1770.0亿方，同比上升7.8%。
2025年5月，国内天然气表观消费量为364.20亿方，同比上升2.4%。2025年6月，国内天然气产量为211.70亿方，同比上升4.6%。2025年6月，LNG进口量为531.00万吨，同比下降5.5%，环比上升9.7%。2025年6月，PNG进口量为524.00万吨，同比上升9.2%，环比下降0.4%。
本周行业重点新闻：1）甘肃省发改委发布省级煤电、电网侧新型储能容量电价机制：7月14日，甘肃省发展和改革委员会发布关于公开征求《甘肃省关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》意见的公告。文件明确，市场初期，煤电机组、电网侧新型储能容量电价标准提升至每年330元/千瓦，执行期限2年。实施容量电价机制对发电侧进行全容量成本补偿后，现货市场申报价格下限设置为0.04元/千瓦时，上限设置为0.5元/千瓦时；出清价格下限设置为0.04元/千瓦时，出清价格上限设置为1元/千瓦时。2）甘肃136号文征求意见：7月14日，甘肃省发改委发布关于公开征求《甘肃省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案（征求意见稿）》意见的公告。具体如下：（1）存量项目。时间范围为2025年6月1日前投产的项目。纳入机制的电量规模为154亿千瓦时。机制电价为0.3078元/千瓦时。（2）增量项目。范围为2025年6月1日起投产的项目。其单个项目申请纳入机制的电量，应不高于其全部上网电量的80%。机制电价方面，已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的新能源项目均可参与竞价。3）6月份规上工业天然气产量212亿立方米，同比增长4.6%，增速比5月份放缓4.5个百分点： 6月份，规上工业天然气产量212亿立方米，同比增长4.6%，增速比5月份放缓4.5个百分点；日均产量7.1亿立方米。1—6月份，规上工业天然气产量1308亿立方米，同比增长5.8%。
1）电力：国内历经多轮电力供需矛盾紧张之后，电力板块有望迎来盈利改善和价值重估。在电力供需矛盾紧张的态势下，煤电顶峰价值凸显；电力市场化改革的持续推进下，电价趋势有望稳中小幅上涨，电力现货市场和辅助服务市场机制有望持续推广，容量电价机制正式出台，明确煤电基石地位。双碳目标下的新型电力系统建设或将持续依赖系统调节手段的丰富和投入。此外，伴随着发改委加大电煤长协保供力度，电煤长协实际履约率有望边际上升，我们判断煤电企业的成本端较为可控。展望未来，我们认为电力运营商的业绩有望大幅改善。建议关注：全国性煤电龙头：国电电力、华能国际、华电国际等；电力供应偏紧的区域龙头：皖能电力、浙能电力、申能股份、粤电力A等；水电运营商：长江电力、国投电力、川投能源、华能水电等；同时，煤电设备制造商和灵活性改造技术类公司也有望受益于煤电新周期的开启，设备制造商有望受益标的：东方电气；灵活性改造有望受益标的：华光环能、青达环保、龙源技术等。2）天然气：随着上游气价的回落和国内天然气消费量的恢复增长，城燃业务有望实现毛差稳定和售气量高增；同时，拥有低成本长协气源和接收站资产的贸易商或可根据市场情况自主选择扩大进口或把握国际市场转售机遇以增厚利润空间。天然气有望受益标的：新奥股份、广汇能源。
风险因素：宏观经济下滑导致用电量增速不及预期，电力市场化改革推进缓慢，电煤长协保供政策执行力度不及预期，国内天然气消费增速恢复缓慢。
截至7月18日收盘，本周公用事业板块下跌1.4%，表现劣于大盘；沪深300上涨1.1%到4058.55；涨跌幅前三的行业分别是通信（7.6%）、医药生物（4.0%）、汽车（3.3%），涨跌幅后三的行业分别是传媒（-2.2%）、房地产（-2.2%）、公用事业（-1.4%）。
截至7月18日收盘，电力板块本周下跌1.53%，燃气板块上涨0.31%。各子行业本周表现：火力发电板块下跌1.04%，水力发电板块下跌2.13%，核力发电下跌0.83%，热力服务下跌2.34%，电能综合服务下跌0.74%，光伏发电下跌2.41%，风力发电下跌0.75%。
截至7月18日收盘，本周电力板块主要公司涨跌幅前三名分别为：晋控电力(1.27%)、国投电力（0.82%）、内蒙华电（0.23%），主要公司涨跌幅后三名分别为：桂冠电力（-3.25%）、长江电力（-2.96%）、大唐发电（-2.92%）；本周燃气板块主要公司涨跌幅前三名分别为：九丰能源(5.52%)、新奥股份(2.51%)、佛燃能源(1.06%)，主要公司涨跌幅后三名分别为：水发燃气(-2.91%)、天壕能源(-1.96%)、大众公用(-1.90%)。
长协煤价格：7月，秦皇岛港动力煤(Q5500)年度长协价为666元/吨，月环比下跌3元/吨。
港口动力煤市场价：截至7月18日，秦皇岛港动力煤(Q5500)山西产市场价634元/吨，周环比上涨10元/吨。
产地动力煤价格：截至7月18日，陕西榆林动力块煤(Q6000)坑口价575元/吨，周环比下跌5元/吨；大同南郊粘煤坑口价(含税) (Q5500) 520元/吨，周环比持平；内蒙古东胜大块精煤车板价(Q5500) 478.66元/吨，周环比上涨1.82元/吨。
截至7月17日，纽卡斯尔NEWC5500大卡动力煤FOB现货价格66.5美元/吨，周环比上涨1.10美元/吨；ARA6000大卡动力煤现货价98.05美元/吨，周环比下跌11.45美元/吨；理查兹港动力煤FOB现货价67.55美元/吨，周环比上涨1.05美元/吨。截至7月18日，纽卡斯尔NEWC指数价格109美元/吨，周环比上涨1.2美元/吨。截至7月18日，广州港印尼煤(Q5500)库提价692.61元/吨，周环比上涨6.84元/吨；广州港澳洲煤(Q5500)库提价711.95元/吨，周环比上涨8.14元/吨。
港口煤炭库存：截至7月18日，秦皇岛港煤炭库存578万吨，周环比增加18万吨。
截至7月17日，内陆17省煤炭库存8846.2万吨，较上周下降80.0万吨，周环比下降0.90%；内陆17省电厂日耗为391.1万吨，较上周增加36.0万吨/日，周环比上升10.14%；可用天数为22.6天，较上周下降2.5天。
截至7月17日，沿海8省煤炭库存3495.3万吨，较上周下降21.3万吨，周环比下降0.61%；沿海8省电厂日耗为241.9万吨，较上周增加27.1万吨/日，周环比上升12.62%；可用天数为14.4天，较上周下降2.0天。
三峡水库流量：截至7月18日，三峡出库流量17700立方米/秒，同比下降58.74%，周环比下降24.68%。
截至7月12日，广东电力日前现货市场的周度均价为315.17元/MWh，周环比上升8.35%，周同比下降12.4%。
截至7月12日，广东电力实时现货市场的周度均价为307.60元/MWh，周环比上升30.46%，周同比下降15.5%。
山西日前现货市场：截至7月18日，山西电力日前现货市场的周度均价为615.64元/MWh，周环比下降6.46%，周同比上升91.5%。
山西实时现货市场：截至7月18日，山西电力实时现货市场的周度均价为716.10元/MWh，周环比下降8.97%，周同比上升125.6%。
山东日前现货市场：截至6月13日，山东电力日前现货市场的周度均价为282.56元/MWh，周环比上升11.11%，周同比下降17.2%。
山东实时现货市场：截至6月13日，山东电力实时现货市场的周度均价为267.90元/MWh，周环比上升9.26%，周同比上升9.3%。
截至7月18日，上海石油天然气交易中心LNG出厂价格全国指数为4455元/吨（约合3.18元/方），同比下降3.63%，环比下降0.11%；2025年6月，国内LNG进口平均价格为513.98美元/吨（约合2.63元/方），同比下降5.57%，环比上升1.02%。截至7月17日，中国进口LNG到岸价为12.36美元/百万英热（约合3.26元/方），同比上升0.28%，环比持平。
欧洲TTF价格周环比下跌，中国DES价格周环比下跌，美国HH价格周环比上涨
截至7月17日，欧洲TTF现货价格为11.54美元/百万英热，同比上升14.5%，周环比下降2.7%；美国HH现货价格为3.31美元/百万英热，同比上升63.9%，周环比上升6.1%；中国DES现货价格为11.53美元/百万英热，同比下降2.9%，周环比下降3.6%。
2025年第26周，欧盟天然气供应量62.3亿方，同比上升8.9%，周环比上升0.6%。其中，LNG供应量为27.1亿方，周环比下降4.1%，占天然气供应量的56.5%；进口管道气35.2亿方，同比下降8.2%，周环比上升4.5%，进口俄罗斯管道气3.503亿方（占欧盟天然气供应量的5.6%）。
2025年1-26周，欧盟累计天然气供应量1575.2亿方，同比上升3.3%。其中，LNG累计供应量为729.1亿方，同比上升22.1%，占天然气供应量的46.3%；累计进口管道气846.1亿方，同比下降8.8%，累计进口俄罗斯管道气84.9亿方（占欧盟天然气供应量的5.4%）。
2025年第26周，欧盟天然气库存量为633.20亿方，同比下降24.90%，周环比上升4.41%。截至2025年7月17日，欧盟天然气库存水平为64.1%。
2025年第26周，欧盟天然气消费量（我们估算）为35.6亿方，周环比下降1.9%，同比下降0.9%；2025年1-26周，欧盟天然气累计消费量（我们估算）为1770.0亿方，同比上升7.8%。
2025年5月，国内天然气表观消费量为364.20亿方，同比上升2.4%。
2025年1-5月，国内天然气表观消费量累计为1768.90亿方，累计同比下降1.3%。
1）甘肃省发改委发布省级煤电、电网侧新型储能容量电价机制：7月14日，甘肃省发展和改革委员会发布关于公开征求《甘肃省关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》意见的公告。文件明确，该机制适用于不同类型机组，考虑到风电、光伏在用电高峰时段提供可靠电力供应的能力有限，抽水蓄能电站尚处于建设初期，实施范围暂包括合规在运的公用煤电机组、电网侧新型储能，均不含直流配套电源。有效容量为煤电机组、电网侧新型储能、风电、光伏、水电等电源的有效容量之和。煤电机组的有效容量根据煤电机组铭牌容量扣除厂用电后确定。电网侧新型储能的有效容量根据满功率放电时长/6×额定功率并扣除厂用电后后确定。风电、光伏机组的有效容量根据装机容量扣除厂用电后的7%、1%确定。水电机组的有效容量根据装机容量扣除厂用电后，蓄水式按98%、径流式按32%确定。市场初期，煤电机组、电网侧新型储能容量电价标准提升至每年330元/千瓦，执行期限2年。执行期满后，根据市场运行情况、机组运行成本等另行测算确定。实施容量电价机制对发电侧进行全容量成本补偿后，现货市场申报价格下限设置为0.04元/千瓦时，上限设置为0.5元/千瓦时；出清价格下限设置为0.04元/千瓦时，出清价格上限设置为1元/千瓦时。（资料来源：甘肃省发改委，北极星电力网）
2）甘肃136号文征求意见——存量纳入机制154亿度、电价0.3078元/度；增量不高于80%、期限12年：7月14日，甘肃省发改委发布关于公开征求《甘肃省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案（征求意见稿）》意见的公告。文件规定了存量项目和增量项目的电量规模、机制电价和执行期限以及竞价实施细则。具体如下：（1）存量项目。时间范围为2025年6月1日前投产的项目。纳入机制的电量规模为154亿千瓦时。机制电价为0.3078元/千瓦时。执行期限按照2025年5月底项目剩余全生命周期合理利用小时数对应年份与投产满20年对应年份两者较早者确定；全生命周期合理利用小时数无法确定的，按照投产满20年确定。执行期限到期后，新能源项目对应的机制电量规模自动从全省机制电量规模减除。扶贫类、特许经营权类、分布式光伏、平价示范、光热发电项目上网电量全额纳入机制电量范围；分散式风电及国家能源局以国能新能〔2014〕541号）批复的风电项目、保障性平价项目按照风电年发电利用小时数1800小时、光伏年发电利用小时数1160小时纳入机制电量范围；剩余机制电量规模由其余存量新能源项目按装机容量等比例分配。（2）增量项目。范围为2025年6月1日起投产的项目。其单个项目申请纳入机制的电量，应不高于其全部上网电量的80%。机制电价方面，已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的新能源项目均可参与竞价。分布式光伏项目可自行参与也可聚合参与竞价，聚合商原则上应参考售电公司资质。项目的执行期限为12年。（资料来源：甘肃省发改委，光伏們）
3）雅鲁藏布江下游水电工程正式开工：雅鲁藏布江下游水电工程开工仪式7月19日上午在西藏自治区林芝市举行。雅鲁藏布江下游水电工程位于西藏自治区林芝市。工程主要采取截弯取直、隧洞引水的开发方式，建设5座梯级电站，总投资约1.2万亿元。工程电力以外送消纳为主，兼顾西藏本地自用需求。（资料来源：新华社，中国人民政府网）
1）6月份规上工业天然气产量212亿立方米，同比增长4.6%，增速比5月份放缓4.5个百分点：7月15日，国家统计局发布2025年6月份能源生产情况。6月份，规上工业天然气产量212亿立方米，同比增长4.6%，增速比5月份放缓4.5个百分点；日均产量7.1亿立方米。1—6月份，规上工业天然气产量1308亿立方米，同比增长5.8%。（资料来源：国家统计局，上海石油天然气交易中心）
【大唐发电】7月17日，大唐国际发电股份有限公司（以下简称“公司”）发布2025年半年度上网电量完成情况公告。据公司初步统计，截至2025年6月30日，公司及子公司累计完成上网电量约1,239.934亿千瓦时，同比上升约1.30%。公司平均上网电价为人民币444.48元/兆瓦时（含税），同比下降约3.95%。2025年上半年，公司市场化交易电量约1,076.79亿千瓦时，所占比例约为86.84%。截至2025年6月30日，公司总装机容量80,889.677兆瓦，其中火电煤机47,834兆瓦、火电燃机7,135.27兆瓦、水电9,204.73兆瓦、风电10,226.14兆瓦、光伏6,489.537兆瓦。2025年上半年，公司新投装机容量1,777.45兆瓦，其中火电煤机660兆瓦、火电燃机502.47兆瓦、风电167.45兆瓦、光伏447.53兆瓦。
【申能股份】7月17日，申能股份有限公司（以下简称“公司”）发布2025年上半年控股发电量完成情况公告。2025年上半年公司控股发电企业完成发电量259.51亿千瓦时，同比减少1.7%。其中，煤电完成178.70亿千瓦时，同比减少6.8%；天然气发电完成31.32亿千瓦时，同比增加3.5%；风力发电完成33.01亿千瓦时，同比增加19.9%；光伏及分布式发电完成16.48亿千瓦时，同比增加13.4%。2025年上半年，公司控股发电企业上网电量249.66亿千瓦时，上网电价均价0.504元/千瓦时（含税），参与市场交易电量200.80亿千瓦时。2025年第二季度，公司新增控股装机容量3.63万千瓦。截至2025年6月底，公司控股装机容量为1859.39万千瓦，同比增加8.71%。其中，煤电840万千瓦，占45.18%；气电342.56万千瓦，占18.42%；风电343.02万千瓦，占18.45%；光伏发电244.06万千瓦，占13.13%；分布式供电84.50万千瓦，占4.54%；独立储能5.25万千瓦，占0.28%。
【华能国际】7月16日，华能国际电力股份有限公司（以下简称“公司”）发布2025年上半年上网电量完成情况公告。据初步统计，2025年第二季度，公司中国境内各运行电厂按合并报表口径完成上网电量990.49亿千瓦时，同比上升1.44%；2025年上半年，公司中国境内各运行电厂按合并报表口径完成上网电量2,056.83亿千瓦时，同比下降2.37%；2025年上半年，公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为485.27元/兆瓦时，同比下降2.69%。2025年上半年，公司市场化交易电量比例为84.64%，比去年同期下降2.27个百分点。2025年第二季度，公司全资拥有的新加坡大士能源有限公司发电量市场占有率为18.49%，同比下降0.71个百分点。2025年上半年，新加坡大士能源有限公司发电量市场占有率为18.61%，同比下降1.79个百分点。截至2025年6月30日，公司可控发电装机容量为152,992兆瓦。
【国投电力】7月14日，国投电力控股股份有限公司（以下简称“公司”）发布2025年二季度主要经营数据公告。据统计，2025年4-6月，公司控股企业累计完成发电量380.67亿千瓦时，上网电量370.74亿千瓦时，与去年同期相比分别增加0.52%和0.59%。2025年1-6月，公司控股企业累计完成发电量770.59亿千瓦时，上网电量751.78亿千瓦时，与去年同期相比分别减少0.54%和0.25%。2025年4-6月,公司控股企业平均上网电价0.350元/千瓦时,与去年同期相比减少4.6%。2025年1-6月,公司控股企业平均上网电价0.353元/千瓦时,与去年同期相比减少6.4%。此外，公司二季度控股投产装机容量减少54.62万千瓦，其中湄洲湾电厂一期BOT 项目（78.6万千瓦）完成移交、风电新增装机9.98万千瓦、光伏新增装机7.05万千瓦，储能新增装机6.96万千瓦。截至二季度末，公司已投产控股装机容量4,408.85万千瓦，其中水电2,130.45万千瓦、火电1,241.48万千瓦（含垃圾发电）、风电398.83万千瓦、光伏584.94万千瓦、储能53.16万千瓦。
【粤电力A】7月15日，广东电力发展股份有限公司（以下简称“公司”）发布关于2025年上半年发电量完成情况的自愿性信息披露公告。2025年上半年，公司累计完成合并报表口径发电量562.49亿千瓦时，同比减少1.02%；其中煤电完成397.55亿千瓦时，同比减少3.91%，气电完成112.61亿千瓦时，同比减少0.04%，风电完成27.26亿千瓦时，同比增加0.89%，光伏完成20.30亿千瓦时，同比增加90.61%，水电完成1.43亿千瓦时，同比增加27.68%，生物质完成3.34亿千瓦时，同比增加7.74%。公司累计完成合并报表口径上网电量533.66亿千瓦时，同比减少1.00%；其中煤电完成373.20亿千瓦时，同比减少3.85%，气电完成110.24亿千瓦时，同比减少0.39%，风电完成26.14亿千瓦时，同比增加0.85%，光伏完成19.74亿千瓦时，同比增加88.90%，水电完成1.36亿千瓦时，同比增加23.64%，生物质完成2.98亿千瓦时，同比增加9.16%。2025年上半年，公司拥有可控装机容量4,315.31万千瓦，其中控股装机4055.93万千瓦，参股权益装机259.38万千瓦。其中：燃煤发电控股装机容量2,001万千瓦，占比49.34%；气电控股装机容量1,184.7万千瓦，占比29.21%；风电控股装机容量389.50万千瓦，占比9.60%；光伏控股装机容量457.45万千瓦，占比11.28%；水电控股装机容量13.28万千瓦；生物质控股装机容量10万千瓦；上述风电、水电、光伏、生物质等可再生能源发电控股装机容量合计870.23万千瓦，占比21.46%。此外，公司受托管理装机容量895.4万千瓦，以上可控装机容量、受托管理装机容量合计5,179.51万千瓦。公司2025年上半年新增风电50万千瓦、新增光伏发电69.36万千瓦，通过煤电技改增加装机容量6万千瓦。
【浙能电力】7月17日，浙江浙能电力股份有限公司（以下简称“公司”）发布全资及控股发电企业2025年上半年发电量完成情况公告。根据公司统计，2025年上半年，公司全资及控股发电企业按合并报表口径完成发电量7,884,848.66万千瓦时，上网电量7,469,807.10万千瓦时，同比分别上涨4.48%和4.57%。
【建投能源】7月11日，河北建投能源投资股份有限公司（以下简称“公司”）发布2025年上半年销售量完成情况公告。2025年第二季度，公司完成发电量116.15亿千瓦时，同比增长0.67%，完成上网电量107.64亿千瓦时，同比增长1%。2025年上半年，公司累计完成发电量245.73亿千瓦时，同比降低3.66%，累计完成上网电量228.37亿千瓦时，同比降低3.52%。根据初步统计，2025年第二季度公司完成供热量149.07万吉焦，同比增长24.21%，其中居民供热量完成0.30万吉焦，同比降低97.43%，工业供热量完成148.77万吉焦，同比增长37.32%。2025年上半年，公司累计完成供热量4,189.48万吉焦，同比降低2.18%，其中居民供热量完成3,883.48万吉焦，同比降低4.20%，工业供热量完成306.00万吉焦，同比增长33.54%。
【建投能源】7月11日，河北建投能源投资股份有限公司（以下简称“公司”）发布2025年半年度业绩预告。公司预计2025年半年度实现归属于上市公司股东的净利润约为88,000.00万元，比上年同期增长153.39%；公司扣除非经常性损益后的净利润约为86,200.00万元，比上年同期增长176.77%；基本每股收益盈利约为0.488元/股。
【上海电力】7月14日，上海电力股份有限公司（以下简称“公司”）发布2025年上半年发电量完成情况公告。根据公司统计，2025年1-6月，公司完成合并口径发电量378.48亿千瓦时，同比上升5.48%，其中煤电完成246.13亿千瓦时，同比上升2.94%，气电完成35.35亿千瓦时，同比下降10.72%，风电完成58.83亿千瓦时，同比上升16.94%，光伏发电完成38.17亿千瓦时，同比上升28.05%；上网电量362.85亿千瓦时，同比上升5.51%；上网电价均价（含税）0.58元/千瓦时。2025年1-6月，公司市场交易结算电量278.98亿千瓦时。其中省内市场化交易结算电量（中长期、现货等）245.51亿千瓦时，跨省区交易结算电量33.47亿千瓦时。此外，截至2025年6月底，公司控股装机容量为2580.13万千瓦，清洁能源占装机规模的61.83%，其中：煤电984.80万千瓦、占比38.17%，气电362.02万千瓦、占比14.03%，风电523.56万千瓦、占比20.29%，光伏发电709.75万千瓦、占比27.51%。
【宝新能源】7月15日，广东宝丽华新能源股份有限公司（以下简称“公司”）发布2025年半年度业绩预告。公司预计2025年半年度实现归属于上市公司股东的净利润为52,000万元—58,000万元，比上年同期增长42.08%—58.48%；公司扣除非经常损益后的净利润为51,000万元—57,000万元，比上年同期增长25.39%—40.14%；基本每股收益为0.24元/股—0.27元/股。
【皖天然气】7月16日，安徽省天然气开发股份有限公司（以下简称“皖天然气”）发布关于控股子公司减资暨关联交易的公告。皖天然气与安徽皖丰长能投资有限责任公司（以下简称“皖丰长能”）拟对共同出资设立的合肥皖能智慧能源科技有限公司（以下简称“皖能智慧科技公司”）按持股比例进行同比例减资，其中皖天然气拟减少认缴出资额3500万元；皖丰长能拟减少认缴出资额1500万元。本次减资完成后，皖天然气的出资情况为3500万元；皖丰长能的出资情况1500万元。本次减资完成后，各股东方所持皖能智慧科技公司的份额比例不变。
【成都燃气】7月16日，成都燃气集团股份有限公司（以下简称“公司”）发布2025年半年度业绩快报公告。报告期内，公司天然气销售量为10.03亿立方米，同比增加0.47亿立方米，增幅4.89%；营业总收入为282,462.04万元，同比增加10,030.62万元，增幅3.68%，其中天然气销售收入为254,008.49万元，同比增加7,389.83万元，增幅3.00%；利润总额为34,006.26万元，同比增加3.00万元，增幅0.01%。
【水发燃气】7月15日，水发派思燃气股份有限公司（以下简称“公司”）发布2025年半年度业绩预亏公告。经初步测算，公司预计2025年半年度实现归属于上市公司股东的净利润为-800万元到-1,200万元，与上年同期相比，将出现亏损。预计2025年半年度实现归属于上市公司股东的扣除非经常性损益后的净利润为-1,200万元到-1,600万元。公司本期业绩预亏的主要原因一是受主营业务影响。报告期内，公司的燃气运营业务收益减少；燃气设备业务货物交付集中于下半年，受交付时间影响上半年收入确认减少；另外，按会计政策计提资产减值准备的要求，上半年计提资产减值损失增加。二是受非经营性损益的影响。
【深圳燃气】7月12日，深圳市燃气集团股份有限公司（以下简称“公司”）发布2025年上半年业绩快报。报告期内，公司的营业收入为1,543,155万元，同比增长11.99%；归属于上市公司股东的净利润63,768万元，同比下降13.61%；归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润61,789万元，同比下降12.12%。公司2025年上半年天然气销售量为33.88亿立方米，较上年同期27.36亿立方米增长23.83%。其中管道天然气销售量26.30亿立方米，较上年同期增长5.71%；天然气批发量7.58亿立方米，较上年同期增长205.65%。管道天然气按用户类型分，大湾区城市燃气销售量7.63亿立方米，较上年同期增长4.66%；其他地区城市燃气销售量11.19亿立方米，较上年同期增长2.57%；电厂销售量7.48亿立方米，较上年同期增长11.98%。此外，天然气代输气量为4.38亿立方米，较上年同期增长28.82%。
电力：国内历经多轮电力供需矛盾紧张之后，电力板块有望迎来盈利改善和价值重估。在电力供需矛盾紧张的态势下，煤电顶峰价值凸显；电力市场化改革的持续推进下，电价趋势有望稳中小幅上涨，电力现货市场和辅助服务市场机制有望持续推广，容量电价机制正式出台，明确煤电基石地位。双碳目标下的新型电力系统建设或将持续依赖系统调节手段的丰富和投入。此外，伴随着发改委加大电煤长协保供力度，电煤长协实际履约率有望边际上升，我们判断煤电企业的成本端较为可控。展望未来，我们认为电力运营商的业绩有望大幅改善。建议关注：全国性煤电龙头：国电电力、华能国际、华电国际等；电力供应偏紧的区域龙头：皖能电力、浙能电力、申能股份、粤电力 A 等；水电运营商：长江电力、国投电力、川投能源、华能水电等；同时，煤电设备制造商和灵活性改造技术类公司也有望受益于煤电新周期的开启，设备制造商有望受益标的：东方电气；灵活性改造有望受益标的：华光环能、青达环保、龙源技术等。
天然气：随着上游气价的回落和国内天然气消费量的恢复增长，城燃业务有望实现毛差稳定和售气量高增；同时，拥有低成本长协气源和接收站资产的贸易商或可根据市场情况自主选择扩大进口或把握国际市场转售机遇以增厚利润空间。天然气有望受益标的：新奥股份、广汇能源。
资料来源：iFinD，信达证券研发中心 （注：标*公司为信达证券研发中心能源团队的盈利预测，其余公司盈利预测来源于iFinD一致预测；数据截至2025年7月18日）
宏观经济下滑导致用电量增速不及预期，电力市场化改革推进缓慢，电煤长协保供政策的执行力度不及预期，国内天然气消费增速恢复缓慢等。
本文源自报告：《电力天然气周报：甘肃发布容量电价新政，6月天然气产量同比增长4.6%》
