公用事业行业半年度投资策略：能源安全为磐稳基拓新逐绿而行-260610

年初至今，公用事业板块涨跌幅+18.42%，环保板块涨跌幅+7.26%，均跑赢沪深300指数。2026年年初至今（2026年5月31日），沪深300区间涨跌幅+5.66%，上证综指区间涨跌幅+2.51%，深证成指区间涨跌幅+15.16%，公用事业（申万行业分类）区间涨跌幅+18.42%，位列申万行业分类中第5位；环保（申万行业分类）区间涨跌幅+7.26%，位列申万行业分类中第9位，区间统计内均跑赢沪深300指数。细分行业来看，火力发电（申万行业分类）子板块区间涨跌幅+41.93%，居细分板块涨幅首位；水务及水治理（申万行业分类）子板块区间涨跌幅--2.83%，位列细分板块最末位。


若进一步拆解板块驱动因素，可以发现公用事业板块的超额收益主要来源于算电协同相关子板块。我们在此前的报告中提到，2026年“算电协同”首次纳入新基建工程，随后国家能源局会同国家发展改革委、工业和信息化部、国家数据局印发的《关于促进人工智能与能源双向赋能的行动方案》，明确提出统筹能源资源配置与算力设施建设，强化能源供给对算力发展的支撑作用。AI算力集群爆发式扩张带来刚性、持续的新增用电需求，推动电力行业从传统周期属性向“算力基础设施底座”升级，特高压建设、源网荷储一体化、绿电直连等产业增量明确，或将重构公用事业板块的成长预期。受“算电协同”利好提振，相关个股涨幅亮眼。以大唐中卫项目为例，这座于5月2日投运的国内首个大规模绿电直供项目，由大唐发电的控股股东大唐集团主导建设，实现了从沙漠风光电到“东数西算”工程数字算力的直接连接。豫能控股年初宣布筹划参股先天算力（河南）科技有限公司，并联合河南投资集团以先天算力为收购主体，收购从事第三方超大规模数据中心业务的郑州合盈数据有限责任公司控股权相关事项。

2026年2月28日，美国与以色列联合发起对伊朗军事打击行动，此次行动呈现出新的变化——不仅是武力的直接对抗，更是供应链韧性的终极较量。美东时间2月27日深夜至2月28日（伊朗时间2月28日上午），美军与以军联合对伊朗发动代号为“史诗怒火”的大规模空袭与导弹打击，目标涵盖了伊朗的导弹体系、重要军工与海军设施乃至最高权力中枢，伊朗随即以大规模导弹和无人机袭击予以回击，地区局势在短短数小时内从“高度紧绷”滑向公开战争。此次行动不仅摧毁了大量军事与核设施，更直接导致统治伊朗长达36年的最高领袖阿里哈梅内伊（AliKhamenei）及多名军政高层在空袭中丧生。战火在数日内迅速蔓延至黎巴嫩、伊拉克、也门、叙利亚及多个海湾国家，演变为一场波及整个波斯湾与黎凡特地区的多阵线战争。与此同时，伊朗伊斯兰革命卫队在2月28日宣布，禁止任何船只通过霍尔木兹海峡。塔斯尼姆通讯社报道，随着油轮等船只穿行霍尔木兹海峡的交通停止，该海峡实际上已被关闭。
进入3月中旬至4月初，冲突进入升级与扩散阶段，表现为军事行动的高强度持续、关键能源通道受控以及外交斡旋的初步尝试。此阶段，我们发现军事对抗并未因伊朗领导层更迭而减弱，前有美国与以色列协调对伊军事行动，伊朗随后开展多轮军事反击，打击了以色列情报及网络中心、以色列境内的安全中心以及警察总部、美军相关军事设施、阿布扎比美军基地等多地。而冲突对全球能源供应链的冲击在此阶段充分显现，伊朗宣布并实施了对霍尔木兹海峡的封锁，导致该关键能源运输通道的通行量远低于正常水平。联合国贸易和发展会议（贸发会议）4月1日发布评估报告指出，霍尔木兹海峡船舶日均通行量从2月的约130艘降至3月仅6艘，降幅约为95%。通道“梗阻”冲击了全球大部分石油和天然气供应，直接影响生产、贸易和消费，并波及海上航线、航空货运和港口物流等运输系统。面对不断升级的局势，国际调解努力开始启动。美伊双方决定于4月10日在巴基斯坦首都伊斯兰堡举行为期两周的谈判。4月12日，美伊双方未达成一致协议。根据美联社4月15日报道，美伊双方已“原则上同意”延长将于4月22日到期的临时停火协议，以争取更多外交时间。然而，这一停火前景面临巨大不确定性，美国对伊朗港口的封锁及伊朗方面的强硬态度使谈判进程脆弱，各方在伊朗核计划、霍尔木兹海峡管辖权及战争赔偿等关键问题上存在根本分歧。
4月中下旬后，冲突进入一个短暂且脆弱的停火阶段，但停火协议并未带来战事的真正平息，而是形成了“停火不停战”的诡异局面。尽管美伊原则上同意延长停火，但军事高压态势并未解除。美国在“福特”号航母撤离后，仍在伊朗周边水域保留2个打击群，并批准了超86亿美元的对以色列等国军售，维持对伊朗的军事威慑。以色列则同步加紧军事准备，与美国协调后续行动。这一阶段的“停火”更接近于为外交谈判争取时间的战术性暂停，而非战略性的冲突降级。双方利用此间隙进行立场博弈与方案准备，伊朗于5月4正式提出一份包含三个阶段的谈判新方案。该方案第一阶段（30天）提议将停火升级为全面停战，构建防冲突复燃机制，要求全部区域停火覆盖伊朗盟友与以色列，逐步开放霍尔木兹海峡并清理水雷，同时要求美军撤出伊朗周边水域并停止增兵。然而，特朗普在社交媒体发文，说他很快会研究伊朗最新提交的方案，但“无法想象”该方案“可以接受”，并威胁称伊朗“尚未付出足够大代价”，并暗示可能重启空袭，这种“边谈边打边备”的状态，使得短暂的停火阶段缺乏稳固的基础。
自5月初以来，冲突并未如早期悲观预期那样直线滑向谈判破裂与军事重启的死胡同，而是陷入了更微妙的“框架已现、签署未定、军事摩擦同步升温”的三重叠加状态。伊朗提出的三阶段方案未能打破外交僵局，5月10日至16日期间，伊朗拒绝美国方案，要求战争赔偿并确认对霍尔木兹海峡的主权；美方称停火协议已“岌岌可危”，双方就浓缩铀处置方式存在严重分歧。与此同时，军事准备活动急剧升温，美媒5月中旬左右称，五角大楼正在为恢复对伊朗的军事行动做准备。据《以色列时报》等多家外媒当地时间16日援引《纽约时报》消息，以色列和美国正在进行自4月停火以来最紧张的一轮准备工作，为重新对伊朗发动打击做准备，最快可能于下周（即5月下旬）展开行动。行动方案可能包括派遣突击队进入地面获取核材料，或对伊朗军事目标及基础设施展开更大规模、更高强度的轰炸。5月23日成为重要转折点，美国总统特朗普在社交媒体公开宣称，美伊已“基本谈成一份协议”，内容包括霍尔木兹海峡重新开放；同时披露已与沙特、阿联酋、卡塔尔、土耳其、埃及、约旦、巴林等多国领导人通话协调。不过，以色列媒体称以总理内塔尼亚胡担心协议条款“对以方非常不利”。国际媒体认为，美伊在霍尔木兹海峡管理权和核问题等核心利益上依然分歧巨大，距离真正的和平落地可能还有很长的路要走。

美以伊冲突通过阻断关键能源运输通道以及打击关键能源生产设施，对全球油气供给形成实质性冲击。2026年3月初，受美以伊冲突影响，作为全球能源贸易咽喉要道的霍尔木兹海峡航运交通已基本陷入停滞。全球约20%的石油和近30%的液化天然气经此通道运输，日均运输货值超过15亿美元，是沙特、阿联酋、卡塔尔等海湾产油国能源出口的唯一海上通道，直接影响全球能源市场的供需平衡。伊朗本身的石油生产和出口对全球石油市场也不可或缺。2025年，伊朗原油产量约为340万桶/日，占全球的比重约为3.3%；海运石油出口213.8万桶/日，约占全球石油贸易量的3%。
进入3月后，战事迅速升级并蔓延至能源领域，双方开始有目的地袭击对方及其盟友的石油、天然气等关键能源基础设施，造成多块油气田停产。由于关键能源基础设施的损毁具有不可逆性，这意味着油气供应紧张已从阶段性风险转为长期压制。此外，海峡封锁的影响远超能源领域，全球约三分之一的尿素需通过霍尔木兹海峡转运，全球近一半的硫磺供应也来自海湾地区，这些关键工业原材料的中断，对全球农业和化工供应链构成了直接打击。
直接供应中断迅速触发市场对能源风险溢价的重新定价。上述一系列事件直接引发了全球能源市场的供应恐慌，并迅速触发市场对风险溢价的重新定价。布伦特原油期货结算价格从2026年初中枢约67美元/桶，在冲突爆发后一度冲高至110-120美元区间，高点涨幅近80%，显著超过俄乌冲突阶段43%的最高涨幅。普氏日韩LNG（JKM）期货价格和荷兰TTF天然气价格因高度依赖海运LNG进口，受地缘风险冲击最为剧烈；HenryHub天然气期货价格波动幅度显著低于欧亚市场。截至3月26日，美国HenryHub天然气价格收于2.919美元/百万英热单位，月环比上涨2.93%；荷兰TTF天然气价格收于55.218欧元/兆瓦时，月环比上涨71.36%；普氏日韩LNG（JKM）期货价格收于20.495美元/百万英热单位，月环比上涨93.26%。
与此同时，战事延宕正通过运费、保险费和燃油价格三个维度，层层推高全球航运成本。运输上，受绕道航行及运力削减影响，全球海运航线运价显著上涨。绕行好望角导致航程增加约3500至4000海里，运输时间延长10至14天。一个20英尺的标准集装箱租赁成本上涨约200美元，这意味着运费上涨约15%至20%；保险上，自3月5日起，多家海事保险公司取消了海湾航线的标准战争风险保险。船东若想维持通航，必须支付极高的保费，部分报价已飙升至船体价值的10%；随着国际原油价格震荡上行，全球主要航运枢纽的船舶燃料价格大幅上涨。这些间接成本与直接供应缺口相互叠加，共同推高了终端能源价格，截至5月19日，全球主要油品消费加权平均价格较年初上涨约91%，达每桶约128美元。其中，柴油年初至今涨幅约95%，航空燃油约97%，汽油约99%，精炼溢价（crackspread）较年初扩大约186%。
全球油气库存加速下降，供应缺口持续扩大。IEA在5月发布的月度报告指出，4月全球原油及成品油库存下降速度接近每日400万桶，相当于英国与德国消费总量之和。自伊朗战争爆发以来，全球石油库存已累计下滑近2.5亿桶，若剔除因霍尔木兹海峡近乎封锁而滞留于海湾地区的石油，降幅将更为陡峭。国际能源署署长法提赫比罗尔在5月下旬预警称，受中东战事影响，商业石油库存正“急剧下降”，可支撑时间“仅剩数周”。欧洲天然气库存更是亮起红灯，据GIE数据显示，截至5月17日，欧盟天然气库存为整体储气能力的36.33%，近期注库速率有所放缓，当前库存量较去年同期下跌17.66%，较过去五年同期均值下跌26.65%。能源监管合作署（ACER）发出警示，预计欧盟各国将无法达到在今年冬季前把天然气储气率提升至容量90%的欧盟法定要求，只能达到较低的80%的注气水平。虽然霍尔木兹海峡运输的LNG其中约80%-90%流向亚洲市场，而欧盟的大部分天然气进口来自中东以外的地区，但这场全球性供应中断引发的蝴蝶效应，正迫使欧洲买家不得不与亚洲买家展开激烈博弈，共同争夺市场上有限的灵活LNG现货船货。
值得一提的是，国际能源署称，即便霍尔木兹海峡恢复通航，原油供应紧张的局面仍可能持续数月之久。这是因为受基础设施损毁、物流瓶颈制约，且需先清除海峡内伊朗布设的水雷才能重启正常出口业务，原油供给的复苏速度将缓慢得多。同时即便后续水雷清理完毕，期间油轮陆续驶离海湾、空船重新调配、港口装船计划也需重新统筹安排。我们认为LNG供应恢复可能会面临与原油相同的局面。国际能源署（IEA）表示，卡塔尔LNG产能停摆及设施受损，将让全球新增LNG供给周期延后至少两年，2026至2030年全球LNG累计供给缺口或达1200亿立方米。

地缘冲突的持续演化，已深刻暴露了传统全球化石能源供应链的脆弱性，有望成为驱动全球能源安全格局系统性重塑的核心动因。长期以来，全球油气贸易高度依赖少数关键生产区域与运输通道，这种集中化模式在地缘政治风险面前显得尤为脆弱。近期美以伊冲突导致霍尔木兹海峡通航受限、卡塔尔能源公司LNG暂停生产，致使全球近20%的LNG出口产能下线，这一事件以极端方式凸显了关键能源咽喉要道中断对全球供应的巨大冲击。对于主要能源消费国而言，过度依赖单一来源或通道意味着国家能源安全暴露在不可控的外部风险之下，促使各国将保障能源供应稳定与安全提升至战略高度，加速推进能源体系的“去风险化”进程。

地缘风险对高度依赖中东油气的亚洲地区形成显著冲击。东盟能源中心2026年数据显示，东盟超半数原油进口来自中东，菲律宾、越南、泰国、新加坡对中东原油依存度分别高达约95%、88%、59%、60%。据光明日报4月文章，目前东南亚多数国家战略石油储备远低于国际能源署90天安全线，菲律宾战略石油储备仅14至30天，越南、印尼为14至23天，老挝、柬埔寨尚未建立国家战略储备，应对外部冲击能力严重不足。与此同时，亚洲在结构上亦是与霍尔木兹海峡LNG供应关联最紧密、风险敞口最大的地区。ICIS亚洲天然气首席分析师AlexSiow指出，当前冲击在基本面上会对亚洲LNG市场产生深远影响，其情景分析显示，若霍尔木兹海峡封锁持续3–6个月，亚洲供应中将减少约1800–3600万吨LNG（约占全球贸易量4-8%），这是短期内难以被替代的体量。


能源冲击外溢：形成能源涨价-成本抬升-产出收缩的连锁反应。能源价格上行直接冲击化工、交通运输、有色金属、钢铁等高耗能行业。当前欧洲化工行业因气价攀升竞争力进一步削弱，与以煤炭为原料的中国生产商差距拉大；而依托传统的石脑油裂解路线生产的乙烯和丙烯等基础石化产品因原油成本上升而面临利润挤压，部分海外新建工厂甚至因长期亏损而面临退出风险；航空、航运燃油成本飙升，推升全球物流费用；电解铝、锌冶炼等电价敏感行业减产压力加大，形成能源涨价-成本抬升-产出收缩的连锁反应。

从成本驱动维度看，全球能源供应链的重构正在系统性推高传统能源的边际生产成本与运输成本，形成刚性的成本支撑。我们认为地缘冲突暴露了传统能源供应链的脆弱性，特别是对关键海运通道的过度依赖。本次霍尔木兹海峡通航受阻，不仅直接导致供应中断，更引发运输成本（如油轮保险费激增）和替代路线成本（如绕道好望角）的飙升。这种为保障能源安全而采取的多元化策略，例如欧洲在俄气管道断供的背景下，LNG进口结构加速向美国倾斜，同时将非洲气源作为规避中东航运要冲风险的补充支点；亚洲强化从美国、澳大利亚的采购LNG及中俄天然气管道等陆上通道建设，本质上是以更高的物流与基建成本换取供应稳定性。供应链的延长与复杂化，以及陆上管道、储备设施等“安全备份”系统战略价值的重估与投资，都将内化为能源的长期系统成本。此外，传统能源长期面临资源储量约束与开采成本攀升的压力，在资本开支受能源转型预期抑制的背景下，维持或扩大产能的成本亦在上升。这些因素共同作用，有望使得传统能源的边际成本曲线整体上移，为其中长期价格提供了坚实的底部支撑。
更为关键的是，地缘政治风险溢价正从短期扰动因素固化为传统能源定价模型中的常态化组成部分，深刻重塑其定价中枢。2026年以来的全球地缘政治格局呈现“多点爆发、连锁传导”的态势，从年初特朗普政府对委内瑞拉的定向军事干预与能源管控到当前中东美以伊冲突与霍尔木兹海峡航运受阻，种种地缘政治事件使得能源供应面临持续的不确定性，一定程度上重构了原油市场的供给预期与风险溢价。而这种风险溢价的“固化”意味着，在未来的均衡价格中，我们认为除商品属性对应的成本与供需价值外，还包含一个反映地缘政治不确定性的、相对稳定的溢价部分，使得价格中枢得以系统性抬升。
从供需结构再平衡的视角审视，资本开支周期、产能释放节奏与能源转型中的“结构性短缺”风险，共同构成了传统能源价格中枢上移的长期供需基本面。在需求侧，伊朗局势升级推高国际原油与天然气价格，虽然冲突之下导致油气需求被动后缩，但能源替代效应带动煤炭需求阶段性上升：一是部分国家在天然气供应紧张或价格上涨背景下，可能重新增加煤炭发电比重；二是油化工原料成本上升，煤化工盈利空间改善，带动化工用煤增加。在供给侧，传统能源上游资本开支受ESG约束及政策不确定性压制，增产弹性已大幅弱化。OPEC+的政策路径虽在2025年末转向暂停增产，但2026年3月，受中东地缘冲突导致霍尔木兹海峡运输几近中断的直接冲击，OPEC原油产量被动暴跌近790万桶/日，创有记录最大单月跌幅。这种“主动调控”与“被动中断”的叠加，使得供给侧的不稳定性远超市场预期。
更为重要的是，我们认为在能源转型进程中，传统能源并非被简单替代，而是与新能源发展深度绑定，扮演着“定锚”角色。旧能源体系的稳定性直接为新能源的扩张划定边界并提供安全垫，其供给越稳定，新能源的景气周期才可能越持久。这种“锚定”关系意味着，即便长期需求总量见顶，为支撑能源系统平稳过渡，传统能源仍需维持一定的产能冗余和供给弹性，而这部分保障性产能的成本和价值也将在价格中得到体现，加剧了特定时段或特定品种的“结构性短缺”风险。这一逻辑在近年全球能源市场的剧烈波动中已屡次得到印证。2021年我国所经历的“煤电之忧”，正是这一逻辑的现实注脚。彼时，尽管新能源装机占比持续提升，但在用电需求骤增与水力发电偏枯的背景下，煤电作为系统“锚点”的兜底属性被放大——以不足五成的装机占比承担了超六成的发电。然而，“十三五”煤炭去产能的影响同步显现，动力煤价格在供需错配中失控，秦皇岛5500大卡动力煤现货价一度在2021年10月飙升至2600元/吨的历史高位。同样，欧洲2022年的能源危机也揭示了这一悖论：在激进关停本土气田与煤电机组、将灵活性寄希望于俄气进口后，俄乌冲突、极端天气与激进式能源转型交织时，人们才发现为平稳过渡所必需的“备用产能”已被提前拆除。荷兰、波兰等国则选择暂时解除对燃煤发电的限制，以缓解供应危机；英国甚至批准建设30多年来首个地下深井煤矿，致使煤炭时隔7年重登英国的能源舞台。

能源危机与能源革命历来相伴相生，当前地缘冲突的持续升级正迫使全球能源转型从单纯的“增量替代”逻辑，转向统筹安全与脱碳的新阶段。参考中国能源报的报道，此次美以伊冲突触发的能源震荡，再次表明过度依赖地缘政治敏感地区的资源供应，一旦遭遇冲突、封锁等突发情况，便会陷入“断供危机”。尽管过去十余年间，全球主要国家纷纷推动能源转型，加大新能源发展力度，但2024年全球一次能源消费仍然以化石燃料为主，占比约86.7%（油33.6%煤27.9%气25.2%）；石油在交通、化工、航空等关键领域仍占据主导地位，尤其在重型运输、远洋航运、高温工业等领域，短期内尚无成熟、经济的零碳替代方案，新能源转型仍处于攻坚阶段。历史反复证明，历次能源危机都是能源革命的加速器。1973年石油禁运催生了核能的快速发展阶段，2022年俄乌冲突引爆了欧洲光伏与储能的爆发式增长，每一次“断供恐慌”都不同程度地推动着可再生能源的转型和增长。
经济性比较优势的持续扩大是新能源实现对传统能源替代的内在根本动力，当前技术成本的大幅下降与化石能源价格中枢上移共同作用，使得替代的经济性窗口期显著提前。从度电成本角度看，新能源在许多地区已形成显著成本优势。国际可再生能源署（IRENA）在2026年5月发布的《renewables:Theeconomicsoffirmsolarandwind》指出，在风光资源条件好的地区，2025年太阳能配储能的可靠成本已经降到每兆瓦时54-82美元之间，而在2020年这一成本还在每兆瓦时100美元以上。与此同时，中国新建煤电的成本在每兆瓦时70-85美元，全球新建天然气发电的成本更是超过每兆瓦时100美元。这意味着可再生能源加储能的方案，在阳光和风力充沛的地方，已经比化石燃料更便宜。而在风电配储能方面，成本竞争力同样明显。2025年，中国内蒙古的风电配储能可靠成本约为每兆瓦时59美元，巴西、德国和澳大利亚则在88-94美元之间。综合来看，2010年以来光伏发电总装机成本降约87%、陆上风电造价成本降约55%、电池储能系统成本降约93%。同时项目建设周期也在不断缩短，光伏、风电和储能的项目建设周期通常在获得许可和并网后的1-2年内就可以完成，在绝大多数市场中，远快于新建燃气电站。经济性优势持续兑现为规模：IRENA统计，2025年全球可再生能源装机容量达5149吉瓦，当年新增装机容量692吉瓦，创纪录新增15.5%，其中风电和太阳能合计占全年新增可再生能源的96.8%，可再生能源成为全球新增电力装机容量的绝对主力。
在交通领域，电动汽车的快速普及是替代进程的另一明证。据IEA统计，2020-2025年全球电动汽车销量占比不断提高，到2025年全球电动汽车销量达到2100万辆，同比增长超过20%，占全球新车销售的四分之一。成本端，据BNEF数据，锂离子电池包（Pack）均价自2013年以来降幅约80%-90%，有力支撑了终端渗透率的提升。与此同时，传统能源价格波动及潜在的中枢上移风险，进一步凸显了新能源成本优势。这一趋势正逐步映射到传统能源企业的业绩中，以中国石化为例，公司2025年归母净利润同比下滑36.8%。拆解来看，业绩承压主要来自三方面：一是国际油价中枢回落导致上游勘探开发利润收缩；二是化工品景气度低迷致化工板块出现较大经营亏损；三是境内成品油需求同比下滑约4.1%，其中新能源汽车保有量快速提升带来的出行能源替代是重要结构性诱因之一。我们认为，随着新能源经济性优势逐步确立，能源消费侧的替代逻辑正从早期的政策驱动加速向市场驱动切换，有望缩短全面平价乃至低价替代的周期。
随着新能源渗透率持续提升，仅靠短时储能已难以满足系统平衡需求，长时储能技术突破成为支撑未来高比例可再生能源系统的关键。新能源的随机性、间歇性和波动性对电网稳定性构成严峻挑战，储能需求正从短时功率支撑向长时能量调节深化。截至2025年底，全国已建成投运新型储能装机规模达到1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，与“十三五”末相比增长超40倍。平均储能时长2.58小时，相较于2024年底增加0.30小时。长时储能一般指可以实现持续4小时以上的充放电循环储能系统，主要包括抽水蓄能、压缩空气储能、熔盐储热、液流电池和氢储能等5种类型。截至目前，我国已出台多项政策，鼓励大容量长时储能技术规模化应用。国家能源局曾在《2025年能源工作指导意见》中提出，要强化新型储能等技术特别是长时储能技术创新攻关和前瞻性布局。在长时储能领域，锂离子电池凭借其产业链成熟度，正通过系统设计优化向更长时长演进。但随着多个百兆瓦级长时储能项目的相继投运，技术结构正逐步呈现多元化趋势，截至2025年底锂离子电池的累计装机占比较2024年同期小幅下降0.2pct。据国际通行经验和相关研究表明，新能源发电量在一个国家或地区能源结构中的占比超过20%以后，4h以上长时储能将成为刚需。新能源装机占比达到50%-80%时，储能时长需要达到10小时以上。当前我国风光新能源发电已达20%的门槛，后续新能源渗透率的快速提升，对长时储能的需求将进一步提升。我们认为未来不同长时储能技术将根据其各自的技术特性、成本结构和资源禀赋，在“容量型”应用场景中形成互补格局，共同构建起支撑能源系统安全稳定运行的长时间尺度储能屏障。
绿色燃料替代逐渐步入正题，对冲国际能源供应链风险的同时助力工业、航运、航空等领域实现深度脱碳。绿色燃料，主要涵盖绿色氢能、绿色甲醇、绿色氨、可持续航空燃料（SAF）以及电转液（PtL）燃料。与传统化石能源不同，这些绿色燃料具有低碳、可持续的特征，并且能直接应用于重工业、远洋航运、长途重载运输等难以电气化的领域。政策方面，2026年“绿色燃料”首次被写入政府工作报告，与氢能并列，成为“十五五”开局之年国家培育的新增长点。随后国家能源局召开绿色燃料产业专题座谈会，产业风向标意义尤为显著，亦体现了我国能源政策的战略思路转向——绿色燃料不仅仅是“补充能源”，而是要实现石油消费的替代与结构优化，其作用在于保障能源安全并降低碳排放。
产业方面，国内绿色燃料产业发展已有一定基础，相关氢氨醇项目正加速落地。据中国能源新闻网今年3月的文章，氢能促进会数据库显示，全国绿色甲醇项目共计247个（含联产），已披露产能合计6486.05万吨；全国绿氨项目共计122个（含联产），已披露产能合计2570.05万吨；全国SAF项目共计49个（含联产），产能合计近800万吨。从应用来看，绿色甲醇、生物柴油可替代部分交通领域燃油；绿氨适配工业、煤电掺烧、航运燃料需求；可持续航空燃料（SAF）已在部分航线试点，为航空领域替代积累经验。中电联预计，到2030年，我国绿氢需求每年约为240到430万吨，“绿氨+绿甲醇”年产量将超过5000万吨，全产业链产值将突破1万亿元。中国电力企业联合会秘书长郝英杰表示，到2030年，我国绿色燃料产业将从试点示范迈向规模化、多元化、高质量发展阶段。形成多品种协同发展、产业链自主可控、应用场景全面覆盖的发展格局，构建起“生产-储运-应用”全链条绿色发展体系。

2026年初至今，美以伊冲突升级导致霍尔木兹海峡持续封锁，引发市场对油气供给安全与运输安全的强烈担忧。地缘冲突推动市场逻辑从避险转向再通胀担忧，油价上涨推高通胀预期，并向下游产业链传导。在此背景下，保障能源自主可控成为政策与市场的共同焦点。地缘冲突引发的供应链冲击，使得市场资金更优先倾向于流向能够保障国内能源供给安全的领域，例如煤炭等传统能源板块直接受益于供给风险溢价。表面看，这一逻辑与“算电协同”对绿色、高效电力的追求看似存在张力，实则共同构成了当前能源体系“先立后破”过渡期的现实图景：一方面要大力发展新能源以支撑数字经济，另一方面必须夯实传统能源的保供基础以应对内外部风险。我们认为本次能源安全危机所引发的短期阵痛，恰恰成为加速这场深刻能源革命的最强催化剂，最终将导向一个更安全、更可持续的全球能源新体系。

电力行业正从传统防御型资产向“AI时代的确定性卖铲人”跃迁，在算力爆发与能源安全的双重叙事下有望开启价值重估。一方面，“算电协同”成为国家新基建工程后，AI数据中心的高能耗特性带来电力需求的指数级增长，不仅为火电、水电、核电等基荷电源打开了长期成长天花板，更确立了绿电乃至整个电力行业需求侧的刚性支撑；另一方面，电力定价机制改革深化，容量电价全面落地有效覆盖了固定成本，有助于熨平盈利波动进而增强盈利稳定性。此外，在全球地缘冲突加剧、能源博弈持续发酵的背景下，具备HALO属性的电力资产或成为对冲宏观不确定性的核心避险工具，其作为国家安全基石的战略价值有望被系统性重估。建议关注：
1）火电：面对燃料成本波动与电力供应稳定的行业核心痛点，煤电一体化企业通过内部煤炭资源对电力业务的稳定供应，有效对冲了市场煤价波动风险，同时保障了电力生产的稳定性和可控性。这一模式不仅响应了国家层面对于能源供应链自主可控的战略要求，也通过内部成本锁定与外部收入改善的双重路径，为企业的盈利确定性与业绩弹性提供了坚实基础，是当前形势下攻守兼备的优选。
1进攻：国内煤价受供给扰动整体预期向好，叠加冲突持续下全球煤油气价格存在一定程度的联动，有望支撑煤价中枢继续向上，从而稳定电价预期，为兼具煤、电资源的企业带来双重利好；近期南方高温前置、电力负荷创新高，国家气候中心预计今年夏秋季将有中等及以上强度厄尔尼诺事件，南方高温持续事件或偏长，利好火电发电量。
2防守：受益于2026年容量电价上调和辅助服务收益提升，火电企业有望从“电量依赖”转向“容量^+调节”的价值变现，增强盈利稳定性。同时一体化的商业模式成为红利属性孕育的摇篮，国电电力、淮河能源、华能蒙电等均发布25-27年分红规划。建议关注成长与分红兼备的【陕西能源】【华能蒙电】【淮河能源】。
2）核电：未来能源系统将愈加看重电力的“稳定”与“清洁”，核能凭借低碳密集、连续稳定、长期可控的综合优势，有望成为多国保障基荷电力、推进深度脱碳的战略性选择。自2019年核电重启以来，我国核电发展驶上“快车道”，连续四年每年核准机组都在10台以上，2024年达到11台机组，为历年之最。根据中国核能行业协会在《中国核能发展报告（2025）》中的预测，按当前的建设速度和节奏，2030年前我国在运核电装机规模将跃居世界第一；2040年我国核电装机需达到2亿千瓦，发电量占比约10%。聚焦到上市公司，根据各公司2025年报，展望2026-2030年，中国核电将有2、4、2、3、1台机组投运，而中国广核将有3、2、1、1、5台机组投运，长期成长动力充足。建议关注【中国核电】【中国广核】。
3）绿电：“算电协同”作为最具代表性的新质需求，正重塑绿电的商业逻辑。2026年5月8日，国家发展改革委、国家能源局、工业和信息化部、国家数据局联合印发《关于促进人工智能与能源双向赋能的行动方案》，标志着“算电协同”由前期试点探索进一步升级为跨部门统筹推进的产业政策主线。
展望未来，绿电企业有望享受政策的三重刺激：促消纳、稳电价及产业链延伸：1促消纳：算力中心用电强度高、负荷稳定，是未来最优质的电力消纳场景之一。全国新增算力基础设施有望带来较大绿电消纳增量需求，直接缓解风光项目长期面临的弃电压力，对西北高弃电率地区的绿电运营商尤为利好；2稳电价：绿电相对于煤电的价格劣势，核心症结在于消纳不稳定导致的隐性折价。本次政策明确支持数据中心与绿电项目签订长协直购合同，通过绿电直连机制锁定量价，使风光电站从“市场竞价”切换为“稳定长协”模式，电价下行压力有望实质性缓解，【甘肃能源】等区域性绿电运营商受益最为直接；3产业链衍伸：部分绿电运营商已率先跨界布局数据中心，从单纯的电力供应商向“电力^+算力”双轮驱动转型。金开新能依托存量风光资源开发源网荷储一体化算力园区，豫能控股依托省内电网资源与算力厂商开展合作，均在积极构建电力运营商向下游算力服务延伸的纵向一体化发展战略。
4）垃圾发电：政策推动算力与电力协同布局，垃圾发电mathbf+数据中心模式有望迎高速增长。根据国家发改委等四部门发布的《数据中心绿色低碳发展专项行动计划》，到2025年底，国家枢纽节点新建数据中心的绿电占比需超过80%，并要求将可再生能源利用方案纳入节能审查内容。随着政策壁垒的突破，绿电+数据中心的结合将成为必然趋势。垃圾焚烧发电具备供电稳定、绿电属性突出、余热可利用等特点，协同数据中心满足绿色、降低PUE、供电稳定等多重需求，实现“电-热-算”协同，有望提升项目整体效益，建议关注积极探索垃圾焚烧发电+数据中心的相关运营商【旺能环境】【军信股份】【圣元环保】。

在“双碳”目标引领下，绿色燃料凭借全生命周期降碳优势，成为交通领域深度脱碳、保障能源安全的关键方向。当前地缘冲突导致传统化石燃料供应受阻，直接刺激绿氢、绿氨、绿色甲醇等清洁燃料需求，航运、航空、重工等难以电气化领域的脱碳路线将不得不考虑提前落地，新能源应用场景将得到进一步拓宽。同时，中国2026年政府工作报告首次将“绿色燃料”与氢能并列作为新增长点，在地缘政治不稳定的背景下，绿色氢氨醇正成为我国新型能源体系的重要支柱和“新石油”。尽管IMO净零框架谈判暂缓，EUETS（TheEUEmissionsTradingSystem，欧盟碳排放权交易体系）等区域性强制政策基本锁定绿色甲醇的需求强确定性，市场仍呈现“供不应求”态势。随着全球甲醇船舶下水数量向百艘逼近，绿色甲醇供给规模成为行业短板，交易市场呈现出“少且贵”的现状。从来源看，绿色甲醇的供应仍依赖跨区域甚至跨国运输。现阶段，全球供应绿色甲醇的企业不足10家，如2023年马士基在中国、韩国、新加坡等地加注的绿色甲醇均依赖从北美等地供应。2025年开始，国内绿色甲醇逐渐实现中国本土的自主供应，但受制于产能原因，供应来源仍仅有3家。从加注价格看，参考世纪新能源网2025年10月发布发的文章，当前绿色甲醇市场价格远高于传统甲醇：2025年国内绿色甲醇价格区间在5900-7200元/吨，而传统甲醇价格约2245元/吨，绿色甲醇溢价超过2倍。此外，不同地区和应用场景价格存在差异，如上海港加注价格约7200元/吨，东北亚现货价约5946元/吨，部分港口加注价格曾超过10000元/吨。建议关注产能布局清晰或技术成熟度高的绿色甲醇供应商【佛燃能源】。
航空业脱碳的紧迫性已上升至全球战略高度，而可持续航空燃料（SAF）凭借其与现有基础设施的高度兼容性，成为中短期内实现航空业深度减排不可替代的优选方案。2010年，全球航空业在国际民用航空组织（ICAO）领导下设定了自2020年起行业实现二氧化碳排放零增长、到2050年排放降至2005年50%水平的目标。为推进目标实现，2016年ICAO第39届大会通过了国际航空碳抵消和减排计划（CORSIA），强制成员国自2027年起执行。在全球碳减排的大背景下，航空业由于近期难以通过电气化实现降碳，可持续航空燃料（SAF）成为减碳核心方案。SAF是一种以可再生资源或废弃物为原料制成的航空燃料，全生命周期减排效果显著，可与现有航空器和民航基础设施良好兼容，成为绿色燃料领域政策聚焦度最高、商业化进程最快的核心赛道。
SAF/UCO价格共振上行，下游景气向原料价值传导逻辑持续验证。UCO是制备SAF的原料之一，以其提炼生物燃料，既可为上游解决废弃油脂安全回收利用的问题，又可为下游提供环保安全的可再生资源，具有多重的环保效应和社会效应。近期中国可持续航煤SAF和餐厨废油UCO价格持续攀升并刷新阶段性高位，核心驱动力在于：国内供应趋紧，收油成本不断上移，以及海外市场询盘支撑带动。
我们认为UCO长期供需紧张格局明确，资源稀缺性溢价有望逐步体现。
供给端，理论潜力大，但规范收集量不足。餐厨废油来源包括地沟油、泔水油、潲水油、煎炸老油等多种类别途径，必须经过除杂、酯化、提纯精制等一系列处理工艺才能得到生物质燃料。2025年我国食用油消费量约4003万吨，对应理论废弃油脂总量约1200万吨，然而受限于收集体系、处理能力及非正规流向等因素，实际规范利用量仅约300万吨。需求端，政策驱动有望为上游UCO需求带来高增长。据我们测算，以欧盟ReFuelEU强制性掺混为例，2030/2035年SAF（不含合成燃料）需求量预计达264/825万吨，对应UCO需求约245/766万吨。聚焦国内市场，HEFA路线SAF产能释放在即，UCO需求缺口或扩大。目前我国SAF出口配额约120万吨，2026-2027年建设及规划HEFA路线SAF产能约373吨（不完全统计），假设在建及规划项目达到70%收率，则对应UCO需求合计约704万吨，已超当前国内实际供应能力。随着2026年更多SAF产能陆续投产及原料出口需求增加，产业链利润空间有望逐步向上游稀缺原料端传导。建议关注具备餐厨垃圾处置特许经营权的上游UCO供应商【朗坤科技】。

霍尔木兹海峡管制叠加生产设施损坏，卡塔尔的天然气与氦气供给受到“物流中断^+产能受损”的双重冲击。氦气作为天然气LNG伴生副产品，具有惰性、低沸点、热导率、超流等特性，是降温到4K以下的唯一介质，具有不可替代性，是低温、半导体、航天等产业的底层支撑气体。受卡塔尔3月起设施遭袭停产，俄罗斯4月宣布临时管制至2027年底（上述两国2025年产量占全球氦气42.5%、占中国进口量约99%）等因素影响，5月8日上海地区管束氦气主流分销商拿货价涨至430-470元/立方米，6月4日回调至180-200元/立方米，仍较2月下旬77-83元/立方米明显上浮。国际天然气价格在此前冲突爆发时冲高后又有所回调，主要原因为地缘风险预期反复以及4-5月时季节性需求转弱。展望后续，我们认为供给端隐忧已现，一方面卡塔尔LNG设施受损、霍尔木兹海峡受阻，全球LNG供应实质性收缩，另一方面美国LNG生产设施开启大规模检修季、澳大利亚深陷罢工难题，供应弹性明显减弱。当前欧盟天然气设施储存水平远低于五年均值，面临巨大补库压力，后续大概率与亚洲上演“抢气大战”；同时美国创纪录高温已推升发电用气需求。今年厄尔尼诺现象回归的概率极高，极端高温将刺激发电需求，需求攀升叠加供应紧张，有望进一步推升气价弹性。截至5月19日，东北亚LNG现货到岸价已连续四个交易日上涨，欧洲TTF现货价格涨幅亦达到10%。建议关注：


1）拥有灵活气源采购与贸易能力的燃气企业有望捕捉市场结构性机会，其将长协气源进行跨区域转口贸易，有望带来潜在的资源优化与套利空间，建议关注【深圳燃气】【新奥股份】【佛燃能源】等。
2）若霍尔木兹海峡航运持续受阻，全球LNG供应出现实质性缺口，国内气价有望联动，上游气源建议关注【首华燃气】【新天然气】。
3）具备BOG提氦产能的【九丰能源】（150万方/年）和【水发燃气】（20万方/年）：具备国产提氦与上游把控能力，成本相对固定、量价双击，天然气提氦自给能力使单位成本更可控，价格上移带动单位毛利扩大，盈利弹性可期。