2024年公用事业行业2025年投资策略：转型的“气”机

一、电力需求增长持续，关注气价回落的投资契机

（一）产业转型驱动电力弹性系数上移，预计电力需求增长仍将持续

对于用电需求，我们提出两条基本的逻辑：第一，电力消费弹性系数中枢上移 是当前产业结构转型的结果，预计短期不会逆转，支撑着电量的提升；第二， 用电量需求另一方面也还需GDP增速支撑，需要关注后续经济恢复情况。我们 从二产、三产、城乡居民用电等三个维度展开，论述电力弹性系数中枢上移的 驱动因素（一产用电占用电增量比重相对小）。 （1）二产：多年视角看，二产用电占用电量增量比重基本超60%，所以用电量 需求的持续性提升还是要关注二产用电。2010年来，二产用电提升分两轮，第 一轮发生在2016~2018年，伴随传统高耗能行业产能出清逐渐完成、工业用电 开始回升，拉动二产以及全口径电力弹性系数上移。

第二轮提升发生在2018年以后，伴随我国工业重心加速向高技术装备制造业倾 斜，电气、通信等行业用电量持续增长，并且拉动上游有色、化工等关键原材 料工业用电，并部分对冲了2022年以后因地产链低景气度导致的黑色、非金属 矿行业用电的下滑。从最新数据来看，2024年9月剔除电力、燃气及水的生产 和供应业外，通信、电气等贡献度较高，反映了我国工业向高技术装备制造业 转型的背景；而黑色金属冶炼及压延加工业、非金属矿物制品业表现略差。

（2）三产：2016年以后，三产用电占用电量增量比重在20~30%，电力消费弹 性系数本就较二产更高，所以我国总体产业重心向三产的转移亦会一定程度提 升我国电力弹性系数。2014年以后，我国三产GDP同比贡献率持续高于二产。 同时，2020年以来，在新一轮电气化影响下，我国三产电力弹性系数经历了一 轮明显的上移，核心驱动力考虑是：批零行业加速从传统零售迈向数字化运营、 互联网数据服务行业高增、充换电服务蓬勃发展等。 （3）城乡居民用电：除少数年份外，城乡居民用电量增速均高于全社会用电 量增速，但该部分用电并不贡献GDP，因而城乡居民用电占比的提升将直接提 升全社会电力弹性。

基于电力消费弹性系数变化视角，我们对用电需求进行预测，预计十五五期间 我国用电量增速仍将保持5%-6%。通过分析我们认为伴随电气化程度的提升， 我国电力消费弹性系数中枢逐步上移，参考中国银行研究院《中国经济金融展 望报告》及国家信息中心《中国经济社会发展的中长期目标、战略与路径》报 告，预计2026-2030年我国潜在经济增速在4.4%左右。2030年我国三产GDP增 长贡献率超过60%两个重要指标，对分产业GDP增长进行假设，其中二产增速 逐步降至0.8%、三产增速逐步增至6.8%；电力弹性系数方面，基于二产GDP 增速下降假设、预计高耗能行业重要性逐步减弱，因而二产电力消费弹性系数 呈下降趋势；三产伴随电气化程度提升等，假设电力消费弹性系数逐步提升， 最后各产业用电量增速=GDP增速x电力消费弹性系数得到。城乡居民用电量增 速假设逐步下降，从结果来看，预计十五五期间我国用电量增速基本能保持在 5.5%左右。

电力供给方长期来看，风光发电量快速提升下，火电占比持续下降但电量仍有望增 长。根据前述电力需求测算，参考近年用电量/发电量比例得到每年发电量总增速。 分电源装机而言，2024~2025年起来水修复、水电核电新增装机贡献增量、风光装 机加速建设、火电装机进入十四五末加速投产期（主要以煤电为主），2026~2030年 核电装机有望加速投产、风光新增装机增速逐步降低、火电装机投产显著下滑。 利用小时数方面，风光水核均保持相对稳定，火电中气电利用小时数考虑保持稳定， 则2025年我国风光发电量占比增至17.6%、2030年增至25.4%，实现快速增长；火 电发电量占比2030年降至54.9%，但同比增速基本能维持在正增长（来水季度偏丰 或为下降），计算煤电利用小时数由2023年的4685小时降至2030年的4412小时、降 幅为5.8%、对应年均降幅1%左右。

（二）看好 LNG 产能扩张，气价具备下行空间

回顾2024年，气价波动趋缓，仍有下行空间。年初天然气价格面临进一步下行压力； 2月底欧洲TTF价格反弹，主要系气温较预计偏低且美国自由港液化天然气公司发生 故障；4月起亚洲和美国部分地区的热浪，以及挪威、澳大利亚、美国供应中断，中 东地缘政治局势紧张，将三大指数价格进一步推高；截至11月22日，欧洲基准TTF 荷兰天然气期货收盘价14.35/美元/MMBtu，JKM日韩到岸综合价14.79/美元/MMBtu， NYMEX天然气期货收盘价3.12/美元/MMBtu，较年初分别+46.6%、+28.6%、+21.2%。 因此，当前LNG价格虽然较21、22年回稳，但仍存在阶段性波动，LNG市场处于紧 平衡状态，复盘历史气价变化原因，主要受产地供应变化、设施安全、气候导致的 需求变化、地缘政治等四大因素影响。 展望2025及以后，重视天然气价格回落的长期趋势及带来的投资契机。伴随全球液 化厂及LNG运输船的投产，并且结合海外政治等因素判断，预计2025年开始气价将 进入下行通道并且或可持续。我们认为：（1）天然气价格回落对工业用气需求的提 升，以及对非电煤的替代；（2）尽管居民端需求相对稳定，但预计气价回落可对价 差端形成贡献；（3）伴随国内燃机的持续投产，气价回落也或提升燃机发电量，亦 对能源结构形成一定程度改善。

俄乌冲突刺激LNG液化设施投资，2025-2030年全球LNG产能释放或已提前建设， 助力气价回落。根据IGU国际气体联盟报告，截至2023年全球LNG液化厂在运产能 482.5 MTPA（百万吨每年），在建产能58.8 MTPA，规划产能1046 MTPA（其中美 国363.9 MTPA、加拿大230.3 MTPA、俄罗斯157.4MTPA，非洲101.3 MTPA）。根 据在建和规划产能，IGU预测2025-2030年间全球LNG产能将大量释放，2029年末全 球LNG液化产能有望超过850MTPA。2025年开始LNG液化设施产能释放的部分原 因是俄乌冲突引发的21-22年市场动荡刺激额外的液化设施投资，各国政府更加重视 能源安全需求，近两年储备的产能逐步释放，增加液化天然气市场供应。

IEA国际能源署同样预测，在现有LNG产能折旧和在建LNG产能扩张下，2025年起 LNG产能将迅速扩张，直到2030年左右达峰。同时，IEA预测现有和在建的LNG出 口能力能满足到2040年的LNG预期需求，截至2024年中，在建的LNG出口能力中有 1/3尚未签约，这些额外的容量将在现货市场上提供给买方，对于亚洲部分价格敏感 的市场，将会增加LNG进口量以及价格下跌的可能。考虑特朗普上台对能源价格的 控制及美国的天然气禀赋，我们认为天然气价格回落将成为投资的核心驱动之一。

从气源供给来看，液化天然气贸易量增长开始领先于管道气量增长。近年来，管道 天然气贸易有所下滑，液化天然气贸易逐年增长，主要系地缘政治博弈影响。俄罗 斯供欧洲管道气量大幅减少，美国和中东加大对欧洲LNG的供应， 2023年美国成为 全球第一大LNG出口国。从管道天然气到液化天然气的转变，反映了全球天然气贸 易格局的深刻演变，地缘政治因素加速液化天然气的增长，LNG将成为未来能源供 应的重要趋势。

2018-2024年，美国、俄罗斯和中东成为全球大部分天然气供应的主要来源。从管道 天然气来看，美国和俄罗斯是主要的供应商，尤其是俄罗斯对欧洲、亚洲的管道天 然气供应占据重要地位；从液化天然气来看，主要来自美国、卡塔尔、澳大利亚等国 家，近年来美国超越卡塔尔和澳大利亚，成为全球第一大LNG出口国，主要系地缘 战争影响，欧洲加大了对液化天然气的需求，美国的液化天然气出口增加，一定程 度上优化了全球天然气供应格局，并加速了管道天然气贸易量转向液化天然气贸易 量的节奏。

2023年末我国LNG接收站年接收能力超过1.16亿吨/年，LNG进口量不断提升。2022 年中国取代日本，成为全球最大的LNG进口国，根据中国石油经济技术研究院数据， 截至2023年末我国已建成LNG接收站28座，接收能力超1.16亿吨每年。2024年5月， “玛可玛（MACOMA）”号LNG运输船顺利靠泊，国内大陆第29座接收站漳州LNG 接收站顺利投产，到2024年我国在运LNG接收站将达33座，总接卸能力1.63亿吨/年。 未来“十四五”、“十五五”期间，国内LNG接收站规模将继续扩展，亦对气价回落 有显著帮助。

伴随LNG接收站投产，LNG进口量和占比已持续提升。2023年国内LNG进口量960 亿立方米（同比+12%），根据彭博预测，到2030年我国全年进口气量将达到1510亿 方，较当前进口气量增加一半以上，2030年LNG进口量是管道天然气进口量的1.5倍。 2023年，我国国内天然气产量，LNG进口量、管道气进口量占比分别为58.6%、24.4%、 17.0%；到2030年，三者占比分别为55.0%、26.2%、18.8%。

当前市场煤气价格比五年前相对偏高，看好气价回落带动煤价下降。在全球液化天 然气价格下行的预期下，我们对各种能源历史价格进行比对，换算成单位百万英热 后，煤价和气价在2009年左右交汇，此后交错前行，具有一定联动性。用煤价/气价进行复盘，第一个阶段是2015年-2019年，煤气比大概稳定在1.5左右，煤炭和天然 气市场都相对平稳；第二个阶段是2020年以后，极端事件频发影响国家能源安全， 煤价和气价各自出现极值，煤气比波动区间变大，比值上限提高到2.0左右；其中在 21、22年煤价气价暴涨，以及23年气价大幅回落的情况下，煤气比出现低于1.0和高 于3.0的情况。当前市场煤气价格比五年前相对偏高，且煤价相对气价更高，比值在 2.0左右，看好中长期气价回落带动煤价下降降低整体用能水平。

（三）资本运作及电改仍将持续加速，持仓回落明显将塑造投资机会

2024年以来，我们关注到一轮电力资本运作的高潮，2025年仍值得关注。2024年上 半年电力股权融资主要集中于可转债、REITs及类REITs，7-8月社保对中国核电、国 投电力定增合计210亿元，大幅增强了市场信心，也激活了定增的链路，不完全统计 全年定增已有近10起。展望未来或进一步向IPO等融资方向进发。与此同时，五大六小等电力集团通过发行股份及配套募资的方式将未证券化资产整合至上市公司，提 升证券化率。展望2025年，伴随国企改革的加速，我们认为电力的资本运作仍将持 续进行，可作为一条主线进行观察，重点关注能够增厚上市公司EPS/BPS及优质资 产的整合（尤其是具备注入承诺节点的事件）。

央国企集团保有大额存量资产，资产重组、证券化空间充裕。根据各公司定期报告， 大型发电集团旗下拥有众多发电资产，注入上市公司的仅为其中部分，从总装机量 来看，截至2023年，国家电投、华电集团分别有62.6%、66.6%的未证券化装机，除 三峡集团未证券化装机占比仅12.1%，其余发电集团的未证券化装机均在30%左右； 分电源来看，截至2023年国家电投仍有76.7%的水电资产，华电集团保有81.6%的水 电资产和97.7%的新能源资产未注入上市公司，未来电力企业存在充裕的资源整合 空间。此外，目前国家电网旗下资产同样存在证券化可能。

从“系统的破壁”出发，改革持续进行中。电力系统改革看似纷繁复杂，但实际可 以轻松的用四句话来概括。（1）在能源转型和安全的背景下，绿电装机和发电量占 比势必提升；（2）由于绿电发电的不稳定性较强，需要火电等调节性电源发挥作用； （3）在此基础上，电网的输送能力需要增强，特高压和配电网建设势必加速；（4） 绿电短期来看盈利能力承压，因此长期的经济性需要保障。我们2023年8月发布电改 框架《系统的“破壁”》，就是为了描述上述问题和破局方案。我们认为一方面通过 短期发电成本的回落和长期的电价理顺，电力系统的“蛋糕”做大，然后通过电价和 市场化交易的改革是电力系统重回稳定。在此情境下，看好后续火电转型调节性电 源、电网建设加速、绿电装机提升。

我们仍继续看好电改的推进，2025年开始从政府定价的机制向市场化的机制转型。 我们此前提出用“电改金字塔”来理解电力体制改革的脉络，首先要明确不同电源 的各种价值、其次是通过全面的市场化推进、最终是电力恒等式。从节奏上来看，我 们观察到当前各类电价机制相继落地，金字塔的价格底座已经稳固。展望2025，我 们将看到辅助服务、环境价值和煤电联动等电价机制的完善，并将能够看到更多市 场化机制的落地，如现货、辅助服务等。从金字塔的顶端的电力恒等式来看（2026 年及以后），我们认为伴随绿电环境溢价的体现和各类辅助服务市场的落地推广， 最终现货市场将全面铺开，最终将形成电力的统一价格形态，充分反映发电价值、 环境价值、调节价值，甚至是更具体的时间错配和空间错配。

年初至今GFGY板块涨幅回落至11%，当前持仓回落明显将塑造投资机会。受市场 风格切换影响，三季度末公募基金对公用行业配置比例环比下降0.83pct至2.00%。 根据Wind，2024Q3公用事业公募基金配置占比为2.00%（板块市值占比3.37%）； 拆分板块来看，火电、水电、核电、燃气等板块公募持仓比例均环比回调，仅处估值 低位的绿电板块配比环比略有提升。年初至今GFGY板块涨幅由7月中旬的25.6%回 落至10.9%，我们认为公用板块的配置价值一方面是在于合理定价下，分红稳定提升 带来的股息率收益，另一方面是新型电力系统建设+公用事业化加速下对估值水平的 拉升。当前公用各板块基本面仍保持稳健发展，具备长久期、盈利稳定、又具备逐步 提升分红特质，所以我们亦继续主张低配下的投资机遇。

二、天然气量增价顺——关注进击的城燃

（一）气量：全国天然气消费恢复增长，国内城燃、工业气量稳增

气量端：2010年以来中国天然气产销量快速增长，未来十年仍保持较快增长。2010 年以来国内天然气消费量维持较快增长，十余年来国内天然气表观消费量CAGR为 10.4%，远超煤、石油等传统能源的消费增速，2023年全国天然气表观消费量3945.3 亿立方米，同比增长7.6%，天然气恢复稳定增长态势。根据中石油与中石化经济技 术研究院预测，中国天然气需求将在2040年前后达峰，峰值达6100亿立方米，较当 前仍有55%的增幅，占一次能源的比例将近13%；而后平稳下降，2060年维持约3700 亿方的需求规模。

1-10月天然气表观消费量同比+9.9%，LNG进口量同比+13.6%。根据中石油预测， 中国天然气需求将在2040年前后达峰，峰值达6100亿立方米，较当前仍有55%的增 幅。2023年天然气表观消费量达3945.3亿立方米（同比+7.6%），回归正增长。2024 年天然气供需关系将从紧平衡过渡至平衡相对宽松，24M1-10天然气表观消费量同 比增长9.9%，预计全年天然气消费量将接近4300亿方（同比增长约9%）。天然气需 求维持较快增长，加之国际天然气价格走低，LNG进口量显著提升，1-10月天然气 累计进口量同比+13.6%。

1-10月规上工业天然气产量2039亿立方米（同比+6.7%），产量增速不及消费量增 速。国家能源局预计2024年天然气产量2460亿立方米，1-10月全国规模以上天然气 产量2039亿方，同比增长6.7%。天然气产量增速低于消费量增速，主要系1-10月进 口天然气1523亿方（同比+13.6%），进口天然气一定程度上挤占全国性城燃公司的 市场，城燃公司的市场潜力有待进一步挖掘。

城市燃气和工业燃料占天然气消费的75%，城市燃气贡献主要的增量。从天然气消 费结构来看，18-23年城市燃气和工业燃料在天然气消费总量中的占比均在70%以上， 23年提升至75%，其中城市燃气占比33%，工业燃料占比42%，天然气发电占比17%。 清燃智库预计，到2025年我国城市燃气板块天然气消费量约为1675亿方，较2022年 提升超470亿方，三年复合增速为11.7%；工业燃气和发电板块消费量分别约为1733、 850亿方，三年复合增速为4.2%、11.1%。

分板块用气增速：2023年城市燃气消费量同比增长10%，主要系居民生活、采暖用 气稳定增长，公服商业、交通物流加快恢复，LNG重卡销量爆发式增长；工业燃料 用气较快恢复，同比增长8%，主要受工业生产提速、轻工、冶炼、机械等传统产业 持续向好，锂电池、光伏板等新动能成长壮大；天然气发电用气量同比增长7%，新 增气电装机超过1000万千瓦，总装机规模达1.3亿千瓦，气电顶峰保供能力显著增强。

细分板块用气增量：根据《中国能源统计年鉴》数据，近五年来，除2022年全国天 然气消费量增量为负，18-21年全国天然气消费增量分别为423.40、242.59、280.21、 433.07亿方。每年按新增消费量大小排序，靠前的五大行业分别是化学原料和化学 制品制造业（化工行业）、电力热力和生产供应业（天然气发电）、居民生活（城市 燃气）、非金属矿物制品业（工业燃料）、黑色金属冶炼和压延加工业（工业燃料）， 其余制造业和交通运输等行业也在近几年贡献较大的天然气消费增量。

我们根据全国天然气总消费增速以及城市燃气和工业燃料板块的增速预期，对国内 城燃公司工业气增量带来的利润弹性进行测算。假设某城燃公司每年的销气量规模 是350亿方左右，居民、工业、商业及其他板块的销气量占比分别是25%、55%、20%， 综合毛差在0.5元/方左右。给定工业气量占比区间以及工业气量增速区间，测算当工 业气占比55%、全年工业气量增速11.5%时，城燃公司的销气业务毛利润能增加8.7% 左右；若气量增速提升到15%，则毛利润增幅在11%左右，若考虑拓展下游用户，则 气量增幅空间会更大。

（二）气价：多地居民顺价落地，期待气价下行价差拉大

多地推动燃气价格理顺，期待顺价落地城燃盈利改善。2023年以来，国内天然气顺 价工作提速，伴随上半年国家发改委下发天然气上下游价格联动相关指导意见，国 内多地开启居民用气销售价格联动调整，理顺民用天然气价格和气源成本的关系。 多地用气端价格增幅在10%-20%左右，部分伴随20%的上浮空间，期待未来更多城 市逐步理顺燃气价格，城燃公司或也将迎来业绩提升。

根据各省市居民管道天然气销售价格上调的幅度，约在0.15-0.3元/方之间，对国内 城燃居民顺价带来的利润弹性进行测算。假设某城燃公司每年的销气量规模是350 亿方左右，居民、工业、商业及其他板块的销气量占比分别是25%、55%、20%，综 合毛差在0.5元/方左右。给定居民端顺价幅度为0.1-0.3元/方之间，测算当居民气占 比25%，居民端顺价幅度为0.2元/方时，城燃公司的销气业务毛利润能增加9.8%左 右。但若考虑除地方性城燃公司外，全国性城燃所覆盖区域较广，更多地级市并未 实现顺价，综合顺价幅度应低于已顺价地级市涨价幅度，若综合顺价幅度0.1元/方左 右，则销气业务毛利润能增加4.9%左右。

每年3-4月，“三桶油”（中石油、中石化、中海油）都会陆续发布年度管道气定价 方案，将影响下游供给端用户城燃企业的采购价格，其中中石油是中国最大的天然 气生产和销售商，在国内的供气量中占比约六成。2024年的合同定价方案相较之前 的变化是：（1）管制气中的居民气量和非居气量并轨，较门站基准价上浮18.5%， 对于非居气量占比较大的城燃公司管制气采购成本有所下降；（2）非采暖季的管制 气量供应比例进一步下调5%，非管制气量供应比例相应上调；（3）顺应LNG市场 价格趋势，非管制气价格上浮比例同比下调10%；（4）占比3%的浮动价格气量由挂钩东北亚LNG现货价格指标的JKM，改为与联动上海交易中心现货价格。 整体上，2024-2025年非采暖季中石油管道气定价方案同比持平，略有结构上的调整， 后续在LNG中长期价格下行的压力下，也伴随三桶油自身长协高购气价格合约逐步 到期，我们认为气价长期回落是大概率事件，关注城燃企业的盈利弹性、气电发电 量提升、天然气对煤替代加速。

（三）毛差修复盈利反弹，稳定高分红保障股息

燃气毛差修复业绩改善，顺价落地盈利将实现进一步增长。2023年以来，国内天然 气顺价工作提速，多地开启居民用气销售价格联动调整，理顺民用天然气价格和气 源成本的关系。多元化采购控制成本叠加顺价机制传导，城燃公司毛差改善业绩能 力逐渐恢复。统计7家燃气-A股上市公司业绩，燃气板块2024Q1-3实现归母净利润 74.10亿元（同比+7.7%），扣非归母净利润64.47亿元（同比+11.8%）。当前多数 燃气公司毛差修复，随着未来更多城市逐步理顺燃气价格，城燃公司或也将迎来业 绩的进一步提升。

全国性城燃公司销气量攀升，早期“跑马圈地”获得显著成效。五大城燃公司早期 在国内燃气市场“跑马圈地”，获得了大量优质城燃项目。其中，华润燃气的城燃项 目布局基本与我国天然气销气量区域分布一致。龙头城燃公司通过覆盖高需求区域， 能直接受益于天然气消费结构的增长趋势，销气量增速高于全国水平。2023年天然 气销售量合计1798.46亿方，占全国销气量的46%。市占率方面，昆仑能源由2018年 的7.8%提升至2023年的12.5%（位居第一），中国燃气由2018年的8.7%提升至2023 年的10.6%（位居第二），销气量增速较快且与全国表现消费量增速基本保持一致。

毛差方面，21、22年以前全国性城市燃气公司的综合毛差稳定在0.55-0.60元/方的区 间，其中中国燃气和新奥能源在18-20年的毛差相对偏高，昆仑能源相对其他城燃公 司三北地区用户更多，采购价格和销售价格都会偏低。而21-22年气源价格大幅上涨， 城燃公司成本压力下，下游居民用气顺价频率低且不及时，工商业疫情期间涨价困 难，导致毛差纷纷下滑，22年见底。2023年居民顺价逐步落实，疫情结束工商业恢 复增长，整体毛差提升至0.5元/方左右水平，但相较疫情前仍有差距。2024年上半 年城燃企业毛差提升2-4分左右。

拆分五家全国性城燃公司的收入和利润，收入结构方面，除中国燃气和新奥能源燃 气收入占比偏低，约占55~65%，其余三家公司的销气收入占比高达80%，其余业务 包括占比不到10%的接驳以及综合能源业务。中国燃气和新奥能源的燃气售气收入 占比较低，但分别有占比超20%的LPG销售和燃气批发业务。利润方面，燃气销售 的利润占比均在40%~60%左右，其次是利润率较高的接驳业务，利润占比超过营收， 且不同公司差异较大，剩余利润增量来自综能和LNG储运等。 对于城燃主业优势更明显（收入占比80%）的华润燃气、昆仑能源和港华智慧能源， 在当前工商业量增和居民价顺的逻辑下，华润燃气由于居民气量占比最高（约24%） 更看好顺价带来的利润弹性；昆仑能源在近70%的工商业气量下，看好量增方面的 利润弹性。除主营业务外，当前接驳和综能业务的利润占比较高，综合能源和增值 服务的发展能抵消部分接驳下滑带来的影响，期待“1+N”的模式稳定城燃盈利结构。

看好燃气分红能力提升，公用事业化也将加速。无论是全国性燃气公司还是地区性 燃气公司，整体分红比例都呈现提升态势，如中国燃气2023年分红率84.7%，蓝天燃气提升至97%，华润、昆仑及区域燃气公司分红率多为40-50%，看好城燃分红率 的提升，基于燃气盈利较为稳定的特征，关注城燃公用事业化进程。

三、火电：发电及调节需求并行，关注公用事业化进程

关注煤电从发电向调节转型，看好从度电发电利润向单位装机综合利润的转型。伴 随火电更多发挥调节电源的价值，我们认为煤电将在过去的发电利用小时基础上再 增加一部分调节利用小时，而盈利模式也将从观测度电利润走向单位装机综合利润， 整体稳定性提升。对于发电利用小时，我们认为2025年上半年大概率提升，电量电 价方面，目前仍未走出纠结，我们强烈建议弱化短期博弈，更多关注供需和格局以及 煤价平稳的三因子占有的省份。对于调节利用小时，关注容量电价的抬升和绿电增 长带动的辅助服务需求提升。总体来看，火电公司已经保持两年左右的单季度盈利 稳定，若2025年还能保持，则公用事业化将得到实现。

伴随煤电电价机制趋于合理，电价重心将从度电电量电价转向单位装机综合电价， 利润重心从度电盈利转向单位装机综合利润。2024年内容量电价执行充分、煤价相 对平稳，当前火电盈利波动性已大幅降低。展望后续，2024年2月辅助服务政策出台 期待各地区出台细则（当前湖南、云南、河南已发征求意见稿），我们认为，伴随火 电逐步转型调节电源以及容量电价、辅助服务等机制的推进，火电的电价重心将从 度电电量电价转向单位装机综合电价（如容量电价仅挂钩装机规模、辅助服务挂钩 绿电装机对应的调节需求），利润重心将从度电盈利转向单位装机综合利润，火电的 中枢ROE将超过10%，稳定性大幅增强。

（一）发电价值：关注长期供需紧张省份，弱化电量电价博弈

发电部分建议关注供需及格局等，弱化短期博弈。当前火电发电及调节价值并行， 建议可拆分为发电利用小时及调节利用小时两部分理解。对于发电利用小时，我们 认为2025年上半年大概率提升；发电部分对应的电量电价方面，我们在2024年11月 发布的报告《电价研究框架：燃煤电量电价三因子模型》中，对长协燃煤电量电价提 出聚焦煤价平稳、供需紧张、格局占优三因子，并对市场关注度较高的长三角及广 东、山东六地区进行深度案例分析。我们测算，2025年安徽、江苏、浙江、上海四 地电力供需及竞争格局均相对占优，山东竞争格局因子占优，广东未来电力需求有 望高增。综上，我们认为无需对电量电价签订过于悲观，适度减少博弈。

本节我们主要对全国31个省市区进行横向回顾对比分析，聚焦发电边际变化（十四 五期间火电利用小时数、火电电量占比）及绝对占比（最新火电电量占比）三个方 面，对全国进行分省市区分析。建议核心关注跟踪三方面均相对占优的长三角地区 （安徽、浙江、江苏、上海），以及二、三占优的北京（火电电量占比下滑少、当前 占比仍较高），一、三占优的河南（火电利用小时数坚挺、当前火电占比高）。具体 分析如下： 角度1:关注火电利用小时数下滑较少的非水电大省，如安徽及江浙沪等。火电利用 小时数主要用以刻画火电装机的产能利用率，在电价机制理顺后，高利用小时数往 往有望支撑火电电价处于较高水平，进而获取电量部分的盈利。我们采用【各省火 电利用小时数同比 - 全国火电利用小时数同比】这一指标来对十四五期间各省火电 利用小时数进行排名，以找出火电利用小时数相对坚挺的省份。具体而言，各省火 电利用小时数排名的测度方法如下：第一，我们梳理出全国及分省份的火电利用小 时数；第二，我们计算出年度同比增速，并每年按照【各省同比-全国同比】进行排 序；第三，按照十四五期间（2021~2023、24Q1~3）各省每年的排位取算术平均值， 得到十四五期间各省火电利用小时数同比跑赢全国增速的最终排序。 结果体现两个可以跟踪的思路：第一，西南传统水电大省因主力电源为水电、因而 火电利用小时数波动较小、在下滑维度横向对比来看排名靠前，其中重庆、四川、云 南等省分列前三；第二，传统用电大省排名依然靠前，其中安徽、浙江、上海、江 苏、河南分别居第四、第五、第六、第八、第九名。

角度2：关注火电电量占比下滑较小的非水电地区，如浙江、北京、广东等。未来 统一电力市场的构建或将加速各类电源的入市，其中省内电力市场是起基础性作用 的，所以本省的电量结构会对电价博弈产生影响（各电源成本不一，其中火电边际 成本较高）。因此我们考虑十四五期间火电电量占比下滑较小的省份、有望对火电 电量电价形成较小的下行压力。我们按【2024年1~10月火电占比 - 2020年全年火 电占比】来测度各省十四五期间火电电量占比的变动，并按高低形成各省火电占比 变化排名（占比若为提升则排名靠前）。 结果同样指向西南水电送出省份及传统用电大省，具体而言：重庆、四川、贵州、 云南等水电大省火电电量占比提升排名为第一梯队，分列第一、第三、第四、第 六，考虑主要为2020年来水丰润、而近年来水偏枯，导致十四五期间火电电量在水 电大省占比显著提升；浙江、北京、广东等地区火电电量占比提升排名则为第二梯 队，分列第七、第八、第十名。

角度3：关注最新火电电量占比较高的省份。角度1及2从边际上探讨了各省火电利 用小时数及占比的韧性，角度3则从绝对量出发考虑当前火电占比更高的省份（火 电成本最高、有望对电价形成支撑）。我们用【各省2024年1~10月火电电量占 比】来表征各省最新的火电占比，并按高低形成各省火电电量占比的排名。结果上 看，传统用电大省排名居前，其中上海、安徽、山东、河南、江苏分列第二、第 四、第七、第八、第十；同时，北京、天津火电占比亦较为突出（但体量相对较 低）。

（二）调节价值：与发电无关，贡献单位装机综合利润

调节价值与发电利用小时无关，而与装机价值及“调节利用小时”相关，是单位装 机综合辅助服务利润的概念。我们之所以构造调节利用小时的指标，正是因为有越 来越多的收入来源与发电无关，如容量电价挂钩装机、辅助服务挂钩调节需求（绿 电装机）。也正是由于上述变化的发生，我们发现在火电季度利润波动率下降的过 程中，一方面是电量电价反映用煤成本变化，另一方面利润贡献的主体也开始转移 到调节价值上。

从调节角度来看，综合边际变化（十四五期间新能源电量占比提升速度）及绝对占 比（最新能源电量占比）两个因素，建议关注青海、吉林、甘肃、黑龙江、河北、山 东等地调节需求。具体分析如下： 角度1：关注新能源电量占比快速提升省份的调节需求。风电、光伏等新能源发电量 占比的提升会对电力系统产生较大的调节需求，或将加速该省辅助服务细则的落地 和执行，加快火电向调节电源转型、弱化盈利波动。我们按照十四五期间各省风电+ 光伏占比变动【2024年1~10月风电+光伏发电占比 - 2020年1~12月风电+光伏发电 占比】来测度各省绿电调节需求的成长性，并按高低形成各省新能源电量占比提升 的排名。

结果上看，三北地区新能源发电占比提升较快，风光大基地建设下调峰火电将持续 受益，其中青海、吉林、黑龙江、甘肃分列前四。同时，十四五期间山东风电+光伏 占比提升约8pct（居全国第十位）。近年山东新能源发电发展迅猛，叠加外电入鲁战 略不断引入省外清洁能源，或对本省的火电灵活性提出更高要求，且山东电力现货 市场已经转正，本省火电可期待由电力现货市场交易中获取部分调峰收益。

角度2：关注当前新能源占比已经较高省份的调节需求。我们用【各省2024年1~10 月风电+光伏电量占比】来表征各省最新的新能源发电占比，并按高低形成各省新能 源电量占比的排名。结果上看，三北地区省份排名依然居前。其中青海、甘肃、吉 林、黑龙江、宁夏等省分列前五。逻辑主线仍旧指向风光大基地建设对调峰火电形 成的需求，尤其关注风光火储一体化发展项目。

（三）发电向调节转型中利润趋稳，火电的公用事业化即将发生

当前火电公司单季盈利已趋于稳定，看好火电单位装机综合利润稳定、加速公用事 业化的新时代。年初至今受益于煤价相对平稳，容量电价稳定执行等影响，火电公 司业绩波动性已大幅降低，火电盈利趋于稳定正在逐步验证。我们预计在盈利改善叠加电价机制逐步合理的推进下，火电利润重心将从度电盈利转向单位装机综合利 润。短期通过高ROE修复净资产，长期可展望分红、公用事业化估值提升。

四、绿电：期待困境反转，关注政策进程

（一）绿电六大困境仍待解决，期待盈利回升估值修复

若电力系统改革推进则绿电的商业模型有望得到完善，期待绿电盈利回升估值修复。 我们认为绿电从当前情况来看尚存在六大困境：（1）保障利用小时持续回落，引发 消纳忧虑；（2）非保障利用小时部分的市场化竞争报价，消纳进一步承压；（3）现 货市场部分电价承压；（4）配储成本；（5）补贴发放；（6）风机组件等造价。尽 管当前风机组件价格有所回落，火电的辅助服务电价预计也将缓解配储成本，但绿 电的商业模型仍未显著改善。我们认为电力系统的改革逐步推进，通过环境溢价以 及市场化交易等，从长期来看，将会显著的改善绿电的六大困境，赋予绿电稳定的 盈利模型。

期待装机加速、消纳问题解决、电价理顺，绿电业绩增速回正，估值修复可期。复 盘过去几年绿电的估值与业绩数据，我们发现绿电的估值提升恰好发生于利润高增 及 ROE 的高点，伴随绿电装机增速的回落和 ROE 的回落（2024 年或成为增速转 负的一年），我们关注到绿电的 PB 中枢逐步回归至 2021 年水平，我们认为绿电的 估值体系也从偏成长的 PEG 走向偏价值的 PB-ROE 定价体系。因此，聚焦于上述 六个困境的 ROE 指标将成为决定绿电走向的因素，也都基本挂靠政策。因此，我们 可以适度关注绿电的政策端变化：如补贴、市场化交易、环境价值等，或催化绿电困 境反转，像各个电源行业一样，伴随 ROE 改善、投资回落、分红提升，也走向公用 事业化之路。

（二）上市公司绿电补贴余额超 1500 亿元，期待国补回流提升资产质量

截至2023年末上市公司可再生能源电价补贴余额超1500亿元，与应收账款规模匹配。 从绿电公司补贴情况来看，我们统计了A/H股共15家新能源运营商应收账款和可再 生能源补贴情况，从2023年的数据来看，应收账款和可再生能源电价补贴款基本匹 配，大致可由历史应收账款推算可再生能源补贴余额变化。截至2023年末，15家主 流绿电公司的应收账款余额为1644亿元，这一规模在2021年国补取消后增速放缓， 其中龙源电力（353亿元）、太阳能（106亿元）以及港股的大唐新能源（168亿元）、 京能清洁能源（99亿元）补贴金额靠前，其中龙源的待收回补贴占上市公司的40% 以上。（统计A/H股主流绿电公司共15家）

若补贴政策有所进展，关注对存量补贴计提减值较大的公司。进一步，将各公司的 补贴余额和营业收入、归母净利润、总资产、净资产、减值做对比：（1）15家公司 当中的9家当前未收回补贴均与公司营收规模相当或是公司营收规模的1-2倍，多数 公司现有补贴是每年净利润规模3-5倍；（2）资产方面，多数公司未收回补贴占净资 产的40%-50%；（3）当前绿电公司减值风险较小，累计信用减值占补贴的比例小于 5%，应收账款坏账准备占补贴比例小于10%，相对减值较多的是浙江新能、晶科科 技、新天绿能等。 综上，当前可再生能源补贴余额规模仍较大，在绿电公司资产体量中占比较高，但 减值风险较小。从ROE角度分析，绿电补贴这部分应收账款作为ROE的分母并未产 生实际收益，且仍存在减值等风险影响收益，后续若补贴回款能减少分母提升绿电 ROE并带来利润弹性。

（三）强化绿电消纳+碳关税实施，绿电环境溢价有望提升

政策促进绿电消纳，绿电环境价值提升。伴随新能源发电量占比持续提升，针对新能源消纳问题的政策陆续出台，2024年出台的可再生能源消纳目标，一方面继续提 升各省绿电消纳比例，同时新设电解铝行业进行绿电消纳考核指标，并以绿证消费 量作为衡量标准。国家能源局也推动可再生能源建档立卡、实现绿证全面覆盖。政 策指向挖掘绿电的环境价值，并引导消费侧提升绿电需求。

绿证核发全覆盖，绿证交易快速增长。截至2024年10月底，全国累计核发绿证35.51 亿个。其中，风电13.23亿个，占37.25%；太阳能发电6.81亿个，占19.18%；常规 水电12.77亿个，占35.97%；生物质发电2.64亿个，占7.44%；其他可再生能源发电 567万个，占0.16%。1-10月，全国累计交易绿证3.84亿个（其中随绿电交易绿证1.95 亿个），绿证交易量占核发量10.81%，相当于3840亿千瓦时绿电，而据中电联统计， 2023年全国绿电(绿证)交易总量为1059亿千瓦时，2024年绿证交易量大幅增长。 在绿证交易量大增的同时，绿证均价短期受经济影响呈现下跌趋势。在国网区域， 2022年交易绿证145万张，交易均价28.10元/张；2023年交易绿证2364万张，交易 均价19.22元/张；2024年截至6月交易绿证5700万张，交易均价9.6元/张。中国绿色 电力证书交易平台数据显示，2024年11月25日-12月2日，绿证交易均值最低0.24元/张，最高16.55元/张，挂牌绿证价格差异极大，期待后续价格提升。

CBAM通过加征进口商品碳关税来保护本土企业竞争力。由于欧盟对严格管控碳排 放，本地高耗能企业需要支付较高碳排放费用，在国际市场上竞争力减弱，因此，欧 盟通过征收碳关税来消除进口产品和欧盟内部产品的碳排放定价差异。2023年8月 17日，欧盟正式公布了碳边境调节机制（Carbon Border Adjustment Mechanism， 简称“CBAM”）过渡期实施细则，2023年10月起正式进入过渡期，2026年开始正式 实施。

CBAM政策主要针对较高碳排放行业，目前覆盖钢铁、铝、水泥、化肥、电力和氢六大行业，未来将继续扩大。对于我国来说，欧盟碳关税的压力大部分局限于钢铁和 铝的生产和加工，我国的水泥、化肥和氢对欧盟出口很少，电力出口为零。在过渡 期，企业仅需申报产品的进口量及产品碳排放，无需缴费，正式实施之后，企业需要 报告每年进口产品的碳排放数据，还需缴纳对应的碳排放费用。CBAM碳关税费用= 产品碳含量 X 碳价差=（进口产品碳排放量-欧盟同类产品获得的免费碳排放额）X （欧盟的碳价-出口国的碳价）。产品碳排放量包括直接排放和间接排放，过渡期两 者均需申报，在正式征收期，钢铁、铝和氢只需声明直接排放，而水泥、化肥和电力 需申报直接和间接排放，因此测算中我们仅考虑直接排放。目前我国碳价远低于欧 盟碳价，因此可抵扣碳价较少。以我国2023年对欧盟出口钢铁、铝产品量为参考进 行测算：不同公司之间碳排放强度差异较大，我们取行业平均碳排放强度；碳价有 所波动，以欧盟碳价70欧元、中国碳价102元计算；在不考虑免费碳排放额的情况下， 钢铁和铝两种产品将征收60.85亿元碳关税，以2023年钢铁和铝产品出口额为基准， 对应税率分别为4.5%、2.7%。欧盟CBAM如今只纳入六个行业，且仅考虑直接排放， 未来行业将继续扩大，则绿电的环境价值将逐渐凸显。

五、水电核电：投产高峰临近，资本运作加速

联合调度效益释放，机组投运与注入整合、成本下降释放利润，利率回落提升水核 估值。两河口今年首次蓄满，雅砻三大水库蓄能同比偏高40亿度，联合调度增发雅 砻江、长江电力电量值得期待。2025年，澜沧江、大渡河、金沙江等流域及中核机 组投产、广核机组投产并注入、远达环保和电投产融两家资产整合落地、中国铀业 的上市预计将逐步点燃水核的投资热情。伴随国债收益率的回落，水核的估值也将 提升。

（一）水电核电迎来投产高峰，资本运作加速或催化行情

2025年开始，水电再次进入一轮投产高峰期。澜沧江托巴电站（装机140万千瓦，华 能水电持股100%）已于2024年6月投产首台机组，2025年全面贡献利润；大渡河双 江口（装机200万千瓦）、金川（装机86万千瓦）、沙坪一级（装机30万千瓦）、枕 头坝二级（装机36万千瓦）（以上四座电站由国能大渡河公司控股）、硬梁包（装 机111.6万千瓦，华能水电控股）将于2025年开始陆续投产；金沙江中游银江水电站 （39万千瓦，川投能源控股）计划2025年投产；黄河羊曲水电站（120万千瓦，黄河 水电控股）已于2024年11月投产2台机组，最后一台即将投产；国投电力印尼巴塘电 站计划于2025年投产，该电站为BOT项目，装机51万千瓦。

核电机组有序投产，装机成长确定性强。截至2023年底中国核能行业协会披露我国 核电在运55台核电机组，装机容量57.03GW，2024年防城港#4投产，在运装机容量 提升至58.22GW，国常会2024年8月19日一次性核准11台机组，目前在建29台机组、 核准19台机组，受十三五期间核电核准停滞影响，十四五前期为核电机组投产低谷 时期，核准重启后在建及核准机组将在2024-2030年陆续投运，2027年将迎来核电 投产高峰期。

行业资本运作加速，多家水电核电定增、国电投水电核电重组上市、中核铀业拟IPO。 2024年，华能水电拟定增募资60亿元建设水电站，国投电力、中国核电拟向社保定 增募资建设水电、核电，国电投旗下水电、核电资产分别注入远达环保、电投产融， 四川省开启资产整合，拟将四川省投资集团有限责任公司与四川省能源投资集团有 限责任公司进行战略重组，或将开启四川省资产整合序幕。中核集团旗下中国铀业 拟IPO上市，提高核电产业链资产证券化程度，广核核电资产未来也有望注入。

中核集团旗下中国铀业拟IPO上市，提高核电产业链资产证券化程度。中国铀业控股 股东中核铀业，持有中国铀业65.77%股权，是中核集团全资子公司，中核集团通过 中核铀业、中国核电、中国原子能、核化冶院、中核大地和旭核基金合计间接控制中 国铀业79.48%股权。中国铀业主要从事天然铀和放射性共伴生矿产资源综合利用业 务，天然铀产品销售主要面向核电领域，并满足国防建设需求。核工业产业链本身 具有集中度高的特点，中核集团是国内唯一拥有完整核燃料循环产业的集团，对天 然铀产品需求较大，中国核电是中国铀业的主要客户，中国铀业的IPO将提高中核集 团核电产业链资产证券化程度。

（二）高蓄能优势延续，电量提升可期

9月份开始来水转枯，但大部分电站蓄水良好。根据各省区水文网站，水位方面，截 至11月下旬，金沙江下游-长江流域除三峡电站外，其余电站水位同比偏高。雅砻江 流域三季度蓄水完毕，两河口电站首次蓄满至2865米，锦屏一级和二滩电站11月24 日水位分别位于94%/97%的分位。龙滩电站当前位于77%蓄水位；清江水布垭电站 7月后水位同比偏低；大渡河流域猴子岩和瀑布沟电站11月24日水位分别位于 97%/97%的分位。

截至2024年10月末，测算长江电力六座电站蓄能共计309.68亿度，23年同期为 335.63亿度（同比-25.95亿度/同比-7.7%）。乌白电站注入后，长江流域开启六库联 调，根据测算数据，长江电力3月、6月末同比23年仍具有蓄能优势，由于主汛期泄 洪时间长、汛期后半段来水转枯，影响了汛末的蓄水，导致10月末蓄能同比偏低， 10月长江电力增加蓄能51.30亿度，截至10月末长江电力累计蓄能308.98亿度，相比 去年同期减少26.65亿度。

雅砻江调节性较强的主要是三大电站，两河口、锦屏一级和二滩，在计算蓄能时基 本我们暂时仅考虑这三大调节电站。截至2024年10月末，测算雅砻江水电三大调节 电站可调蓄水量共计140.64亿m³（死水位以上的水量），23年同期为118.94亿m（同³ 比+21.70亿m³/同比+18.2%）。雅砻江水电三大电站10月末蓄能共计279.18亿度， 23年同期为239.05亿度（同比+40.14亿度/同比+16.8%）。 雅砻江今年以来谨慎放水，且持续具备蓄能优势。三季度，雅砻江水电累计增加蓄 能111.42亿度，相比去年同期减少59.33亿度，但截至10月末较去年同期蓄能仍偏高 40.14亿度，当前三大电站接近蓄满状态，且两河口电站今年实现首次蓄满，保障枯 水期发电量，2025年调节能力将充分体现。

雅砻江提前蓄水增益，10月底长电全流域蓄能同比偏高12.36亿度。我们在《水电 系列深度报告（三）：蓄能——水库的电量库存：波动的水文中的确定性》中提出 蓄能和全流域蓄能的计算方法，目前长江电力六座电站的蓄能同比略有偏低，但从 全流域的角度来看，雅砻江蓄水极好，枯水期放水发电时也将增加长江电力发电 量。截至2024年10月底，测算乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝、三峡、葛洲坝 全流域蓄能分别为67.13、147.10、163.62、91.41、142.55、31.62亿千瓦时，合计643.44亿千瓦时，同比偏高12.36亿千瓦时（同比+2.0%），主要由雅砻江蓄水 贡献，将缓解长江电力自身蓄水不足的影响。

电价表现不一，总体保持稳定。第三季度，长江电力高电价金下电站发电量增幅更 大，电价小幅提升；华能水电通过丰枯调节及省内电价提升实现电价增长；雅砻江 因去年同期电价基数较高、今年电量结构变化导致三季度电价下降，但降幅较小； 川投能源因光伏电价下降导致整体电价下滑，黔源电力电价稳定。整体来看，水电 电价低于其他各电源，安全垫较厚，电价整体呈上升趋势，在供需偏紧的情况下电 价更容易提升。但西电东送电站部分电量受落地端市场电价影响有所波动，若2025 年电价下行、水电电价也会有所下滑。

（三）成本下行趋势确定，高分红保障收益

偿还贷款、置换债务、水电板块财务费用降幅显著，且未来仍有下降潜力。2024Q1- 3水电板块财务费用同比下降17亿元（同比-10.2%），各家公司财务费用均有所降低。 各公司目前均处于稳定运营期，偿还到期负债、用低利率贷款置换均能降低财务费 用，长江电力前三季度财务费用同比下降10.4%、川投能源同比降低26.7%，未来仍 有下降空间，华能水电逐渐有电站投产，财务费用降幅较小。

长期稳定的利润和现金流，是水电公司分红的保障。水电站运行期可达百年之久， 我国第一座水电站石龙坝于1912年建成，至今仍在发电，长江电力更拥有长江水资 源的永久使用权，不存在水电站到期收回的担忧。从水电的经营模式来看，其主要 成本是折旧，其余水资源费、库区基金、维修和人工等成本变化极小，因此利润仅随 来水波动，高额折旧的存在使水电现金流远高于利润，为水电公司的分红提供保障。

分红意愿强，大型水电公司十四五期间承诺高分红。水电公司由于现金流稳定充裕， 资本开支小，常年保持50%以上高分红率，2023年桂冠电力分红率达129%，体现了 水电公司的分红能力和分红意愿，长江电力也保持分红总额稳定提升，超过公司承 诺十四五期间每年不低于70%的分红率。其余水电公司也有不同程度的分红承诺， 国投电力上调分红承诺2024-2026年不低于当年可供分配利润的55%，华能水电承 诺2024-2026年分红不低于当年可供分配利润的50%，川投能源承诺2023-2025年每 股分红不低于0.4元。

参考海外公用事业公司在利率下降周期中的股息率变化。南方电力是美国公用事业 龙头公司，连续30年以上稳定分红，绝大多数时间股息率高于美债收益率。从长期 来看，1990年至今，美国国债收益率从8%以下降至如今4%以下，长期利率的中枢 是下降的，两家公司的股息率也随之呈下降趋势，因此利率的长期变化趋势会影响 到公用事业股的估值，目前我国利率水平持续下降，最新十年期国债收益率仅2.0%， 较年初降幅超50BP，有利于提高公用事业估值。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）