2024年公用事业行业2025年年度策略：电动化、尖峰化、市场化，寻找稀缺电力容量与显著边际变化

电动化尖峰化促电力容量稀缺，并购重组活力激发，电改深化

2024年行情复盘：核心红利资产，价值成长两端布局 。 核心红利资产超额明显。2024年前7个月，市场红利风格占优，叠加板块良好基本面，包括核电（新核准11台 、老机组恢复、新机组投运），水电（24H1来水显著恢复），火电（23Q4开始迎来业绩大幅恢复，部分地区 24年年度长协电价超预期等），公用事业板块超额明显。截至2024/7/31，公用事业年内上涨12%，显著跑赢 上证综指（-1%），其中中国核电（+61%）、水电（+31%）、火电（+15%）。 风格切换，绿电随市场反弹。2024年8月开始市场整体偏弱，红利资产开始补跌，核心水电、核电公司股价表 现相对较为稳健。9月市场风格切换明显，公用板块整体跑输市场，风光绿电随市场反弹表现较好。

ROE提升估值性价比显著。截至2024/12/6，公用事业板块PB2.1，位于3年25%分位，5年35%分位，10年27% 分位。2021年以来板块ROE持续提升，资产质量持续向好，估值性价比显著，布局优质资产迎价值重估。 2025年行业层面我们关注三条线索： 1）电动化+尖峰化促电力容量稀缺：预计尖峰负荷缺电现象或更加常态化，2024年电力供需偏紧张，25-26年预 计维持加剧，关注尖峰负荷下支撑电源价值体现。同时，区域供需更加值得关注，优质区域需求旺盛有成长， 供需偏紧电价有支持，区域电厂或电力平台公司基本面更为强劲。 2）并购重组活力激发：并购重组政策接连出台，激发市场活力，央国企逐步开始整合优质电力资产，增强业务 核心竞争力，优质资产价值重估。地方能源集团战略重组加速。 3）电力体制改革深化：深化电改贯穿新型电力系统转型全过程，全国电力市场加速建设，电价新机制持续出台 ，在政策与电力市场驱动推进下，电源将依托自身特点，迎来定位与模式的转变，价值重估。

区域供需更加值得关注。我们通过1）发电量增速VS用电量增速；2）剔除新能源外的累计装机容量增速VS用 电量增速，2个角度研究区域电力供需。图中，蓝色实线以下的区域电力供需紧张，其中距离蓝色实线垂直 距离越远的点，代表该区域电力供需越紧。我们发现江苏、浙江、安徽、山东、上海等区域电力供需更偏紧 张。优质区域需求旺盛有成长，供需偏紧电价有支持，区域电厂或电力平台公司基本面更为强劲。

火电：顶峰发电价值稀缺，关注区域需求与电价α

火电有望受益电量的边际提升。电力消纳有 可再生能源消纳与社会福利最大化两大优化 目标。基于能源结构清洁趋势与发用电成本 下降趋势，火电出清消纳次序靠后，用以满 足系统总需求，充分受益电量边际提升。综 合考虑2025年用电量增速与水电利用小时数 ，我们认为2025年火电利用小时稳定。

火电价值从单一电能量拓展至电能量、容量、辅助服务全方位。2024年是煤电容量电费全国推行第一年， 火电电能量之外的容量价值、灵活性价值，随着电改深化，在不同交易市场上逐步得到体现。1）电能量： 新能源占比提升，尖峰负荷缺电现象或更加常态化。尖峰负荷下火电有望在现货电能量市场上获得更高的 度电电价，火电在“缺电”状态下的盈利能力也有望得到提升。2）容量价值：全国煤电容量电价推进， 2026年补偿比例继续提升；3）灵活性价值：新能源占比提升辅助服务市场快速扩张，辅助服务市场细则推 进，辅助服务市场逐步走向成熟。

电力现货市场推进，峰谷价差明显。深化电改推进下， 各省及省间电力现货市场推进，新能源接入占比提升， 现货电价“早晚双峰，中午低谷”的形态更为明显。峰 谷价差明显。 现货市场价格发现，火电电能量价值体现。现货市场能 够清晰反映电能量分时供需关系，火电可以通过现货市 场的价格发现作用，在电价低时减少发电，电价高时增 加发电，享受更佳的综合电价，获取超额收益。

容量市场增强火电收入稳定性。考虑2024-2025年不同省份地 区容量补偿比例，结合地区火电利用小时数，我们预计全国煤 电平均容量电费收益约为0.027元，考虑2026年容量补偿比例提 升，我们预计2026年度电容量电费收益提升至0.04元，火电收 益模型优化，盈利稳定持续提升。 辅助服务市场加速推进。2024年2月，《关于建立健全电力辅 助服务市场价格机制的通知》印发，辅助服务市场加速建设， 机制完善，火电灵活性价值有望持续被挖掘。

绿电：电改核心解决新能源消纳，优质海风加速开发

有序推进，绿电高质量发展。1）2024/9，习总书记在兰州主持召开全面推动黄河流域生态保护和高质量发 展座谈会，“有序推进大型风电光伏基地和电力外送通道规划建设，加快重点行业清洁能源替代”。2） 2024/10，国家发改委等六部门发布《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》，明确到2025年和 2030年全国可再生能源消费量分别达到11亿和15亿吨标煤以上。按照消费量目标，风电/光伏新增装机比例 维持2023年（风/光=1/2.86），对应2024-2025年风电/光伏平均每年新增装机1671/4771万千瓦，2024前三季 度风电光伏新增装机已达3912/16088万千瓦，已提前达成2025年目标。 2026-2030年风电/光伏平均每年新增 装机3308/9443万千瓦。2023-2030年风电/光伏累计装机容量CAGR分别可达6%/10%。

风光利用率有所下降。2024年新能源消纳95%红线放开，资源条件较好地区的新能源利用率可降低至90%， 2024年以来风电光伏全国平均利用率仍有所下降。 考虑平价项目占比提升&新能源市场电价承压，主流绿电运营商风光综合上网电价仍在下滑。

新能源入市加速，保障性收购下降。2024年3月，国家发改委公告《全额保障性收购可再生能源电量监管办法 》，明确了非水可再生能源电量分为保障性收购（保量保价）和市场化交易（电价由市场形成）。2023年新 能源参与市场比例已达47.3%，考虑2024年保障性收购利用小时数有下降趋势，预计2024年新能源市场化比例 同比提升。目标来看，2024-2025年有序推动新能源进入市场，2026-2029年实现新能源全面参与市场。

中长期市场是电价压舱石。按照交易频次由低到高，可以把中国电力交易品种分为年度、月度、月内等直 至实时市场出清。2023年12月7日，国家发改委、能源局发布《关于做好2024年电力中长期合同签订履约工 作的通知》，提出保障全年电力中长期合同不低于上一年度用电量的90%，中长期电价是收益的压舱石。现货电量占比小，差价合约稳定市场电价。2022年国家发改委、能源局提到“鼓励新能源项目以差价合约 形式参与电力市场交易”。以2024年蒙西电力中长期交易规则为例，政策要求新能源电站月度中长期合约 实际持有比例达到月度发电量的90%，现货占比很少。 在此基础上通过现货市场对全部电量进行差价结算 ，形成“中长期曲线交易+现货市场差价结算”的交易模式。发电企业电能电费包括现货全电量电能电费与 中长期差价合约电能电费。

化债大背景下，绿电应收款问题有望得到解决。板块业绩受信用减值影响小，应收类科目占总资产比例低， 考虑部分应收账款来自与电网公司的跨期结算，真实应收占比预计更低。绿电公司应收类科目占总资产比例 达15.0%，信用减值对归母净利润的影响-6.5%，且同比2023H1有提升趋势，主要系国补应收款的影响。

政策积极引导，地方政府充分发挥资源优势。2023年9月，国家能源局印发《关于组织开展可 再生能源发展试点示范的通知》，明确提出鼓励各地通过海上风电基地建设，推动深远海海 域海上风电项目降低工程造价、经济性提升和实现无补贴平价上网。2024年3月，国家能源局 印发的《2024年能源工作指导意见》进一步提出，要统筹优化海上风电布局，推动海上风电基 地建设，稳妥有序推动海上风电向深水远岸发展。同时，沿海各省份相继推出了海上风电市 场相关的发展规划，充分发挥沿岸资源优势，加速海上风电的基地化和规模化。“十四五” 期间，预计沿海各省份合计新增装机规模超过50GW。

核电：确定性成长即将加速释放，长期ROE翻倍分红提升

核电进入常态化审批。2019年核电核准复苏，2021年政府工作报告提到“确保安全前提下积极有序发展核 电”，这是近十年来政府工作报告首次用“积极”描述核电发展。2022年9月，中国核能行业协会发布《中 国核能发展与展望（2022）》，预计“十四五”期间，我国将保持每年6-8台核电机组的核准开工节奏。 2022-2024连续3年核准10台及以上，“安全积极有序积极发展核电”趋势确定。2023年12月29日国常会决定 核准广东太平岭与浙江金七门核电共4台机组。这是继2023年7月石岛湾、宁德、徐大堡合计6台机组核准后， 2023年内第二次核准核电项目。2024年8月，核电行业再获11台（含1台四代核电）核准。2022年以来已连续 三年核准10台以上，核准提速+四代核电推进。

“十五五”期间，中国核电预计仍维持常态化核准。参考《中国核能发展与展望（2022）》，2030年、2035 年中国核电发电量占比分别可达8%、10%，在合理的利用小时数假设背景下，2030、2035年中国核电装机 规模分别达到125GW/180GW，按照单台核电机组装机容量120万千瓦，5年建设6年并网假设，预计“十五 五”中国平均每年核准核电机组仍需要维持8台以上。

我国四代核电正式商运领先全球，安全性、效率实现飞跃。2023年12月6日，华能石岛湾高温气冷堆核电站 成为全球首座投入商运的第四代核电站，相较于第三代核电广泛采用的压水堆，高温气冷堆大大提升核电 站安全性、发电和运营效率。1）固有安全性高：高温气冷堆采用球形燃料元件，燃料包壳可承受1620摄氏 度的高温，有效防止放射性物质外泄；具有负反应性温度系数，当温度升高达到设定阈值时，会进行负反 馈功率自动下降，有效控制核裂变反应；设置一套非能动余热排出系统，不需要任何的外界动力将热量释 放到大气中，避免堆芯过热发生熔毁。2）发电、运营效率齐增：高温气冷堆氦气出口平均温度达 750°C， 并可提至 950°C以上，发电效率可达 40%-47%，高于压水堆的33%。此外，不需要停机装填和卸载燃料， 提升了反应堆运营效率和安全性。3）旧址改造投资少：高温气冷堆允许在退役火电厂址上建设，利用现有 的火电汽轮机和冷却塔等基础设施和设备，有效降低投资成本。

高温特性兼具供热供汽、制氢能力，商业应用前景可期。2024年4月17日，国内首个以供汽供热为主兼顾电 力供应的核动力厂——江苏徐圩核能供热厂通过环评批复。该工程包括 2 台“华龙一号”机组和1台 HTRPM600S 机组，发电功率共 1652.9MW，设计热负荷 8164t/h，供汽能力为设计热负荷的 50%（4082t/h）。据 论文，4~6 台60 万千瓦级高温气冷堆热电联产机组可抽气供热 1×108 m2 ，产生的电能可以支撑另外 1×108 m2的散户冬季电采暖以及其他季节发电上网，较燃气热电联产更具经济性和环境效益。同时，核能 制氢被列入《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》，高温气冷堆出口温度可提升至 800~1000 ℃， 是热分解制氢所需理想堆型。高温气冷堆核电机组在为工业园区综合供电供热供汽、制氢和居民供暖方面 具备经济潜力和商业应用价值。

水电：红利资产标杆，现金流价值彰显

一季度来水偏枯，二季度来水修复。受来水偏枯影响，2021、2022年水电利用小时数略有下降。2023年上半 年澜沧江、大渡河、金沙江水电站发电量受枯水期影响，发电量仍然较低，2023年起下半年来水逐步恢复 ，2024二季度各流域来水恢复至历史中位水平，二、三季度发电量同比修复。

长江金沙江：金沙江23上半年来水偏枯，水位处于历史低位，下半年来水逐渐修复。溪洛渡从6月开始入库 流量高于出库流量。三峡入库流量和出库流量今年整体较低，7-8月开始入库流量和出库流量高于去年同期 。24一季度来水偏枯，二季度来水显著恢复， 九月水位低于去年同期，来水转弱。

雅砻江：雅砻江流域23年整体来水偏枯，下半年开始来水逐渐修复，从6月开始锦屏一级和二滩入库流量高 于出库流量。24一季度来水偏枯，二季度来水显著恢复，九月来水转弱。

在建待建项目充足长期成长值得 期待。优质水电是稀缺的核心资 产，梳理核心流域筹建项目情况 ，澜沧江、雅砻江、大渡河、金 沙江筹建规模相较于在建规模仍 有50%/38%/31%/22%成长弹性 ，长期成长值得期待。

低成本电源，受益市场化，电价稳健。我国水电现行成本加成、标杆电价、倒推电价及市场化定价四种主要 定价模式。2014年1月，发改委出台政策鼓励通过竞争方式确定水电价格，近年水电市场化电量持续增长， 2021年全国水电参与省内市场交易电量约2944亿千瓦时，同比增加约18%，水电上网电量市场化率达到 31.9%。2023年随着四川、云南供需改善，省内水电市场化电价持续抬升。部分电站除省内留存外，可外送 至省外，享受当地更高的市场化电价。

报告节选：

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