2024年公用事业行业2025年度策略报告：攻守兼具，新旧能源交替中寻找确定性

一、环保及公用事业行情复盘

1、行业走势复盘

2024 年以来，环保及公用事业板块均有上涨。截止 12 月 8 日，公用事业板块累 计涨幅 11.12%，在 31 个申万一级行业中排名第 16；环保板块累计跌幅 9.29%， 排名第 19。公用事业子板块中，电力板块累计上涨 11.66%，燃气板块累计上涨 6.17%，相对市场整体涨幅靠后。电力行业子板块中，核电板块涨幅靠前，风电 板块涨幅相对靠后。

2、子板块业绩表现

（1）火电：Q3 利用小时数修复，煤价整体下降趋势下全年业绩继续修复

煤价整体下行，上半年火电公司业绩取得了明显修复。由于 Q2 来水较好， 火电利用小时数受到挤压，Q3 已有恢复。 2024 年前三季度，我国火电累计发电量 4.74 万亿千瓦时，同比+1.9%，其 中 Q3 发电量 1.73 万亿千瓦时，同比+2.9%；累计利用小时数 3305 小时， 同比-1.2%，其中 Q3 利用小时数 1206 小时，同比+0.3%，环比+24.2%。 前三季度申万火电板块实现营业收入 0.93 万亿元，同比-1.2%；归母净利润 614.01 亿元，同比+12.1%；毛利率 15.0%，同比提升 1.9pct，净利率 8.8%， 同比提升 1.3pct；ROE 为 8.1%，同比提升 0.2pct。

（2）水电：2024 年整体来水偏丰，支撑水电业绩增长

Q2、Q3 来水修复，水电企业业绩同比明显改善。目前主要流域蓄水情况较 好，今冬明春电量有所支撑。 2024 年前三季度，我国水电累计发电量 1.00 万亿千瓦时，同比+16.0%， 其中 Q3 发电量 4498.50 亿千瓦时，同比+10.5%；累计利用小时数 2672.00 小时，同比-12.9%，其中 Q3 利用小时数 1195.00 小时，同比上升 5.9%， 环比上升 29.6%。 前三季度申万水电板块实现营业收入 1464.69 亿元，同比+9.0%；归母净利 润 496.83 亿元，同比+22.6%；毛利率 52.6%，同比提升 2.9pct，净利率 38.6%，同比提升 3.7pct；ROE 为 11.8%，同比提升 1.4pct。

（3）绿电：限电率上升，利用小时同比下降

2024 年放开了对 10%消纳红线的限制，主要地区弃风弃光率上升。“三北” 地区新能源利用率均有比较明显的下滑，其中东北、西北地区消纳水平下滑 幅度较大；华东、华南绝大部分地区的新能源消纳水平基本保持稳定。 2024 年前三季度，我国风电累计发电量 6733.20 亿千瓦时，同比+10.8%， 其中 Q3 发电量 1857.6 亿千瓦时，同比+19.7%；累计利用小时数 1567.00 小时，同比-5.9%，其中 Q3 利用小时数 433.00 小时，同比上升 1.2%，环 比下降 19.5%。光伏累计发电量 3073.12 亿千瓦时，同比+27.0%，其中 Q3 发电量 1069.2 亿千瓦时，同比+38.1%；累计利用小时数 959.00 小时，同 比-5.7%，其中 Q3 利用小时数 333.00 小时，同比下降 7.2%，环比下降 4.0%。 前三季度申万风电板块实现营业收入 831.57 亿元，同比+4.0%；归母净利 润 167.32 亿元，同比-5.3%；毛利率 40.0%，同比下降 2.7pct，净利率 23.2%， 同比下降 2.4pct；ROE 为 6.6%，同比下降 0.8pct。光伏板块实现营业收入 320.80 亿元，同比-13.1%；归母净利润 17.33 亿元，同比-61.5%；毛利率 33.3%，同比下降 1.2pct，净利率 6.5%，同比下降 7.2pct；ROE 为 1.5%， 同比下降 2.7pct。

（4）核电：2024 年保持高核准量，核电业绩稳步提升

2024 年 8 月，国常会决定核准江苏徐圩一期工程等 5 个核电项目，包含 10 台三代核电机组以及 1 台四代机组，核电连续第三年保持高核准量。 2024 年前三季度，我国核电累计发电量 3642.8 亿千瓦时，同比+1.5%，其 中 Q3 发电量 1153.9 亿千瓦时，同比+4.0%；累计利用小时数 5704.00 小 时，同比下降 0.3%，其中 Q3 利用小时数 1989.00 小时，同比上升 1.8%， 环比上升 5.4%。 前三季度核电板块实现营业收入 1192.56 亿元，同比+2.9%；归母净利润 189.17 亿元，同比-0.6%；毛利率 41.8%，同比下降 2.2pct，净利率 26.7%， 同比下降 1.0pct；ROE 为 9.0%，同比下降 0.5pct。

二、电改深化，电力统一大市场建设取得新成效

1、三产及居民用电需求旺盛，可靠装机不足导致供需偏紧

需求侧，第三产业及城乡居民生活用电量同比增速较高。2024 年 1-10 月，全社 会用电量累计 8.18 万亿千瓦时，同比+7.6%。其中规模以上工业发电量为 7.80 万亿千瓦时。从分产业用电看，第一产业用电量 1141 亿千瓦时，同比+6.7%； 第二产业用电量 5.27 万亿千瓦时，同比+5.6%；第三产业用电量 1.53 万亿千瓦 时，同比+11.0%；城乡居民生活用电量 1.27 万亿千瓦时，同比+12.3%。用电 结构方面，与去年同期相比，第一产业占比基本持平，第二产业占比下降 1.2pct 至64.4%，第三产业占比提升0.6pct至18.7%，城乡居民生活用电占比提升0.6pct 至 15.5%。

供给侧，水电、风电、光伏发电量同比增速较高。2024 年 1-10 月，全国累计发 电量 7.80 万亿千瓦时，同比+5.2%。其中，火电发电量 5.22 万亿千瓦时，同比 +1.9%；水电发电量 1.11 万亿千瓦时，同比+12.2%；风电发电量 7581 亿千瓦 时，同比+13.1%；光伏发电量 3472 亿千瓦时，同比+27.5%；核电发电量 3643 亿千瓦时，同比+1.5%。发电结构方面，与去年同期相比，1-10 月火电电量占比 下降 2.7pct 至 66.9%，水电占比提升 0.9pct 至 14.2%，风电占比提高 1.0pct 至 9.7%，光伏占比提高 1.1pct 至 4.4%，核电占比下降 0.2pct 至 4.7%。

近年来风光装机增速较高，而火电、水电等可靠性电源的装机增速趋缓，导致可 靠电源装机增速低于最高负荷增速。截至 2024 年 10 月底，我国风电装机容量 4.86 亿千瓦，同比+20.3%；光伏装机容量 7.93 亿千瓦，同比+48.0%；风光总装机容量占比达到 40%。由于新能源发电特性与负荷用电特性在日内、日、月时 间尺度均无法有效匹配，且出力波动较大，风电、光伏发电的受阻系数分别高达 95%和 100%，导致实际增加的稳定有效供应能力低于最大负荷增加量。叠加降 水、风光资源、燃料供应等方面的不确定性，我国电力供需将持续面临紧平衡的 局面。

2、市场化交易规模不断扩大，现货市场全面铺开

新型电力系统建设“三步走”，各电源定位发生改变。2023 年 6 月，国家能源 局发布《新型电力系统发展蓝皮书》，提出以 2030 年、2045 年、2060 年为时 间节点，从源网荷储四个环节入手，制定了新型电力系统“三步走”发展路径， 并明确了三个发展阶段的显著特点。7 月，中央全面深化改革委员会第二次会议 审议通过《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》，强调要 深化电力体制改革，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活 智能的新型电力系统，更好推动能源生产和消费革命，保障国家能源安全。在建 设新型电力系统的背景下，各电源定位发生了变化。当前，火电依然是电力安全 保障的“压舱石”，随着电力市场建设推进，火电将逐步转向系统调节性电源， 并通过容量市场和辅助服务市场获得额外收益，盈利稳定性有望提升；新能源将 逐步成为提供电量支撑的主体电源，随着绿电、绿证和碳市场不断完善，有望体 现环境溢价；水电将充分发挥其清洁低碳、低成本的优势，随着市场化比例提升， 电价仍有上涨空间；核电是重要的基荷能源，将为“双高”电力系统安全稳定运 行提供关键支撑作用，也是实现多能互补的重要角色。

电力市场化交易规模持续扩大，交易机制不断完善。2024 年 1-11 月，全国市场 化交易电量达到 5.09 万亿千瓦时，同比+9.5%，占全社会用电量比重增长至 62.2%。2023 年，电力中长期交易已在全国范围内常态化运行并持续增长，充 分发挥了保供稳价基础作用。电力现货市场建设稳步推进，截至 10 月底，电力 现货市场首批试点中，山西、广东、山东、甘肃四省已陆续转入正式运行。第二 批试点中，除上海市以外，均已完成整月连续结算试运行。非试点地区中，大约 50%的地区已启动结算试运行。此外，省间电力现货市场也于 10 月 15 日转入正 式运行。辅助服务市场实现全覆盖，形成以调峰、调频、备用等交易品种为核心 的区域、省级辅助服务市场体系，对保障电力系统安全稳定运行、促进新能源消 纳、降低系统调节成本发挥了积极作用。

三、攻守兼具，新旧能源交替中寻找确定性

1、火电：煤价预计维持较低水平，火电企业盈利有望保持 稳定

2024 年煤价整体震荡下行。根据国家能源局发布的《关于建立煤炭产能储备制 度的实施意见》，到 2027 年，要形成一定规模的可调度产能储备；到 2030 年， 力争形成 3 亿吨/年左右的可调度产能储备。2024 年 1-10 月，我国原煤产量达 到 38.92 亿吨，同比增长 1.2%，煤炭供给稳中有增，煤价整体呈现下行趋势， 24Q1/Q2/Q3/Q4 秦 港 5500 大 卡 动 力 煤 市 场 价 均 价 降 至 914.24/857.64/854.02/850.53 元/吨，同比分别下降 20.7%/8.2%/2.2%/11.8%。 在煤炭产能供应稳定，库存充足，电力需求增速也相对稳定的预期下，预计 2025 年煤价维持相对低位。

2025 年电煤中长期合同签订工作启动，对签订要求有所放宽。2024 年 11 月， 国家发改委发布《关于做好 2025 年电煤中长期合同签订履约工作的通知》，对 比 2024 年的签约方案，主要变化有三点：1）签约任务量方面，2025 年要求“每 家煤炭企业任务量不低于自有资源量的 75%”，比 2024 年低了 5%；2）价格机 制方面，“基准价+浮动价”的模式不变，引入 CECI 指数；3）月度分解要求方 面，2025 年没有提及 2024 年的“季度履约率不低于 90%，全年不低于 100%。” 此外，《通知》还明确提出电煤中长期合同应有明确的质量条款并纳入履约监管， 按照“优质优价，低质低价”原则，由供需双方在合同中明确煤质偏差结算机制， 鼓励协商确定热值折算系数。

煤价维持较低水平+容量电价保障，火电企业盈利有望保持稳定。截至 2024 年 12 月 16 日，秦港 5500 大卡动力煤现货价为 800 元/吨，较年初下降 13.6%。考 虑一个月库存周期，2024 年全年现货煤价均价为 878.26 元/吨，假设煤炭长协 比例为 80%，供电煤耗为 300 克/千瓦时，若不考虑其他因素，则在 2025 年现 货煤价均价分别为 800/820/850 元/吨时，2025 年度电燃料成本较今年分别有 0.012/0.011/0.008 元/千瓦时的降幅，能够覆盖 1 分钱左右的上网电价降幅。同 时，容量电价出台后，大多数地区的煤电机组能够获得 2 分/千瓦时的容量电费 补偿，盈利水平有望保持稳定。

2、水电：Q4 来水转弱，但主要流域蓄水情况较好，抽蓄有 望带来新增长

2024 年二季度起主要流域来水显著修复，9 月以来来水转弱。据长江电力公告， 2024 年前三季度，乌东德水库来水总量约 888.52 亿立方米，较上年同期偏丰 12.56%；三峡水库来水总量约 3131.10 亿立方米，较上年同期偏丰 20.26%。 据华能水电公告，截至 2024 年 9 月末，澜沧江流域乌弄龙、小湾和糯扎渡断面 来水同比分别偏丰 5%、3.6%和 8.5%。据国投电力公告，受各水电站流域来水 偏丰影响，公司二、三季度水电发电量分别同比增长 36.89%、22.64%，其中雅 砻江水电发电量分别同比增长 37.24%、24.55%。四季度以来，部分流域来水转 弱。据水利部据预测，今年 12 月至明年 4 月，长江流域降雨基本正常，其中长 江上游偏少，受此影响，预计三峡水库天然来水偏枯，但受益于上游水库群蓄水 状况良好，金下梯级电站基本蓄满；雅砻江两河口电站也实现了首次蓄满，今冬 明春电量依然有望得到保障。

大水电开发空间有限，未来增量主要集中于雅砻江、澜沧江等流域。按照当前的 在建和拟建装机量计算，金沙江流域拟于“十四五”剩余期间投产的水电装机约 338 万千瓦，于“十五五”及以后期间投产约 522.6 万千瓦；雅砻江流域的水电 投产集中在“十五五”及以后期间，规模约为 777 万千瓦；大渡河流域拟于“十 四五”剩余期间投产的水电装机约为 236.2 万千瓦，于“十五五”及以后期间投 产约 599 万千瓦；澜沧江流域拟于“十四五”剩余期间投产的水电装机约为 140 万千瓦，拟于“十五五”及以后期间投产约 620 万千瓦。

抽蓄电站新增装机空间可观。截至 2023 年底，我国已纳入规划的抽水蓄能站点 资源总量约为 8.23 亿千瓦。从地区分布来看，西北地区已纳规站点资源量最多， 为 1.59 亿千瓦，随后是南方及华中区域，分别为 1.38 亿千瓦和 1.25 亿千瓦。 截至 2023 年底，我国抽水蓄能电站投产装机达到 5094 万千瓦，华东区域已投 产规模最大，为 1791 万千瓦，华北、南方区域次之；核准在建总装机容量 1.79 亿千瓦，华中区域规模最大，为 4009.6 万千瓦，其次为华东、西北区域。

现货市场逐步推进，有望进一步提升抽蓄电站盈利。根据 633 号文，在电力现 货市场尚未运行情况下，抽水蓄能电站上网电价按燃煤发电基准价执行，抽水电 价按燃煤发电基准价的 75%执行。因此，在两部制电价下，抽水蓄能通过电量电 价获取的收益有限。随着大规模抽水蓄能投产，如何促进和引导其经济高效运营 成为亟待解决的问题。全球视野下，抽水蓄能进入电力市场已成趋势，美国、英 国、德国、瑞士等国家的抽水蓄能均已全面参与电力市场。633 号文要求以竞争 性方式形成电量电价，同时强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽水蓄能 电站进入市场。目前，山西、山东、青海等地均在相关政策文件中明确推动抽水 蓄能参与电力市场，广东是首个以独立文件形式并出台交易细则的省份。入市后， “报量报价”的新模式使得抽蓄电站可以与其他经营主体同台竞价，有望充分体 现抽蓄在电力系统的调节价值。

3、绿电：装机保持高增长趋势，电价与成本同降，长期收 益率有望稳定

政策推动+成本下行趋势下，我国风光装机有望保持高增长态势。

今年以来新增装机规模同比高增：2020 年以来，新增风电装机规模经历了 先下滑后增长的变化，今年前 10 个月，我国新增风电装机 4580 万千瓦，同比+23%；光伏新增装机规模持续增长，前 10 个月新增装机 1.81 亿千瓦， 同比+27%。

新增核准量保持高增速：据国际能源网、风芒能源统计，2022 年，我国共 计核准 298 个风电项目，规模总计 42.82GW；2023 年，我国共计核准 408 个风电项目，规模总计约 67.3GW；2024 年上半年，27 个省市共核准 353 个风电项目（其中贵州省核准备案风电项目统计仅覆盖至 2024 年第一季度）， 规模总计 62.43GW，同比增长 177%。8 月 11 日，中共中央、国务院印发 《加快经济社会发展全面绿色转型的意见》，提出到 2030 年，非化石能源 消费比重提高到 25%左右，相较 2023 年年底要提升 7.1 个百分点，继续推 动风光大规模高质量发展。

现有特高压线路无法充分匹配风光大基地外送需求。“十四五”期间，国网规划 建设特高压线路“24 交 14 直”，涉及线路 3 万余公里，变电换流容量 3.4 亿千 伏安，总投资 3800 亿元。受疫情影响，2022 年国家电网实际开工不及预期。 截至 2023 年底，我国共建成 39 项特高压输电工程，包括“20 直 19 交”，主 要以输送西南水电、西北煤电为主。2018 年风光基地配套特高压建设开启，但 目前配套风光基地特高压数量不多，据统计，仅有 5 条以输送新能源为主的特 高压，远远无法匹配风光大基地外送需求，导致部分地区消纳问题凸显。2024 年 1-10 月，我国风电利用率为 96.4%，同比下降 0.7pct；光伏利用率为 97.1%， 同比下降 1.1pct。其中，西藏地区风光利用率下降最为明显，分别同比下降 16.5pct 和 8.0pct；“三北地区”其他省份也有比较明显的下降，如陕西风电、 光伏利用率分别同比下降 3.3pct 和 1.6pct。

配套风光大基地的特高压及主网建设加速推进。在大型风光基地项目建设并网工 作稳步推进的背景下，特高压及配套主网建设加速开展。张北-胜利、武汉-南昌、 川渝等特高压交流工程，金上-湖北、陇东-山东、宁夏-湖南、哈密-重庆、陕北安徽等特高压直流工程陆续开工。目前已开工的特高压线路大部分用于配套风光 大基地。其中， 陇东-山东、宁夏-湖南、哈密-重庆、甘肃-浙江、陕北-安徽主要 配套三北地区风光大基地外送；张北-胜利主要配套张家口风光电站外送。

2022 年 3 月以来，国家多次下发可再生能源补贴，新能源补贴拖欠困局迎来曙 光。2017 年国内新能源迅猛发展时，欠补问题开始显现，缺口不断扩大。据中 国可再生能源学会统计，截至 2021 年底，拖欠的可再生能源补贴累计约 4000 亿元。欠补制约了可再生能源企业的健康发展，部分企业应收账款持续增加，现 金流紧张。2023 年 1 月，国家电网、南方电网分别发布了《关于公布第一批可 再生能源发电补贴合规项目清单的公告》，包括可再生能源补贴项目共 7335 个， 其中国家电网清单中可再生能源项目共 6821 个，南网合规清单中可再生能源项 目共 514 个。2024 年 6 月，国家财政部发布《关于下达 2024 年可再生能源电 价附加补助地方资金预算的通知》，提出本年度一共将下发 54.05 亿元，本次将 下发2.23亿元。风力发电项目本次下达7076万元，光伏发电项目本次下达15039 万元，生物质发电项目本次下达 142 万元。随着财政政策持续发力，新能源补贴 欠款有望逐步发放，运营商现金流状况有望改善。

电价虽持续下行，但成本改善，风光 LCOE 同样显著下降。随着平价项目并网 增多，以及市场化交易比例提升，新能源电价面临下行风险。与此同时，风机和 组件技术的不断进步也带来了风光发电成本的显著下降。根据 IRENA 统计，2023 年，我国陆风、海风、大型光伏电站 LCOE 分别为 26、70、36 美元/兆瓦时， 较 2010 年分别下降 71%、64%、89%。

电价和成本同降，预计绿电运营商收益率不会有明显下降。我们对风电、光伏项 目电价及造价对收益率的敏感性进行了测算，核心假设如表 8 所示。在上网电价 分别为0.43/0.45/0.38元/千瓦时，造价分别为6500/11500/3600元/千瓦的时候， 陆风/海风/光伏全投资 IRR 分别为 8.7%/6.0%9.1%，资本金 IRR 分别为 17.1%/10.4%/18.6%。假设电价和造价同时下浮 30%，则陆风全投资/资本金 IRR 分别为 7.5%/14.0%，海风分别为 5.3%/8.6%，光伏分别为 8.5%/17.0%，较基 准值下行幅度不大。此外，随着碳市场建设和绿证/绿电交易机制的不断完善， 绿证与 CCER 加快衔接，有望兑现新能源绿色环境溢价，风光收益率长期有望 趋于稳定。

海风开发提速，建议关注福建省海风竞配情况。据 CWEA 统计，“十四五”期 间各省海风新增装机规模约 50GW，2025 年累计并网容量将超过 60GW，其中 广东、江苏、福建的增长潜力较大。2024 年 11 月 15 日，福建已启动 2.4GW 海 上风电竞配；12 月 16 日，辽宁发改委发布《辽宁省 2024 年度海上风电建设方 案（征求意见稿）》，拟开发省管海域海风规模 7GW。海风项目此前以竞配方 式为主，但过低的价格严重影响企业开发积极性。2023 年广东海风竞配细则已 取消将上网电价作为评分因素，2023 年福建海风竞配细则也进行了一定调整， 将企业能力、技术方案等纳入评分体系。预计后续海风竞配机制将进一步完善， 同时直配政策也有望落地，保障海风项目收益率。

4、核电：电价和成本对市场化比例敏感性较小，业绩随装 机增长持续放量

电价方面，核电电价相对稳定，围绕核准电价上下小幅波动。我国核电电价包括 核准电价和市场化交易电价。2013 年，发改委发布《关于完善核电上网电价机 制有关问题的通知》，正式统一全国核电核准电价，并规定各地核电上网电价在 “核电核准电价”与“当地燃煤标杆上网电价”中取最低值。近年来，尽管核电 市场化交易比例不断提升，但各地对于市场化交易电价基本都有一定回收机制， 最终结算电价接近核准电价，因此核电电价相对稳定。2025 年主要省份核电参 与市场交易比例进一步上升，具体来看： 广东：2025 年安排岭澳、阳江核电年度市场化电量约 273 亿千瓦时，较 2024 年增加 78 亿千瓦时。同时，对核电应用政府授权单向差价合约机制。当年 月中长期市场交易均价低于市场参考价时，核电机组按照核定上网电价、年 月中长期市场交易均价中的较大值与市场参考价之差乘以 0.85 执行变动成 本补偿机制。对核电机组执行发电侧中长期交易偏差考核，其中核电机组的 中长期交易偏差考核系数为 1.1。 江苏：江苏核电有限公司所属核电机组全年市场交易电量 300 亿千瓦时左 右(其中#1-2 机组 100 亿千瓦时)，较 2024 年增加 30 亿千瓦时，除此以外 上网电量均为保量保价电量。 浙江：10%电量通过现货市场交易，较 2024 年提升 5pct；（90－中长期市 场化交易电量比例）%电量分配政府授权合约，执行政府定价。 福建：宁德、福清、漳州核电参与电力市场，电量规模待明确。

成本方面，核电成本受天然铀价格影响有限，主要核电企业通过长协稳定燃料价 格。核电营业成本中，燃料成本占比约 20%-30%，其中天然铀成本占比近一半。 2023 年以来天然铀价格大幅上涨，但由于主要核电企业均通过长协稳定燃料价 格，核电企业总体成本受到的影响有限。2023 年，中国广核核燃料成本为 84.18 亿元，度电燃料成本为 0.047 元/千瓦时，同比-6.1%，中国核电燃料及其他材料成本为 92.10 亿元，度电燃料成本为 0.049 元/千瓦时，同比+6.6%，均远低于天 然铀价格增速。2024 年以来，铀价整体回落，根据国际货币基金组织数据，2024 年 11 月铀价均价为 63.16 美元/磅，较 2024 年 1 月的 80.36 美元/磅下跌 21.4%。

核电机组陆续投产期将至，发电量有望持续提升。2024 年 5 月，中国广核下属 防城港 4 号机组投运；11 月，中国核电下属漳州 1 号机组首次并网成功。截至 9 月底，中国广核共管理在建核电机组 7 台（843 万千瓦），已核准待建机组 9 台 （1097.6 万千瓦）；中国核电控股在建机组 13 台（1513.5 万千瓦），已核准待 建机组 5 台（550.6 万千瓦）。据规划，2035 年我国核电发电量占比要达到 10%， 2023 年占比仅为 4.86%，仍有一倍增长空间，预计短期内核电有望保持较高核 准量，机组陆续投产带来的发电量增长将成为核电业绩增长的主要驱动力。

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