2025年公用事业行业投资策略：防御仍为主线，供需决定电价

1、 水电：“类债”板块，防御价值凸显

1.1 水电是典型的类债资产，与宏观经济形势、利率水 平直接相关

2014-2016、2018-2020 年、2023 年至今，中国 GDP 增速下台阶，货币、财政 政策等逆周期调节政策不断出台，利率水平也持续下降，带来了水电板块的超额 收益。水电项目的盈利能力较为稳定，装机容量增长确定性强。水电板块的 ROE 一般在 10-14%之间，这与水电的特性、电价政策相关；而且，水电项目的进展 可预测，装机容量增长的确定性强，因而盈利增长确定性强。

（1）无风险利率与信用利差下行是水电板块走强的核心因素。 水电作为可再生的清洁能源，在我国能源结构中占有重要地位。长期以来，水电 受到政策支持。一方面，水电电价相对稳健，水电电量优先上网；另一方面，水 电运行成本极低，主要成本为折旧、财务费用等相对固定，因此水电资产的盈利 几乎不受宏观经济影响，ROE 可以长期维持相对稳定。而且，水电项目建成后， 除非进行新的项目开发，几乎不需要额外的资本投入，每年有大量现金流入可供 分红，是名副其实的“现金牛”。 盈利稳定+现金充裕+高分红，使得水电成为 具有债券属性的“类债资产”。 由于：PE=1/折现率；折现率=无风险利率+风险溢价 因此，在宏观经济增速下行预期较为强烈时： 1）无风险利率下行、信用利差也下行，水电资产估值提升；同样是稳健性资产， 水电资产会随着盈利的增长增加分红，性价比较债券高，因此部分不限投资品种 的资金或更愿意流入水电板块； 2）其他板块业绩波动相应增大，水电板块盈利稳健的相对优势显现，从股票配 置策略来说，也更倾向于水电股。

（2）水电兼具盈利稳定性和成长性，使其在诸多类债资产中更优。 水电装机增长预期与估值同步提升。由于水电电价较为稳定，装机的增长往往意 味着业绩的增长，因此水电公司装机规模的增长会带动估值的提升。另外，随着 银行贷款的逐步偿还，水电公司的财务费用逐年下降，业绩也会随之稳步提升。 以长江电力为例，2012 年以来，公司装机量有两次跨越性提升。首次在 2015 年底，公司公告收购溪洛渡水电站与向家坝水电站，随后公司估值短暂提升后逐 渐平稳。其中平均 PE（TTM）（2012 年-2015 年末）由 13.6 上升至平均 PE(TTM) （2016 年-2022 年中）17.6；第二次在 2022 年 6 月，公司公告将收购乌东德水 电站与白鹤滩水电站，随后公司平均 PE(TTM)（2022 年 7 月-2023 年末）上升 至 22.6。

各流域均有新增装机，预计至 2030 年全国水电装机容量可达 4.5 亿千瓦。目前， 在金沙江、雅砻江、大渡河及澜沧江流域均有在建、规划机组，根据各运营商披 露预计投产进度，预计 2030 年全国水电装机容量接近 4.5 亿千瓦，较当前增加 1517 万千瓦（截至 2024.11，我国水电在运装机容量为 4.32 亿千瓦）。未来华 能水电、国投电力、川投能源等均有新增装机。

1.2 多种因素决定水电电价稳定性较高

水电上网电价存在四种定价机制，包括成本加成电价、跨区域落地倒推电价、省 内标杆电价、市场化定价。 2001 年 4 月，国家发展改革委、国家电监会、国家能源局联合发布《关于规范 电价管理有关问题的通知》，明确水电按发电项目经营期核定平均上网电价。 2014 年 1 月，国家发展改革委发布《关于完善水电上网电价形成机制的通知》， 要求 2014 年 2 月 1 日以后新投产的水电执行跨区域落地倒推上网电价、省内标 杆上网电价；跨区域倒推上网电价，按受电地区落地电价扣减输配电价格确定， 落地电价参照受电地区省级电网企业平均购电价格协商确定。省内标杆上网电价 以省级电网企业平均购电价格为基础，统筹考虑电力市场供求变化趋势和水电开 发成本制定。 2018 年 7 月，国家发展改革委、国家能源局发布 《关于积极推进电力市场化交 易进一步完善交易机制的通知》，提出有序放开水电参与电力市场化交易。

水电上网电价受多种因素影响，呈现出一定的差异性，具体可以从以下省份与电 价确定模式两个维度进行分析： 1）省份维度：电源结构以水电为主的省份，如云南、四川，当前电价受季节来 水、用电供需影响较大，未来电价平均水平视未来产业流入情况而定。近期，中 共中央、国务院关于引导资金、技术、劳动密集型产业从东部向中西部、从中心 城市向腹地有序转移，中西部地区发展潜力广阔，电价水平稳定性预期较强。2）电价确定模式：在广东、江苏等地，外输电力的落地电价确认模式较为典型， 受电省份火电长协电价水平会影响外输水电的上网电价，以确保电力市场的合理 运行和各类电源之间的平衡。从落地电价确认模式而言，广东共有三类水电落地 电价：保量保价、保量竞价、市场化交易。保量保价电价是固定价格。保量竞价 电价是在固定价格基础上根据市场化交易电量的加权平均降幅调整。市场化交易 电价则采用 “基准 + 浮动” 机制，考虑了输电价和线损电价等因素。其中保 量竞价电价及市场化交易电价均与广东市场化交易电价相关（包括年度长协和月 度竞价）。另外，锦官送江苏的落地电价也与江苏电力市场年度交易成交均价相 关。

其中受电地区经济基本面均较好，有助于稳定综合电价。新能源入市与火电竞价 虽然会导致整体电价水平略有下降，但水电作为外输电力保量优先级较高，因其 稳定性较新能源更强，成本、清洁性较火电更好，使其在市场化竞争具有更强优 势。因此，不必过分担心水电作为外输电力签约电价大幅波动。 我们参考各地区发电量及用电量，受电地区主要包括广东省、江苏省、浙江省、 上海市等；外输电地区主要为以水电出力为主的区域，包括四川省、贵州省、云 南省。

受来水因素影响，外输电力区域（云南省、四川省、贵州省为代表）月间电价波 动较大；受电区域（广东省、江苏省、浙江省等）月间电价相对稳健。24 年来 水偏丰，外输电量预期提升。外输型水电运营商由于受电区域经济较好，整体上 网电价更有韧性。

2、 核电：稳健发展，成长确定

2.1 支撑性电源明确，核准提速

市场对于核电的重新认知源于 2023 年核电核准加速。主要原因在于 2021-2022 年我国缺电问题较为严重，核电作为支撑性电源的重要作用在“双碳”战略推进 下不断得到认可。 （1）2023-2024 年市场不断博弈核准预期，核准数量、四代堆成为核心，核电 设备公司盈利弹性更大； （2）核电运营商的投资逻辑与水电运营商类似，在无风险利率下行过程中，核 电运营商凭借其盈利的相对稳定，获得超额收益；核电股的 ROE 较水电略低， 约为 10%； （3）核电运营商也具有较强成长性。截至 2023 年底，我国核电在运行机组为 0.57 亿千瓦。根据国网能源研究院预测，2030 年有望达到 1.3 亿千瓦，2035 年有望达到 1.7 亿千瓦左右。

按照《中国核能发展与展望（2022）》，我国自主三代核电有望按照每年 6-8 台的核准节奏稳步推进；根据《“十四五”现代能源体系规划》，核能在我国清 洁能源低碳系统中的定位将更加明确，作用将更加显著。 2022 年，我国新核准核电机组 10 台，新投入商运核电机组 3 台，新开工核电 机组 5 台； 2023 年，我国新核准核电机组 10 台，新开工机组 5 台； 截至 2024 年 12 月底，2024 年新核准核电机组 11 台，新开工机组 5 台。

运营商维度，进入投产及建设提速周期。根据中国核电、中国广核公告，2030 年前均有新增投产机组（2023-2030E），其中中国核电共计 1700 万千瓦机组 投产，中国广核共计 971 万千瓦机组投产。

2.2 核电电价：从“一厂一价”、标杆电价到市场化

自 1991 年我国大陆首台核电机组秦山核电并网发电开始，核电站的上网电价较 多采用“一厂一价”的定价方式。 2013 年发改委发布《国家发展改革委关于完善核电上网电价机制有关问题的通 知》（发改价格〔2013〕1130 号文）完善核电上网电价，引入标杆电价： “一、对新建核电机组实行标杆上网电价政策。根据目前核电社会平均成本与电 力市场供需状况，核定全国核电标杆上网电价为每千瓦时 0.43 元。 二、全国核电标杆上网电价高于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、 脱硝加价，下同）的地区，新建核电机组投产后执行当地燃煤机组标杆上网电价。 三、全国核电标杆上网电价低于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价的地区， 承担核电技术引进、自主创新、重大专项设备国产化任务的首台或首批核电机组 或示范工程，其上网电价可在全国核电标杆电价基础上适当提高，具体由省级价 格主管部门提出方案报我委核批，实行“一厂一价”。 四、全国核电标杆上网电价保持相对稳定。今后将根据核电技术进步、成本变化、 电力市场供需状况变化情况对核电标杆电价进行评估并适时调整。 五、上述政策适用于 2013 年 1 月 1 日后投产的核电机组。2013 年 1 月 1 日 以前投产的核电机组，电价仍按原规定执行。”

按照发改委文件，2013 年以前投产机组仍沿用原规定，即“一厂一价”；2013 年以后二代机组实行“标杆电价”，三代机组符合上述第三条，实行“一厂一价”。 2015 年，国务院推进电力体制改革，按照“管住中间、放开两头”的体系架构， 有序放开输配以外的竞争性环节电价，电价逐渐走向市场化。 2017 年，国家能源局明确了核电保障性消纳应遵循“确保安全、优先上网、保 障电量、平衡利益”的基本原则，确立保障电量制度，按保障与否决定电价。按 优先保障顺序安排核电机组发电：一是明确电网企业要确保核电项目的配套电网 设施同步投产，及时提供并网服务；二是明确核电机组保障利用小时数的确定方 法和保障性电量执行核电机组标杆上网电价；三是对于保障外电量，鼓励通过电 力直接交易等市场化方式促进消纳；四是明确核电企业按直接参与或购买辅助服 务方式参与系统调峰。

2019 年 10 月，国家发改委出台《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指 导意见》，将燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价 格机制，配套修改核电参考标杆上网电价，改为参考基准价。 与二代机组不同，三代机组实行“一厂一价”：根据 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》，保障电量内，2013 年以前投产的二 代机组仍按照原先“一厂一价”作为上网电价；2013 年以后投产的二代机组按 照全国核电标杆上网电价与当地燃煤发电基准价孰低者为上网电价，其中部分价 格由当地政府后续核价后改价。三代机组由省级价格主管部门提出方案向发改委 核批，实行“一厂一价”，三代机组上网电价略高：三代机组由于承担核电技术 引进、自主创新、重大专项设备国产化任务，保障电量上网电价大多高于当地燃 煤基准价与全国核电标杆电价的低值。红沿河 5、6 号机组由于辽宁发改委核准 原因，核准的“一厂一价”并未有溢价。

核电电价定价的基本逻辑： （1）核电上网电量和利用小时数被优先保障，凸显了核电在各类电源中的支撑 性和保障性地位，且享有较高优先级。 （2）核电电价机制由标杆上网电价调整为基准价参考，标志着核电电价正逐步 与市场机制接轨。在此过程中，即便是作为保障性的电量供应，其电价也需与区 域各类电源的长期协议平均电价保持一定的关联性。 （3）为鼓励技术创新，新项目核准电价较高，随着技术成熟与成本下降，及市 场化比例提升，电价将逐步调低。 电价市场化对核电机组有影响，电力供需紧张时电价上升，反之下降。核电机组 多位于经济增速较高的东部沿海地区，承压能力较强；但部分经济增速低的省份 电价可能承压。未来，容量电价将成为核电电价的重要部分，电量电价超预期下 行时，容量电价将发挥兜底作用。长期看，核电作为支撑性电源，电价将保持稳 定。

2.3 市场化比例逐步提升，电力供需决定上网电价

各省推进核电市场化程度不同：关于核电市场化交易，各省政策均有所不同，市 场化范围、进度也各有不同，例如浙江秦山一期核电与三门核电、广东台山机组 暂未参与市场化交易；山东海阳核电于 2023 年 11 月入市参与市场化交易。

电力市场化逐步推进，核电上网电价随之上行：随着电力市场的逐渐完善，核电 市场化交易比例也逐渐提高。我们以在运机组全为核电机组的中国广核为例。中 国广核的核电市场化交易比例由 2020 年的 33.52%上升至 2023 年的 57.30%， 其平均上网电价同步呈现上行走势。核电上网电价主要包含计划电价与市场电价， 计划电价由发改委批准，较为稳定；市场电价则与当地火电上网电价相关， 2018-2021 年核电平均上网电价（不含税）在 0.35 至 0.36 元/千瓦时之间，处 于折价状态，而 2022、2023 年核电市场电价有明显提升，主要原因是 22、23 年火电市场化电价上涨。随着核电市场化交易占比提升，核电平均上网电价有望 延续稳中有升态势。

3、 电力供需是火电与新能源电价定价的主 导因素

3.1 新电改趋势下，标杆电价逐步成为历史

历次电改关键词：集资办电、政企分开（解决政企权责划分的问题）、厂网分开 （解决计划经济向市场经济迈进问题）、管住中间，放开两端（管理及解决垄断 问题）、新型电力系统（“双碳”战略问题、深化市场经济问题）。 新电改特点：“双碳”及新型电力系统是核心指引方向，价格机制、运营机制要 满足新物理形态特点的要求，实现清洁、安全、经济性更优的目标。

目前，火电依然是我国主体电源，在多种清洁能源不断发展过程中，市场化程度 也逐渐加深，火电已基本全部市场化、水电、核电及新能源则是部分市场化。我 国的电力市场还在初期发展阶段，竞价模式有待完善。在新型电力系统的建设中， 如何能够发挥市场的有效调节作用，是政策制定者和各参与方都面对的重要课题。 从交易品种维度，电力市场划分为电能量、容量、辅助服务市场等；从时间维度， 电能量市场又可以划分为电力现货市场和中长期市场。中长期市场是电力市场化 交易的主体，可以稳定市场各参与者预期、保障可融资性；电力现货市场主要起 到价格发现、调整功能，灵敏度更高。

3.1.1 火电的投资属性持续变化，相互交织

（1）过往：逆周期属性。2004-2019 年，火电实行标杆电价政策，上网电价相 对固定，动力煤价格随景气周期波动，因此经济上行周期时，煤价上升更快，火 电盈利变差，而经济下行周期时，煤价下降更快，火电盈利转好。 2015 年国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（9 号文）后， 火电电价逐步市场化，国家发展改革委《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改 革的指导意见》（ 1658 号文）明确火电电价可以在基准价上下浮动，但 2021 年煤价上行波动的幅度较大，电价浮动有限，导致政策阶段性失灵，火电盈利大 幅下降，倒逼国家发展改革委出台《关于进一步完善燃煤发电上网电价市场化机 制的通知》（1439 号文）新政策，扩大电价浮动范围。 标杆电价是计划性的基于成本加成逻辑的时代产物，煤价是核心要素。由于煤价 的弹性大于电价的弹性，使得火电具有逆周期投资属性；目前我国的火电虽然已 经全部进入市场化，但是电价机制的市场化改革并不彻底，依然是参考基准的有 限度浮动，弱逆周期属性依然是主导。

（2）目前过渡方向：公用事业属性。2023 年 11 月国家发展改革委 国家能源 局《关于建立煤电容量电价机制的通知》（1501 号文）出台，推动市场强化火 电公用事业属性。此后，火电固定成本有稳定收益保障，可变成本通过煤价考量 与长协锁定收益。若不考虑新能源竞价、水电价格冲击及煤价平稳波动，火电有 望实现公用事业属性稳定运营。但 “双碳” 深化使火电发电量渐减，其电价定价逻辑也将改变，会更多考虑其调节电网稳定性等新价值因素，以契合能源转型 与电力市场需求，保障火电及电力系统稳定发展。

（3）未来方向：顺周期属性。随着市场化逐步深入，新能源作为未来发电主体 之一，将逐步与火电竞争，火电电价定价逻辑并不完全基于煤价，火电的长协价 格、现货价格也要充分考虑新能源市场化电价；从总量角度，电力、电量供需偏 紧的区域，综合电价有保障，火电和新能源收益都将不错，反之则收益都将受损； 从结构上来说，火电未来定位为调节性机组： 1）利用小时数确定下降； 2）由于新能源边际电价低，新能源大发时间段，火电上网电价定价要从煤价主 导到市场供需为主导； 3）火电可以从高峰时段的高电价获利，鼓励联营模式。

3.1.2 消纳问题倒逼新能源市场化，边际成本低

消纳问题暴露，新能源加速入市。2023 年新能源装机太多，导致电网保障性收 购（保量保价）能力降低，更多新能源电力进入市场交易。2024 年 3 月 18 日， 国家发改委公布《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，该办法自 2024 年 4 月 1 日起施行：非水可再生能源（风电、太阳能发电、生物质能发电、海 洋能发电、地热能发电）上网电量将被分为两部分：保障性收购电量和市场交易 电量。

2024 年 10 月 9 日，国家能源局发布《分布式光伏开发建设管理办法（征求意 见稿）》，提出不再新增工商业分布式光伏项目的全额上网模式，同时现有的分 布式光伏市场化交易模式也将被取消，更多新能源电量进入电力市场进行交易已 经是大势所趋。 新能源边际成本极低，且随着近年来光伏及风电制造端价格下行较快，合理收益 对应电价已经下台阶，考虑新能源的波动性，过去只参照当地燃煤标杆电价的“平 价”上网电价已经不合理，市场化电价恰恰提供了基于实际发电特性和真实成本 的定价机制。

从现货价格看，新能源大发时间段，价格已然较低。2023 年与 2022 年相比， 山西、广东、山东、甘肃、省间电力现货价格全年平均值都是下降的，说明电力 供需偏松，新能源发电或外来水电较多的地区现货电价更容易下行（现货价格反 映电力供需）；在日内层面看，各省现货价格峰谷形态和新能源占比高度相关； 光伏较多的山东、山西两省，已经呈现明显的“早晚双峰、中午低谷”的形态。

新问题出现：新能源电力市场化后，新能源在淡季、大发时间段电量过剩，负电 价及波动性成为常态，导致新能源运营端未来投资收益预期不确定，可融资性变 差。而“双碳”战略要求新能源装机、发电量持续提升，因此在市场化过渡阶段， 新能源电价应多以中长期合同进行签约，以稳定市场预期： （1）新能源保障性收购电量越来越少、市场化交易电量越来越多 （2）市场化交易电量以中长期合同为主、以现货合同为辅 （3）中长期合同：长期购售电协议（PPA）、差价合约（CFD）等方式均是为 了稳定运营端收益预期，保证可融资性 （4）现货合同：通过电价机制调节尖峰、深谷及波动性问题 （5）跨省交易：解决资源和负荷空间不匹配问题。

3.2 火电与新能源发电竞价模式将逐步形成

新能源发电中长期协议对稳预期更重要：各省需尽快落地中长期 PPA 或 CFD 兜 底机制，即电量保障更长久期。购售电协议（PPA）或差价合约（CFD），两者 都是可再生能源项目融资的关键工具，可提供稳定性、收入确定性和风险缓解， 使项目更具吸引力。 （1）电力购买协议（PPA）：在特定时期内电力的销售和购买条款，通常涉及 10 至 20 年的长期协议，这些协议包括定价结构、交付条款、履约义务和争议解 决机制等关键方面。 （2）差价合约模式（CFD）：在固定期限内，政府按照事先约定好的“执行价 格”（反映特定低碳技术投资成本的电价）与同期市场“参考价”（衡量当地电 力市场平均价格）之间的差额向低碳发电商发放补贴，多退少补。

从新能源与火电竞价维度，分析新能源、火电的中长期协电价： （1）光伏依赖光照发电，白天时段发电量大，若火电同时满发，将导致电力供 应过剩。因此，为合理配置电力资源，光伏中长期市场化电量电价应低于火电的 现金成本，如此一来，火电会降低发电量，以低功率运行，从而充当调节机组的 角色，平衡电力供需。而在傍晚或用电旺季等光伏出力不足、电力需求强劲的时 段，火电及储能的电力供应对于保障电网稳定至关重要，所以此时它们的出力电 价不能过低，否则难以维持运营及投资，进而影响电力的稳定供应。 （2）风电出力曲线比光伏更为平稳，所以中长期电价会比光伏高，但也应比对 应时刻的火电现金成本低，风电电价应好于光伏电价； （3）脱硫燃煤标杆电价的 6-7 折，大致对应的是煤电现金成本；光伏、风电的 中长期电价可以以此作为参考，而火电应更多依靠容量电价、辅助服务和电量紧 缺时段的高电价获得更多的收益。

3.3 电力偏紧区域的电站资产估值有望提升

对于火电和新能源发电企业，电站所在省份用电量增速越高，电价稳定性越强， 我们从各省月度用电量增速排名来看： 1）长三角：上海、浙江、江苏、安徽等地更优；产业迁入省：内蒙古、新疆等 亦可； 2）广东省、山东省面临的问题在于用电量增速边际下降、市场化程度推进深入。 山东光伏装机较多，广东水电输入较多，导致电价下行风险较大； 3）西部、华北部分省份，则是新能源消纳问题较为显著，会拉低整体电站收益 率。

编辑：火腿肠