2025年公用事业行业2024年报及2025年1季报总结：时间的煤硅仍促盈利改善，市值管理夯实公用事业化

一、2024 年板块归母净利润同比+10%，火电水电均 迎改善

（一）2024 年公用板块营收同比基本持平，业绩同比持续改善

2024全年公用板块营收达2.66万亿元，归母净利润为2246亿元、同比持续改善。根 据wind数据，并以GFGY样本股为例，公用事业板块2024全年实现营收2.66万亿元 （同比+0.8%）；实现归母净利润2246亿元（同比+10.2%），扣非归母净利润2131 亿元（同比+17.6%）。业绩改善主要系现货煤价同比下行、长协履约率持续提升， 火电盈利水平大幅改善；同时水电来水修复，在23年低基数下电量提升带动业绩改 善。2025Q1公用板块营收达4690亿元（同比-5.3%），归母净利润合计为496亿元 （同比+4.5%），Q1火电收入减少影响收入增速，但容量电价落实良好、煤价大福 下行等仍促进火电成本端改善增厚业绩。

分单季度来看，2024Q1-2025Q1板块业绩同比持续改善。根据wind数据，从公用事 业板块单季归母净利润来看，2024Q1归母净利润498.89亿元（同比+28.2%），Q2 归母净利润552.12亿元（同比+11.6%），Q3归母净利润618.35亿元（同比+2.4%）， Q4归母净利润164.63亿元（同比+2.2%）；25Q1业绩延续改善趋势，实现归母净利润519.50亿元（同比+4.1%），板块归母净利润增长主要驱动因素是火电、水电盈 利同比持续改善。

从构成来看：2024年火电盈利大幅增长，水电业绩同比稳步提升、其余板块业绩有 所下滑。2020年至今火电营业收入占电力板块的比重维持在50%以上，2023年起受 益煤价回落，容量电价政策落地，火电业绩持续修复，驱动公用事业板块业绩转好， 2024年火电业绩同比+219亿元，公用事业板块归母净利润同比+208亿元。2024年 水电电量提升电价稳定，归母净利润同比+74亿元/+15.1%。新能源板块装机持续高 增，但消纳压力下电量不及预期且电价承压，板块归母净利润同比-7.4%。核电电价 下滑成本增加，24年归母净利润同比增长-8.2%。燃气板块气量增速低预期，归母净 利润同比-10.6%。25Q1煤价环比继续下探、容量电价稳定执行，火电盈利持续改善， 同比提升4.6%。一季度来水继续恢复，带动水电板块归母净利润同比增加24.2%。 核电、燃气板块归母净利同比分别-7.5%、-9.2%。

2024年火电板块业绩改善全行业领先。横向对比而言，选取SW2021二级行业与 GFGY进行对比，GFGY在22-24年业绩同比、2025Q1同比增速中均位行业前列， 分别居全行业7/31、8/32、6/28、16/29。从细分子行业来看，选取SW2021三级行 业与GF火电、水电、绿电、核电、燃气进行对比，火电业绩改善幅度最大，其中23 年同比改善位居2/112，24年同比改善位居9/113，其余板块24年业绩同比改善幅度 位于全行业的50%。25Q1来看，水电同比改善幅度最大。

2024年板块经营性现金流净额同比提高9.5%，投资性现金流净额同比+8.4%。2024 全年公用事业板块实现经营性现金流净额6387亿元（同比+9.5%），同比提升主要 系火电煤价下行、业绩改善，经营性现金流大幅+21.2%/+516亿元。其余板块24年 经营性现金流变化不大，水电同比+0.7%、绿电同比+0.9%，核电、燃气分别同比+3.3%、-1.4%。在火电业绩改善、新能源项目建设成本回落等因素推动下，24年投 资性现金流净流出额同比+8.4%至6975亿元。24年筹资性现金流净流入440亿元， 23年同期为550亿元，其中火电公司积极偿还债务，筹资性现金流净流入减少447亿 元。2024年资产负债率保持相对稳定，为59.2%（同比-0.4pct），盈利改善带动ROE 提升至7.2%，达到过去5年最高水平。

2024年公用事业减值计提同比减少43.61亿元，火电板块减值大幅减少。2024全年 公用事业减值计提规模达184.50亿元（同比-43.61亿元），主要系火电减值大幅收 窄，且在二季度已计提部分。分拆来看，2024年火电、水电、绿电、核电、燃气等 细分板块减值分别-32.85、-0.21、+6.97、-1.01、-16.51亿元，除火电外燃气板块 减值减少，主要系新奥股份23年减值基数较高，24年回归正常。25Q1公用事业板块 减值3.14亿元，去年同期为3.09亿元，基本持平。

2024年公用事业板块所得税同比+16%，对水电、核电的业绩影响较大。2024全年 公用事业板块所得税规模达692.45亿元（同比+95.60亿元），分拆来看，2024年火 电、水电、绿电、核电、燃气等细分板块所得税分别+32.08、+36.36、+7.89、+31.08、 -13.22亿元。水电、核电公司存在补税和计提增值税返还等问题所得税增加较多， 其中长江电力+14.76亿元、国投电力+16.26亿元、中国核电+24.40亿元，火电公司 中火电国际所得税增加较多。25Q1公用事业板块所得税同比+8.11亿元，水电、核 电分别同比+3.58亿元、+4.46亿元。

（二）火电业绩同比继续改善，电量提升水电利润增长

从分板块财务数据来看，火电板块归母净利润同比+36.0%，扣非归母净利润同比 +40.9%。2024全年火电在煤价下行、长协履约率提升等因素催化下，业绩大幅改善。 GFGY火电样本股中，除天富能源、宝新能源等同比略有下滑外，其余火电个股归 母净利润均实现正增长。2025年一季度，伴随用煤成本持续改善，火电业绩持续修 复，归母净利润同比继续增长4.6%，扣非归母净利润同比增长4.6%。

水电来水好转电量提升，24年归母净利润同比增长15.1%至563亿元。2024年水电 来水好转各公司电量有所提升，长江电力同比+7.1%，雅砻江水电同比+10.3%，水 电公司电量平均增长1成左右。水电板块2024全年实现营业收入1896.31亿元（同比 +6.3%），归母净利润562.59亿元（同比+15.1%）。25Q1来水继续改善，水电实 现营收406.02亿元（同比+3.7%），归母净利润113.32亿元（同比+24.2%）。由于 水电成本相对固定，伴随来水恢复及财务费用下降等影响，利润增速显著高于营收 增速。

核电装机有序推进，电价下滑、成本提升业绩承压。“十四五”电力规划重提积极 发展核电，核电项目审批、建设迎来高峰期。核电板块2024全年实现营业收入 1640.76亿元（同比+4.2%）、归母净利润195.91亿元（同比-8.2%）；2025年第一 季度因电价下降、成本增加、所得税增加而归母净利润同比下降，整体来看，核电 公司业绩近来有所波动。

24年绿电板块营收同比-0.8%，业绩同比-7.4%。2023年初至今硅料等原材料价格回 落，驱动绿电装机增速，根据中电联数据，2024年风光新增装机合计358GW（2023 年新增风光装机162GW），累计装机已达1407GW。但受新增项目为平价、光照资 源不及同期以及会计准则调整（2022年《企业会计准则解释第15号》试运行计算收 入、不计提折旧）等影响，营收、业绩增速均相对有限。2024全年绿电板块实现营 收2012.73亿元（同比-0.8%），实现归母净利润323.33亿元（同比-7.4%）。25Q1 绿电板块营收、归母净利润增长承压，分别-6.3%、-3.5%。

燃气板块：24年气量增长低预期，归母净利润同比-10.6%。近两年项目收购减少， 气量增速均多来自于自然增速，受宏观经济影响气量增速略低预期。当前城燃公司 毛差如期改善，售价端随成本改善而下滑，燃气板块2024全年实现营业收入7055亿 元（同比+0.2%）、归母净利润327亿元（同比-10.6%）。

（三）24 年水核板块继续领涨，下半年公用事业股持仓占比降低

四季度基金持仓持续回落，关注低配下的投资机会。受市场风格切换影响，2024年 下半年公募基金对公用行业配置比例持续回落，根据Wind，2024Q3环比下降1.11pct 至1.75%（GF公用样本股，下同），2024Q4环比下降0.40pct至1.35%，2025Q1环 比下降0.48pct至0.87%，持仓占比已经接近2022年以来新低，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、以及逐步提升分红特质，所以我们亦继续 主张低配下的投资机遇。

拆分板块来看，一季度末电力各子板块公募持仓比例均环比回调，具体而言，25年 一季度末GF火电、GF水电、GF核电、GF绿电、GF燃气基金配置比例分别为0.30%、 0.46%、0.03%、0.03%、0.06%，环比分别-0.15pct、-0.25pct、-0.05pct、-0.01pct、 -0.02pct。火电、水电调整幅度较大，火电配置比例为2022年以来新低，核电由24Q2 最高的0.47%降至0.03%，水电成为配置比例最高的子板块，各板块均处于低配状态。

从重点持股来看，截至2025Q1，公用事业行业中，基金持仓比例排名前五的公司为 长江电力、华电国际、华能国际、川投能源、国投电力，一季度基金减仓较多的公 司分别为长江电力、华润电力。

复盘来看，电力板块涨势突出，24年核电、水电表现较好，其中GF火电、水电、绿 电、核电、燃气各板块涨幅分别为+16.2%、+25.7%、+0.7%、+38.8%、+18.1%。 水电核电作为防御性资产，24年受市场风格影响涨幅较高，核电在新建机组审批加 速下涨幅最为突出，水电方面来水改善基本面良好，连续两年在子板块中领涨。火 电业绩改善上半年股价表现突出，下半年受电价影响股价回落但仍有16.2%涨幅。 绿电仍反应消纳问题，24年涨幅靠后，但25年初至今上涨17.6%。

市值管理政策频发，电力公司密集宣发增持回购计划。2024年12月国资委发布《关 于改进和加强中央企业控股上市公司市值管理工作的若干意见》，提出央国企作为稳定资本市场的核心力量，应将市值管理作为长期战略行为，将其纳入公司经营考核 指标中。2025年作为公用事业板块市值管理的关键一年，多家公司研究出台市值管 理方案，尤其4月电力公司集中启动增持、回购、分红等方案： 增持回购方面：根据wind，4月以来集中发布增持计划，川投能源控股股东拟增持5-10 亿元、吉电股份控股股东拟增持2-4亿元、中广核集团拟增持中广核电力不超过5% 的股份；除回购注销股权激励部分限制性股票外，4月中国核电拟通过集中竞价方式 回购股份并注销（回购金额3-5亿元）、节能风电及太阳能分别拟回购1-2、1-3亿元。

二、火电：单季业绩稳定持续，公用事业化加速

（一）单季业绩稳定持续，火电三表不断改善中

煤价中枢持续下行，绝大部分火电公司24全年、25Q1业绩同比改善。根据WIND， 2024、2025Q1秦皇岛港Q5500动力煤均价分别为855、721元/吨，同比分别下降110、 181元/吨；在燃料成本持续改善趋势下，火电业绩持续修复，较为突出的有建投能 源2024、2025Q1扣非归母净利润同比增长5401%、79%（下同），京能电力分别 增长119%、128%，华能国际分别增长88%、10%，华电国际分别增长41%、17% 等。火电盈利单季稳定性持续验证，去除Q4外（减值费用较多）、自2023Q2已连 续6个季度单季归母净利润实现200亿元左右。

去除Q4费用较多及减值影响，火电公司单季盈利趋于稳定。根据WIND，受益于煤 价、电价相对联动，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， 从扣非归母净利润来看，华电国际已连续五个季度稳定在16-18亿元、华能国际波动 范围缩小至30-50亿元区间、大唐发电稳定在12-20亿元左右，国电电受减值计入经 常性损益影响波动较大、但实际主业盈利亦较为稳定；区域公司中申能股份、内蒙 华电、皖能电力等公司扣非业绩波动亦大幅减缓，火电盈利趋于稳定正在逐步验证。

上网电量方面，受来水好转及新能源挤压而需求又相对有限影响，火电电量同比均 有所下滑。根据wind，2024年受来水相对好转及新增风光发电量较多影响，全国性 火电公司火电上网电量同比增速在-1%~+2%左右，华润电力受新增投产火电 1.08GW（增幅3%）影响电量增长4%，部分区域公司受所在域用电需求较为旺盛（申 能股份）或装机投产（浙能电力）影响电量增长超5%。2025年一季度，受需求疲软 及水电高增影响，火电电量明显承压，全国性火电公司火电电量同比下降2%-9%不 等，内蒙华电受域内新能源大发影响、火电电量同比下降17.9%。

主流全国性火电公司度电盈利持续改善，2024年增厚5-20厘不等。根据各公司年报 分板块利润及经营数据，计算得出2024年各公司火电度电利润同比持续提升，华能 国际、国电电力、大唐发电、华润电力、中国电力火电度电利润分别为0.021、0.029、 0.014、0.053、0.027元/千瓦时，即使在考虑仍有一定减值的情况下较2023年度电 增厚5~20厘不等。

受益于盈利恢复，火电板块经营现金流净额同比持续改善。根据WIND，2024年A 股火电板块实现经营性现金流净额2535亿元（同比+22.0 %，2023为+19.6%），现 金流持续好转，考虑为：（1）火电盈利持续修复，现金流亦有所改善；（2）市场 煤价下降带来的燃料支出减少及库存变化等综合影响。2025Q1伴随主业盈利持续修 复，经营现金流同比持续增长52.4%。伴随资本开支趋于稳定，火电自由现金流改 善亦突出。个股层面来看，华能国际2024年规划资本开支802亿元、实际完成619 亿元，主要为光伏板块大幅降低，2025年预计完成资本开支694亿元、光伏投资继 续下降；中国电力2023-2024年清洁能源资本开支基本持平。此外，火电公司亦开 始积极偿还负债，2024年筹资现金流净额转净流出。

资产负债率回落，财务费用率持续下降。十四五以来各火电公司清洁能源转型目标 明确，近年风光等资本开支加速，同时2022年加速核准一批火电项目，因而板块资 产负债率提升显著，2023年伴随火电公司盈利逐步改善，公司的净资产也得到提升， 因此资产负债率开始有所回落，根据WIND，截至2024年末火电板块资产负债率降 至66.0%，同比-0.8pct；若考虑永续债火电板块资产负债率为72.0%，同比-1.4 pct。 费用管控方面，受益于国家政策支持、火电公司资金成本持续下降、财务费用率持 续降低，2024年末火电板块财务费用率为3.5%，同比-0.1pct。

（二）容量+中长期电价给予保障，现货+辅助服务开启增量时代

中长期及容量市场充分运行，当前现货及辅助服务市场加速。我国电力交易市场可 分为中长期交易市场、现货市场、辅助服务市场三大类。当前中长期市场是各省的 主要电力交易市场，现货市场交易规则已落地（2023年9月，国家能源局，《电力 现货市场基本规则（试行）》），2025年预计加速落地（2025年4月29日，国家发 改委、国家能源局，《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》），电力辅助 服务规则日益完善（2025年4月29日，国家发改委、国家能源局，《电力辅助服务 市场基本规则》），火电有望在新三步制电价【电量（中长期及现货）+容量+辅助 服务】下重塑商业模式、增强盈利稳定性。

容量电价执行略有提升，2025M3测算折火电口径度电0.028元/千瓦时。根据各电网 代购电最新数据，2025年3月各省代购电均摊煤电容量电价度电补偿数据中，超2分 钱地区达12省,同时由于该数据分母为代购电总电量，因此进一步根据其中火电发电 量占比进行折算测算，全国各地25M1-25M3单位火电容量电价均值分别为2.83、3.22、 2.78分/度（含税）。根据去年11月出台的容量电价的政策（多省份24-25年为100 元/千瓦·年），测算理论容量补偿折度电范围为2.0-3.1分/度，事实证明容量电价实 际执行力度良好，为火电稳定的收入利润来源之一；结合能源局提出电量电价反应 合理燃料成本，二者有望给予火电基本合理利润保障。

现货及辅助服务市场的快速推进，火电有望充分受益获得增量利润。根据国家能源 局第三季度新闻发布会，2023年上半年全国电力辅助服务费用共278亿元，从类型 上看，以调峰补偿为主，2023H1调峰补偿167亿元，占比60%；调频和备用补偿合 计99亿元，占比35%。从来源来看，部分试点辅助服务的省份是主体，目前仍并未 铺设至全国。从辅助服务提供主体来看，主要是火企获得补偿254亿元，占总费用的 91.4%，已超过22年全年补偿费用的80%。我们认为具有保消纳、保供电双重压力 的省份，辅助服务相关市场增长会更迅速。梳理2025年非水可再生能源消纳责任超 过15%（预期目标），且用电量位于全国前十的省份，共有6大省份满足前述标准， 分别为河南、内蒙古、河北、安徽、山东、江苏。

现货连续运行地区不再单独开辅助服务市场，火电可灵活售电（低买高卖）收益。 政策规定（《电力辅助服务市场基本规则》）电力现货市场连续运行的地区，要完 善现货市场规则，引导实现调峰功能，调峰及顶峰、调峰容量等具有类似功能的市 场不再运行。火电机组作为可灵活调整负荷的电源，可在现货市场中低价电时段少 发电或买电履约中长期合同、高价电时段多发电，从而达到削峰填谷又获得增量收 益。伴随新能源接入比例持续加大，峰谷价差预计持续拉大，火电有望充分受益。

（三）净资产修复持续验证，火电公用事业化加速

盈利能力保持稳定，火电净资产修复已经得到体现。我们在2024年1月撰写的报告 《火电的当下与未来：从净资产修复到公用事业化》中认为，过去几年由于煤价飙 升且长协履约不足，火电公司的报表严重缩水，2021年单年火电板块净资产就下滑 了9.2%，2023年下半年起伴随火电盈利逐步修复，火电公司净资产亦逐步增长，2023、 2024年火电板块扣除永续债后的归母所有者权益较上年末均增长8.2%、2025年Q1 较2024年末增长3.5%，当前盈利保持下、火电净资产快速修复中。

火电公司分红持续兑现且提升，加速公用事业化。根据前面的分析，我们认为火电 公司业绩波动性已大幅降低，伴随盈利持续改善，2023年度火电板块分红总额已提 升80.6%，2024年继续同比提升22.0%；火电板块股息率已从2021年0.9%绝对低点 升至2024年3%以上。当前多家公司发布分红承诺、市值管理方案等，如内蒙华电承 诺2025-2027年现金分红不少于可供分配利润的70%且每股派息不低于0.1元、华能 国际等公司发布市值管理方案，申能股份等公司发布提质增效方案，我们预计在盈 利改善叠加电改推进下，短期通过高ROE修复净资产，长期可展望分红、火电公用 事业化估值提升。

三、水电：来水好转电量提升，水电板块盈利大增

（一）电量提升电价稳定，水电板块业绩提升

来水好转电量提升，2024年水电板块归母净利润同比+15.1%。根据各公司年报分板 块利润及经营数据，统计8家水电上市公司业绩，2024年水电板块归母净利润为 562.59亿元，同比提升15.1%，业绩同比增长主要系2023年来水较差电量基数低， 2024年全国各流域来水基本恢复正常，水电发电量同比大增，电价总体变化不大， 带动业绩大增。分公司来看，长江电力、华能水电、国投电力、川投能源、桂冠电 力均由于电量提升实现业绩增长，2025年一季度，由于蓄能释放带动电量提升，业 绩保持提升趋势。

来水好转水电发电量大增，电价略降有所抵消。统计9家水电公司发电量，2024年 水电板块发电量7465.36亿千瓦时（同比+10.5%），2025Q1水电板块发电量1434.41 亿千瓦时（同比+6.7%），2024年较前两年电量增幅较大，来水好转。

电价表现不一，总体保持稳定。2024年，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小幅增长；雅砻江 因去年电价基数较高、今年电量结构变化导致电价下降；川投能源整体电价上升； 黔源电力电价小幅下降。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。

偿还贷款、置换债务，水电板块财务费用降幅显著。根据wind数据，2024年水电板 块财务费用同比下降22亿元（同比-10.6%），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2024年财务费用同比下降11.4%、川投能源同比降低25.8%，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。

板块资产负债率持续下降，2024年资产负债率59.8%。长江电力收购乌白并稳定运 营后，资产负债率逐渐下降，2023年底长江电力资产负债率提升至62.9%，公司再 次通过偿还和置换负债降低资产负债率和财务费用，2024年底已降低至60.8%。目 前大部分水电公司运营稳定，现金流充沛，资本开支压力较小，资产负债率普遍降 低，截至2024年末，水电板块资产负债率59.8%，同比降低1.4pct，2025Q1继续降 低至58.6%。

水电板块现金流稳定且充裕，2024年经营现金流净额达1081亿元。根据wind数据， 2024年水电板块归母净利润同比增长15.1%，经营现金流净额小幅下降至1081亿元 （同比-4.25%），主要系长江电力2023年一次性收回电费导致经营现金流较高，2024 年经营现金流同比减少7.9%。2025Q1板块经营现金流净额为253亿元，同比提升 6.22%。

（二）2024 年来水改善，2025Q1 蓄能释放电量提升

2024年来水偏丰，雅砻江流域蓄水较好。根据各水电站水情，2024年水电整体同比 改善较为显著，但三季度来水偏枯，导致部分电站汛末蓄水不佳，四季度加强蓄水 实现年末蓄水反转。雅砻江蓄水进展极好，两河口自投产以来首次蓄满，二滩接近 蓄满，锦屏一级蓄水量也远超去年，且雅砻江位于长江电力电站上游，可以开展联 合调度，年底蓄能均明显偏高，华能水电同样蓄水较好。2025年一季度，在枯水期 高电价时期，雅砻江、华能水电大力释放蓄能，带动一季度电量提升，也调节全年 电量结构稳定电价。截至3月底，长江电力、雅砻江蓄能仍偏高，为二季度发电打下 良好基础。

截至2025年3月末，测算雅砻江水电三大调节电站可调蓄水量共计56.02亿m³（死水 位以上的水量），24年同期为37.75亿m³（同比+18.27亿m³/同比+48.40%）。雅砻 江水电三大电站3月末蓄能共计103.80亿度，24年同期为75.05亿度（同比+28.75亿 度/同比+38.31%）。 雅砻江一季度持续释放蓄能，年初雅砻江水电三大电站蓄能252.01亿度，同比偏高 59.48亿度，1-3月持续释放蓄能，一季度末雅砻江蓄能较去年同期偏高28.75亿度， 为103.80亿度，也是近三年同期蓄能最高。

长江流域全流域蓄能大幅提升，3月末末长电全流域蓄能同比偏高76.59亿度。目前 不仅长江电力六座电站蓄能同比偏高40亿度，全流域来看雅砻江蓄水同比偏高，位 于上游，枯水期放水发电时也将增加长江电力发电量。截至2025年3月底，测算长 江上游全流域蓄能336.20亿度，去年同期为259.61亿度，同比增加76.59亿度/同比 +29.5%。

（三）估值：分红稳中有增，水电有望从股息率走向DDM

从估值角度进行探讨，我们认为水电当前仍采用股息率定价模型，其作为简化的 DDM模型，分红金额、合理股息率是关注重点。2024年来水改善，上半年水电发电 量实现同比增长，预期全年在电量提升将带动业绩增长，部分上市公司提出分红承 诺，如长江电力承诺十四五期间不低于70%分红率，华能水电2024-2026年不低于 可分配利润的50%，业绩增长及最低分红率承诺下，2024年水电分红提升是大概率 事件，同时桂冠电力、黔源电力实施中期分红，在股息率定价的模式下，分红预期 提升将带动股价上涨。此外，伴随无风险利率的持续下调，水电合理股息率下降也 将带来估值提升。

利率下行，长江电力息差扩大。长江电力在2016年后提出了连续十年的分红承诺， 估值方式逐渐转向股息率定价，2017-2023年，长江电力股息率与十年期国债收益 率之间的息差均值为77bp，其中2021-2023年息差均值约100bp，2024年至今，我 国利率持续下行，十年期国债收益率从2024年初的2.56%下降至2025年年初的 1.60%，降幅高达95.6bp，此后有所回升，2025年4月30日为1.62%，长江电力息差 也提升至1.57%（以长江电力2024年归母净利润和4月30日收盘价计算），当前息差 远超十三五至今平均水平。

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。利率变 化的影响需要区分为长期趋势和短期趋势：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，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；从短期来看， 2019-2020年美债收益率迅速降至1%以下，两家公司的股息率中枢并未出现明显变 化，在2022年利率大幅提升后，股息率也并未明显提高。长期利率变化趋势影响估 值，究其原因，公用事业股作为一种稳定性资产，其回报率要求一方面取决于社会 存量负债成本（资金成本）、一方面取决于替代资产收益率（机会成本），两者共 同决定了公用事业股的股息率下限，而长期的利率变化趋势会修正下限，短期利率 波动影响较小。

四、绿电业绩承压、核电装机加速、燃气待困境反转

（一）绿电：业绩增长持续承压，期待政策落地稳定盈利

受电价及资源变动等影响，2024 年绿电板块业绩增速由正转负。根据 wind 数据， 统计绿电板块中 13 家 A 股公司，2024 年绿电板块实现营业收入 1517 亿元（同 比+0.2%），归母净利润为 243 亿元（同比-7.9%，上年同期为+7.5%），扣非归 母净利润为 228 亿元（同比-10.7%，上年同期为+4.0%），业绩转负考虑主要为 新能源平价项目电价持续走低、消纳压力下电量增速亦不及预期等影响。2025Q1 绿电板块归母净利润为 82 亿元（同比-3.5%，上年同期为+0.4%），扣非归母净 利润为 77 亿元（同比-7.9%，上年同期为-7.9%），盈利能力持续承压。

2024 年及 2025Q1 绿电经营现金流有所改善，投资体量同比略有收缩。根据 wind 数据，2024 年绿电板块经营现金流净额达 635 亿元（同比+14.2%），投资现金 流净流出 1037 亿元、与上年同期流出 1119 亿元小幅下降，筹资现金流正流入 369 亿元。经营现金流同比大幅改善，其中销售商品、提供劳务收到的现金达 1431 亿 元（同比+2.0%，上年同期为-8.5%）。2025Q1 绿电板块经营现金流同比大幅提 升 19.4%至 140 亿元，投资现金流小幅下滑至 195 亿元。伴随平价项目持续增多， 绿电板块经营现金流略有恢复，同时投资体量开始出现下滑趋势。

风光发电量增速不及装机增速，预计除资源变动外、消纳压力仍较大。从装机层面 来看，2024年风光新增装机合计358GW，累计装机已达1407GW。根据国家能源局 数据（规上口径），2024年风电发电量9360亿千瓦时，同比增长11.1%（2023、2024 年装机增速分别为20.8%、18.0%），较去年同期增速下滑（去年同期为12.3%）； 全年光伏发电量4191亿千瓦时，同比增长28.2%（2023、2024年装机增速分别为 55.2%、45.5%）。2025Q1风电发电量为2826亿千瓦时（同比+9.3%），同期光伏 发电量为1138亿千瓦时（同比+19.5%）。参考绿电板块投资体量已有下滑趋势，预 计绿电新增装机增速同比将下滑。

《新能源上网电价市场化改革》发布，绿电项目 ROE 有望稳定。2 月 9 日国家发 改委、能源局印发《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展 的通知》，以 2025 年 6 月 1 日前/后投产划分存量/增量项目，建立差价结算机制， 其中存量项目市场电价与机制电价差值多退少补，设置保障电价（不高于煤电基准 价），自主确定电量规模（单一项目纳入合约的电量比例不高于上年）；增量项目电价为竞选项目最高报价，电量根据各地消纳权重及用户承受能力确定。要求各地要 在2025年底前出台并实施具体方案。此次政策有望稳定新老项目的ROE中枢预期， 预计也会减少绿电过度竞争对其他电源的电价压制。

期待消纳问题解决、电价理顺，绿电业绩增速回正，估值修复可期。综合来看，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，新能源上网电价改革、火电的辅助服务降低配储成本，但 绿电的商业模型仍未显著改善。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 年增速已转负），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。伴随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。关 注政策推动 ROE 企稳，当前可优先布局高 ROE、低 PB 绿电公司。

（二）核电：装机有序推进，电价下滑业绩承压

核电电价下滑、成本提升，两大龙头业绩有所波动。根据wind数据，2024年中国广 核和中国核电归母净利润分别同比+0.8%、-17.4%，2025Q1中国广核、中国核电归 母净利润同比-16.1%、+2.6%，中国核电福清#4机组小修导致核电电量下降，新能 源利润下滑，同时补缴所得税导致业绩同比降低；中国广核营业成本提升毛利率有 所下降，业绩增速较低，2025年第一季度因电价下降、成本增加、所得税增加而归 母净利润同比下降，整体来看，核电公司业绩近来有所波动。

核电机组有序投产，利用小时数高位稳定。根据中国核电、中国广核的经营公告， 2023年3月防城港3号机组投产、12月石岛湾核电机组投产，2024年5月防城港4号 机组投产，2025年1月福建漳州1号机组投产，上半年由于大修次数增加影响核电发 电量下滑，下半年大修次数减少，核电利用小时数回升，发电量也重回正增长，全 年全国核电发电量同比增长2.7%，中国广核电量增幅较大，中国核电受福清4号机 组小修影响电量仍有所下滑。未来伴随机组逐渐投产，核电发电量将保持稳定提升 趋势。

核电市场化比例提升，2024年市场化电价略有下滑。伴随各省陆续推进市场化交易， 核电市场化比例提升，根据中国核电和中国广核财报，截至2024年底，中国核电市 场化交易比例达50.8%，中国广核市场化交易比例达50.9%，中国核电江苏田湾机组 2024年安排的市场化交易电量较2023年增加50亿千瓦时，2025年继续增加30亿度。 由于2024年广东、江苏市场化电价均有所下降，两家核电公司的市场化电价小幅降 低。

江苏、广东、广西市场化比例高，电价变化影响核电。根据各省电力交易中心和上 市公司财报，浙江、福建、辽宁均安排了较高比例的核电市场化交易电量，但实际 市场化电价与计划电价接近，市场化影响较小；海南核电不参与市场化交易；广东、 广西核电市场化电价实行单向差价合约机制，同时广东执行成本补偿机制，在年度 长协电价降低至燃煤基准价以下时，核电市场化电价随之下降；江苏省市场化电价 波动会完全传导至核电发电侧。 江苏省2025年年度交易均价为0.4125元/千瓦时（较2023年下降4.05分/千瓦时）， 核电市场交易电量较2024年增加约30亿千瓦时，中国核电田湾电站电价下降。广东 省2025年年度交易均价为0.392元/千瓦时（较2024年下降7.4分/千瓦时），由降至 基准价以下，中国广核电价大幅降低。

2024年核电电价稳定，2025年核电电价下滑。2024年江苏省电价变化不大，中国核 电核电上网电价同比提升4厘/千瓦时，2025年江苏省电价下降，Q1中国核电核电收 入同比提升10.46%，上网电量同比提升13.41%，则度电收入同比下滑约2.95%。 2025年广东广西年度长协电价均大幅降低，中国广核受影响较大。

核电核准常态化，中长期成长空间广阔。我国自1970年开始筹建秦山核电站以来， 核电发展已有50余年，其间受2011年福岛核电泄漏事故不良影响我国核电进入停滞 期，2011年以来有6年“零核准”，目前三代核电技术已大规模商业运行并完成国 产化，四代核电技术也有机组落地，核电的安全性和经济性大幅提升，在能源安全 和双碳目标下，核电为电力结构转型的重要基荷电源，2019年我国正式重启核电审 批，2025年4月27日，国务院一次性核准5个核电项目，共10台机组，分别为浙江三 门、福建霞浦、山东海阳、广东台山、广西防城港。2022-2025年连续四年核准10台以上机组，核电核准常态化，核电发展未来成长空间广阔。

在建及核准机组充裕，核电装机成长确定性强。截至2025年第一季度，我国核电在 运58台核电机组，装机容量60.96GW，2024年防城港#4投产，2024年8月19日一次 性核准11台机组，2025年4月27日，国务院核准10台机组，目前在建29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。

（三）燃气：24 年毛差如期改善，气量增速低预期影响业绩

受非气业务影响或非经常性损益高基数，燃气公司归母口径利润普遍下滑，核心利 润方面增速分化。根据wind数据，其中港华智慧能源表现最佳，核心利润增长3成以 上；新奥能源国内核心利润同比+10.2%，香港中华煤气核心利润同比+5.1%，华润 燃气和昆仑能源业务方面表现基本同比持平。销气业务方面，各公司毛差如期改善， 测算24年整体提升2分左右，但气量方面受工业需求不稳定及暖冬影响，气量整体略 低预期，接驳下滑对利润企稳仍有影响。

2024年全国性城燃销气量增速略低预期，昆仑能源零售气量同比+8.1%。2015年以 来全国性城燃由于存在项目收并购气量增速通常较全国表观消费量偏高，近两年项 目收购减少，气量增速均多来自于自然增速有所放缓。2024年总销气增速来看，昆 仑/华润/中华煤气/新奥能源/港华分别为+9.9%/+2.9%/+4.8%/+0.1%/+4.5%，零售气 量增速分别为+8.1%/+2.9%/+4.0%/+4.2%/+3.4%，受工业需求放缓和暖冬等影响， 气量增速略低预期。销气结构方面，五大城燃公司中除华润燃气外均有批发和代销 气量，2024年华润燃气的居民气量占比略有提升，昆仑能源剥离加气站工业占比由 69%→75%，港华和中华煤气的居民占比略有提升。

2024年城燃整体毛差提升2分左右，较18-20年水平有提升空间。根据各公司年报， 21、22年以前全国性城市燃气公司的综合毛差接近0.60元/方。而21-22年俄乌冲突 等原因导致气源价格大幅上涨，城燃公司成本压力下，下游居民用气顺价频率低且 不及时，毛差纷纷下滑。2023-2024年各公司继续顺价，2024年末整体毛差提升至 0.53元/方左右（均值同比提升约2分，其中昆仑能源剥离加气站业务毛差下降）， 但仍未恢复至较好水平，尚有提升空间。

海外LNG现货价格波动，但我国LNG综合到岸价年初至今同比下滑。截至2025年4 月29日，欧洲基准TTF荷兰天然气期货收盘价31.70/欧元/MWh，JKM日韩到岸综合 价11.22/美元/MMBtu，NYMEX天然气期货收盘价3.38/美元/MMBtu，较2025年初分 别-36.9%、-22.0%、-7.7%，TTF、JKM较年初价格下滑较多。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，现货市 场仍存在不确定因素。虽然海外市场分化，但观测我国LNG综合到岸价CIF（与CLD 接近），年初至今价格同比下滑3.7%，整体处于平稳状态。 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。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。长协方 面，当前布伦特油价大跌，长协价格走低或大概率事件。国内签订的LNG长协价格 与布伦特油价挂钩，且有3-6月滞后性，我们观察到截至2025年3月28日，年初至今 布伦特原油价格同比下滑9.1%，当前市场看空油价，因此下半年油价下行或促进口 长协价格走低。

管道气年度定价方案陆续发布，中石化气价显著下降。根据隆众资讯网报道，近日 中石油、中石化出台了2025-2026年管道气定价方案。中石油通过降低非采暖期管 制气占比（65%→60%）、扩大浮动气量比例的方式（3%→7%）的方式，假设CLD 价格同比持平，测算总成本提升比例小于5%，且门站价越高的省份影响越小。中石 化则通过低价的基础量气占比提升15%、浮动幅度下降10pct的方式全面降低定价体 系。今年中石化报价时间相对更早，我们评估报价方案，预计中石化在部分地区气 价可接近中石油价格水平，或反映近年来资源池成本下降取得效果。展望未来，我 们仍然认为伴随天然气产能的持续投产，国际LNG价格有望中枢下移，带动城燃综 合购气成本持续回落。

在业绩承压下，燃气公司分红比例不断攀升，保持了分红金额的稳定。2024年全国 性城燃公司更多实施中期分红和特别派息，从分红比例来看，燃气公司2024年普遍 提升了分红比例约3-5pct，从而保持了分红金额的相对稳定和提升。整体来看，城 燃的公用事业化程度较高，当前分红比例普遍仍然较低，我们认为此次的分红普遍 提升代表了投资逐步收缩下的股东回报趋势，但也需进一步评估业绩拐点是否到来， 期待2025年业绩提升。

（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。）