2025年公用事业行业专题：中证全指公用事业指数型基金投资价值分析

公用事业行业分析

天然气、一次电力及其他能源生产、消费规模呈增长趋势，逐步替代化石能源

能源是国家经济发展和居民生活的重要基础要素，能源行业需求持续且稳定，能源消费总量规模不断增加，能源行业具有突出的“刚需”属性，长期来看，随着人类经济社会发展和产业结构变革，能源行业需求将持续释放，行业市场规模将不断扩张。 天然气、一次电力及其他能源在一次能源生产、消费中占比呈增加趋势。国家统计局数据显示，2023 年一次能源生产结构中原煤、原油、天然气、一次电力及其他能源占比分别为 66.6%、6.2%、6.0%、21.2%，一次能源消费结构中原煤、原油、天然气、一次电力及其他能源占比分别为 55.3%、18.3%、8.5%、17.9%，天然气及一次电力及其他能源在一次能源生产、消费结构中占比均有所增加。预计随着“双碳”政策推进，能源生产、消费结构变革深化，天然气及一次电力及其他能源的产量、消费量将进一步增加。 2024 年能源生产规模稳步增加，天然气及一次电力及其他能源增速较快。据国家统计局初步核算，2024 年一次能源生产总量 49.8 亿吨标准煤，同比增长4.6%；原煤产量 47.8 亿吨，同比增长 1.2%；原油产量 2.13 亿吨，同比增长1.8%；天然气产量 2464.5 亿立方米，同比增长 6.0%；水电、核电、风光新能源等一次电力发电量合计为 37126 亿千瓦时，同比增长 16.4%。2024 年天然气及一次电力及其他能源消费量占比同比增加2.2pct。据国家统计局初步核算，2024 年全年能源消费总量 59.6 亿吨标准煤，同比增长4.3%。其中，煤炭消费量增长 1.7%，原油消费量下降 1.2%，天然气消费量增长7.3%，电力消费量增长 6.8%。煤炭消费量占能源消费总量比重为53.2%，同比下降1.6个百分点；天然气、水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源消费量占能源消费总量比重为 28.6%，同比上升 2.2 个百分点。

政策推动能源结构转型，电力生产、消费规模稳步增长

“双碳”目标提出以来，国内加快推动新能源发展，风光新能源发电装机容量、发电量持续增长，同时清洁低碳能源逐步替代化石能源，电能占终端用能比重不断提升，电力生产、消费规模实现稳步增长。 《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035 年远景目标纲要》提出，构建现代能源体系，推进能源革命，建设清洁低碳、安全高效的能源体系，提高能源供给保障能力。加快发展非化石能源，坚持集中式和分布式并举，大力提升风电、光伏发电规模，加快发展东中部分布式能源，有序发展海上风电，加快西南水电基地建设，安全稳妥推动沿海核电建设，建设一批多能互补的清洁能源基地，非化石能源占能源消费总量比重提高到20%左右。推动煤炭生产向资源富集地区集中，合理控制煤电建设规模和发展节奏，推进以电代煤。国家发改委、国家能源局印发的《“十四五”现代能源体系规划》提出，到2025年，国内能源年综合生产能力达到 46 亿吨标准煤以上，原油年产量回升并稳定在2 亿吨水平，天然气年产量达到 2300 亿立方米以上，发电装机总容量达到约30亿千瓦；非化石能源消费比重提高到 20%左右，非化石能源发电量比重达到39%左右，电气化水平持续提升，电能占终端用能比重达到30%左右。电力装机容量持续增长，“双碳”政策推进背景下新能源发电装机占比提升。国家统计局数据显示，截至 2024 年末，全国发电装机容量334862 万千瓦，同比增长 14.6%。其中，火电装机容量 144445 万千瓦，增长3.8%；水电装机容量43595万千瓦，增长 3.2%；核电装机容量 6083 万千瓦，增长6.9%；并网风电装机容量52068 万千瓦，增长 18.0%；并网太阳能发电装机容量88666 万千瓦，增长45.2%。从各类电源装机容量占比来看，2024 年水电、火电、核电、风电、光伏装机容量占比分别为 13.02%、43.14%、1.82% 、15.55%、26.48%，风光新能源合计装机容量为 140734 万千瓦，合计占比为 42.03%，新能源装机占比实现持续提升。

发电量持续增长，未来有望保持稳健增长态势。2024 年，我国发电量100869亿千瓦时，同比增长 6.7%。其中，火电发电量 63743 亿千瓦时，同比增长1.7%，占比为 63.2%；水电发电量 14257 亿千瓦时，同比增长10.9%，占比为14.1%；核电发电量为 4509 亿千瓦时，同比增长 3.7%，占比为 4.5%；风电发电量为9970亿千瓦时，同比增长 12.5%，占比为 9.9%；光伏发电量为8390 亿千瓦时，同比增长43.6%，占比为8.3%。风光新能源合计发电量为18361亿千瓦时，合计占比为18.2%。在电源结构上，随着我国“双碳”目标政策推进，风光新能源、核电等清洁能源装机容量有望不断增加，未来风光新能源将逐步成为主体电源，电量占比将持续提升；火电则逐步向基础保障性和系统性调整电源发展，电量占比将下降。

全社会用电量稳健增加，长期看用电量有望持续增长。2024 年，全社会用电量98521 亿千瓦时，同比增长 6.8%。从分产业用电看，第一产业用电量1357亿千瓦时，同比增长 6.3%，占比为 1.4%；第二产业用电量63874 亿千瓦时，同比增长5.1%，占比为 64.8%；第三产业用电量 18348 亿千瓦时，同比增长9.9%，占比为18.6%；城乡居民生活用电量 14942 亿千瓦时，同比增长10.6%，占比为15.2%。根据中电联预测，综合考虑我国目前阶段经济增长潜力、“十四五”规划和2035年远景目标纲要、国家宏观调控政策措施，预计 2025 年我国宏观经济将继续保持平稳增长，预计 2025 年全国全社会用电量 10.4 万亿千瓦时，同比增长6%左右，2025 年全国统调最高用电负荷 15.5 亿千瓦左右。长期来看，随着我国经济持续稳健增长以及人工智能、数据中心等产业加快发展，叠加终端用能电能替代持续推进，预计我国用电量将持续增长。中电联数据显示，2023 年我国电能占终端能源消费的比重达到 28.1%，较 2020 年高出 2.6 个百分点，预计2030 年全国电能占终端能源消费的比重有望达到 35%。

电改持续推进，价格机制逐步完善

电力体制改革持续推进，加快新型电力系统建设。自2002 年5 号文发布以来，电力体制改革持续推进，在电力市场、电力市场主体多元化、电价市场化、电力交易市场化、输配电价改革等方面取得积极进展。当前，随着“双碳”目标政策推进，新能源装机容量和发电量占比持续提升，对电力系统平衡带来挑战，亟需采取市场化机制促进电力系统平衡，保障新能源消纳和“双碳”目标政策有效落地。2023 年 7 月 11 日，中央深改委第二次会议召开，审议通过了《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》等文件，会议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，保障国家能源安全。此次《意见》出台意味着新一轮电改启动，主要任务聚焦于构建新型电力系统。2024 年 5 月 23 日，国家领导人在山东济南召开企业和专家座谈会，座谈会上，国电投董事长、党组书记刘明胜等9 位企业和专家代表先后发言，就深化电力体制改革等提出意见建议。回顾我国电力体制改革历程可以发现，我国电力体制改革持续向电力行业市场化方向推进，多层次电力市场建设、电力市场主体多元化发展以及电价机制市场化是电力体制改革的重要方向。当前，新型电力系统建设加快推进，亟需建立起与新型电力系统相适应的电力市场体制机制，推进新能源发展的同时有效解决新能源消纳问题，实现电力能源安全、低碳、经济供应，并通过市场化方式提升电力资源配置效率。本轮电改将进一步深化电力行业市场化，或主要将从多层次电力市场建设以及电价机制市场化两个方向展开：

1）健全多层次统一电力市场体系。中长期市场、现货市场、辅助服务市场、容量市场建设推进，不同市场之间的相互衔接机制逐步完善，为不同电力价值属性实现提供交易场所。同时，省内市场、区域市场、全国统一电力市场建设，跨区域电力市场建设逐步落地，实现不同区域间电力余缺互济和新能源跨区域输送，缓解电力短缺的同时促进新能源消纳水平提升。通过多层次电力市场建设，有效支撑新型电力系统发展。 2）电价机制市场化发展。两部制电价、分时电价、电价市场化等机制建立和完善，逐步由电力市场供需决定电价，体现电力商品的电能量、调节、容量、绿色价值，反映并疏导发电成本，降低交叉补贴，发挥价格信号作用实现供需调节引导新能源市场化消纳和保障能源安全。 火电、新能源全部参与市场化交易，电力市场化改革持续推进。2021 年10月，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知（发改价格〔2021〕1439 号）》提出，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价；燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。2025年2月，国家发改委、国家能源局印发《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（发改价格〔2025〕136 号）》提出，新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成；新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制，纳入机制的新能源电价水平、电量规模、执行期限等由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等明确。对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。火电、新能源参与市场化交易，有助于更好地体现电力商品属性，通过价格信号引导资源配置，提升电力市场运行效率。此外，国家建立煤电容量电价机制及对新能源在市场外建立差价结算的机制，促进火电、新能源盈利更加稳定，经营性净现金流有望维持较好水平。

价格治理机制不断完善，促进资源配置效率提升。2025 年4 月，中共中央办公厅国务院办公厅印发《关于完善价格治理机制的意见》提出：1）深化价格市场化改革，分品种、有节奏推进各类电源上网电价市场化改革，稳妥有序推动电能量价格、容量价格和辅助服务价格由市场形成，探索建立促进改革平稳推进的配套制度。健全跨省跨区送电市场化价格形成机制。加快完善电网2）代理购电制度，推动更多工商业用户直接参与市场交易。完善电力市场体制机制建设，推进电力中长期、现货、辅助服务市场建设，培育多元化竞争主体。3）健全促进可持续发展的公用事业价格机制。明确政府投入和使用者付费的边界，强化企业成本约束和收益监管，综合评估成本变化、质量安全等因素，充分考虑群众承受能力，健全公用事业价格动态调整机制。深入推进天然气上下游价格联动。深化城镇供热价格改革。加快推进供热计量改造，有序推行供热计量收费，公共建筑和新建居住建筑率先实施。优化居民阶梯水价、电价、气价制度。推进非居民用水超定额累进加价、垃圾处理计量收费，优化污水处理收费政策。公用事业价格机制理顺，有助于发挥价格的信号作用，促进公用事业企业实现合理盈利。

火电盈利趋稳，水电稳定防御属性突出，核电、新能源装机持续增长

火电：盈利模式重塑，盈利趋于稳健

新型电力系统中，煤电定位由传统的电力、电量主体电源转向基础保障性、系统调节性电源，未来煤电的转型的主线任务为“清洁低碳、高效调节、快速变负荷、启停调峰”。长期来看，随着新能源持续发展以及煤电定位发生转变，一方面煤电发电量占比将出现下降；另一方面，煤电电力商品的电能量、平衡属性将有所减弱，调节、可靠性的属性将增强，未来主要收入来源于电量电价、辅助服务收入以及容量电价收入，收入来源更加多元，盈利逐步趋于稳健，现金流或保持较好水平。

水电：装机低速平稳增长期，低利率下高分红高股息属性突出

我国水电开发步入中后期，优质存量大水电稀缺性凸显。目前我国水电资源开发进程已经过半，剩余水资源开发难度高、造价高。2021 年国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》提出，“十四五”、“十五五”期间分别新增水电装机0.4亿千瓦左右。结合 2022 年国家能源局发布的“十四五现代能源体系规划”和中国水电发展远景规划，预计 2025 年和 2030 年我国常规水电装机分别达到3.8亿和4.2 亿千瓦，对应 2022-2030 年 CAGR 为 1%。 十四五期间内龙头水电装机有一定提升空间。十四五期间我国水电龙头的电站规划包括，国能集团玛尔挡电站（装机 2.32GW，预计24 年投产）、华能水电托巴电站（装机 1.4GW，24-25 年投产）、国投电力印尼巴塘水电站（装机0.5GW，25年投产）、川投能源银江水电站（装机 0.39GW，25 年投产）等。十四五期间电站陆续折旧到期，叠加财务费用下降，盈利水平有望提升。水电站大坝和机组的实际使用年限远超会计折旧年限，在水电站运营的后期，一方面，十四五期间，部分水电站的折旧预计会陆续到期，折旧计提完毕后能释放一部分利润；另一方面，随着企业逐渐还债和置换高息债务，负债规模逐渐降低且融资成本可逐渐下降，财务费用也随之逐渐下降，进而释放利润。基于水电优良的调节性能，水风光一体化的开展有望成为水电企业新的增长点。水电和新能源的出力有较强的互补性。近年来，国家陆续出台了多项支持发展水风光互补的政策。目前不少水电企业依托流域内的水能资源建设水风光一体化基地。

水电企业拥有稳定的现金流和盈利能力，支撑其保持高分红。2010 以来，水电行业分红率持续提升。以水电龙头长江电力为例，2016 年以来其现金分红占归母净利润比重处在 61%~94%区间，2022 年高达 94%。展望十四五期间，头部水电公司均承诺了高分红，如长江电力承诺每年现金分红不低于当年净利润的70%，华能水电和国投电力承诺每年现金分红不低于当年可分配利润的50%，川投能源承诺每股派现不低于 0.4 元（含税）。

核电：机组核准稳步推进，即将迎来密集投产期

2024 年 8 月发布的《中共中央 国务院关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》明确提出，加快沿海核电等清洁能源基地建设。自2019 年重启核电核准以来，国务院常务会议累计核准核电机组达 54 台，其中 2022-2025 年连续四年核准核电机组数量达到 10 台及以上，保障了我国核电高质量发展，预计“十五五”期间我国核电将进入密集投产期。

四代核电落地，核能利用三步走行至中场。2017 年霞浦钠冷快堆1 号正式开工；2023 年首座具有四代特征的石岛湾高温气冷堆投入商运；2024 年国务院常务会议核准了江苏徐圩核能供热发电厂项目，包含一台 HTR-PM600S 高温气冷堆。我国四代核电项目正式落地，“热堆-快堆-聚变堆”的核能利用“三步走”战略行至中场。此外，可控核聚变受到广泛关注，有望加快商业化进程。2025 年5月1日，合肥紧凑型聚变能实验装置提前两个月开始总装工作，计划于2027 年建成，建成后将首次演示聚变能发电。

新能源：装机容量有望持续增长，盈利有望实现合理水平

国家政策推动非化石能源消费量提升，国务院发布的《2024-2025 年节能降碳行动方案》提出，2024 年，非化石能源消费占比达到18.9%左右；2025 年，非化石能源消费占比达到 20%左右。中共中央、国务院发布的《关于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。国家发改委、国家能源局等六部门联合发布的《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》提出，到 2025 年全国可再生能源消费量达到11 亿吨标煤以上，2030 年全国可再生能源消费量达到 15 亿吨标煤以上。随着国家“双碳”目标政策推进，能源结构转型发展，未来非化石能源消费量占比将大幅提升。根据国家发改委能源所发布的《中国能源转型展望2024—执行摘要》预测，到 2060 年，非化石能源占一次能源消费的比重为85%左右，化石能源的占比为 15%左右，非化石能源将成为我国主要的能源供应方式。在未来非化石能源消费量持续增长的过程中，主要增量来自于核电、风电、光伏等一次电力能源装机的容量的持续增长。长期来看，随着新型电力系统建设推进和可再生能源消费量增加，新能源将逐步成为主体电源，新能源装机容量及发电量规模将实现持续增长。 目前新能源发电装机容量占比超 40%，发电量持续增长。国家能源局数据显示，截至 2024 年，国内风电、光伏累计装机容量分别为52068、88666 万千瓦，分别同比增长 18.0%、45.2%，占全国发电装机容量的比例分别为15.55%、26.48%，分别同比增加 0.43、5.60pct，合计占比为 42.03%。目前新能源发电成为我国电力装机结构中的重要组成部分。2024 年，全国风电发电量 9916 亿千瓦时，同比增长 16%，占全国全社会用电量的比例为10.1%；光伏发电量 8341 亿千瓦时，同比增长 44%，占全国全社会用电量的比例为8.5%；风光新能源发电量占全国全社会用电量的比例合计为 18.6%，完成国家“十四五”期间可再生能源电力非水电消纳责任权重目标。

消纳、电价问题对新能源发展带来挑战，政策出台促进新能源消纳水平改善。资源与需求空间逆向分布以及新能源出力与用电负荷变化时间错配，电价、消纳问题引起市场担忧。由于我国风光新能源资源分布与电力需求存在空间错配，以及风光新能源出力与用电负荷在时间上的错配，导致随着新能源并网规模持续增加，西部一些地区的风光新能源大发时段存在电量供过于求的情况，风光新能源消纳面临挑战，弃风弃光率开始上升，新能源参与市场化交易电量的电价呈下行趋势，部分地区电力现货市场出现负电价现象，对项目收益率带来一定影响。2024年以来，新能源发电利用率水平呈现下降趋势，市场化交易电价亦有所下行，新能源电量不确定和电价不稳定问题有所加剧。2024 年以来，国家陆续出台支持新能源发展及促进新能源消纳的相关政策，明确非化石能源消费目标，推动钢铁、有色、石化、化工、建材、造纸等行业绿色低碳转型，推动可再生能源配套基础设施建设和绿色能源消费，加快推动输电通道建设和配电网改造升级，引导产业转移实现新能源就地消纳，促进新能源消纳水平提升。

国家发改委、国家能源局印发《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（发改价格〔2025〕136 号）》提出建立新能源可持续发展价格结算机制，区分存量项目和增量项目，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。具体而言，2025 年 6 月 1 日以前投产的存量项目机制电价按现行价格政策执行，不高于煤电基准价；电量规模则由新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。2025 年6 月1 日起投产的新能源增量项目，每年新增纳入机制的电量规模，由各地根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定；机制电价由各地每年组织已投产和未来 12 个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成，初期对成本差异大的可按技术类型分类组织。竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限，竞价上限由省级价格主管部门考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定。

燃气：清洁能源转型带动消费量高增长，城燃顺价持续推进

2024 年天然气消费量保持高增长，天然气在我国一次能源消费结构中的占比持续提升。2024 年我国天然气表观消费量 4235 亿方，同比增长8.6%，增速同比提高1.4pct，约占我国能源消费总量 59.6 亿吨标准煤的9%。国家发展改革委和国家能源局发布的《能源生产和消费革命战略（2016-2030）》提出，到2030年，能源消费总量控制在 60 亿吨标煤以内，天然气占比达到15%左右，以2024年数据为基准，测算 2030 年我国天然气消费量约为 7220 亿方，2025-2030 年我国天然气消费量 CAGR 约为 9.3%。

居民燃气顺价持续推进，城燃盈利有望改善。2023 年6 月，国家发改委发布《关于建立健全天然气上下游价格联动机制的指导意见》（发改价格〔2023〕682号），明确要求各地缩短调价周期、简化程序，并首次提出居民用气价格原则上每12个月或气源价格变动超 4%时启动调整。政策推动多地简化居民燃气调价程序，建立居民用气联动机制，扩大市场化定价范围。2023 年以来，城燃企业销气毛差逐步修复，有利于推动缓解城市燃气交叉补贴现象，改善城市燃气盈利性和现金流，进一步彰显红利资产属性。

水务行业进入成熟期，水价上调具备合理性与迫切性

中国城市供水普及率&污水处理率均接近 100%。我国供水行业是重要的民生工程，早在 20 世纪 90 年代供水行业就进入了高速发展期，现阶段已步入成熟期。2023年我国城市供水总量 687.56 亿吨，同比 2022 年增长1.95%，城市供水普及率则增加 0.04pct 至 99.43%。2002 年民营企业开始进入水务市场，污水处理行业经历了一段为期 10 年的快速扩张期（2000-2010），年复合增长率达到19%。此后污水处理行业的产能增长趋势亦逐渐放缓。2023 年我国城市污水处理量651.87亿吨，同比 2022 年增长 3.98%，城市污水处理率增加0.58pct 至98.69%。

基础设施建设相对完善，投资高峰期已过。伴随我国城镇化的进程，水务行业在过去数十年中实现了飞速发展。供水行业建设早于污水处理，2000 年后，污水处理固定资产投资开始快速增加。2023 年中国城市供水、污水处理和再生水利用固定 资 产 投 资 额 分 别 为 756.15/723.47/34.63 亿元，同比去年分别+6%/+7.51%/-1.78%。目前我国水务基础设施已较为完善，2023 年城市供水管网长度达 115.31 万公里，较 2000 年的 28.93 万公里增长超过3 倍；2023 年城市污水/雨水管道长度分别达 44.26/10.38 万公里，较本世纪初期均有较大增长。

终端水价的核心是自来水费和污水处理费，虽同属市政领域，但自来水及污水在定价模式、收付机制、调价机制等方面存在明显差异。我国自来水价格由地方政府管理定价，自来水价格调整需以成本监审为基础，按照“准许成本+合理收益”的方法先核定供水企业供水业务的准许收入，再以准许收入为基础分类核定用户用水价格。污水处理费由特许经营协议约定，通常每2 年或3 年进行一次定期调价，如因污水处理排放标准调整、服务范围扩大、扩能提标等因素导致公司成本发生重大变化，可对污水处理价格申请调整，定价机制相对灵活。一方面，由于水价调整必须要进行成本监审、召开听证会，同时水价列入政府CPI考核体系，程序繁琐、阻力较大、调整周期较长，故长期以来我国水价处于很低水平。另一方面，供水企业成本面临不断增长的压力，据估算自来水行业成本年均增速约 3%，成本无法及时有效传导致使水务企业盈利能力普遍不佳，部分水务企业处于“低水价+亏损+财政补贴”的状态。但在当前财政压力加大背景下，通过财政补贴弥补供水企业亏损的模式难以持续，推动水价上调和理顺价格机制具备合理性与迫切性。 从政策层面看，2021 年国家发展改革委、住房城乡建设部发布的《城镇供水价格管理办法》首次明确“城镇供水价格监管周期原则上为3 年，经测算需要调整供水价格的，应及时调整到位，价格调整幅度较大的，可以分步调整到位”，为各地供水价格调整提供了政策依据。2024 年国务院发布的《节约用水条例》进一步强调完善与经济社会发展水平、水资源状况、用水定额、供水成本、用水户承受能力和节水要求等相适应的水价形成机制。 广州市自来水价 13 年来首次上调。广州市现行自来水价格自2012 年实施以来，已运行近 13 年。受宏观经济增长、供水建设投入、水资源费征收标准调整等多方面因素影响，城市供水成本已发生较大变化。2025 年4 月29 日，广州市发展改革委正式印发了《广州市发展和改革委员会关于我市中心城区自来水价格改革有关问题的通知》，《通知》称自 2025 年 6 月 1 日起，广州市中心城区自来水价格将进行调整：居民生活用水第一、二、三阶梯价格调整为2.55 元/立方米、3.82元/立方米、7.65 元/立方米，并增设合表水价 2.80 元/立方米；非居民生活用水价格调整为 4.40 元/立方米；特种用水价调整为 25 元/立方米。平均供水价格相对原拟定方案有所下降，共减少用户水费支出 1.18 亿/年，努力实现调价幅度与居民、企业实际承受能力相匹配。 2024 年起全国多地上调水价。据不完全统计，2024 年全国已有超过20 个城市上调了水价。除了广州和深圳之外，广东省内的梅州市亦于去年9 月份进行了自2013年以来的首次水价调整。

中证全指公用事业指数投资价值分析

指数编制规则介绍

中证全指公用事业指数由中证指数有限公司于2011 年8 月2日发布，中证全指公用事业指数从公用事业行业中选择成交金额排名前90%及累计总市值占比达行业内全部证券 70%以前的 50 只代表股票，用于反映电力、燃气、水务、环保等公用事业相关上市公司的整体市场表现。

聚焦公用事业行业龙头，市值风格偏大盘

从不同市值的股票权重分布来看，截至 2025 年 5 月29 日，中证全指公用事业指数中 100-200 亿、200-500 亿、500-1000 亿、1000-2000 亿、2000 亿以上市值的股票权重分别为 16.47%、21.17%、15.14%、30.51%、16.71%，市值在500亿规模以上的股票权重占比为 62.36%，超过 50%，中证全指公用事业指数整体以大市值股票为主，呈现大盘风格。从不同市值股票数量分布来看，截至2025 年5月29日，中证全指公用事业行业指数中100-200亿、200-500亿、500-1000亿、1000-2000亿、2000 亿以上市值的股票数量分别为 18、19、5、7、1 只，占比分别为36.00%、38.00%、10.00%、14.00%、2.00%。

配置行业领域以电力为主，水电、火电权重占比较大

电力行业权重占比较高，火电、水电权重占比较大。截至2025 年5 月29日，按照申万二级行业分类，中证全指公用事业行业指数中电力、环保设备Ⅱ、环境治理、燃气Ⅱ行业的股票权重分别为 90.80%、0.91%、4.20%、4.09%。在电力行业中，水力发电、火力发电、核力发电、风力发电、电能综合服务、光伏发电、热力服务行业股票权重分别为 28.07%、26.63%、12.55%、11.10%、6.83%、4.12%、1.49%。

持仓较为集中，以各细分电力行业龙头公司为主

截至 2025 年 5 月 29 日，中证全指公用事业行业指数前十大权重股占比合计为58.58%，整体持仓集中度较高。从细分行业来看，中证全指公用事业行业指数前十大权重股主要分布于水电、核电、火电及新能源发电等行业领域。从市值来看，中证全指公用事业行业指数前十大权重股为水电、核电、火电及新能源发电领域的龙头公司，权重股平均市值为 1783.77 亿元，包括长江电力、中国核电、中国广核、华能国际、国投电力、华电国际、国电电力、三峡能源等各细分电力行业领域的龙头公司。电力行业“刚需”属性凸显，随着电力市场化改革和全国统一电力大市场建设推进，预计电力行业盈利趋于稳健，电力行业龙头企业规模优势较强，抗风险能力较好，盈利能力较为稳定。

估值处于低位，估值层面具备安全边际

自 2011 年 8 月 2 日中证全指公用事业指数发布以来，截至2025 年5 月29日，中证全指公用事业指数 PE_TTM 均值 20.47 倍，PB_LF 均值为1.75 倍；截至2025年5 月 29 日，中证全指公用行业指数 PE_TTM 为 16.66 倍，PB_LF 为1.74 倍，低于2011 年 8 月 2 日以来的均值水平，从估值走势来看，当前中证全指公用事业指数估值处于低位，在估值层面具备安全边际。

市场表现稳健，分红派息水平较好

营业收入保持稳健，归母净利润实现进一步增长。2024 年，中证全指公用事业指数营业收入为 19529.37 亿元，同比下降 0.02%，整体较为稳健；归母净利润为1813.60 亿元，同比增长 11.58%，主要系火电受益于煤价下降而盈利进一步改善以及水电来水改善使得水电业绩增长。回顾中证全指公用事业指数2015 年以来的收入和归母净利润情况可以看到，随着装机容量增长和发电量增加，中证全指公用事业指数营业收入呈现增长趋势；盈利方面，2015 年以来均实现盈利，2021年由于煤价上涨使得火电业绩亏损导致中证全指公用事业指数归母净利润同比大幅下降。

公用事业行业具有经营稳定性强、盈利确定性高等特征，经营业绩较为稳定，现金流水平较好，防御属性较为突出。中证全指公用事业行业指数发布以来，在市场波动较大时表现较为稳健，收益率情况整体表现好于市场主要指数。

中证全指公用事业行业指数股息支付率水平较好，股息率水平较高。2024年，中证全指公用事业指数现金分红金额 872.66 亿元，同比增长13.8%，股息支付率为48.1%，股息率为 2.8%，股息支付率及股息率水平与市场主要指数接近，整体股息回报水平较好。在中证全指公用事业行业指数前十大权重股中，多数公司2024年股息支付率水平超过 40%，分红派息水平较高。

当前时点公用事业指数具备较好的投资配置价值。从过往历史经验来看，进入夏季以来，随着气温升高，7、8 月用电高峰期电力行业需求增长，公用事业行业业绩向好；同时，6 月以来进入政策及业绩披露的空窗期，市场整体呈现震荡走势，公用事业具备较好的防御属性，市场表现相对较好。

编辑：火腿肠