2025年电力及公用事业行业中期投资策略：水电电价竞争力强，建议长期关注红利资产标杆水电

1. 行情与业绩回顾

1.1. 电力及公用事业行业整体防御性强，业绩稳健增长

电力及公用事业行业是支撑社会经济运行的基础性行业，行业经营稳健，稳定性和防御性 突出。2024 年，行业营业收入和归母净利润实现双增长；2025 年一季度，行业营收下降但归 母净利润逆势增长。根据同花顺 iFinD 数据，2024 年，中信电力及公用事业行业实现营业收入 25527.42 亿元，同比增长 0.12%；归母净利润 2081.10 亿元，同比增长 6.79%。2025 年一季 度，电力及公用事业行业实现营业收入 6069.11 亿元，同比减少 3.34%；归母净利润 612.68 亿元，同比增长 5.20%。

从二级市场表现看，截至 2025 年 6 月 15 日，电力及公用事业指数上涨 2.25%，跑赢沪深 300 指数（-1.80%）4.05 个百分点。截至 2025 年 6 月 15 日，在 30 个中信一级行业中有 17 个行业实现上涨，电力及公用事业指数涨幅排名第 14，位于中游水平。涨幅排名前三的行业为 有色金属（16.10%）、综合金融（12.24%）、银行（11.79%）。

1.2. 水电业绩最稳健、分红比例最高，核电受市场电价下行影响

电力及公用事业行业的盈利主要来自发电企业。2024 年，发电企业贡献了电力及公用事 业行业超过 82%的归母净利润。从细分子行业看，市场电价下行、火电发电量同比下降，影响 火电营业收入水平，但煤价中枢下跌较多，火电归母净利润得到提升。2024 年及 2025 年一季 度，水电营业收入和归母净利润持续增长，受益于整体来水偏丰、财务费用下降等因素。其他 发电板块中，核电受市场电价下行等影响，业绩增速有所放缓；新能源发电则受到平价项目占 比提升，影响上网电价。

水电、其他发电是电力及公用事业行业盈利能力最强的两个子行业。水电盈利能力最强， 全年毛利率达到 50%以上水平，净利率接近 40%。其他发电由于包含两家核电运营商，其盈利 能力仅次于水电，其毛利率、净利率分别超过 40%和超过 20%。供热或其他子行业盈利能力排 名最后，全年的毛利率、净利率仅维持个位数水平。

水电、火电和燃气财务费用明显下降，有利于提升归母净利润。融资成本下行，2024 年， 燃气、水电、火电的财务费用分别同比减少 10.66、8.93%和 6.29%，减少的财务费用将直接 提升归母净利润水平。

水电延续 2023 年、2024 年以来在二级市场的较好走势。从二级市场的表现来看，截至 2025 年 6 月 15 日，2025 年子行业涨跌幅排名前三的为环保及水务(6.68%)、电网(5.48%)、 水电(3.74%)。水电作为红利资产的标杆，股息率、现金分红比例均领先其他子行业。

2. 水电业绩稳定，关注其长期投资价值

我们认为，水电是电力及公用事业中最值得长期关注的板块，大型水电公司具备稀缺性和自然垄断的属性，且其独有的商业模式使其能长期稳健盈利。以长江电力为首的大型水电企业 分红比例高，已成为红利资产的标杆。 水电发电量受来水季节变动影响，通常每年的二、三季度相较一、四季度为丰水期，短期 波动较大，但长期基于自然界的水文循环和气候系统的周期性变化，存在均值回归趋势。2024 年，我国水电来水整体偏丰。根据国家统计局数据，2024 年度，规上工业水电发电量 12743 亿千瓦时，同比增长 10.7%。2025 年 1—4 月，规上工业水电发电量 3012 亿千瓦时，同比增 长 2.2%。具体到上市公司，2024 年，长江电力乌东德水库来水总量 1123.69 亿立方米，较 2023 年同期偏丰 9.19%；三峡水库来水总量 3740.95 亿立方米，较 2023 年同期偏丰 9.11%，所属 六座梯级电站总发电量 2959.04 亿千瓦时，同比增加7.11%。华能水电澜沧江流域来水偏丰5%， 2024 年完成发电量 1120.12 亿千瓦时，同比增加 4.62%。国投电力由于雅砻江流域来水偏丰， 2024 年水电发电量 1040.85 亿千瓦时，同比增长 10.49%。川投能源控股水电企业 2024 年累 计完成发电量 58.21 亿千瓦时，同比增长 11.27%。桂冠电力由于主要水电厂流域来水同比增 长，2024 年累计完成水电发电量 305.83 亿千瓦时，同比增长 44.94%。

水电行业发展成熟，大型水电站优质稀缺。我国十三大水电基地正在开发和将开发的水电 站中，装机 500 万千瓦以上水电站增量近乎为零，优质大型水电站具有较强稀缺性。在十三大 水电基地中，具有流域整体独家开发权的仅有长江电力、华能水电、国投电力和川投能源。水 电行业竞争格局相对稳定。截至 2024 年末，国内装机容量排名前三的水电公司长江电力、华 能水电、国投电力，国内水电装机容量分别为 7169.5 万千瓦、2730.58 万千瓦、2130.45 万千 瓦，合计装机容量全国占比 27.59%。华能水电 2024 年内托巴水电站全面投产，装机容量提升； 国投电力在建孟底沟水电站、卡拉水电站、巴塘水电站、两河口混蓄等水电站项目，将在“十 五五”期间提升装机容量。截至 2024 年度末，我国水电装机容量为 4.36 亿千瓦，与 2030 年 5.4 亿千瓦的装机目标相比仍有增长空间。

水电电价具备长期上涨空间的优势没有改变。水电发电成本低，整体平均电价低于其他类 型电源，竞争力较强。随着可再生能源发电比例的逐步提高、电力市场化改革的持续推进，水 电作为我国传统优势清洁能源，水电电价上涨有助于反映其环保价值和市场供需关系。水电电 价存在长期上涨空间也是水电企业值得长期投资的逻辑之一。

水电盈利能力强且稳健。水电的成本主要来自于折旧费用，水电企业将水电站（大坝、发 电机组等）的固定资产成本，按一定年限分摊到各会计期间，属于非付现成本。水电站设备使 用寿命远超会计折旧年限，当折旧期满后，水电企业的成本将大幅下降，盈利能力将大幅提升。 2024 年，水电毛利率、净利率分别为 54.41%、38.16%，分别同比提升 1.38 个百分点、2.71 个百分点；ROE 达到 13.85%，较 2023 年同期提升 1.59 个百分点。2025 年第一季度，水电 毛利率 50.26%，较 2024 年度同期提升了 4.35 个百分点；净利率 34.89%，较 2024 年度同期 提升了 5.22 个百分点。

源于稳定的现金流和成熟的运营模式，水电具备高股息特征。截至 2025 年 6 月 15 日，股 息率超过 3%的有长江电力、桂冠电力。长江电力近三年年度分红比例均超过 70%，近三年累计 分红总金额超过 600 亿元。

3. 电价下降影响收入，但煤价下行促进火电盈利

在新能源快速发展之际，由于其受天气影响存在波动性，火电持续发挥兜底保障和系统调节性作用。我国煤炭消费总量将在“十五五”期间达到峰值平台期，并在峰值平台维持数年， 煤炭作为我国主体能源的地位在短期内很难改变。 火电仍为第一大电源，但其发电量占比呈现下降趋势。根据国家统计局数据，2024 年， 非化石能源水电、核电、风电、太阳能发电量同比增长 14.8%，在一定程度上挤压了火电的处 理空间。2024 年，全国规上工业火电发电量 6.34 万亿千瓦时，同比增长 1.8%；规上工业火电 发电量占比 67.36%，较 2023 年同期下降 2.59 个百分点。2025 年 1—4 月，全国规上工业火 电发电量 1.98 万亿千瓦时，同比减少 4.1%。伴随着非化石能源的快速发展，预计火电发电量 占比将持续下行。

市场电价下行，火电企业营业收入下降。大型火电代表性企业平均电价普遍下降。2024 年，华能国际、华电国际、国电电力、大唐发电平均上网电价分别为 494.26 元/兆瓦时、511.74 元/兆瓦时、429.82 元/兆瓦时、451.43 元/兆瓦时，分别同比减少 2.85%、0.98%、1.83%、3.21%。 2024 年，火电行业营业收入 1.36 万亿元，同比减少 0.95%；2025 年一季度，火电行业营业收 入 3186.33 亿元，同比减少 8.15%。

煤炭价格中枢回落，煤价跌幅大于电价跌幅，火电机组维持盈利。2024 年 12 月 31 日，北方港口动力煤价格 770 元/吨，2024 年全年下跌 16.76%。2025 年 6 月 13 日，北方港口动 力煤价格 610 元/吨，2025 年累计下跌 20.78%。火电企业燃料成本下跌，2024 年，华能国际、 华电国际、大唐发电燃料成本分别同比减少 9.40%、6.49%、5.64%。2024 年以来，火电企业 单季度盈利规模相对稳定，除了四季度收到计提折旧减值的影响，前三季度单季度归母净利润 达到了 240-250 亿元的水平。

煤价低位运行，火电行业正从“周期困境”转向“稳定收益”资产。2024 年冬季以来，受 供需宽松等因素影响，煤炭价格下行。目前，煤炭价格仍处于震荡筑底阶段。我国电价市场化 改革持续推进，2024 年，火电“电量电价+容量电价+辅助服务电价”的价格体系确立。资本 市场积极推进火电资产并购重组。2024 年 11 月，甘肃能源收购甘肃电投常乐发电股权。2025 年 5 月，华电国际收购中国华电集团旗下 8 家火电企业资产获得中国证监会核准批复。不同于 水电，火电企业年度分红比例大多处于 30%—50%区间。一方面由于长期受煤价波动影响；另 一方面，火电企业需要综合考虑资本开支和现金流情况。

4. 136 号文促进新能源电价市场化转型，核电运营商受电价下行影响

4.1. 新能源发电：136 号文促进新能源行业市场化转型

实现双碳目标的决心坚定不移，以新能源为主体的新型电力系统正在加快构建。新能源发 电装机已成为装机增量的主体。2025 年前 4 个月，我国新增电力装机合计 1.38 亿千瓦，新增 新能源装机合计 1.26 亿千瓦，占比 91.08%。其中新增太阳能装机 1.05 亿千瓦，在 2025 年新 增电力装机中占比 76.24%；新增风电装机 2051 万千瓦，占比 14.84%。截至 2025 年 4 月末， 我国新能源装机容量合计 15.33 亿千瓦，超过火电的 14.55 亿千瓦装机容量，占比 43.97%。 其中，太阳能发电装机容量 9.92 亿千瓦，同比增长 47.7%；风电装机容量 5.41 亿千瓦，同比 增长 18.2%。随着装机规模的提升，2024 年新能源发电量在供应端占比已提升至 14.39%。

新能源发电企业上网电价持续下降。国家发改委于 2021 年发布《关于 2021 年新能源上 网电价政策有关事项的通知》后，新能源平价上网政策正式全面实施，不再依赖补贴。随着新 能源装机快速发展，平价项目占比提升持续，新能源上网电价呈下降趋势。

新能源上网电价全面市场化转型。2025 年 1 月，国家发展改革委、国家能源局发布《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》（简称“136 号文”），进一步 推动新能源上网电量参与市场交易，完善健全电力市场交易机制，健全中长期市场交易和价格 机制，上网电价将全面由市场形成；建立健全支持新能源高质量发展的制度机制，以 2025 年 6 月 1 日为节点，对新能源存量项目与增量项目的电量规模、机制电价和执行期限等方面实施差 异化分类管理。

绿证销售将增加新能源发电企业利润。自 2024 年 7 月国家发改委、国家能源局发布《电 力中长期交易基本规则—绿色电力交易专章》以来，我国绿电市场化交易机制实现重大突破， 绿证销售将成为新能源发电企业的重要利润来源。2025 年 1–4 月，国家能源局共计核发绿证 8.78 亿个，其中可交易绿证 6.21 亿个。

虽然装机容量快速增长，但新能源发电企业业绩受平均电价下行影响。136 号文将推动新 能源电价全面市场化，对新能源发电企业的运营能力提出了更高要求。

4.2. 核电：核电机组核准加速，关注市场电价下行对核电业绩的影响

我国积极安全有序发展核电，核电装机水平整体处于快速发展的上行期。2025 年上半年， 国常会一次核准 10 台核电机组，国家电投集团积极推进旗下上市平台电投产融并购核电资产， 板块关注度持续提升。 2019 年起，我国核准节奏加快。自 2022 年起，我国连续四年每年核准 10 台以上核电机 组。我国核电站的建设周期一般为 5—7 年。根据核电站的建设周期，预计在“十五五”将迎 来核电机组的投产高峰。

2030 年核电发电量占比或从 5%提升至 10%。根据中国核能行业协会公布的《全国核电运 行情况（2025 年 1-3 月）》，2025 年一季度中国核电的漳州核电 1 号机组 1 台核电机组投入商 运。根据国家能源局数据，截至 2025 年 3 月末，我国运行核电机组共 58 台，装机容量为 6101 万千瓦。根据国家统计局数据，2024 年，我国规上工业核电发电量 4449 亿千瓦时，同比增加 2.70%。2025 年一季度，规上工业核电发电量 1173.8 亿千瓦时，同比增加 12.8%。2025 年 4 月 27 日，中国核能行业协会发布《中国核能发展报告 2025》蓝皮书，我国在运、在建和核准 建设的核电机组共 102 台、装机容量达到 1.13 亿千瓦，核电总体规模首次跃居世界第一。目 前，我国在建核电机组共 28 台，总装机容量达到 3365 万千瓦，在建机组装机容量连续 18 年 保持世界第一。

相较其他发电类型，核电平均利用小时数最高，出力最为稳定，在新型电力系统中将充当 重要的基荷能源角色。2024 年，核电平均利用小时数为 7683.49 小时，同比增加 13.49 小时。

核电双寡头装机规模将持续增长。截至 2025 年一季度末，中国广核、中国核电管理的核 电装机容量分别为 3179.6 万千瓦，2496.2 万千瓦，合计全国核电装机占比 93%。预计中国核 电漳州 2 号机组、中国广核惠州 1 号机组将于 2025 年分别投产，随着新机组于 2026-2030 年 期间分别投产，中国广核、中国核电的核电装机容量将维持稳步增长。

市场电价下行将影响核电盈利水平。我国在运核电机组的上网电价分为计划电价和市场电 价两类，其中计划电价由有关政府部门核准批复，市场电价通过市场化交易方式形成。目前核 电计划电价相对平稳，但市场电价持续下行，而中国广核、中国核电市场化交易电量占比持续 提升，因此市场电价下行将对中国广核、中国核电两家公司的盈利水平造成不利影响。

从盈利指标看，核电运营商盈利能力稳健。中国核电、中国广核的毛利率、净利率、ROE 受机组大修时间增加及市场化交易电价下降影响，但整体维持在较高的水平。2024 年，中国核 电、中国广核毛利率分别为 42.91%、34.03%，净利率分别为 21.42%、20.10%，ROE 分别为 9.44%、9.33%。

电投产融将成为第三家核能发电上市公司。国家电投集团作为我国第三大核电投资运营商， 旗下的上市公司电投产融将置入电投核能的核电资产，从而成为继中国广核、中国核电之后的 第三家上市核电运营平台。

（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。）