2025年公用事业行业中期投资策略：火电盈利分化，红利价值恒在

2025H1行业回顾

2025H1行业回顾：优质红利资产，防守能力显著

相对沪深300，2025H1截至6月30日申万公用事 业板块下跌0.55%。 各板块横向对比看，申万公用事业板块在所有 申万一级行业中相对排名21/32。 从细分板块看，2025H1截至6月30日水力发电、 火力发电、电能综合服务、燃气、风力发电、 光伏发电以及热力服务板块分别+0.6%、+4.9%、 +4.0%、-4.5%、-1.5%、-2.6%和+19.9%。

25Q1电力板块业绩实现小幅增长。2024年，公用事业电力板块实现营业收入19832亿元，同比下降 1.3%，实现归母净利润1723亿元，同比增长7.8%；2025Q1公用事业电力板块实现营业收入4643亿元， 同比下降5.2%，实现归母净利润507亿元，同比增长6.3%。

煤价下行对冲电价电量影响，火电业绩实现正增长。2025Q1火电实现营收2931亿元（同比-8.2%）， 归母净利212亿元（同比+7.8%）。

来水改善驱动水电业绩增长。2025Q1水电实现营收418亿元（同比+4.0%），归母净利113亿元（同比 +23.7%。

风电、核电业绩承压，光伏业绩修复。2025Q1风电板块实现营收303亿元（同比-10.1%），归母净利 72.0亿元（同比-6.8%）；2025Q1光伏发电板块实现营收80.5亿元（同比-11.9%），归母净利5.4亿 元（同比+54.6%）；2025Q1核电板块营业收入为403.01亿元，同比+8.4%；归母净利润61.63亿元， 同比-7.5%，主要受计提增值税返还对应所得税费用影响。

2025H2行业投资策略

火电：2025H1煤炭回顾：供需失衡，价格回落

原煤产量同比增长。2025年1-5月全国原煤产量19.9亿吨，累计同比增长6.0%，其中山西、陕西、内 蒙、新疆累计同比增长13.6%、3.1%、0.9%、9.8%，原煤产量增幅较大主因2024年同期山西受安监影 响产量降幅较大导致低基数影响。

进口煤与内贸煤价格倒挂，进口动力煤量降幅扩大。根据海关总署数据，2025年1-5月国内进口动力 煤1.4亿吨，同比下滑9.4%，其中2-5月跌幅分别为3.4%/9.6%/17.7%/16.5%，降幅逐渐扩大。3月起， 印尼煤炭采取HBA的定价机制，推升进口成本，于此同时国内内贸煤价格大幅下滑，导致价格倒挂。

2025H1港口库存维持高位，电厂库存充足。 2025H1CCTD主流港口全年平均库存达7394万 吨，较24/23年同比分别+20.8%/+11.8%，全 年港口库存水平持续高位；电厂方面，205H1 年南方电厂平均库存达3357万吨，较24/23年 同比分别-0.8%/+1.8%；煤炭重点企业库存天 数为24.0天，较24/23年同比分别+1.7/+4.6 天。

用电需求增速逐渐抬升。根据国家能源局，1-5月，全社会用电量累计39665亿千瓦时，同比增长3.4%， 增幅放缓；5月全社会用电量8096亿千瓦时，同比增长4.4%，增幅逐渐抬升。

火电出力由降转增。1—5月，规上工业发电量37266亿千瓦时，同比增长0.3%，5月规上工业发电量 7378亿千瓦时，同比增长0.5%，分品种看，5月份，规上工业火电由降转增，水电降幅扩大，核电、风 电、太阳能发电增速放缓。其中，规上工业火电同比增长1.2%，4月份为下降2.3%；规上工业水电下降 14.3%，降幅比4月份扩大7.8个百分点；规上工业核电增长6.7%，增速比4月份放缓5.7个百分点；规上 工业风电增长11.0%，增速比4月份放缓1.7个百分点；规上工业太阳能发电增长7.3%，增速比4月份放 缓9.4个百分点。

25年长协电价普遍下滑，区域分化明显。从相较燃煤基准价的幅度来看，广东较基准价下浮13.5% （24年为上浮2.8%）；江苏较基准价上浮5.5%（24年上浮15.8%）；安徽较基准价上浮7.4%（24年上 浮13%.5%）；北京较基准价上浮11.3%；天津较基准价上浮18.6%，中部及北方地区电价下降幅度较 小。

当前市场煤价格与长协煤价格形成倒挂。截至2025年6月30日，秦皇岛平仓价为621元/吨，较年初价 格下滑19.0%，低于长协煤价格，煤炭长协比例较低的企业可以通过采购现货市场煤降低燃料成本。

水电：Q1来水偏丰

Q1来水偏丰。受来水充沛影响，据长江电力公告，2025年Q1乌东德水库来水总量约167.05亿立方米， 同比偏丰12.50%；三峡水库来水总量约555.19亿立方米，同比偏丰11.56%；

水电：澜沧江、雅砻江装机弹性相对大

在建装机超2500万千瓦，主要分布于澜沧江和雅砻江。各大流域在建水电站合计超过2500万千瓦， 其中，澜沧江/雅砻江/大渡河/金沙江分别在建832/777/352/621万千瓦，随着水电站陆续投产，水 电企业业绩弹性渐显。

水电：红利资产+现金流充裕

水电企业盈利稳定，股息率高。水电项目资本投入主要集中在前期，成本主要包括折旧、财务费用 等。2017-2024年长江电力股息率保持在3.2%~4.4%。

我国水电公司普遍具有较高的分红比例。高盈利、充沛现金流及低运营支出使得我国水电公司具有 较高的分红比例。长江电力承诺2016-2020年分红金额不低于0.65元/股，2021-2025年分红比例不低 于70%。

核电：审批加快，装机容量增长稳定

2024年核电核准11台机组，审批提速。2024年8月国务院核准5个核电项目总计11台机组，数量创下 历史新高，中央文件也自2011年以来首次用“加快”来描述核电建设。“十四五”期间我国核电核 准稳步推进，2021至2024年核准机组数量分别为5/10/10/11台，根据《“十四五”现代能源体系规 划》，2025年目标核电运行装机容量达到70GW，核电迈入确定性成长期。

双寡头格局，成长性确定。截至2024年末，中国核电在运核电机组装机容量2375万千瓦，在建机组/ 核准待建机组2064万千瓦，中国广核在运核电机组装机容量3176万千瓦(含联营)，在建机组/待建机 组1900万千瓦。

核电市场化比例上升，电价相对稳定。自2019年以来，核电市场化比例快速提升。2025年广东、江 苏市场化交易电力进一步提升，短期电价存在下行压力，考虑到各地对市场化交易电价存在回收机 制，最终执行电价接近核准电价，核电电价相对稳定。

风光：装机增速维持高水平

截至2024年底，风光装机容量合计达14.1亿千 瓦。2024年风光装机维持加速增长态势，风电 /光伏累计同比增速分别为+18%/+45%；根据全 国新能源消纳检测预警中心数据，2024年全国 新能源消纳问题加剧，1-12月风电/光伏利用 率分别为95.9%/96.8%，装机高速增长凸显了 风光消纳问题。

风光：136号文推动新能源全面入市

136号文推动新能源全面入市。2025年1月，国家发展改革委、国家能源局发布的《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》（136号文），按照价格市场形成、责任公平承 担、区分存量增量、政策统筹协调的总体思路推动新能源上网电量全面进入电力市场，通过市场交 易形成价格。文件提出要完善现货和中长期市场机制，同时建立新能源可持续发展价格结算机制， 对存量项目，其电量、电价等与现行政策衔接，增量项目的电量规模按国家要求确定，机制电价通 过竞价形成。136号文以2025年6月1日为节点划分存量和增量项目，导致今年6月之前我国出现抢装 潮。截至2025年5月底，新增新能源装机规模已经达到2.44亿千瓦，同比增长146.8%。

风光：现货电价承压，绿证赋予环境溢价

保障性收购小时下降，大规模入市电价承压。根据陕西发改委，2025年光伏各项目保障收购小时数 为293 小时（2024年同期350小时）；根据四川发改委，2025年风电项目利用小时暂按400小时（枯 水期220小时、丰水期180小时）确定，光伏项目利用小时暂按300小时（枯水期170小时、丰水期 130小时）确定，对比2024年风、光保障收购小时数总体下降了50%，保障性收购小时下降意味着未 来新能源参与电力市场比例将逐步提高，电价面临短期承压。

绿证赋予环境溢价。根据2024 年 8 月发布的《关于 2024 年可再生能源电力消纳责任权重及有关 事项的通知》，将电解铝行业企业绿色电力消费比例完成情况以绿证核算，各省（市）可再生能源 电力消纳责任权重完成情况虽以实际消纳的物理量核算，但对于未完成的情况，会促使各地区通过 绿证交易等方式来补充可再生能源电力的消纳量，以达到考核要求，直接促进了绿证需求。

垃圾焚烧：行业进入成熟期，分红比例有望提升

项目开标数量大幅缩水。从开标数量上看，2024年开标的项目数量仅20个，约占往年的三分之一； 从项目投资金额来看，2024年累计投资约52.6亿元，较2023年287.7亿投资额，市场份额缩水约80%；

垃圾焚烧板块资本开支同步下降。自2022年开始，垃圾焚烧板块资本开支呈逐年下降趋势，2024年 垃圾焚烧板块资本开支为109.7亿元，同比下滑14%，25Q1资本开支达23.8亿元，同比下滑26%，预计 随着国内垃圾焚烧项目开标数量减少，板块资本开支同步下降。

报告节选：

（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。）