2025.6.19电力及公共事业行业观察

一、行业整体表现：防御性突出，业绩稳健增长

（一）财务数据：营收微增，净利润逆势上扬

2024 年，中信电力及公用事业行业实现营业收入 25527.42 亿元，同比微增 0.12%；实现归母净利润 2081.10 亿元，同比增长 6.79%，呈现营收与净利润双增长态势。2025 年一季度，行业营业收入 6069.11 亿元，同比下降 3.34%，但归母净利润达 612.68 亿元，同比逆势增长 5.20%，展现出较强的业绩韧性。

（二）市场表现：跑赢大盘，防御属性显著

截至 2025 年 6 月 15 日，电力及公用事业指数年内上涨 2.25%，同期沪深 300 指数下跌 1.80%，行业超额收益 4.05 个百分点。在 30 个中信一级行业中，行业指数涨幅排名第 14 位，处于中游水平，显著优于多数周期性行业，防御属性突出。

（三）子行业分化：水电盈利领跑，火电盈利修复

• 水电：2024 年毛利率达 54.41%，净利率 38.16%，ROE 为 13.85%，均为各子行业最高，2025 年一季度毛利率进一步提升至 50.26%，净利率 34.89%，盈利能力持续领跑。

• 火电：2024 年营业收入 1.36 万亿元，同比下降 0.95%，但因煤价中枢下跌，归母净利润实现增长，毛利率 15.76%，净利率 7.69%，盈利水平显著修复。

• 新能源发电：受平价项目占比提升影响，上网电价持续下行，2024 年毛利率约 26.84%，净利率 5.24%，业绩增速放缓。

• 核电：2024 年毛利率 42.91%，净利率 21.42%，但市场电价下行导致业绩增速放缓，ROE 为 9.44%。

二、水电行业：红利资产标杆，长期价值凸显

（一）发电量：来水偏丰推动增长，龙头表现亮眼

• 全国层面：2024 年规上工业水电发电量 12743 亿千瓦时，同比增长 10.7%；2025 年 1-4 月发电量 3012 亿千瓦时，同比增长 2.2%，整体来水偏丰支撑发电量增长。

• 龙头企业：

• 长江电力：2024 年所属六座梯级电站总发电量 2959.04 亿千瓦时，同比增加 7.11%，其中乌东德水库来水总量 1123.69 亿立方米，较 2023 年偏丰 9.19%。

• 华能水电：2024 年完成发电量 1120.12 亿千瓦时，同比增长 4.62%，澜沧江流域来水偏丰 5%。

• 国投电力：2024 年水电发电量 1040.85 亿千瓦时，同比增长 10.49%，雅砻江流域来水偏丰。

• 川投能源：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：2024 年累计完成水电发电量 305.83 亿千瓦时，同比激增 44.94%，主要因流域来水同比增长。

（二）装机规模：头部集中，稀缺性凸显

截至 2024 年末，我国水电装机容量达 4.36 亿千瓦，长江电力、华能水电、国投电力国内装机容量分别为 7169.5 万千瓦、2730.58 万千瓦、2130.45 万千瓦，合计占全国装机容量的 27.59%，行业头部集中度高。华能水电 2024 年托巴水电站全面投产，国投电力在建孟底沟等水电站项目，将在 “十五五” 期间提升装机规模。我国规划 2030 年水电装机容量达 5.4 亿千瓦，未来仍有增长空间，但大型优质水电站增量稀缺，十三大水电基地中装机 500 万千瓦以上水电站增量近乎为零。

（三）电价水平：成本优势显著，存在长期上涨空间

• 电价对比：水电平均上网电价显著低于其他电源类型，2024 年长江电力上网电价约 300 元 / 兆瓦时，华能水电约 250 元 / 兆瓦时，国投电力水电电价约 280 元 / 兆瓦时，均低于火电（约 450 元 / 兆瓦时）和核电（约 420 元 / 兆瓦时）。

• 成本优势：水电发电成本主要为折旧费用，属于非付现成本，2024 年水电行业毛利率达 54.41%，净利率 38.16%，随着折旧期满，成本将大幅下降，盈利能力进一步提升。

• 上涨逻辑：水电作为清洁可再生能源，随着电力市场化改革推进及环保价值凸显，电价存在长期上涨空间，以反映其市场供需关系和环境价值。

（四）分红能力：高股息特征突出，长期回报稳定

水电企业现金流稳定，分红比例高，2024 年长江电力分红比例超 70%，近三年累计分红超 600 亿元，股息率达 3.36%；桂冠电力股息率 3.22%，川投能源分红比例超 50%。截至 2025 年 6 月 15 日，水电板块股息率普遍高于 3%，显著高于十年期国债收益率，成为红利资产标杆。

三、火电行业：煤价下行促盈利，公用事业属性增强

（一）发电量：占比下滑，仍为主力电源

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%，占总发电量比重 67.36%，较 2023 年下降 2.59 个百分点；2025 年 1-4 月发电量 1.98 万亿千瓦时，同比下降 4.1%。尽管非化石能源挤压出力空间，火电仍为发电端主导电源，在新型电力系统中承担兜底调峰作用。

（二）电价与成本：电价下行，煤价下跌促盈利修复

• 电价表现：2024 年大型火电企业平均上网电价普遍下降，华能国际 494.26 元 / 兆瓦时，同比降 2.85%；华电国际 511.74 元 / 兆瓦时，降 0.98%；国电电力 429.82 元 / 兆瓦时，降 1.83%；大唐发电 451.43 元 / 兆瓦时，降 3.21%，电价下行导致营收承压。

• 煤价走势：2024 年末北方港口动力煤价格 770 元 / 吨，同比下跌 16.76%；2025 年 6 月 13 日降至 610 元 / 吨，年内累计下跌 20.78%，煤价跌幅大于电价跌幅，火电燃料成本显著下降，2024 年华能国际燃料成本同比减少 9.40%，华电国际减少 6.49%，推动盈利修复。

• 盈利水平：2024 年火电行业单季度归母净利润除四季度受计提折旧减值影响外，前三季度单季度净利润达 240-250 亿元，2024 年毛利率 15.76%，净利率 7.69%，较 2023 年显著提升。

（三）转型方向：向兜底调峰电源转型，公用事业属性增强

煤价低位运行下，火电企业盈利波动性降低，公用事业属性逐步增强。随着 “电量电价 + 容量电价 + 辅助服务电价” 价格体系确立，火电企业收入结构优化，叠加资产并购重组加速（如甘肃能源收购常乐发电股权、华电国际收购 8 家火电企业资产），行业向稳定收益资产转型。2024 年火电企业分红比例多在 30%-50% 区间，上海电力股息率 5.36%，联美控股 5.31%，具备一定股息投资价值。

四、新能源发电：装机高增，电价市场化转型加速

（一）装机规模：新增占比超九成，超越火电成第一大电源

2025 年前 4 个月，我国新增电力装机 1.38 亿千瓦，其中新增新能源装机 1.26 亿千瓦，占比 91.08%，新增太阳能装机 1.05 亿千瓦，占比 76.24%；截至 2025 年 4 月末，新能源装机容量 15.33 亿千瓦，占总装机 43.97%，首次超过火电的 14.55 亿千瓦，成为第一大电源类型，其中太阳能发电 9.92 亿千瓦，同比增 47.7%；风电 5.41 亿千瓦，同比增 18.2%。

（二）电价政策：136 号文推动市场化，绿证成新利润点

2025 年 1 月 136 号文发布，推动新能源上网电价全面市场化，2025 年 6 月 1 日起，增量项目电价通过竞价形成，不得高于当地煤电基准价，存量项目按现行政策执行。政策实施后，新能源发电企业电价波动加大，对运营能力提出更高要求。同时，绿证销售成为新利润来源，2025 年 1-4 月国家能源局核发绿证 8.78 亿个，其中可交易绿证 6.21 亿个，绿证价格逐步市场化，有望提升企业收益。

（三）盈利影响：装机高增但电价下行，业绩增速放缓

尽管装机容量快速增长，新能源发电企业业绩受平均电价下行影响明显，2024 年龙源电力风电上网电价约 450 元 / 兆瓦时，同比降 5%；三峡能源光伏上网电价约 380 元 / 兆瓦时，同比降 8%，叠加市场化交易比例提升，行业毛利率和净利率分别降至 26.84% 和 5.24%，业绩增速放缓。

五、核电行业：核准加速，电价下行压制短期业绩

（一）装机与发电量：核准节奏加快，投产高峰将至

2025 年上半年一次核准 10 台核电机组，创历史新高，2019 年以来我国累计核准核电机组超 50 台，根据 5-7 年建设周期，“十五五” 期间将迎来投产高峰。截至 2025 年 3 月末，我国运行核电机组 58 台，装机容量 6101 万千瓦，2024 年规上工业核电发电量 4449 亿千瓦时，同比增 2.70%；2025 年一季度发电量 1173.8 亿千瓦时，同比增 12.8%，核电装机和发电量持续增长。

（二）竞争格局：双寡头主导，第三家运营商将诞生

中国广核和中国核电为行业双寡头，截至 2025 年一季度末，中国广核管理核电装机 3179.6 万千瓦，中国核电 2496.2 万千瓦，合计占全国装机 93%。国家电投集团旗下电投产融将置入核电资产，成为第三家上市核电运营平台，行业竞争格局将从双寡头向三家竞争转变。

（三）电价与盈利：市场电价下行，短期业绩承压

核电计划电价相对稳定，但市场电价持续下行，2024 年中国广核平均上网电价约 405 元 / 兆瓦时，同比降 3%；中国核电约 410 元 / 兆瓦时，同比降 2.5%，市场化交易电量占比提升至 30% 以上，导致盈利水平承压，2024 年中国核电毛利率 42.91%，净利率 21.42%，ROE9.44%；中国广核毛利率 34.03%，净利率 20.10%，ROE9.33%，虽维持较高水平，但增速放缓。

六、投资分析与相关公司

（一）行业

截至 2025 年 6 月 15 日，电力及公用事业行业市盈率 19.27 倍，低于近十年中位数 23.95 倍，分位值 15.37%，处于低估状态；市净率 1.70 倍，低于近十年中位数 1.75 倍，分位值 39.86%，估值合理偏低。考虑行业防御性突出、水电长期价值明确、核电和新能源长期成长潜力。

（二）投资主线：聚焦水电龙头，关注火电转型

• 水电板块：作为红利资产标杆，相关公司长江电力（总市值 7492 亿元，2024 年 EPS1.33 元，PE23.06 倍，股息率 3.36%）、华能水电（市值 1750 亿元，2024 年 EPS0.44 元，PE22.11 倍，股息率 3.22%）、川投能源（市值 795 亿元，2024 年 EPS0.93 元，PE17.46 倍，分红比例超 50%），三者均具备装机规模大、电价成本优势显著、分红稳定特点。

• 火电板块：水电火电协同发展的国投电力（市值 1209 亿元，2024 年 EPS0.87 元，PE17.22 倍），公司水电占比提升，火电盈利修复，防御属性增强。

• 核电板块：相关公司中国广核（市值 1717 亿元，2024 年 EPS0.21 元，PE20.32 倍）和中国核电（市值 1942 亿元，2024 年 EPS0.46 元，PE19.86 倍），长期受益于装机增长，但需关注短期电价下行影响。

（三）风险提示

• 火电燃料成本波动风险：煤价若反弹将压缩火电利润空间。

• 水电来水不及预期风险：极端天气可能导致来水减少，影响水电发电量。

• 新能源市场竞争加剧风险：装机快速增长可能导致弃电率上升，电价进一步下行。

• 市场电价下行风险：电力市场化改革深化，各类型电源电价波动加大，可能影响企业盈利。