(一)行情复盘:指数小幅上涨，估值小幅回落
年初至11月30日，SW公用事业上涨7.81%，同期沪深300上涨14.15%，公用事业指数跑输沪深 300指数6.33pct。在 31个子行业中，公用事业行业的涨跌幅排名为第14名。分子行业来看,年初至今火力发电/水力发电/光伏发电/风力发电/热力服务/电能综合服务/核力发电涨跌幅分别为7.90%/15.21%/-10.43%1-0.44%/-11.30%/10.77%/25.73%。
年初至11月30日，公用事业行业的估值水平小幅回落。截至2024年11月30日，SW公用事业板块估值PE(TTM)为16.70x，万得全A板块估值PE(TTM)为14.96x，估值溢价水平为11.7%，公用事业板块估值略高于市场平均。年初至11月30日，公用事业行业涨幅排名前10的个股中包含电力和燃气企业，其中电力企业6只，燃气企业4只。
(二)业绩总结:2401-3水、火表现亮眼，核电稳健，绿电承压
2401-3电力行业业绩实现同比增长。2401-3，电力行业实现营业收入12479.1亿元，同比增长0.2%;实现归母净利润1428.7亿元，同比增长12.9%。
分板块来看，24Q1-3水、火表现亮眼，核电稳健，绿电承压。24Q1-3，火电、水电、核电、绿电板块分别实现营业收入9175.8、1464.7、1192.6、646.0亿元，同比增速分别为-1.3%、9.0%、2.9%、-0.8%;分别实现归母净利润596.9、496.8、189.2、145.8亿元，同比增速分别为16.7%、22.5%、-0.6%、-7.5%。受来水改善驱动，水电板块业绩增长显著:得益于煤价下降，火电板块业绩同样表现亮眼;核电板块业绩仅小幅波动，维持稳健态势:绿电板块受到利用小时数下降和电价下行的双重压制，业绩有所承压。
(三)基金持仓:三季度持仓比例回落，火电、核电减仓幅度大
我们对公募基金的重仓股明细数据进行统计和分析。截至202403，公用事业板块基金重仓持股市值比例为2.52%，较202402减少0.30pct。202403公用事业行业市值占A股全部市值的比例为 3.54%，基金对于公用事业板块的超配比为-1.02%，板块处于低配状态，持仓比例有较大提升空间。
2024年第三季度，公募基金持仓以央企电力龙头为主，持仓集中度高。截至2024Q3，公用事业行业公募基金重仓总市值为666.4亿元，其中市值前十的有长江电力(434.2亿元)、中国核电(38.9亿元)、川投能源(26.7亿元)、国投电力(26.2亿元)、华能国际(25.1亿元)、华电国际(15.4亿元)、华能水电(14.0亿元)、浙能电力(10.6亿元)、三峡能源(10.6亿元)中国广核(9.9亿元);重仓前3名、前5名、前10名个股占重仓公用股总市值比例分别为 74.9%、82.6%、91.8%。
从重仓基金数量来看，截至202403,长江电力(521个)、中国核电(145个)、国投电力(102个)、川投能源(82个)、华能国际(79个)等公司重仓基金产品数量领先。
2024年第三季度，公募基金加仓板块较为分散。2024年第三季度，公募基金主要加仓长江电力、佛燃能源、中闽能源、广州发展等个股,加仓股数占总股本比例分别为0.8%/0.8%/0.7%/0.2%,加仓板块较为分散。我们预计加仓长江电力主要是由于水电龙头业绩确定性，加仓中闽能源主要是预期大股东福建省投资集团优质海风资产注入。
2024年第三季度，公募基金大幅减仓火电、核电板块。2024年第三季度，皖能电力/内蒙华电/华电国际/中国核电/中国广核减仓股数占总股本比例分别为4.4%/2.3%/1.7%/1.8%/0.8%,公募基金对火电、核电龙头减持幅度较大。我们预计主要是由于市场担忧2025年中长期电价下降，此外也与市场风格转向有关。
(一)现货市场建设取得显著成效、未来发展节奏逐渐明晰
政策持续发力，推动现货市场建设。2017年9月5日，国家发改委、国家能源局发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，选择南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第一批试点，拉开我国电力现货市场建设的大幕。2021年4月26日，《国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》指出要有序开展现货试点结算试运行，并积极稳妥扩大现货试点范围，选择辽宁省、上海市、江苏省、安徽省、河南省、湖北省作为第二批现货试点。随后在2023年9月、2023年11月，国家发改委、能源局分别印发《电力现货市场基本规则(试行)》、《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，其中后者明确要推动现货市场转正式运行，并有序扩大现货市场建设范围，我国电力现货市场建设自此驶入快车道。
现货市场建设取得显著成效，截至2024年10月已有5个市场转入正式运行。在《电力现货市场基本规则(试行)》、《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》等政策接连发布后我国电力现货市场建设进入加速期。2023年12月22日，山西成为国内第一个现货市场转正式运行的省份;随后在2023年12月29日，广东电力现货市场转正。据我们统计，截至2024年10月共有山西、广东、山东、甘肃、省间5个现货市场转正。
短期来看，预计蒙西等4个市场有望在今、明年陆续转正;长期来看，2029年前全国绝大多数市场转正。从现货市场建设进展上来看，一般要经历5个重要的时间节点，即模拟试运行->结算试运行->长周期结算试运行->连续结算试运行->正式运行。考虑到目前蒙西、湖北、浙江、福建4个市场已处于连续结算试运行阶段,我们认为在今、明两年或有望陆续转入正式运行。展望长期，根据中电联发布的《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》，其提出“2029年前全国绝大多数省份电力现货市场正式运行”我国电力现货市场建设节奏逐渐明晰。
(二)现货电量占比尚低，且参与现货市场对不同电源影响各异
现货市场定价的仅是实际发电量与中长期电量之间的偏差电量。现货市场一般存在两种结算方式，即差价结算和偏差结算。简化来看，其中，差价结算电费=现货市场中标电量*现货市场出清电价+合约电量*(合约电价-现货市场出清电价);偏差结算电费=合约电量*合约电价+(现货市场中标电量-合约电量)*现货市场出清电价?因此，可以发现不论采用哪种结算方式，受现货市场出清价格直接影响的仅是现货市场中标电量和合约电量之间的偏差电量。从定性的角度出发，在国内现行电力市场运行模式下，发电企业和电力用户/售电公司在签订年度电量合同后，基于对用电负荷曲线的预测，将年度电量逐级分解至年内各月、月内各日、日内不同的时点。但在实际发、用电过程中，由于预测偏差的存在，实际的发/用电曲线与中长期电量分解曲线势必存在差异，该部分偏差电量即交由现货市场来定价，从而实现电力市场的实时平衡。
当前中长期持仓比例较高，多维度交叉验证下现货电量占比最高在15%左右。首先，从全国范围内来看，根据国家能源局披露的数据，2023年，电力中长期交易已在全国范围内常态化运行，交易周期覆盖多年到多日，中长期交易电量占市场化电量的比重超过90%，由此推测现货电量占比在10%左右。其次，根据国家发改委、国家能源局发布的《关于做好2024年电力中长期合同签订履约工作的通知》以及各省电力市场交易方案，2024年，全国范围内要求“保障全年电力中长期合同签约电最不低于上一年度上网电量的90%”，具体到不同省份来看，宁夏等规定中长期交易电量占比不低于 80%，内蒙古、广东等不低于90%,浙江、湖北、福建等不低于95%，可见不同省份在具体比例安排上具有一定自由度。最后，从上市公司层面来看，火电代表性企业华电国际24H1现货电量占比约4%，其中山东地区占比达到13%;绿电代表性企业龙源电力24H1现货电量占比约15.7%。综上所述，目前不论是从全国、各省、还是单个公司维度来看，现货电量占比尚处于较低水平，最高在15%左右，其中现货市场建设相对领先、新能源发展更快的省份现货电量占比相对更高。
1.新能源参与现货市场面临电价下行压力，但对于最终的结算电价或许可以更乐观
现货市场放大了新能源出力与负荷曲线不匹配的缺点，导致其面临折价困境。日内负荷曲线一般呈现“双峰”特征，即在晚间18时左右达到高峰，在午间12时左右达到次高峰。对比来看，光伏发电的出力曲线呈现“单峰”特征，在午间12时左右达到峰值;风电出力曲线呈现“反调峰”特征，往往在后半夜(24:00以后)达到峰值状态;二者与负荷曲线均存在不同程度的错配。基于此，考虑到现货市场相比中长期市场对电力商品的定价更为精细，即在时间尺度上，不同时刻的电力商品将具有不同的价值，因此，风光出力曲线与负荷曲线错配的本质矛盾将在现货市场暴露得更加彻底，相应地，其现货电价相比其他电源理应产生折价。
新能源现货价格普遍下行，但从结构上来看，风电表现优于光伏。我们以山西、山东、甘肃、蒙西四个现货市场作为观察对象，发现2024年前十个月，除蒙西外，其他三个市场风、光现货电价同比均下降，1-10月同比变化幅度算术平均值分别为-0.69%1-14.89%、-5.28%/-22.83%、-21.16%/-43.55%。具体到不同月份来看，除了需求侧受“迎峰度冬”“迎峰度夏”影响，供给侧受资源条件波动影响，导致供需偏紧从而促使电价在个别月份有所上涨外，其余月份均呈现下降趋势。对于蒙西市场，其价格在不同月份之间波动较为剧烈，我们认为除了供需因素之外，或受到火电机组报价策略的影响(其中7月可能存在为满足中长期持仓比例要求而报高价以降低现货市场中标概率的行为)。而区分风、光来看，风电现货电价相较光伏的降幅整体更为可控，我们认为这主要系光伏出力曲线与负荷曲线的错配更严重所致。
中长期合同覆盖叠加部分市场存在收益补偿/回收机制，对于新能源结算电价或许可以更乐观。如前文所述，现货市场定价的仅是实际发电量与中长期电量之间的偏差电量，因此，在现行中长期持仓较高的情况下，现货电价对于新能源最终结算电价的影响相对可控。举例而言，2023年山西甘肃、蒙西、山东四个市场的光伏现货均价相较2022年的变动幅度分别为-1.74%、-30.32%、56.62%、5.85%,而在考虑中长期合约后,结算均价的同比变动幅度分别为5.81%、5.81%、5.89%、-1.58%。具体来看，山西、甘肃、山东三个市场的现货均价与结算均价的同比变动趋势出现背离，可见现货电价并未对最终结算电价起到决定性作用;此外，蒙西市场现货均价同比上涨56.62%，但结算均价仅上涨5.89%:甘肃市场现货均价同比下降30.32%，但结算均价上涨5.81%:说明新能源在现货市场获取超额利润或产生超额亏损均受到一定限制。基于此，我们认为政策对于新能源电价的态度或是实现合理且相对稳定的回报,这一目标可以通过中长期持仓比例要求、现货市场限价机制(以蒙西市场为例，新能源结算电价不能低于中长期电价的70%，或者高于中长期电价的125%，否则进行收益补偿/回收)等来实现。
2.火电的调节能力使其在现货市场处于有利地位，建议关注调节能力更强的气机和高参数煤机
现货市场价格波动幅度加大，峰谷价差显著。我们以2024年10月数据为例进行分析，可以看到除浙江外，各主要现货市场(含试运行)分时均价呈现较为明显的“鸭子曲线”形态，即在午间时段(一般为9:00-16:00)电价处于日内较低水平，晚间时段(一般为17:00-20:00)电价处于日内较高水平，产生这一结果的原因主要是午间光伏大发+用电负荷相对较低，晚间光伏不发+用电负荷较高。从峰谷价差来看，2024年10月，各主要现货市场峰谷价差在173.26-638.52元/MWh，对应峰谷差率在38.9%-80.5%;且细分来看，内蒙古、甘肃、山东等新能源装机大省峰谷差率普遍更高。
峰谷价差使得火电等灵活性电源在现货市场获利成为可能。对于火电等具备调节能力的电源来说，可以基于对现货电价趋势的判断调整出力，即在电价较高的时段多发电，在电价较低的时段少发电或不发电，从而获取超额收益。以华电国际为例，2024年前三季度，其在山东的现货电价较中长期电价高出8厘钱，可见不同于新能源参与现货市场面临的折价困境，火电在现货市场可实现一定水平的溢价。
在现货市场赚取峰谷价差对火电的灵活性提出更高要求，气机和高参数煤机或更具优势
现货市场一般以15分钟作为一个报价时段，因此，其价格波动性较高，对于市场参与主体的灵活性提出了更高要求。举例而言，假设当前现货价格处于低谷，但预测2h后价格将达到峰值，此时，如果一台火电机组启动时间较长或者爬坡速度较慢，降出力/停机可能并不会成为其当下的最优策略,因为为了规避当前低电价带来的损失可能会丧失未来高电价产生的收益;而如果其最小出力过高,则可能因为物理限制无法降低负荷。综上所述,应主要关注火电机组的调节容量范围、启动时间、爬坡速度，以上参数决定了其能否在现货市场中获利或者获利的多寡。
对比来看，气电的调节性能优于煤电，即拥有更宽的调节容量范围、更短的启动时间、更快的爬坡速度，所以我们认为气电占比相对较高的火电企业，如深圳能源、福能股份、粤电力、申能股份、江苏国信、上海电力、华电国际等，在现货市场中或更为受益。
至于煤机，根据2021年国家发改委、国家能源局印发的《全国煤电机组改造升级实施方案》，要求“新建机组全部实现灵活性制造，现役机组灵活性改造应改尽改”，因此，我们认为新建机组的灵活性整体优于存量机组。考虑到近年来新建机组多为60万千瓦及以上的大机组，60万千瓦及以上机组的占比可作为衡量火电企业煤机调节性能的指标之一基于此，我们认为国投电力、江苏国信、皖能电力、国电电力等的煤电机组性能更优，有望在现货市场处于优势地位。
(三)现货与长协电价存在差异但趋势一致，重视煤价&供需定价逻辑演绎
现货电价反映边际成本，中长期电价需覆盖固定成本，二者在绝对水平上存在差异。边际成本定价模式下，由于现货市场遵循边际出清原则，现货电价多反映边际机组的变动成本。考虑到火电的变动成本一般高于风电、光伏、水电、核电，且国内火电机组以煤机为主，所以现货电价理论上与煤机变动成本(主要为燃料成本)呈现出较高的相关性。而国内现行的煤电容量电价政策仅能覆盖其固定成本的~30%，所以，煤机在中长期市场报价时必须考虑额外的固定成本(主要为折旧、利息费用等)，否则将面临亏损。
下面我们以广东为例，对上述观点进行验证。对于煤机的燃料成本，我们测算如下:当月度电燃料成本(含税)=上月煤炭综合采购价格/5500*7000*供电标准煤耗。其中
1)煤炭综合采购价格:参考国投电力沿海电厂用煤结构(60%进口煤、40%国产煤)，我们假设广东煤机煤炭供应结构中进口煤占60%:在国产煤中，假设长协煤占比 70%、现货煤占比 30%;从而得到广东煤机的用煤结构为进口煤:长协煤:现货煤=60%:28%:12%,对应价格分别采用广州港:到岸价:进口动力煤(Q5500)、秦皇岛港:年度长协价:动力煤(Q5500)、秦皇岛港:平仓价:动力末煤(Q5500,山西产)。在此基础上，考虑秦皇岛港-广州的运费，采用海运煤炭运价指数 OCFI:秦皇岛-广州(5-6万 DWT)。则煤炭综合采购价格=60%*进口煤价+28%*(长协煤价+运费)+12%*(现货煤价+运费)。
2)供电标准煤耗:取2023年全国6000千瓦及以上火电厂供电标准煤耗302.0克/千瓦时。
3)考虑电厂煤炭库存，当月燃料成本采用上月煤炭价格计算。
通过测算，我们发现度电燃料成本的变动可以在一定程度上解释广东现货电价的变动，即自2023年以来整体呈下行趋势。而除极个别月份(2023年3月、2023年12月)外，现货电价均在月度中长协电价以下波动，说明二者在绝对值上存在差异。
除燃料成本外，现货电价还受到电力供需的影响。可以发现在部分时段，现货电价与燃料成本的走势相反，如2023年1-3月、2023年11-12月;或者燃料成本相对平稳/波动较小。无法解释现货电价明显的上涨/下跌，如2024年4-10月。因此，我们认为现货电价除了反映燃料成本变动，还受电力供需的影响。我们以月度用电量同比增速表征广东省的电力需求，考虑到广东省电力供给波动主要受外来水电影响，以云南省月度水电发电量同比增速反映供给侧变动趋势。2023年1-3月、2023年11-12月，尽管燃料成本下行，但彼时电力需求增加+外来水电供给减弱，供需偏紧促使现货电价上涨。2024年4-10月，燃料成本小幅下降/基本维持平稳，现货电价波动主要受电力供需影响，即与电力需求正相关、与电力供给负相关。
(一)公用事业行业加大市场化整合重组力度
自2023年全面注册制以来，并购重组相关政策频频发布，激发并购重组市场活力。其中，2月17日，证监会全面修订《上市公司重大资产重组管理办法》(以下称“《重组管理办法》”)，明确重组审核和注册流程，并对重组认定标准、重组条件、重组底价进行修改完善。7月24日，中央政治局会议对资本市场工作作出重要部署，定调“要活跃资本市场，提振投资者信心”，并提出并购重组是优化资源配置、激发市场活力的重要途径,推出了建立科技型企业并购重组“绿色通道”提高重组估值包容性，优化“小额快速”审核机制，推出上市公司定向发行可转债购买资产的相关规则，推动央企加大并购重组整合力度等一系列措施。8月证监会发布《证监会统筹一二级市场平衡优化 IPO、再融资监管安排》，明确提出了阶段性收紧IPO节奏。这使得一些企业寻求通过并购重组间接实现上市。11月14日，明确定向可转债用于购买资产的发行条款、限售期及信息披露要求，确保并购重组过程透明、合规，保护各方权益。
2024年以来，并购重组政策的出台加速，进一步活跃并购重组市场。其中，2月5日，证监会召开并购重组座谈会，就进一步优化并购重组监管机制、大力支持上市公司通过并购重组提升投资价值征求部分上市公司和证券公司意见建议。4月12日，新“国九条”明确提出加大并购重组改革力度，多措并举活跃并购重组市场。通过加强监管、优化政策，推动并购重组市场，提升上市公司发展质量。6月19日，证监会《关于深化科创板改革服务科技创新和新质生产力发展的八条措施》(“科创板八条”)进一步明确，要更大力度支持并购重组。支持科创板上市公司开展产业链上下游的并购整合，提升产业协同效应，增强持续经营能力，并优化支付工具和并购重组估值包容性。9月13日，上交所发布《上市公司并购重组规则、政策与案例一本通》(“《并购重组一本通》”)通过梳理政策亮点、剖析典型案例,来帮助上市公司准确理解规则,把握最新监管导向。9月24日.证监会发布《关于深化上市公司并购重组市场改革的意见》(“并购六条”)，本次意见聚焦并购重组市场，涵盖助力新质生产力发展、加大产业整合支持力度、提升监管包容度、提高支付灵活性和审核效率、提升中介机构服务水平、依法加强监管等六个部分。
本轮并购重组方向的重点，一是针对新质生产力的纵向并购。证监会表示，将积极支持上市公司围绕战略性新兴产业、未来产业等进行并购重组，包括开展基于转型升级等目标的跨行业并购、有助于补链强链和提升关键技术水平的未盈利资产收购，以及支持“两创”板块公司并购产业链上下游资产等,引导更多资源要素向新质生产力方向聚集。二是针对传统行业、头部企业的横向并购,整合产业链资源，提升产业集中度，配套放宽对于同业竞争、关联交易等事项的监管包容度，从而提升市场资源配置效率。
公用事业行业并购重组活动活跃，近5年来平均每季度发生140次左右。公用事业行业面临产业升级与结构调整的压力，通过并购重组可以整合行业资源，提高产业集中度，实现规模效应和协同效应。根据wind全球并购库统计,2020年至今,公用事业行业共发生并购重组事件2755次平均每季度143次;并购重组事件涉及交易规模总计16384亿元，平均每季度860亿元。
(二)公用事业上市公司并购重组方式一览
公用事业上市公司重组方式主要包括发行股份购买资产和协议收购。并购重组形式包括协议收购、要约收购、发行股份购买资产、增资、二级市场收购(含产权交易所)、吸收合并、资产置换、其他并购方式等。我们统计了近5年来涉及公用事业上市公司并购重组事件共87次，其中发行股份购买资产和协议收购各35次，占比各为40.2%;公用事业上市公司其他并购重组方式包括资产置换、二级市场收购、吸收合并、增资等。
公用事业上市公司重组目的主要包括战略合作、多元化战略和横向整合。上市公司并购重组目的包括横向整合、战略合作、资产调整、多元化战略、买壳上市、垂直整合和其他并购目的。我们统计了近5年来涉及公用事业上市公司并购重组事件共87次，其中战略合作、多元化战略和横向整合次数分别为31次、13次、12次，占比分别为35.6%、14.9%、13.8%。公用事业上市公司其他并购重组目的包括资产调整、买壳上市、垂直整合等。
(三)国家能源集团:火电、新能源未上市体量大
国家能源投资集团有限责任公司，简称国家能源集团，由中国国电集团公司和神华集团有限责任公司于 2017年11月 28日合并重组而成。集团拥有煤炭、电力、运输、化工等全产业链业务，在煤炭安全绿色智能、煤电清洁高效稳定、运输物流协同一体、现代煤化工高端多元低碳、新能源多元创新规模化发展等领域取得全球领先业绩。
根据集团官网，截至 2023年底，集团员工总数31万人，资产总额2.1万亿元，煤炭产能6.65亿吨/年，发电总装机3.24亿千瓦，自营铁路2708公里，港口吞吐能力2.9亿吨/年，煤制油品产能531万吨/年。
截至 2023年末，国家能源集团未上市装机1.28亿千瓦，占集团装机比例为39.4%。国家能源集团能源板块上市公司包括国电电力、龙源电力、中国神华和长源电力。其中，国电电力是核心电力上市公司和常规能源发电业务的整合平台，煤电一体化、大渡河、新能源协同发展，总装机超过1亿千瓦，占集团1/3左右;龙源电力是集团下属风电业务整合平台，集团已承诺后续逐步将存续风力发电业务资产注入龙源电力:中国神华是是集团下属的煤炭业务整合平台，是国内规模最大的煤炭企业，煤炭核定产能3.5亿吨/年;长源电力是国家能源集团在湖北省内唯一资本运作平台。
国家能源集团未上市火电约8200万千瓦，其中三北区域占比超过70%;整体煤耗高于上市平台。国家能源集团未上市火电中，三北区域累计装机5853万千瓦，占比71%;其中主要包括集团下属宁夏电力公司、国源电力公司(新疆、内蒙等)、河北电力公司、吉林电力公司、辽宁电力公司等。根据集团及上市公司煤耗，我们推断未上市火电平均煤耗为 302.9克/千瓦时，高于国电电力8克，高于中国神华6克。
国家能源集团未上市新能源装机约4300万千瓦,其中国华投资以及西部6家省属公司合计占比接近 80%。国家能源集团未上市新能源中，2023年末国华投资新能源装机已超过 2000万千瓦占比接近 50%。根据国华投资官网披露，力争到“十四五”末新能源装机超 3200万千瓦，形成涵盖陆上与海上、集中式与分散式、BIPV、储能、清洁能源供暖等多样化多层次运营体系:其余未上市新能源装机主要集中在新疆、云南、宁夏、青海等6家省属公司，其累计新能源装机约为 1300万千瓦，占比接近 30%。
龙源电力是集团下属风电业务整合平台，目前正在启动400万千瓦新能源装机注入。根据国家能源集团出具的避免同业竞争的承诺函，国家能源集团将在公司吸收平庄能源交易完成后的3年内(2022-2024年)将存续风电业务注入公司，目前待注入风电装机约为2300万千瓦。2024年7月龙源电力发布公告，国家能源集团拟启动向其注入部分新能源资产的工作，注入的新能源装机规模约400万千瓦，计划分批注入。
(四)华能集团:资产证券化率高，华能新能源或存在再次资产证券化的可能性
华能集团成立于1985年，主营火电、风电、水电及其他清洁能源等多元化电力供应业务，同时涉足煤炭生产、交通运输及金融服务等其他业务。截至2023年末，集团可控装机超过 2.43亿千瓦，累计新能源装机突破7200万千瓦，供热面积达到10.3亿平方米，煤炭产量超1亿吨/年。集团制定中长期能源“3411”发展框架,坚持提高能源安全保障能力和绿色低碳转型并重，以新能源、核电、水电为转型“三大支撑”，以“三型三化”战略路径推进清洁能源基地建设，加速优化调整能源结构。
截至2023年末，华能集团未上市装机约6700万千瓦，占集团装机比例为27.5%，为五大发电集团最低。华能集团能源板块上市公司包括华能国际、华能水电、内蒙华电。其中，华能国际是集团常规能源业务最终整合的唯一平台，上市以来集团优质火电资产持续注入。华能国际目前装机1.36亿千瓦，集团占比超过50%;华能水电是集团水电业务最终整合的唯一平台,拥有澜沧江干流全部水能资源开发权，是国内第二大水电装机规模的上市公司;内蒙华电是集团北方公司煤电一体化等业务的最终整合平台。集团未上市装机主要包括约 2400万千瓦火电和4050万千瓦新能源。
华能集团控股核电在运、在建装机累计超过500万千瓦，核电资产目前均未上市。集团控股3座核电站,其中在运核电站包括石岛湾核电厂(20万千瓦),在建核电站包括石岛湾扩建工程(245万千瓦)以及昌江核电厂3-4号机组(240万千瓦)，控股在运、在建装机累计505万千瓦。集团另有3座参股核电站，累计在运、在建装机分别为280万千瓦、557万千瓦;其中昌江核电厂1-2号机组控股方为中核集团，山东海阳核电、国和一号示范工程控股方为国电投集团。
(五)国电投集团:多种电源未上市体量大，打造核电、水电资产整合平台
国家电力投资集团有限公司(简称国家电投)成立于2015年5月，由原中国电力投资集团公司与国家核电技术有限公司重组组建，业务涵盖电力、热力、煤炭、铝业、物流、金融、环保、光伏、电站服务等领域，拥有核电、火电、水电、风电、光伏发电等全部发电类型。截至 2023年末,集团控股总装机规模达 2.37亿千瓦，其中清洁能源占比69.89%,光伏装机、新能源装机、清洁能源装机规模持续位居全球第一。
截至 2023年末，国电投集团未上市装机约1.49亿千瓦，占集团装机比例为62.6%。国电投集团能源板块上市公司较多，包括中国电力、上海电力、吉电股份等。其中，中国电力是集团核心子公司;上海电力是集团在上海市、江苏省、浙江省等三个地区常规能源发电业务的唯一境内上市平台;吉电股份是集团旗下东北区域唯一一家综合能源类上市公司，也是集团绿色氢基能源专业化平台;电投能源是集团在内蒙古区域内煤炭、火力发电及电解铝资源整合的唯一平台;电投产融和远达环保将分别成为集团核电、水电运营资产整合平台。
国电投集团水电总装机2552万千瓦，打造远达环保为水电资产整合平台。截至2023年末，国电投集团水电装机2552万千瓦，其中仅有五凌电力和长洲水电在中国电力体内，总装机595万千瓦;其余未上市水电包括黄河水电、境外水电、贵州金元、重庆公司等。根据2024年9月远达环保公告,初步考虑拟由公司发行A股股票或发行A股股票及支付现金购买中国电力下属五凌电力、长洲水电等单位控股股权并同步募集配套资金。交易完成后，远达环保将建设为国家电投集团境内水电资产整合平台。
黄河水电总装机超过 3000万千瓦，清洁能源占比超过90%。黄河水电(黄河上游水电开发有限责任公司)是国家电投集团重要的清洁能源开发平台,拥有黄河上游和大通河流域、陕西嘉陵江、西藏金沙江等水电站18座，是中国北方最大的水力发电企业。黄河水电2023年末全口径装机3050.97万千瓦，其中水电1194.24万千瓦，光伏1069.67万千瓦，风电525.06万千瓦，清洁能源装机占比达 91.41%。此外，黄河水电是青海最大的发电企业，在青发电装机2561.36万千瓦，约占青海省发电总装机的50.22%;在青发电量、供电量超过全省的70%和80%。
(六)华电集团:未上市新能源以华电新能为主，部分火电将注入华电国际
中国华电集团有限公司是2002年国家电力体制改革组建的国有独资发电企业，主要业务包括发电、煤炭、科工、金融四大产业板块，资产及业务主要分布在全国31个省(区、市)以及俄罗斯、印尼、束埔寨、越南等“一带一路”沿线国家。现有职工9.7万人，资产总额1.1万亿元，2023年末在运发电装机2.14亿千瓦，其中清洁能源装机占比51.4%。
截至2023年末，华电集团未上市装机约1.43亿千瓦，占集团装机比例为66.6%。华电集团能源板块上市公司包括华电国际、黔源电力、华电能源、华电辽能。其中，华电国际是集团常规能源发电资产的最终整合平台;黔源电力是集团西南地区唯一水电上市平台，上市以来致力于贵州境内“两江一河”(北盘江、芙蓉江、三岔河)流域梯级水电和清洁能源开发;华电能源、华电辽能主要经营区域分别位于黑龙江和辽宁。
华电集团未上市新能源装机约5500万千瓦，其中华电新能占比超过 75%。集团除少数新能源装机在黔源电力及华电辽能体内，其余新能源装机均为上市。在拟上市公司中，华电新能是新能源业务最终整合的唯一平台。根据华电新能2023年9月公告，截至2023年上半年，公司在运装机4131.99万千瓦，占2023年末华电集团未上市新能源装机的75.1%;截至2023年上半年，华电新能另有在建装机2088.6万千瓦，以及通过发改委备案的储备项目装机超过10000万千瓦。最新财务数据显示，2020年至2023年上半年,华电新能实现营业收入分别为165.07亿元、216.68亿元、244.53 亿元、149.31亿元;归母净利润分别为40.79亿元、72.51亿元、84.58亿元、60.61亿元
(七)大唐集团:未上市装机以火电为主，预计后续择优注入
大唐集团是2002年在原国家电力公司部分企事业单位基础上组建而成的特大型发电企业集团主要业务覆盖电力、煤炭煤化工、金融、环保、商贸物流和新兴产业。截至 2023年底，大唐集团发电装机容量突破1.8亿千瓦，其中清洁能源发电装机比重达到46.24%。在役及在建资产分布在全国32个省区市和香港特别行政区，以及缅甸、柬埔寨、老挝、印尼等多个国家和地区。
截至 2023年末，大唐集团未上市装机约7200万千瓦，占集团装机比例为40.1%。大唐集团能源板块上市公司包括大唐发电、大唐新能源、桂冠电力、华银电力。其中，大唐发电是大唐集团旗下综合电力平台,以及集团旗下火电业务的最终整合平台,装机主要分布于全国 19 个省、市、自治区;大唐新能源是集团新能源板块的旗舰上市公司，其前身为2004年成立的大唐赤峰赛罕坝风力发电有限公司,是国内最早从事新能源开发的电力企业之一;桂冠电力、华银电力分别是集团广西、湖南区域电力平台。
(八)五大发电集团资产注入装机弹性梳理
央国企改革背景下，五大发电集团均有较强资产证券化需求。根据上文统计,截至2023年末华能集团、华电集团、国家能源集团、国电投集团、大唐集团未上市装机分别约为6700万千瓦、1.43 亿千瓦、1.28亿千瓦、1.49亿千瓦、7300万千瓦，占集团总装机比例分别为 27.5%、66.6%、39.4%、62.6%、40.1%，累计未上市装机总计5.5亿千瓦，占五大发电集团总装机比例为 46.5%.目前五大发电集团未上市占比较高，央国企改革背景下并购重组有望加速，其中五大发电集团下属各大电力业务整合平台有望迎来优质资产注入。按照待注入装机占现有装机的统计口径,国电电力、龙源电力、电投产融、远达环保、华电国际、大唐发电资产注入带来的装机弹性大。
(九)六小发电集团装机资产梳理:整体证券化率高
1.三峡集团:大部分装机均已上市，资产证券化率接近90%
1993年9月，为建设三峡工程，经国务院批准，中国长江三峡工程开发总公司正式成立。2009年9月，更名为中国长江三峡集团公司。2017年12月28日，完成公司制改制，由全民所有制企业变更为国有独资公司，名称变更为中国长江三峡集团有限公司(三峡集团)。截至2023年末，三峡集团控股装机约1.45亿千瓦，其中水电、新能源占比分别为60%、35%。
2.中核集团:未上市清洁能源1500万千瓦，主要集中在新华发电
中国核工业集团有限公司(中核集团)是由中国国家出资设立，经国务院批准组建、中央直接管理的特大型国有重要骨干企业。1999年7月，在国家原五大行政性军工总公司基础上重组十大军工集团，中国核工业集团公司成立。2018年1月，经报国务院批准，中国核工业集团有限公司与中国核工业建设集团有限公司实施重组，中国核工业建设集团有限公司整体无偿划转。集团发挥核电优势，推动“核水风光蓄储”多能互补发展，有力支撑新型能源体系建设。截至2023年末，集团核电、风电、光伏、水电控股装机分别为2375万千瓦、797万千瓦、2298万千瓦、288万千瓦。
截至2023年末，中核集团未上市装机约1500万千瓦，占集团装机比例为26.3%。中核集团下属7家上市公司，包括中国核电、中核国际、中国核建、中国核能科技等。其中，中国核电是集团唯一上市电力运营平台,截至2024年三季度在运、在建核电装机容量分别为2375万千瓦、2064万千瓦，在运、在建新能源装机容量分别为2415万千瓦、1505万千瓦;中核国际控股的中核海外铀业控股有限公司主要从事天然铀贸易;中国核建主要从事核电工程、工业和民用工程建设等业务，是我国核电工程建设的主力军:中国核能科技开拓金融服务领域，重点关注核电、清洁能源和节能环保产业融资租赁业务，实现产融协同;中核科技前身是1952年成立的苏州阀门厂，是一家集工业阀门研发、设计、制造及销售为一体的科技型制造企业。
集团未上市装机约1500万千瓦，主要集中在新华发电。新华水力发电有限公司(简称新华发电)成立于2002年，由中央直接管理的国有重要骨干企业中核集团和水利部共同出资，主要业务覆盖新能源、储能、水电、综合智慧能源四大板块,是中核集团非核绿色能源的战略实施主体。2024年，新华发电并网装机规模超1500万千瓦、在建装机规模超2000万千瓦、电网年供电量超22亿千瓦时，新能源储备项目超2000万千瓦，资产分布全国29个省、自治区和直辖市。
3.中广核集团:非核能源未上市占比超过80%
中国广核集团有限公司(中广核集团)是由国务院国资委控股的洁能源大型中央企业。中广核是伴随中国改革开放和核电事业发展逐步成长壮大起来的中央企业，以“发展清洁能源，造福人类社会” 为使命，经过 40余年的发展，优化构建“6+1”产业体系，涵盖核能、核燃料、新能源、非动力核技术应用、数字化、科技型环保和产业金融等领域，拥有2个内地上市平台及3个香港上市平台。截至 2023年末，集团核电、非核能源装机(以新能源为主)分别为3057万千瓦、5639万千瓦;清洁能源装机、非清洁能源装机分别为8499万千瓦、197万千瓦。
4.中国节能环保集团:风光装机分别在节能风电、太阳能体内
中国节能环保集团有限公司是经国务院批准，由中国节能投资公司和中国新时代控股(集团)公司于 2010年联合重组成立的中央企业。目前，中国节能已拥有下属企业700余家，上市公司6家，业务分布在国内各省市及境外约110个国家和地区，形成了“3+3+1”的产业格局(专注节能与清洁供能、生态环保、生命健康三大主业，加快发展绿色建筑、绿色新材料、绿色工程服务三大业务)，是我国节能环保领域规模大、专业全、业务覆盖面广、综合实力强的旗舰企业。中节能旗下风光装机分别在节能风电、太阳能体内。中节能集团下属6家上市公司，其中太阳能、节能风电分别是集团光伏、风电运营平台，2023年末装机分别为467万千瓦、567万千瓦;万润股份主要从事新材料业务，节能环境主要从事固废处理业务，节能国主要从事水资源的综合利用和开发，节能铁汉主要从事生态环境建设业务。
5.华润集团:装机主要集中在华润电力
华润的前身是于1938年在香港成立的“联和行”。1948年联和进出口公司改组更名为华润公司。1952年隶属关系由中共中央办公厅转为中央贸易部(现为商务部)。1983年改组成立华润(集团)有限公司。1999年12月，与外经贸部脱钩，列为中央管理。2003年归属国务院国资委直接监管，被列为国有重点骨干企业。2000年以来，经过两次“再造华润”，华润奠定了目前的业务格局和经营规模，现已发展成为业务涵盖大消费、综合能源、城市建设运营、大健康、产业金融、科技及新兴产业6大领域。
6.国家开发投资集团:全部装机均在国投电力体内
国家开发投资集团有限公司(国投集团)成立于1995年，是中央直接管理的国有重要骨干企业，2022年6月正式转为国有资本投资公司。国投集团重点打造“能源产业”“数字/科技”“民生健康”“产业金融”四大业务板块。能源产业助力国家能源安全和“双碳”目标实现，重点发展电力(含氧能/储能)、能源港口、生物能源。数字/科技助力国家科技创新与数字经济发展，重点发展电子信息工程服务、网络安全与数字政务、新材料、特种设备检验检测、汽车储能系统等。民生健康助力实现人民对美好生活的需要，重点发展钾肥、健康养老、贸易、人力资源服务(含咨询服务)、浓缩果汁，以及生物农业等。产业金融切实发挥金融服务实体经济作用，重点发展证券、产业基金、投资担保、信托、融资租赁、财务公司、资产管理等业务。
国家开发投资集团全部装机均在国投电力体内。国家开发投资集团下属9家上市公司，分属于集团4大业务板块，其中能源产业仅有国投电力1家上市公司。集团全部装机均在国投电力体内，2023年末火电、水电、风电、光伏装机分别为1254万千瓦、2128万千瓦、318万千瓦、385万千瓦。
(一)公用事业行业提升上市公司质量
2023年10月底召开的中央金融工作会议强调，要大力提高上市公司质量。2024年1月22日召开的国务院常务会议再次强调提升上市公司质量和投资价值的重要性。随后召开的部署走访上市公司工作、推动上市公司高质量发展全国视频会议提出，要加大对优质上市公司支持力度，以推动上市公司高质量发展助力信心提振、资本市场稳定和经济高质量发展。为响应一连串重磅会议密集提及高质量发展，A股上市公司纷纷借助“提质增效重回报”或“质量回报双提升”提质方案积极表态，描绘公司提质蓝图。
截至目前，共有65家公用事业行业上市公司开展"提质增效重回报"和“质量回报双提升”行动，其中央企、地方国企、民企和其他企业分别为23家、23家、19家。公用事业行业上市公司开展上述行动的主要目标包括加快绿色低碳转型、提升科技创新能力、完善公司治理体系、加强投资者沟通、提升分红比例等。
(二)盈利能力对比:水电、核电、风电相对较高，火电呈周期性波动
1.毛利率、净利率
水电、核电、风电行业毛利率水平高,火电行业毛利率呈现周期性波动。过去10年间,火电、水电、风电、光伏、核电行业平均毛利率分别为14.7%、44.5%、39.9%、31.3%、41.9%。2024年前三季度，火电、水电、风电、光伏、核电行业毛利率分别为15.1%、48.1%、46.5%、33.9%、42.0%,水电、核电、风电行业毛利率水平高。火电行业毛利率受煤价影响呈现周期性波动;水电核电、风电、光伏行业毛利率波动范围较小，其中风电、光伏行业受市场化交易电价下降的影响十四五以来毛利率略有下降。
2024年前三季度,火电行业平均毛利率15.1%,其中毛利率排名靠前的上市公司包括陕西能源、上海电力、内蒙华电等，毛利率排名靠后的公司包括豫能控股、晋控电力、深南电A等;水电行业平均毛利率48.1%，其中毛利率排名靠前的上市公司包括长江电力、华能水电、黔源电力等，毛利率排名靠后的公司包括国投电力、梅雁吉祥、韶能股份等;风电行业平均毛利率46.5%，其中毛利率排名靠前的上市公司包括嘉泽新能、中绿电、立新能源等,毛利率排名靠后的公司包括龙源电力。珠海港、新天绿能等;光伏行业平均毛利率33.9%,其中毛利率排名靠前的上市公司包括芯能科技,金开新能、浙江新能等，毛利率排名靠后的公司包括拓日新能、露笑科技、京运通等:核电行业两家企业中国核电、中国广核的毛利率分别为47.3%、36.7%;差异主要来自业务结构，即中国核电除核电业务外有毛利率相对较高的新能源发电业务，中国广核除核电业务外有毛利率相对较低的工程业务。
水电、核电、风电行业净利率水平高，火电、光伏行业净利率水平相对较低。过去10年间火电、水电、风电、光伏、核电行业平均净利率分别为4,9%、20.9%、19.1%、3.6%、24.3%。2024年前三季度，火电、水电、风电、光伏、核电行业净利率分别为 7.5%、25.7%、25.9%、1.4%、26.8%。受到期间费用率、资产减值、投资收益等影响，净利率波动幅度高于毛利率。
2.净资产收益率
水电、核电、风电行业净资产收益率水平高，火电行业净资产收益率呈现周期性波动。过去10年间，火电、水电、风电、光伏、核电行业平均净资产收益率分别为 2.6%、8.9%、7.9%、2.7%、11.5%。2024年前三季度，火电、水电、风电、光伏、核电行业净资产收益率分别为 7.3%、7.6%、6.1%、-0.4%、9.1%。水电、核电、风电行业净资产收益率水平高。火电行业净资产收益率受煤价影响呈现周期性波动;水电、核电、风电行业净资产收益率波动范围较小;风电、光伏行业受市场化交易电价下降的影响，十四五以来净资产收益率有所下滑。
2024年前三季度，火电行业平均净资产收益率7.3%，其中净资产收益率排名靠前的上市公司包括国电电力、华能国际、内蒙华电等，净资产收益率排名靠后的公司包括豫能控股、深南电A、晋控电力等;水电行业平均净资产收益率7.6%，其中净资产收益率排名靠前的上市公司包括长江电力、桂冠电力、国投电力等，净资产收益率排名靠后的公司包括韶能股份、湖南发展、梅雁吉祥等;风电行业平均净资产收益率6.1%，其中净资产收益率排名靠前的上市公司包括嘉泽新能、龙源电力、川能动力等，净资产收益率排名靠后的公司包括银星能源、立新能源、珠海港等;光伏行业平均净资产收益率-0.4%，其中净资产收益率排名靠前的上市公司包括芯能科技、金开新能、林洋能源等，净资产收益率排名靠后的公司包括珈伟新能、兆新股份、京运通等;核电行业两家企业中国核电、中国广核的净资产收益率分别为9.6%、8.6%。
3.度电盈利水平
火电行业十四五以来度电盈利水平持续改善，煤电一体化公司盈利能力强。十四五以来随着煤价下行以及电价上浮,火电行业盈利能力持续改善,2021-2023年下图10家公司平均火电度电利润总额分别为-0.047元、-0.021元、0.013元，至 2023年实现扭亏为盈。横向对比来看，煤电一体化公司盈利能力强，其中中国神华、国电电力2023年火电度电利润总额分别为0.050元、0.031元;电力供需格局较好省份的省属企业盈利能力紧随其后，其中浙能电力、能股份、江苏国信、皖能电力 2023年火电度电利润总额分别为0.028元、0.026元、0.012元、0.011元。
核电行业度电盈利水平稳定性较强。2021-2023年，中国核电度电净利润(核电业务)分别为0.082、0.092、0.094元/千瓦时，中国广核度电净利润(核电业务)分别为0.091、0.089、0.094元/千瓦时，整体而言表现均较为稳定。其中，中国核电2022年度电净利润明显上升，我们预计主要系江苏核电上网电价随市场化电价上涨有所拾升;中国广核2022年度电净利润有所下滑，我们预计主要受台山核电检修影响。
4.营业现金比率
火电、水电、核电行业营业现金比率高，风电、光伏行业营业现金比率偏低。过去10年间火电、水电、风电、光伏、核电行业平均营业现金比率分别为109.6%、108.9%、96.3%、89.0%、112.1%。2024年前三季度,火电、水电、风电、光伏、核电行业营业现金比率分别为110.8%、112.5%、90.4%、95.3%、111.9%。火电、水电、核电行业营业现金比率常年高于 100%，回款能力优秀。风电、光伏行业由于补贴拖欠问题，营业现金比率常年低于100%。
2024年前三季度，火电行业平均营业现金比率110.8%，其中营业现金比率排名靠前的上市公司包括国电电力、深南电A、穗恒运A等,营业现金比率排名靠后的公司包括上海电力、华银电力、天富能源等;水电行业平均营业现金比率112.5%，其中营业现金比率排名靠前的上市公司包括长江电力、韶能股份、梅雁吉祥等，营业现金比率排名靠后的公司包括甘肃能源、闽东电力、国投电力等;风电行业平均营业现金比率90.4%，其中营业现金比率排名靠前的上市公司包括龙源电力、川能动力、新天绿能等，营业现金比率排名靠后的公司包括江苏新能、银星能源、立新能源等;光伏行业平均营业现金比率95.3%,其中营业现金比率排名靠前的上市公司包括ST旭蓝、金开新能、ST 聆达等，营业现金比率排名靠后的公司包括太阳能、新筑股份、露笑科技等;核电行业两家企业中国核电、中国广核的营业现金比率分别为109.6%、114.1%。
(三)分红情况对比:火电、水电较高，核电相对稳定
火电、水电分红比例高，核电稳定性强。过去10年间，火电、水电、风电、光伏、核电行业平均分红比例分别为47.2%、47.6%、33.3%、34.3%、39.2%。2023 年，火电、水电、风电、光伏、核电行业平均分红比例分别为42.97%、54.94%、31.29%、43.19%、39.46%。受益于良好的现金流回收情况,火电、水电板块分红比例较高;绿电板块由于资本开支强度较大且回款能力偏弱。现阶段不具备大幅提高分红比例的条件;两家核电企业的分红比例均较为稳定，板块分红比例常年维持在35%-40%区间内。
2023年，火电板块平均分红比例为43.0%。28家上市公司中,有6家未进行分红，占比 21%。22家进行分红的公司中，分红比例较高的有建投能源、京能电力、宝新能源等，分红比例较低的有江苏国信、粤电力A、大唐发电等。水电板块平均分红比例为54.9%。11家上市公司中，有2家未进行分红，占比18%。9家进行分红的公司中，桂冠电力、长江电力等分红比例较高，甘肃能源、黔源电力等分红比例较低。风电板块平均分红比例为31.3%。12家上市公司中,有2家未进行分红,占比 17%。10家进行分红的公司中，分红比例排名前的有立新能源、新天绿能等，排名靠后的有中闽能源、珠海港等。光伏发电板块平均分红比例为43.2%。14家上市公司中,有6家未进行分红,占比 43%。8家进行分红的公司中，拓日新能、林洋能源等分红比例较高，京运通、晶科科技等分红比例较低。核电板块两家企业中国核电、中国广核的分红比例分别为34.7%、44.3%;且自2020年以来中国广核分红比例持续高于中国核电，预计主要系中国核电拥有绿电业务，资本开支强度较大，且中国核电的核电机组多以自建为主，中国广核多为集团建设后再注入。
(四)估值水平对比:火电、水电、核电相对较高，绿电持续下滑
十四五以来，火电、水电、核电行业市净率相对较高，风电、光伏行业市净率持续下滑。截至 2024年三季度末，火电、水电、风电、光伏、核电行业平均市净率(行业上市公司算数平均)分别为 2.0、2.2、1.5、1.5、2.1。水电、核电盈利能力较为稳定，而电改将推动火电由周期属性向公用事业属性转变，火电盈利稳定性有望持续提升，因此水电、核电、火电行业市净率相对较高。风电、光伏行业虽然长期成长性突出，但考虑到十四五以来电力市场及电力现货市场建设加速，其市净率下滑反映了市场对于新能源上网电价下降的担忧。
2024年三季度末，火电行业平均市净率2.0，其中市净率排名靠前的上市公司包括华电辽能、华银电力、华电能源等，市净率排名靠后的公司包括广州发展、宝新能源、穗恒运A等;水电行业平均市净率2.2，其中市净率排名靠前的上市公司包括华能水电、长江电力、桂冠电力等，市净率排名靠后的公司包括湖南发展、甘肃能源、韶能股份等;风电行业平均市净率1.5，其中市净率排名靠前的上市公司包括川能动力、立新能源、龙源电力等，市净率排名靠后的公司包括银星能源、中绿电、珠海港等;光伏行业平均市净率1.5，其中市净率排名靠前的上市公司包括兆新股份、新筑股份、芯能科技等，市净率排名靠后的公司包括太阳能、京运通、晶科科技等;核电行业两家企业中国核电、中国广核的市净率分别为2.2、1.9。
(五)2025年展望:火电盈利继续修复，新能源盈利有望企稳
煤价下行，预计2025年火电盈利将继续修复。年初以来，秦岛5500大卡动力煤平仓价均价860元/吨,较去年同期下降107元/吨;截至12月11日,秦岛5500大卡动力煤平仓价 799元/吨,相比去年同期下跌 140元/吨。目前已进入迎峰度冬，受制于高库存以及暖冬预期，四季度煤价呈现震荡下跌、旺季不旺态势。我们预计 2025年煤炭供需将进一步宽松，全年秦岛5500大卡动力煤均价有望跌破 800元/吨，较2024年下跌60元/吨以上。虽然市场担忧电价随煤价下行，但我们认为60元/吨市场煤价跌幅(约合76元/吨标煤单价跌幅)对应度电燃料成本下降0.023元(假设煤耗为 300克/千瓦时)，煤价下跌幅度大于电价下跌幅度，2025年火电盈利有望继续修复。市场电价跌幅有限，绿电、绿证需求旺盛，预计2025年新能源盈利有望企稳。虽然市场担忧新能源进入现货市场面临折价困境，但考虑高比例中长期持仓和部分市场的收益回收/补偿机制后，新能源结算电价相较现货电价稳定性明显提升，预计实际结算价格跌幅有限。年初以来绿电、绿证支持政策频出，要求加快建立高耗能企业可再生能源强制消费机制，其中电解铝、数据中心行业已出台政策明确绿电消纳目标。我们预计2025年绿电、绿证消纳目标有望扩展至其他高耗能行业，绿电、绿证交易规模有望延续高增长。
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