2025年电力及公用事业行业研究报告：风起大国央企——中国特色估值体系视角看公用事业（红利资产篇之水电、核电、燃气）

一、水电：红利价值的“锚”

（一）如何理解水电行业的商业模式

水电盈利的核心影响因子为利用小时数和电价水平。 收入端：主要取决于发电量及电价水平，由于水电当前进入到成熟期，装机的快速扩张 可能短期告一段落，“量”维度的利用小时和“价”维度的电价水平是未来主要影响水 电业绩的两个要素。 成本端：由于水电的边际成本相对较低，且成本主要来源于机组的固定资产折旧等和前 期贷款成本产生的财务费用，整体看水电的成本端波动也相对有限。

我们认为水电具备良好的商业模式：毛利率高、现金流好 1）水电业务毛利率较高，运营期没有燃料成本支出。 水电的发电动力来自水的势能，资本支出主要集中在项目前期开发阶段，运营期成本主 要包括折旧及财政规费等，没有燃料成本支出，因此毛利率较高，2024Q1~3 长江电力/ 华能水电/国投电力/川投能源的毛利率分别高达 61%/60%/40%/53%（国投电力包含火电 业务，有所拖累毛利率）。 2）水电成本中折旧占比较高，但并不影响水电项目的现金流，因此随着各流域水电开 发逐渐步入成熟期，水电企业现金奶牛属性将逐渐凸显。

1、收入端：来水影响利用小时

以长江电力为例分析，来水变化对业绩的扰动可以达到～+/-20%。从下图可以看出， 利用小时数的变化对业绩的扰动有较强的相关性，比如在 2020 年来水突然转好和 2022 年来水突然变弱，收入和利润均产生了比较明显的影响 ，从波动水平来看，基本上可以 达到约+/-20%的变动水平。装机增长一定程度上对冲了来水变化对业绩的影响，后续装 机企稳后利用小时数变化对业绩的影响可能会越来越明显。

2024 年上半年来水有所修复，下半年来水转弱程度较大。 从全国水电的分月利用小时数变动来看，2024 年前 8 个月水电的利用小时基本与过去 5 年的平均水平持平，较 2023年的利用小时数水平有较为明显的修复。但进入到 9月突然 开始下行，远低于过去 5 年的平均水平，9/10/11 三个月过去 5 年的平均利用小时数水平 为 372/334/244 小时，2024 年的 9/10/11 三个月份利用小时数分别为 312/265/209 小时， 尤其在 10、11 月两个月份的利用小时数是过去五年同期的最低水平。

来水直接反应利用小时数的变化。以长江电力的三峡电站的水位情况进行分析，三峡电 站的水位在 7-8 月有了明显的上行，但水位在 8、9 月份明显下行，对三峡电站的水库水 位形成一定的压力。理论上进入四季度之后三峡水库水位会蓄到 175m 的水位线，但 2024 年由于来水、上游水库蓄水等多方面的影响，三峡水库的水位目前处于未蓄满的状 态。来水的变化直接反应了水电利用小时的变动，2024 年来水后半程的低基数为 2025 年的增长提供了更多空间。

2、成本稳定：水电机组“越老越吃香”。

根据水电站建设和运行的角度，我们可以用成本结构将水电站分为四个时期，分别为建 设期，财务+折旧期，折旧期和折旧完成期及以后。

由于水电行业属于重资产行业，建设期具有高资本支出的特性；随着水电站投产，折旧 费用和贷款还本付息成为水电运营主要支出，此阶段利润水平缓慢上升； 当建设期贷款还本付息结束，水电运营主要成本变为折旧费用，利润水平将步入稳步增 长阶段，公司现金流将进一步提升； 在折旧结束后，水电站运营成本主要由人工、维修等构成，而机轮使用寿命远未到达极 限，仍能发挥起作用，现金流和净利润将同步增长，并保持稳定水平。 因此从水电行业的运营演进过程看，水电机组“越老越吃香”。

（二）产业发展阶段：水电装机进入温和增长期

优质水电资源稀缺，装机后续将进入温和扩张期。优质水电具有稀缺性，水力发电的基 本原理是利用水位落差，配合水轮发电机产生电力，将水的势能转变为机械能，机械能 推动水轮机转变为电能。 近年来，我国水电装机增速有所放缓。2012~2014 年我国水电装机量 CAGR 达到 10.5%， 维持较高速增长；但由于优质水电资源有限，目前开发的高速期已经过去，行业逐步从 高速扩张向平稳增长过渡。2020 年之后，受乌东德、白鹤滩等项目建设推动，水电增速 短暂回升，但2023年再次回落至1.9%；2024年1~12月，我国水电装机量增速仅为3.4%， 行业增长步伐已趋缓。

（三）机制体制特色：电价定价方式多样，但整体较稳定

价格主要指的是水电交易价格，由于水电度电成本较低，价格核定方式较多，影响因素 较为复杂。水电销售电价由购电成本（上网电价）、输配电损耗、输配电价及政府性基 金四部分构成，计价方式包括单一制电度电价和两部制电价两种方式。 水电上网电价政策多样化，分为按经营期上网电价、标杆上网电价和根据受电市场平均 上网电价倒推定价等。2014 年 1 月 11 日，《国家发展改革委关于完善水电上网电价形成 机制的通知》（发改价格〔2014〕61 号）：对 2014 年 2 月 1 日以后新投产的水电站中跨 区跨省域交易价格由供需双方协商确定；省内上网电价实行标杆电价制度，并根据水电 站在电力系统中的作用，可实行丰枯分时电价或者分类标杆电价；鼓励通过竞争方式确 定水电价格；逐步统一流域梯级水电站上网电价。

价格核定方式多样，简要进行说明：

成本加成电价：根据成本加成原则确定的水电电价主要采用“成本+利润+税金”的 定价模式。2004 年，成本加成电价后衍生出标杆电价;在 2009 年我国暂停执行部分 省份的标杆电价制度后，对新投产的大中型水电项目按照投资额和发电量核定电价 (即成本加成)。成本加成定价机制就是所谓的“一机一价”。

水电标杆电价：随着厂网分离和电力市场改革试点的推进，国家价格部门 2004 年 对发电企业新投产的电网统一调度范围内的机组在同一地区实行统一的标杆电价政 策。根据能源新媒公众号，2004 年国家推行水电标杆电价的省份集中在 10 个水电 装机容量较大的地区，分别是：四川、湖南、贵州、云南、甘肃、青海、广西、宁 夏、陕西、海南。标杆电价机制于 2009 年一度搁浅，在 2014 年国家发展改革委规 定了标杆电价仍是省内水电上网电价的主要形式，且水电比重较大的省可实行分类 标杆电价。

落地倒推电价：2014 年 1 月，国家发展改革委下发《关于完善水电上网电价形成机 制的通知》，明确 2014 年 2 月 1 日后新建的跨省、跨区域送电的水电站，其外送电 量上网电价按照受电地区落地价扣减输电价格(含线损)确定。其中，跨省输电价格 由国家发展改革委核定；受电地区落地价由送电方、受电方参照受电地区省级电网 企业平均购电价格协商确定。落地端倒推电价机制有效解决以往定价模式的缺陷， 由于“西电东送”项目的消纳方经济发达，电价承受能力强，且当地火电上网电价 高，因此将有效提升水电投资者的收益，实现“十二五”到“十三五”大幅提高的 水电发展目标。

（四）资产稀缺价值：优质水电资产的开发已进入尾声，水电资产稀缺性凸显

优质水资源具有稀缺性。根据华经产业研究院的汇总数据，截至 2021 年中国主要流域 常规水电开发规模已经进入成熟期阶段，按照各流域的开发情况来看，除西南诸河外的 主要流域的开发程度均已经在 70%以上，乌江基本已经全流域开发完毕，红水河与大渡 河的开发程度在 9 成的水平，长江上游、金沙江及雅砻江的开发规模在 8 成左右。考虑 到是 2021 年的统计数据，目前 2025 年各流域的开发情况可能进一步有所提升。优质的 水资源相对稀缺，已经运营水电站的平台拥有非常稀缺的水电资产。

（五）可持续发展性：长久期资产的自由现金流积累

1、长久期资产属性

水电资产的久期比较长，一般折旧到期之后还可以继续运营。对于水电站的水电设备、 房屋、大坝等资产的折旧周期一般要小于其运行周期。从行业均值来看，水电站的大坝、 挡水建筑物的折旧在约 50 年左右，水电设备的折旧在约 20 年。按照目前的行业标准， 水电站的运行周期一般为 30-50 年，但是对于大型的水电站而言，一般的运行年限会更 久。因此在水电站折旧完成之后水电站可能仍然处于可运营状态，其效益的提升会相对 明显，水电站属于长久期资产。

2、自由现金流积累逻辑

水电资本开支有望回落，现金流价值进一步凸显。 目前可供开发的水电资源基本完成，后续水电新增装机或将有所放缓，对应水电企业的 资本开支有所下行。我们选取申万水力发电指数中的 10 家公司作为样本进行分析，可 以观察到水电的 FCFF 已经经历了 2022、2023 年的持续增长。进一步拆分来看，资本开 支对 FCFF 的影响较大（资本开支 2022 年占到 FCFF 的 77%），2023 年部分电站的资本 投入陆续进入到尾声，未来可预见的 Capex 或将逐步下行，对自由现金流起到正面的催 化作用，水电公司的现金流属性有望进一步得到凸显。

（六）现代治理体系：分红较为稳定

1、分红能力

水电行业经营质量较高，对现金有更强的分配能力。水电板块收现比一般高于 1，2023 年 SW 水力发电收现比为 1.12，水电龙头企业的收现比普遍高于 1，长江电力/华能水电/ 国投电力收现比分别为 1.2/1.1/1.0，或显示了水电企业在产业链中具备较强的议价能力， 拥有良好的经营质量及优异的现金回收能力。

2、分红意愿

进入到水电发展的下半场，上市公司的分红意愿有所提升。当前中国水电资源的开发基 本已经进入到成熟期，随着后续潜在开发规模的逐渐下降，资本开支的远期趋势也在回 落，企业或有很多的自由现金流可以进行分红。从主要水电企业的分红水平来看，这一 趋势基本也在逐渐显现，主要的 6 家水电上市公司近年来的分红比率均有所提升，从 2015 年的 51%提升至 2023 年的 62%。

进一步以长江电力为例，水电进入现金流价值阶段。从长电的分红统计数据来看， 2005-2023 年分红额的中枢呈现抬升的趋势，股利支付率也有一定的向上趋势。水电在 经历了较快的增长阶段后，目前基本处于成熟阶段，稳定的盈利能力在低资本开支时代，现金流的价值可以进一步凸显。

（七）相关标的梳理

1、长江电力

经营业绩稳定，受来水好转影响 2024 年全年稳定增长。公司是中国水电龙头，截至 2024 年上半年公司累计装机 7169.5 万千瓦，为全国水电龙头。2024 年来水先扬后抑， 整体电量延续稳定增长，2024 年第四季度公司境内所属六座梯级电站总发电量约 600.9 亿千瓦时，较上年同期减少 17.60%；2024 年全年公司境内所属六座梯级电站总发电量 约 2959.04 亿千瓦时，较上年同期增长 7.11%。 从业绩情况来看，21、22 年由于来水转弱业绩承压，后续逐渐修复，根据业绩快报 2024 年全年公司实现营收 841.98 亿元，同比增长 7.75%；实现归母净利润 325.2 亿元， 同比增长19.36%，稳健的经营底色继续延续。从盈利能力来看，长江电力的毛利率和净 利率虽有波动，但均保持较高水平。

首次中期分红，分红彰显现金流价值。根据公司《未来三年(2022 年-2024 年)股东分红 回报规划》，2024 至 2025 年仍按照不低于当年净利润的 70%进行现金分红，且公司在 2024 年中首次进行中期分红 51.38 亿元，预计未来公司现金流价值将进一步凸显。

2、华能水电

公司是云南澜沧江流域的水电龙头。截至 2024 年上半年公司累计装机 2920.32 万千瓦， 为全国水电龙头之一。2024 年前三季度实现归母净利润 72.26 亿元，同比增长 7.78%。 目前公司正在澜沧江流域规划建设水风光一体化清洁能源基地，未来将进一步扩展在能 源板块的布局，根据证券日报之声公众号报道，公司的小湾、糯扎渡为核心的澜沧江梯 级水电站群拥有整个南方区域最强中长期调节能力。业绩来看，近年来华能水电的利润 增长稳中有升，同样因为来水扰动 22、23 年业绩增速有所承压，后续已有企稳向上的趋势。在盈利能力方面，华能水电的毛利率和净利率保持了持续向上的趋势。

公司的分红水平同样可观，2017-2023 年分红水平保持在 40%以上，2020 年最高曾达到 近 60%。每股股利已经从 2020 年至 2023 年实现了四连涨。

3、国投电力、川投能源

依托于雅砻江，坐拥优质水资源。据中国基金报、中国电力报公众号，国投电力与川投 能源分别持有雅砻江水电站 52%/48%的股权，雅砻江流域可开发水电装机容量约 3000 万千瓦，在我国 13 大水电基地排名第 3，当前已投产水电装机 1920 万千瓦，在建及核 准水电装机 372 万千瓦。业绩方面，2024 年前三季度川投能源的业绩增速更高，2021- 2023 年业绩增速连续增长，2024 年有所回落但前三季度的业绩仍增长 15%；国投电力 受体内火电资产承压的影响，业绩增速有所下滑。盈利能力来看，在 2021 年后两家公 司的毛利率与净利率均保持了改善的趋势。

在分红水平方面：国投电力的分红水平持续提升，2014-2020 年股利支付率稳定在 35% 左右，近三年稳定在 50%以上，保持了上升趋势；川投能源的分红水平 2019 年-2022 年 保持在 50%以上，2023 年回落至 44.31%，但仍然保持了较高的水平。

二、核电：确定性与久期的博弈

（一）如何理解核电的商业模式

核电主要有装机容量、上网电价、初始投资成本和燃料成本四个影响要素。核电的业绩 增长驱动来源于装机的逐渐扩张，电价端的影响未来或有限，且长期来看成本端的造价 下降对收益率的提升也有正面催化。

以中国核电为例，2023 年固定资产折旧及燃料成本合计占比超 6 成。其中，固定资产折 旧占比接近 4 成，达到 38%，占比相对较高，反映出核电建设初期需要巨额的资金支持； 燃料及其他材料成本占比 22%，而人员费用、电厂运行维护费分别占比 14%和 12%，其 他成本占比约 14%。

（二）产业发展阶段：步入成长阶段

我们认为，长期看核电“量增”潜力更大。核电受地理因素制约较少，且第三代核电机 组安全保障性显著提升，未来装机量提升空间广阔。按照中国核能行业协会预计，到 2030 年核电在运装机容量可达到 120GW，截至 2024 年核电累计装机为 61GW，意味着 在 2025 到 2030 的 6 年中需要完成 59GW 的新增核电装机，即到 2030 年之前每年需要新 增 10GW，按照核电单台 1GW 来计算，大约一年需要新增 10 台核电机组，预计在未来 的一段时间核电资本开支仍将向上。

（三）机制体制特色：电价变化对业绩的影响整体可控、利用小时数较高

整体来看，电力市场化交易是大势所趋，整个过程可能是温和渐进的。我们梳理中国核 电和中国广核两家公司的核电机组的电量交易方式，目前江苏和广东公布了 2025 年的 核电市场化交易方案，以此为基准测算 2025 年核电因为市场化交易方式带来的潜在业 绩影响。

（1）中国广核

首先从装机的省份视角的分布来看，广核的机组主要分布在广东、广西、福建及辽宁四 个省份，除广东外，其他省份的机组已经基本被纳入到市场化交易的范畴当中。需要重 点关注的是中国广核 2025 年业绩的主要影响之一预计来源于广东省 2025 年市场化交易 的变化。从主要机组的梳理情况来看，广东省岭澳和阳江仍在进一步的市场化交易推进 过程当中，2024 年主要安排了 195 亿千瓦时电量进入到市场化交易，而 2025 年的方案 中，有约 273 亿千瓦时的电量进入市场，从量的角度来看，2025 年进入市场的电量较 2024 年增加了 40%，且广东 25 年的电力中长期交易电价有所下滑一定程度上会扰动核 电的市场化交易电价。

机制上而言：目前广东省的核电市场化交易有两种规则：单向差价结算回收：即按照年月中长期市场交易均价与政府授权合约价格之差（为 负置零）对授权合约电量进行单向差价结算回收，其中授权合约电量为核电当月实 际市场电量的 90%，合约价格为核电核定上网电价； 变动成本补偿机制：核电机组按照核定上网电价、年月中长期市场交易均价中的较 大值与市场参考价之差乘以系数 k（暂取 0.85）执行变动成本补偿机制。 广东市场化交易规则的变化最终对于对业绩的影响，预计在 5%。计算及假设如下，进 入到市场化交易的电量其核准电价统一按照阳江核电站的核准价格 0.4153 元/千瓦时计 算。在计算电价变化对归母净利润的影响时，按照装机容量加权计算股比，为了计算过 程的简便，所得税按照 25%计算，实际上这一比例可能会高估最终对业绩的影响，目前 阳江 5/6 号机组所得税税率为 12.5%（简要的计算方式：归母净利润的变动=收入变动* 股比*（1-所得税税率））。广核 24 及 25 年的业绩选用 Wind 一致预期。经测算，25 年广 东核电市场化交易最终对广核业绩的影响大约在 5%。

（2）中国核电

中国核电机组主要分布在浙江、江苏、福建及海南。中国核电装机容量超 23GW，占据 我国核电半壁江山。截至 2024 年 12 月 31 日，中国核电控股在运核电机组 25 台，装机 容量 23.75GW，控股在建项目机组 18 台，装机容量 20.641GW，且分布省份集中在工商 业发达地区，用电需求广阔，市场化交易比率较高。2025 年 1 月 1 日，福建漳州核电站 1 号机组投入商运，公司控股核电在运机组增至 26 台，装机容量增至 24.962GW；控股 核电在建及核准待建机组变为 17 台。

电力市场化交易同样会对中国核电的业绩产生影响，和广东的电价差价结算回收机制不 同，中国核电近年来在市场化交易电价变化方面产生了一定的超额利润，以两家公司的 ROE变化情况来看，中国核电的 ROE上行要比中国广核更大，可以看出 2020-2023年中 国广核的 ROE 基本维持在 10%的水平，中国核电的 ROE 从 2019 年的 10%上升至 2023 年的 12%。

中国核电江苏核电机组的电价市场化交易对业绩的影响预计在 4%左右。江苏 25 年的年 度交易方案安排江苏核电有限公司所属核电机组全年市场交易电量 300 亿千瓦时左右 （其中#1-2 机组 100 亿千瓦时），除此以外上网电量均为保量保价电量，24 年的年度交 易电量为 270 亿千瓦时。2025 年的年度中长期交易电价为 0.4125 元/千瓦时，按照 25 年 较 24 年的变化计算因电价变化导致中国核电的业绩影响约在 5 亿左右，按照 Wind 的盈 利一致预测，对 2025 年中国核电业绩的影响幅度约在 4%。

此外核电属于基荷电源，利用小时稳定，基荷电源属性带来高利用率。和水电不同，核 电发电量受气候等不可控因素影响较小，比水电更加稳定。核电的利用小时数从 2014 年至今未低于 7100 小时， 2023 年我国核电设备平均利用小时数为 7852 小时，且随着用电供需格局的紧张，在 2021 年至 2023 年的三年中利用小时数均在 7800 小时以上。

（四）资产稀缺价值：核电资产在核准、建设运营、资金等方面均具有稀缺性

首先，核电站的核准需要由国务院核定，普通的风光电站可以由地区发改委进行核准， 在核准层面目前主要向中国核电、中国广核、华能等较大央企进行。 其次，核电的安全性要求较高，按照北极星电力网引述中投顾问发布的《2012-2016 年 中国核电行业投资分析及前景预测报告》的信息，我国目前仅有 43 个核电项目厂址完 成初步可行性研究报告审查，同时在施工建设、后期运营等方面均有较大难度。同时， 核电的建设需要较大体量资金，当前国内已经建成的核电机组投资成本维持在每千瓦 1 万元到 1.8 万元之间，对于一台百万千瓦的核电机组而言，需要的资金在百亿以上。 综上，核电在多方面均具有一定的资源稀缺属性，目前中国主要的核电运营商有中国核 电、中国广核、国家电投和华能集团，现阶段的核电站的开发难度大、壁垒高。

（五）可持续发展性：同样为长久期资产，成本长周期看仍有降本趋势

核电与水电相似，折旧期低于使用寿命，折旧完成后项目成本将显著减少。核电固定资 产折旧在其营业成本的占比较高，据中核及中广核披露数据，我国二代核电机组综合平 均折旧年限一般为 25 年，三代核电机组综合平均折旧年限一般为 30-35 年，而二代/三 代机组使用寿命可达 40/60 年，且国内外有较多核电站使用寿命到期后延期 10-20 年的 案例，因此核电折旧期远低于使用寿命，折旧结束后项目利润可显著增厚。 核电站投资成本随数量的增加有下降态势，十年降幅约在 15%。根据论文显示，当前 国内已经建成的核电机组投资成本维持在每千瓦 1 万元到 1.8 万元之间，平均为 1.25 万 元，不同类型机组之间的成本之间没有明显的变化规律，但同类型的机组投资成本呈现 明显的下降趋势。以国内 M310/CPR 系列核电机组批量化建设为例（CPR 是在 M310 基 础之上进行国产化改造的机型，两者都为第二代及第二代+核电机组），1987年从法国引 进的首批机组（功率为 98.4 万 kW）建设成本为 1.8 万元/kW；1997 年初步国产化后的 岭澳一期（功率为 99 万 kW）建设成本降为 1.5 万元/kW，降幅为 14%，此过程花费 10 年；2007-2008 年批量建设的红沿河、宁德、阳江核电厂（功率为 108 万 kW）建设成本已经下降到 1.1 万元/kW，较 1.5 万元/kW 的建设成本降幅超过 27%，此过程共花费 20 年。由此可见，完全国产化后的机组比首批机组成本有较为明显的降幅，后续随着技术 路线不断成熟后，核电机组的建设价格仍有下降空间。

（六）现代治理体系：近期 CAPEX 较大，但远期有分红提升潜力

分红短期有承诺，长期可提升。此前在产业发展阶段提及，目前核电处于增长较快的阶 段且资本开支较大，短期核电的分红提升难度较大，但远期有分红提升的可能。根据中 国核电《未来三年（2024 年-2026 年）股东分红回报规划》，在长江电力的模范作用下， 中国核电也根据公司所处的不同阶段制定了远期的分红回报规划。24-26 年公司计划每 年以现金方式分配的利润不少于当年度实现的可分配利润的 30%，制定了远期的分红政 策展望： 公司发展阶段属成熟期且无重大资金支出安排：现金分红在本次利润分配中所占比 例最低应达到 80%； 公司发展阶段属成熟期且有重大资金支出安排：现金分红在本次利润分配中所占比 例最低应达到 40%； 公司发展阶段属成长期且有重大资金支出安排：现金分红在本次利润分配中所占比 例最低应达到 20%； 公司董事会认为公司发展阶段不易区分但有重大资金支出安排：现金分红在本次利 润分配中所占比例最低应达到 20%。

（七）相关标的梳理

1、中国核电

中国核电主业经营稳健，核电与新能源机组平稳投产。截至 2024 年底，公司控股核电 在运机组 25 台，装机容量 2375 万千瓦；控股核电在建及核准待建机组 18 台，装机容量2064.1万千瓦。截至2024年12月31日，公司控股新能源在运装机容量2959.62万千瓦， 包括风电 957.89万千瓦、光伏 2001.73万千瓦，另控股独立储能电站 140.10万千瓦;控股 新能源在建装机容量 1435.82 万千瓦，包括风电 237.17 万千瓦，光伏 1198.65 万千瓦。 业绩方面，由于近年来的新增装机投产有限，公司业绩增速逐渐放缓，随着后续在建机 组的逐渐落地，业绩有望逐步改善。

漳州机组于 2025 年年初投产，2025 年电量计划仍预计稳定增长。2025 年 1 月 1 日，公 司控股投资的中核国电漳州能源有限公司福建漳州核电站 1 号机组投入商运，公司控股 核电在运机组增至 26 台，装机容量增至 2496.2 万千瓦；控股核电在建及核准待建机组 变为 17 台，装机容量相应变为 1942.9 万千瓦。漳州 1 号机组的投产为 2025 年全年业绩 的增长提供动能。2025 年公司全年发电量目标为 2370 亿千瓦时，其中核电计划发电量 为 1954亿千瓦时，新能源计划发电量为 416亿千瓦时。公司控股在运核电机组全年计划 大修 16 次，包括 3 次十年大修，2 次五年大修和 11 次日常大修，二、三、四季度分别 预计完成 5、1、10 次。 盈利能力持续改善，分红水平整体保持平稳。中国核电 2019 年来的毛利率与净利率持 续改善，反映了核电较强的盈利底色。在分红层面，中国核电基本保持了 35%以上的分 红水平，短期公司面临较大资本开支，但仍保持了一定水平的分红回馈股东，远期进入 成熟期后，可预见的分红规模或将有所提升。

2、中国广核

规模优势可观，新机组投产推动利润增长。2024 年 5 月 25 日防城港 4 号机组投入商业 运营，2024年公司运营管理的核电机组总装机规模为 3179.8万千瓦，全年总发电量约为 2,421.81 亿千瓦时，较 2023 年增长 6.08%；总上网电量约为 2,272.84 亿千瓦时，较 2023 年增长6.13%。其中防城港及台山核电机组表现优异，全年分别实现发电量305.07/243.5 亿千瓦时，同比 2023 年增长 18.88%/52.05%。业绩方面，中国广核同样由于近年来的新 增装机投产有限，公司业绩增速逐渐放缓，随着后续在建机组的逐渐落地，业绩有望逐 步改善。在盈利能力方面，中国广核的毛利率和净利率同样有抬升的趋势。

在建机组储备充裕。2024 年 11 月 6 日，苍南 1 号机组开始冷态功能试验，进入调试阶 段。截至 2024年 12月 31日，公司共管理 16台在建核电机组，其中 2台处于调试阶段， 3 台处于设备安装阶段，2 台处于土建施工阶段，9 台处于 FCD 准备阶段，充裕的储备 为后续业绩增长提供支撑。 注重股东回报，股息分红丰厚。公司较为注重股东回报，2020-2023 年，公司股利支付 率分别为 42.25%/43.58%/44.09%/44.26%；股息率分别为 2.84%/2.68%/3.23%/3.02%。根 据公司发布的《公司未来五年(2021 年-2025 年)股东分红规划》，在获得相关年度的股东大会批准前提下，在 2020 年分红比例基础上（股利支付率 42.25%，股息率 2.84%），未 来五年（2021 年-2025 年）保持分红比例适度增长。

三、燃气：被忽视的股息率

（一）如何理解城燃的商业模式

城燃公司主要位于天然气产业链下游，利润一般来自接驳、销气及增值业务。 天然气产业链从上游到下游可以大致分为三个环节： 上游为天然气勘探生产企业，或具有从海外进口天然气资质的企业，目前我国上游集中 度较高，由三桶油主导；煤层气矿权下放，部分国内企业亦拥有煤层气区块的勘探、开 发和生产权，同时如新奥股份、九丰能源在内的企业拥有 LNG 接收设施，可以获得海 外 LNG 气源； 中游为天然气管输企业，负责干线输送，是将天然气由生产/进口企业送往下游分销商 或大工业用户； 下游为城市燃气公司或大工业用户，其中城燃公司利用省内管网将天然气输送给拥有特 许经营权的居民及工商业用户，同时亦可以向大工业用户直供天然气。

城燃公司业务一般包括接驳、销气及增值业务。 接驳是为住宅和工商用户提供庭院管网敷设及设备安装、室内管道及设施安装、售后维 保等服务，一般收入一次性确认且毛利率较高。 销气包括零售/批发和代输两类。代输一般为只赚取管输利润，管输费由政府核定，相 对稳定；零售/批发赚取购销气价差，购气成本及销气价格会对利润产生较大影响。 增值业务包括综合能源、燃气具、保险销售等，城燃公司一般依托现有的管网及客户资 源，在特许经营权内开展增值业务。

对于城燃公司来说，初期看接驳，成熟期看销气，增值业务打造第二成长曲线。初期阶 段，城燃项目公司不断签约新用户，接驳费是项目主要利润来源。随着项目逐渐成熟， 特许经营权内可签约用户减少，新用户签约速度放慢，气费不断增加成为核心利润来源。 由于接驳业务毛利率较高，城燃公司在后期一般会通过开展增值业务来维持利润稳定。 下面对影响燃气盈利的要素分开进行阐述：

1）成本：上游资源综合成本或企稳回落，城燃采购成本压力有望减轻

国产气：成本较低且相对可控，增储上产有望推动产量增长。国内气田资源由三桶 油主导，成本较低且可控性强，增储上产行动计划下，国内天然气产量稳定增长， 清燃智库预计 2025 年我国天然气产量或达 2493 亿立方米，2021-2025 年 CAGR 或 达 4.68%。

进口管道气：成本挂钩油价有望回落，俄气贡献供应增量。其中俄气成本较低且相 对稳定，根据上海稀金所公众号、界面新闻公众号新闻，2014 年 5 月，中石油集团 与俄气公司签署《中俄东线供气购销合同》，合同约定总供气量超过 1 万亿立方米， 年供气量380亿立方米，期限为30年；首期按每年50亿方供气，输气量逐年增长。 2019 年 12 月，中俄东线正式投产通气，2022 年中国自俄罗斯进口管道天然气已达 147 亿方，占我国管道气进口总量约 25%。俄气成本相对较低且价格较为稳定，俄 气进口占比提升有望稳定进口管道气价格中枢。此外，据中能传媒研究院，我国管道气定价挂钩原油，且有 10-12 个月的计价延迟周期。根据布伦特原油现货价格的 变化，2024 年全年均价为 80.93 美元/桶，较 2023 年均价 82.81 美元/桶的价格回落 2.3%，较 2022 年均价 101.47 美元/桶的价格回落 20.2%，随着原油价格中枢的回落， 进口管道气的价格也在下调。

进口 LNG：海气价格显著回落，向前看或仍具企稳的基本面支撑。海气价格中枢 已显著回落，同时 2024-2026 年美国、卡塔尔等国天然气液化设施产能若如期投产， 或将为全球 LNG 液化产能提供约 21.3%的增量空间（以 2022 年为基础），考虑到节 能及可再生能源替代趋势下，欧洲天然气需求持续低迷，海气价格中枢或仍具企稳 的基本面支撑。此外，2024-2026 年长协陆续履约，长协价格相对稳定，且近年来 较现货有显著价格优势，长协占比提升有望稳定 LNG 进口价格。

（二）产业发展阶段：成熟期 CAPEX 存向下预期

对于城燃项目来说，项目步入成熟期后存资本开支向下预期。在典型城燃项目中，初期 阶段接驳费为项目的收入来源，城市燃气管网建设是主要的资本支出。随着城燃项目逐 渐成熟，特许经营范围内可接驳空间有限，销气费逐渐成为城燃项目收入的主要来源， 城燃资本开支有所下滑。目前随着各地城燃项目发展逐渐成熟，同时受房地产周期影响， 全国性城燃接驳数量有见顶回落的趋势，城燃公司资本开支较历史高点或有所下滑。

（三）机制体制特色：顺价机制逐渐完善，售气毛差有望修复

理顺上下游价格联动机制是我国天然气价格改革的重点工作之一。2022年以来，国际天 然气价格显著提升，我国 LNG 进口成本随之增加，理顺天然气价格联动机制对保障城 燃企业合理收益的重要性不断凸显。2023 年初，发改委向各省市下发《关于提供天然气 上下游价格联动机制有关情况的函》，将天然气价格联动事项视作重点工作推进。2023 年 6 月国家发改委向各省发改委发布天然气上下游价格联动相关指导意见，意在健全上 下游成本疏导机制，促使天然气终端价格及时反映市场与成本变化。

2023 年多省市开始优化天然气上下游价格联动机制，对价格联动条件进行一定放宽。 据金联创消息，2023 年 6 月以来，全国多个省（区、市）出台天然气上下游价格联动机 制相关政策，或优化了价格联动机制的具体内容，对价格联动条件进行了一定放宽。以 湖北为例，在文件中强调“非居民用气此前联动周期为半年及以上的，应逐步过渡到按 季度联动，有条件的地区可按月度联动”，缩短了联动周期，并提到“依据已经生效实 施的联动机制制定具体价格水平时，可以不再开展定价听证”，简化了联动流程。

伴随天然气价格联动机制的不断完善，以及各地顺价工作的持续落地，城燃公司成本疏 导问题有望得以显著改善，售气毛差有望得以修复，向前看在成本及价格等因素改善的 推动下，城燃行业有望步入困境反转通道。

（四）资产稀缺价值：特许经营稀缺，格局保障盈利

特许经营权是城燃公司的经营壁垒，极大提高了城燃盈利的稳定性，且龙头拥有较强的 资源壁垒。 特许经营权由政府进行核准，具有排他性和长期性，城燃公司必须通过市场竞争机制获 得主管部门的同意并被授予特许经营权方可经营城市管道燃气业务，特许经营权期限通 常为 25-30 年，是城燃公司重要的经营壁垒，可以提高城燃公司盈利的持续性及稳定性。 燃气行业的市场集中度虽然不高，但华润燃气、新奥能源、中国燃气、昆仑能源等龙头 依然占据主要的市场地位，龙头由于较高的市场占有率、较多的气源储备、较强的资源 整合能力形成了较强的盈利壁垒。相对而言，城燃公司也拥有较强的资源稀缺属性。

（五）可持续发展性：仍有稳定增长空间

从天然气消费量增长的几个阶段来看，2010年前后由于基数较低增长速度较快。2010至 2020 年这一阶段随着煤改气、城镇化的快速推进、环保需求的提升，天然气的需求仍在 持续增长。2022 年由于国际形势的变化，气价增长较为明显，需求量增速有所下滑， 2023、2024 年重新开始增长。 展望后续，在经济增长企稳、城市化进程仍在持续推动、双碳的不断推动的背景下，天 然气的需求或仍将保持稳定增长的趋势，天然气的可持续发展性将稳步推进。

（六）现代治理体系：分红率正在提升

CAPEX 或存向下预期，EBIT 的提升有望推动 FCFF 进一步改善。2018-2023 年，燃气 行业 EBIT*(1-T）复合增长率为 22%，随着上游气价的回落和各地顺价的顺利开展，燃 气行业的 EBIT 仍有向上预期。此外，燃气将逐步进入成熟期，CAPEX 有向下预期，同 时当前在成本和价格两方面因素的优化下，城燃有望步入困境反转通道，EBIT 有望得 以修复，此外，综合能源、增值业务的发展或为城燃公司打造第二成长曲线，推动 FCFF 进一步改善。

燃气企业的分红水平逐步提升。从 2015 年至今，燃气企业的分红水平整体有一定增长， 选取的主要燃气公司的分红率 2015 年为 29%，2023 年为 44%，实现了一定水平的提升。 其中在 2020 年之后，国际形势的变化导致国际气价高企，部分传导至国内，对燃气企 业的经营情况产生一定压力，分红水平有所降低，但 2023 年又重新进入上行通道。展 望后续，燃气企业的经营改善叠加进入成熟期后资本开支有望回落，其分红水平仍可保 持较为乐观的提升预期。

四、如何理解公用事业的股价驱动力

1、叙事逻辑的变化：低利率时代周期开启

长债利率急跌，市场拥抱稳定资产。受宏观经济的影响，拉长时间来看，长债利率在 2018 年就已经出现了下行趋势，彼时水电逐渐开始进入到防御配置的视野。进入到 2024 年，十年期长债利率开启了一轮明显的下调，尤其在进入到 2025 年，十年长期国 债一度跌破了 1.6%的收益率。2024 年开启的新一轮低利率时代导致长债的预期收益率 变低，同时也显示出了市场风险偏好的较大转向，对“收益波动小”、“收益率预期稳定 性高”的资产的偏好提升，这也最终使得红利及稳定类资产在 2024 年开启了一轮明显 的上涨。

2024 年核电、水电明显跑赢红利指数。 2024 年上半年红利指数表现突出，水电作为典型的红利标的，保持了较强的走势。核电 虽然当前还未能产生真正意义上的股息，但也凭借未来增长的较强的确定性和潜在的股 息提升空间大幅跑赢红利指数。

2、长久期+带有成长属性的资产价值正在获得溢价

以核电为例，新一轮资产价值重估或是久期和确定性的博弈。核电成长性的回归和收益 预期的稳定性带来了核电的估值重塑。2016-2018 年核电经历了较长时间的零审批阶段， 缺乏成长性导致核电股收益承压。虽然 2019/2020/2021 年之后审批恢复，但核准量较少， 分别为 4/4/5 台，直到 2022 年审批增加至 10台，核电收益开始出现底部向上的迹象。随 着近两年来的核准稳定在 10 台左右，核电的估值再次开启了明显的修复周期。可以看 出，成长性的明确是核电估值打开的重要的基础之一。

3、核电 vs 水电：“稳定”vs“动能”

核电更有动能，水电相应更稳。从 Wind 汇总的基金与保险对长江电力和中国核电的持 仓变动来看，公司似乎更愿意从分红视角持有，而稳定资产在市场风险偏好下行的趋势中基金更愿意选择。从 2022 年至 2024 年三季度的持仓数据来看，中国核电在 24 年二季 度基金持仓占比高达 8.6%，是 22 年至今的最高水平，但保险的持仓则变化不大。从长 江电力的保险与基金持股比例来看，保险在 22 年三季度便开始减仓，背后可能是长电 的股息率下行，潜在收益空间降低。 从持仓比例展望后续，核电的动能（每次触底向上反弹的空间）优于水电，长江电力则 更稳健。基金对长江电力的建仓是循序渐进的过程，2022 年从 2%的持股占比稳定上升 至 2024 年三季度的 6.2%。核电的基金持仓则波动性较大，可能的原因之一是每当市场 风格有所变化时，核电的边际定价资金或更不稳定。比如 24 年二季度基金对核电的最 大持仓 8.6%在三季度则降低到 4.9%，环比下降了 3.7 pct。 图表 70 中国核电基金与保险持股比例（%） 图表 71 长江电力基金与保险持

4、燃气：困境反转预期与行业成熟期带来的 EBIT 向上、CAPEX 向下的双重改善

CAPEX 或存向下预期，EBIT 提升有望推动 FCFF 进一步改善。2018-2023 年，燃气行 业 EBIT*(1-T）复合增长率为 22%，随着上游气价的回落和各地顺价的顺利开展，燃气 行业的 EBIT 仍有向上预期。此外，燃气将逐步进入成熟期，CAPEX 有向下预期，同时 当前在成本和价格两方面因素的优化下，城燃有望步入困境反转通道，EBIT 有望得以 修复，此外，综合能源、增值业务的发展或为城燃公司打造第二成长曲线，推动 FCFF 进一步改善。

编辑：火腿肠