2025年电力及公用事业行业年度策略报告：火电迎并购重组机遇，水电红利优势持续

1. 2024 年回顾：

1.1 2024 年全年电力指数表现震荡

2024 年电力行业指数全年表现整体震荡。2024 年 1 月至5 月，电力指数与大盘指数表现大体相吻合；6 月至 9 月底之前，由于市场避险情绪升温以及电力行业基本面中高频数据向好等因素叠加影响，整体电力行业指数明显跑赢大盘；9 月底降息、降准等多项超预期政策组合陆续公布，大盘与电力指数均快速反弹，电力板块反弹力度较弱于大盘；10 月至12月电力指数整体表现震荡，指数走势与大盘相关性较强。全年来看，电力指数较年初上涨13.80%。

子行业分化，水电指数全年表现相对强势。从子行业走势来看，24 年10 月之前火电和水电较核电及风电表现强势，峰值较 24 年初有 15%-20%涨幅，10 月之后核电表现领先其他子行业；全年风电指数表现相对弱势。

1.2 基本面：用电量实现较高增速，风光装机增速亮眼

用电端，1-11 月全社会用电量实现高速增长，10 至 11 月增速环比回落。1-11月全社会用电量累计实现 89686 亿千瓦时，同比增长 7.1%，较去年同期高0.8pct。其中多数月份维持6%以上高增速。年底由于暖冬天气影响叠加部分行业产能去化，用电量增速略有回落。分产业来看，三产及城乡居民用电量增速整体领先。

发电端，1-11 月发电量同比增长 5%；风电增速较高。1-11 月，规模以上电厂累计发电量 85687 亿千瓦时，同比增长 5.0%，较去年同期增加 0.2pct；其中，火电年中受水电挤占影响增速放缓，1-11 月同比增长 1.90%，发电占比达 67.0%；水电年中迎丰水期发电增速较高，9月之后回落明显，1-11 月同比增长 11.20%，占比 13.9%；风电同比增长11.5%，占比9.8%；核电同比增长 1.9%，占比 4.7%；光伏同比增长 27.8%，占比4.5%。

1-11 月风电、光伏新增装机增速表现亮眼。1-11 月我国电力新增装机容量达到31666万千瓦，同比增加 11.9%；其中火电新增 4744 万千瓦时，同比增长1.9%；水电新增998万千瓦时，同比上升 6.3%；风电新增 5175 亿千瓦时，同比增长 25.0%；光伏新增20630 万千瓦时，同比增长 25.9%；核电新增装机 119 亿千瓦时，同比持平。

2. 2025 年展望：

我们认为电力现货市场的进一步推进以及电力企业的资产并购重组为2025 年两大重要趋势。一方面，新型电力市场建设下新能源出力增加，现货市场进程加速推进；另一方面，电力行业公用事业属性，优化资源配置需求叠加国企改革政策指引推动电力国企参与并购重组。

2.1 电改持续，电力现货市场加速推进

电力现货市场的建设为电改关键环节，2029 年全国统一电力市场将全面建成。电力现货市场核心在于更为精准的反应电力供需信息，满足电力平衡需要及辅助新能源更有效的出清，优化电力资源配置；同时现货市场引入竞争机制，能够出清掉高成本的市场主体，减少电力系统成本。《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》明确 2025 年初步建成全国统一电力市场，实现全国基础性交易规则和技术标准基本规范统一；到 2029 年全国统一电力市场将全面建成。

电力现货市场进展提速。自 2017 年起我国开始电力现货市场建设，第一批8 个试点分别为:山西、广东、山东、甘肃、蒙西、浙江、福建、四川；第二批6 个试点地区分别为上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北，其余各省也在不同程度陆续推进。近期多省相继发布电力现货市场实施细则以及电力市场交易新规，在保证中长期占比基础上进一步加深现货市场进度。截至目前仅有国网华北冀东以及蒙东区域完全未开展现货市场试行。目前各省电力现货市场进展分为短周期结算试运行、长周期结算试运行、连续结算试运行以及正式运行。截至2025年1 月，现货市场已转正的省份为山东、山西、甘肃、广东；已进行连续结算试运行的省份为福建、浙江、湖北、蒙西、安徽、陕西；已进行长周期结算试运行的省份为河北南网、江苏、河南、辽宁、四川；进行短周期结算试运行的省份为湖南、江西、宁夏、重庆、广西、贵州、云南、海南。2024 年 12 月各省发布 2025 年电力市场交易方案，更多地区逐步允许多类新型主体进入现货市场，并对于发电侧新能源及新型主体参与方式由报量不报价转向报量报价或自主选择报量报价和报量不报价，目的为促进电价发现，间歇性利好长期新能源消纳及供需平衡。

火电在现货市场博弈中具备优势。从发电层面，火电相较于其他电源具备更高的调节灵活性，因此能够在高价时段多发电，低价时段少发电，灵活调整发电策略以应对价格变化。从价格形成结果层面，火电现货结算价通常较燃煤基准价具备溢价，而风电及光伏则折价进行交易。2023 年山东、甘肃、蒙西、山西现货市场结算均价分别为 347、310、631、353 元/兆瓦时，光伏及风电度电结算价格均低于整体平均价及燃煤基准价。因此我们仍看好火电在现货市场推进中的相对经济性。

2.2 新“并购六条”下电力国企并购与重组持续升温

多项政策出台，优质电力资产并购重组有望加速。近年有关电力企业资产整合的支持政策不断，2022 年 5 月，国务院国资委印发《提高央企控股上市公司质量工作方案》，对提高央企控股上市公司质量工作作出方向指导，提出“推动上市平台布局优化和功能发挥”“做强做优一批上市公司，以优势上市公司为核心，通过资产重组、股权置换等多种方式，加大专业化整合力度，推动更多优质资源向上市公司汇聚”。2024 年 4 月，国务院发布《关于加强监管防范风险推动资本市场高质量发展的若干意见》，提出鼓励上市公司聚焦主业，综合运用并购重组、股权激励等方式提高发展质量，加大并购重组改革力度，多措并举活跃并购重组市场。2024年 9 月，证监会发布《关于深化上市公司并购重组市场改革的意见》提出证监会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。

2024 年多家电力企业公告并购及重组进程。为理顺集团内外产业链与公司股权关系，做大做强国有资本和国有企业，进一步提升市场竞争力及优化资源配置，满足资产证券化需求，多家集团及电力企业开展资源整合动作，包括国家电投集团下属企业远达环保、电投产融，华电集团下属企业华电国际以及各省地方电力国企淮河能源、甘肃能源、陕西煤业等。

五大电力集团仍有高比例电力资产未注入上市平台。我们梳理可得，国家能源集团、华电集团、华能集团、国家电投集团、大唐集团仍有 39%、67%、27%、63%、40%电力装机未注入上市平台，其中总量方面，国家电投集团上市平台外装机资产最多。后续重点关注并购或重组带来企业估值空间提升及优质资产注入带来盈利能力增长。

国家能源集团为国电集团公司和神华集团在 2017 年重组而成，是全球规模最大的煤炭生产公司、火力发电公司、风力发电公司和煤制油煤化工公司。集团下属电力上市平台为中国神华、国电电力、长源电力、龙源电力。目前集团共有装机323.89GW，其中火、水、风、光分别占比 65%、6%、19%、11%，未上市装机量为127.60GW，占比为39.4%。

华电集团为 2002 年底国家电力体制改革时组建的隶属国务院国有独资发电企业，拥有电力、煤炭、科工、产融等产业板块。集团下属上市平台为华电国际、黔源电力、华电辽能以及华电能源。目前集团共有装机 214.31GW，其中火、水、风、光分别占比59%、14%、14%、13%，未上市装机量为 142.75GW，占比为 67%。

华能集团产业广泛布局电力、煤炭、交通运输等多领域，发电装机容量稳居全球第二、亚洲榜首。集团下属电力上市平台为华能国际、华能水电、内蒙华电。目前集团共有装机243.12GW，其中火、水、风、光分别占比 59%、11%、16%、14%，未上市装机量为66.71GW，占比为 27%。

国家电投由中国电力投资集团公司与国家核电技术有限公司于2015 年5 月重组成立，是全国唯一同时拥有水电、火电、核电、新能源资产的综合能源企业集团。集团下属电力上市平台为上海电力、吉电股份、中国电力、电投产融、电投能源、远达环保。目前集团共有装机 237.46GW，其中火、水、风、光、核分别占比 35%、11%、21%、29%、4%，未上市装机量为 148.64GW，占比为 62.6%。

大唐集团主要业务涵盖电力、煤炭、煤化工、商贸物流等。集团下属电力上市平台为上海电力、吉电股份、中国电力、电投产融、电投能源、远达环保。目前集团共有装机180.74GW，其中火、水、风、光分别占比 59%、15%、17%、9%；未上市装机量为72.49GW，占比为40%。

3. 火电板块：公用事业属性大方向演进

3.1 2025 年成本端仍存改善预期

2024 年动力煤价格呈震荡下行走势，价格降幅较 2023 年有所下降。2024 年秦港5500大卡动力煤均价较 23 年下降 12%；2024 年 1-11 月进口动力煤均价录得93 美元/吨，同比降14.89%（对应降幅 16.34 美元/吨）。供给端来看，2024 年动力煤国内供给先降后增，其中2024年1-5月，山西安监影响下国内动力煤供给收缩；6 月起山西安监趋于常态化，国内动力煤供给相对回升。进口方面，由于国内外价差缺口持续，1-11 月动力煤进口量同比增长14%。

2025 年动力煤价格中枢仍有小幅下降预期，大幅波动可能性较小。供需层面，2024年动力煤供需偏松，宽松形势较 2023 年收缩，2025 年进口长协签订增长预期不强，因此进口总量预计不会有太大的增长，预计 2025 年供给增量或来自疆煤，供需进一步宽松可能性较小。价格变化方面，由于增量大部分来自相对较远的新疆产区，因此预计价格会在750-850元/吨区间形成较为明显支撑。

3.2 煤电联营优势仍凸显，相关公司相继布局

煤电一体化运营可以理顺产业链，熨平煤价及电价的波动，符合产业链发展的最终规律。燃煤成本作为火电最重要的成本高达 70%以上，而过去“市场煤、计划电”背景下因此煤企与电企在发展历史中长期存在的关系。为解决这一矛盾，有关部门不得不通过加强煤电价格联动等方式多次进行外部调控，且电价不能对于煤价进行完全有效传导，宏观层面影响各环节效率。而煤电联营是通过产业一体化的方式从内部化解煤电盈利矛盾。当煤炭价格波动较大时，煤电一体化企业能够通过内部资源调配，平衡煤炭与电力业务的收益，减少因价格波动带来的单方面损失。对于煤企，煤价下行时布局电厂同样可以增厚利润。

政策暖风促煤电联营。2023 年 1 月，国家发改委提出持续推进国有经济布局优化和结构调整，推进煤炭与煤电、煤电与新能源“两个联营”；2024 年3 月，国家能源局印发《2024年能源工作指导意见》，提出推动煤炭、煤电一体化联营，合理布局支撑性和调节性煤电项目。

拥有煤炭资源的企业参与煤电新项目或者市场整合的力度和积极性近年来明显增强。目前上市公司中已开展煤电一体化布局的有中国神华、国电电力、新集能源、淮河能源、陕西煤业、内蒙华电、电投能源等：

新集能源：公司为国资委下控股央企。公司控股子公司利辛电厂二期2×660MW超超临界二次再热燃煤发电项目分别于 2024 年 8 月 31 日、9 月30 日完成168小时满负荷试运行，转入商业化运营。投产后预计年发电量 66 亿千瓦时，将进一步提升公司煤电一体化优势及发电规模。目前公司已投产煤电装机为332 万千瓦，目前上饶电厂（2*1000MW）、滁州电厂（2*660MW）、六安电厂（2*660MW）在建，后续装机量提升空间大。随着后续煤电项目建成投运，公司煤炭产能和电力装机将逐步提升，煤电一体化的协同优势得到充分发挥，进一步提高公司的盈利能力和抗风险能力。

淮河能源：公司为淮南矿业下属煤电一体化平台。母公司淮南矿业为安徽省煤炭及电力龙头，为避免同业竞争，2016 年淮南矿业承诺将以上市公司淮河能源为其下属从事能源业务进入资本市场的资本运作平台，目前集团仍有大量煤炭、电力资产，淮河能源于 24 年 12 月 17 日公布正在筹划通过定增和现金方式收购集团下属子公司淮河电力 89.30%的股权，若收购成功则公司业绩或将阶梯性增长。目前公司全资电厂包括潘集电厂一期、顾桥电厂、潘三电厂，参股电厂包括田集电厂一期、二期，未来潘集电厂二期等预计将陆续投产。

陕西煤业：公司 12 月 7 日发布《关于收购陕煤电力集团有限公司股权暨关联交易的公告》，拟通过非公开协议方式现金收购陕煤集团持有陕煤电力集团88.6525%股权，股权价格为 156.95 亿元；拟收购资产的盈利能力较好，收购完成后有助于进一步增厚公司业绩，平抑受煤价波动带来的公司业绩的震荡，有助于提升公司估值水平。收购电力资产是公司打造“煤电一体化”运营模式的重要举措，也符合公司的实际经营需要和战略发展方向，能够进一步减少关联交易、增加营业收入、延伸煤炭主业产业链，促进公司高质量发展。 中国神华、淮河能源、新集能源均仍有较大规模在建及待建项目，占在运项目比重分别为 24%、132%、75%。

煤电一体化布局企业 ROE 中枢较非一体化企业偏高且波动较小。我们选取上述煤电一体化企业以及非煤电联营公司华电国际、华能国际、粤电力、大唐发电ROE 进行统计，后者ROE中枢低于前者，且在 2021 年煤价涨幅较大背景下，煤电联营企业ROE 影响较小，长期来看可保持较为稳定的盈利能力。

3.3 辅助服务+容量电价带动火电公用事业化转型

辅助服务细则持续规范，各地区实行差异化定价。2024 年2 月国家发改委、国家能源局发布关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知，明确调频里程出清价格上限不超过每千瓦 0.015 元，调峰服务价格上限原则上不高于当地平价新能源项目的上网电价。由于各地地理条件、电力供应结构及市场化程度不同，导致辅助服务定价机制差异较大。目前南网经营区域以及国网经营区大部分省份均已开展调频辅助服务。

我国辅助服务收入规模持续增长，调峰费用占据主要份额。2023 年上半年，我国电力辅助服务费用共 278 亿元，与 2019 年全年辅助服务费用 130.31 亿元相比提升113%；火电企业获得补偿 254 亿元，占比 91.4%；其中调峰补偿占比为 60%，较2019 年上半年显著提升21.6个百分点，调频补偿占 19.4%。

目前我国辅助服务对电力收入贡献仍然较低且显著低于欧美国家，未来或有较大提升空间。2023 年上半年，我国电力辅助服务费用共 278 亿元，占上网电费1.9%，较2019年上半年提升 0.43 个百分点，但较欧美成熟市场仍然较低。以美国和英国为例，2015 年美国PJM电力市场的辅助服务费用占比电量费比例为2.5%，同年英国高达8%（可再生能源装机占比为27%）。我国各地区辅助服务细则仍处于探索试行阶段，对于补偿电价标准以及煤电机组调峰补偿的运行容量区间等合理性仍在不断改进。未来随着风电及光伏装机量及电量增长以及机制的不断改进，预计长期我国辅助服务收入规模将持续提升，占比或超过欧美主流国家。

容量电价逐步落实，后续补偿比例将逐步提升。容量电价政策是指煤电企业按照其发电能力（即容量）收取的费用，确保其即使在不发电或发电较少时也能获得一定的收入，以支持其持续运营和电力系统稳定。国家发改委出台《关于建立煤电容量电价机制的通知》，确定在2024年 1 月 1 日起实施容量电价机制。容量电价机制的核心是两部制电价，其中电量电价通过市场化方式形成，而容量电价则根据煤电机组的固定成本按一定比例给予补偿。机制实施范围适用于合规在运的公用煤电机组；对于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦 330 元。《通知》明确 2024 至 2025 年，多数地方通过容量电价回收固定成本的比例为 30%左右即每年每千瓦 100 元，部分煤电功能转型较快的地方（四川、云南等地）适当高一些，为 50%左右；从 2026 年开始，各地通过容量电价回收固定成本的比例将提升至不低于50%，即每年每千瓦 165 元。

不考虑新增装机及容量电价新的调整情况下，我们测算2024-2025 年全国煤电容量电价收入预计 1121 亿元，2026 年以后达到 1792 亿元。（关于容量电价详细计算及分析请参考前期深度报告《容量电价半年考及火电板块影响测算》）主要依据及假设为：（1）容量电价水平；2024-2025 年，云南、湖南、河南、重庆、广西、四川、青海七省容量电价回收的固定成本比例为 50%，计 165 元/千瓦；其余省份为30%，计100元/千瓦；2026 年以后，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%，新能源比例较大的为 70%，假设 70%的省份仍为上述七省，计 231 元/千瓦；其余省份为165 元/千瓦。（2）煤电机组适用率；煤电容量电价适用于合规在运的公用煤电机组，燃煤自备电厂、不符合规定或不满足能耗、环保及灵活调节能力的机组不执行容量电价机制。假设各省在运机组平均适用容量电价的适用率 90%， （3）煤电机组最大出力；煤电机组可获得的容量电费，根据当地煤电容量电价和机组申报的最大出力确定，假设最大出力按额定容量的 100%。按照各省煤电容量电价水平及煤电装机容量（按容量电价适用率90%）测算，2024-2025年全国煤电容量电价收入预计 1121 亿元，2026 年以后达到1792 亿元以上（不考虑煤电装机变动情况，以及按 70%固定投资回收的省份数量增加）。

短期内容量电费收入占煤电机组收入的比例相对较低。当前我国煤电交易基准价平均值为371.68 元/兆瓦时，2023 年我国煤电机组装机量 11.6 亿千瓦，煤电平均利用小时数4685小时，简单测算煤电发电量约 5.46 万亿千瓦时，不考虑电厂自用及输电损耗，假设全部煤电电量上网销售，按照煤电交易基准价上浮 20%测算，则 2023 年煤电机组电量电费总收入约24340亿元，即假设电量不变的情况下，2024-2025 年煤电机组容量电费收入是2023 年煤电机组全部电量电费收入的 4.61%，煤电装机不变且容量电价不变的情况下，2026 年煤电机组容量电费收入约为 2023 年全部煤电机组电量电费收入的 7.36%。 新型电力市场推进下火电企业盈利模式发生转变，盈利稳定性增加或带动估值提升。过去火电收入仅由电量电价收入决定，即收入=装机容量×利用小时数×电价，火电机组的利润主要依赖于煤价和电价的差价，但由于煤价的波动性和电价的相对稳定性，火电企业的盈利能力呈现出较强的周期性，因此火电板块 PB 均值常年低于具备较强公用事业性的水电以及核电板块。而现在火电收入增加辅助服务及容量电价，商业模式对于电价以及动力煤价格的敏感程度降低，有助于提高火电企业盈利稳定性，从而提升其公用事业性，带动估值提升。

4. 水电板块：折旧到期+财务费用改善，红利优势持续

4.1 折旧到期及财务费用下降持续增益成本端

水电行业具备前期设备投资高，折旧占成本比重高，实际运营年限远大于折旧年限的特点。水电站经营阶段分为：1）建设投资期+转固；2）偿还贷款+折旧期；3）折旧期；4）折旧到期后净回报阶段。以长江电力为例，机械折旧年限为 5-32 年，大坝折旧年限最长为40-60年，而水电站实际运营年限可达 100 年以上。不考虑折旧到期的情况下，水电固定资产折旧占营业成本50%左右，占营业总成本比重35%左右。其中机械设备折旧占固定资产折旧比重43.6%，大坝占比 41.2%（以长江电力为例）。

十四五-十六五期间水电公司折旧密集到期，可显著增厚表端利润。目前水电上市公司在运电站多数投产于十二五期间，因此水电站主体折旧到期时间多为十四五-十六五期间。以长江电力为例，2021 年起三峡电站机组陆续折旧到期，且三峡电站建设成本远高于葛洲坝电站。选择长江电力、华能水电及黔源电力作为样本，2020-2023 年折旧/营业成本及折旧/营业总成本比例整体呈下降趋势（长江电力 2023 年增加主因乌东德、白鹤滩机组并表），样本公司期间均有电站折旧到期。后续各大水电公司利润有望进一步释放。

债务置换降低财务费用，资产负债表持续优化。目前水电可开发资源有限，企业多逐渐偿还存量债务；贷款利率不断下行环境下，水电公司可通过债务置换方式优化债务结构，财务费用及资产负债率逐年递减，成本进一步优化。

4.2 低利率环境下水电红利风格占优

水电公司通常具备高净现比特点，多家公司给予投资者分红承诺。水电固定资产折旧并非实际现金支出，因此水电行业多数公司具备较高净现比（大于1.5），且经营性现金流量净额可超过营业收入 50%，支撑公司较高且稳定的分红比例。从分红比例来看，水电板块平均分红率较高且有提升趋势，长江电力、国投电力、华能水电等十四五期间均有分红承诺，承诺分红比例分别为 70%、55%、50%。

水电具备逆周期属性，利率下行背景下稳定股息率占优。水电作为现金流充沛及高分红资产，且受到短期宏观经济波动及电价影响相对较小，具备高配置价值。截至2025 年2月24日,十年期国债收益率为 1.76%，水电板块长江电力动态股息率为3.71%，国投电力为3.41%，均高于十年期国债收益率。另一方面十年期国债收益率趋势性下探，根据pe=分红比例/股息率，目标股息率下修可以提升水电 PE 估值。

编辑：火腿肠