2025年公用环保行业中期策略：筑牢防御线，掘金红利股

内外因素下，2H25关注公用事业红利投资价值

从股息率提升角度看下半年投资策略上建议关注估值超跌、每股分红有提升预期的公用事业红利股。前后比较:2024年报季末，电力各子板块股息率较去年同期已有明显提升;与长期国债比较:长端利率下行背景下，当前各子板块股息率均明显高于10年期国债收益率;板块间比较:当前水电板块股息率为子板块中最高(超3%)。多数龙头公司的股息率>3%。

2025年年初以来，公用事业和环保板块分别上涨0.7%和12.6%，同期沪深A股指数上涨6.1%，环保板块跑赢大盘而公共事业板块跑输大盘。

历史上看，公用事业板块具备强防御属性，通常在大盘下跌时期取得超额收益;而环保板块受政策驱动因素影响较大，在2013~2017年间获得显著超额收益。

截至5M25，公用事业及环保板块动态市盈率分别为约16.79、20.24倍，处在历史中低位区间。5M02以来，公用事业板块PE TTM中位数为约20.52倍，最低触及10.27倍;环保板块PETTM中位数约为30.23倍，最低曾达约15.54倍。

国务院国资委于2024年12月印发《关于改进和加强中央企业控股上市公司市值管理工作的若干意见》，将市值管理纳入央企负责人经营业绩考核范围。文件中提出，中央企业负责人要主动加强投资者关系管理;综合考虑行业经营特征制定合理可持续的利润分配政策，稳定投资者回报预期、提高投资者获得感;完善增强投资者信心的制度安排，将股票回购增持作为一项长期性基础性工作，建立常态化股票回购增持机制。

公用事业和环保板块中央及地方国资背景企业集中，2024年主营业务盈利普遍改善叠加市值管理考核全面铺开多数企业每股股利实现同比提升。

细分子板块，看公用事业红利股 的三种类型及代表公司

从运营收入稳定性、成本结构角度看垃圾焚烧发电与水电具有一定的相似之处，具备长期稳定分红能力。垃圾焚烧行业已进入自由现金流转正阶段，分红提升逻辑正在兑现。

类比13/14年的水电:在08~13/14~18/19~23三个5年区间内，水电累计装机容量CAGR分别为10.4%/4.7%/3.7%，年均新增装机容量分别为21.9/14.4/13.9GW，水电行业CAPEX逐步下行，仅在溪向、乌白等大型水电站注入年份投资性现金流上升。而伴随装机容量提升、现金流入不断增多。由此，在自由现金流转正两年后水电板块分红比例大幅提升至40%~50%。

稳定盈利能力+重视股东回报铸造A股红利标杆。公司在运6座电站均为“西电东送”骨干电源，电量以合同售电和保障性收购为主，盈利稳定性强;2016年大幅提升分红比例后长期维持高位，重视股东回报。2024年受益于来水偏丰、盈利改善，每股股利达0.92元，现金分红比例维持70%以上。1025公司营业成本同比-1.5%，使得公司销售毛利率在上网电价同比小幅下降的背景下同比+4.9pcts至约53.0%。考虑到公司营业成本以折旧和财务费用等固定成本为主，而三峡电站机组平均折旧年限为18年，三峡右岸13台机组在2007~2008年间陆续投产，公司营业成本下降或因部分机组机电设备陆续折旧到期，带来利润释放。

2017-2020年，自由现金流和分红稳步提升:该阶段装机持续增长，且煤价处于历史地位，电力市场化改革持续推进，火电行业经营性现金流稳步提升，带动分红水平持续提升。

2021-2024年，成本高增到下行的切换以及价格机制转变带来行业现金流情况变化:2021年煤价高增，对现金流产生较大伤害，当年分红水平大幅下滑;同年底，1439号文的推出扩大了火电市场化交易电价浮动范围，行业2022年经营性现金流实现了较好的修复、分红水平有所提升。此后，23-24年煤价大幅下行，成本改善下经营性现金流持续提升，行业每股红利水平稳步增长;但由于新投产开工的机组较多、投资性现金流也持续扩大，行业分红比例小幅下行。

2019年行业分红显著提升:核电行业经营性现金流近十来年表现稳健;尤其2018年开始投资性现金流支出收窄、叠加投资性现金流收窄，主因2018 年是中国核电项目的“投产大年”，全年共新增装机容量约600万千瓦，自由现金流开始转正并稳步提升，带来每股红利和分红比例显著抬升后维持稳定。

近年分红情况稳定，2024年装机扩张、每股股利小幅下降:2022年开始，核电的投资性现金流逐年走阔，主因核电机组审批加速，“十四五”期间预计按照每年6-8台新机组进行核准，在建装机容量逐步扩大。2024年浙江金七门核电项目1期、漳州核电二期工程3/4号机组、福建宁德核电站5号机组、山东石岛湾核电基地扩建一期工程1号机组这几大核电重点项目开工建设，行业投资性现金流进一步扩大、使得每股股利小幅下行。预计待资本开支高峰期过后，稳定的经营性现金流将使得板块分红稳定在较高水平。

行业供需基本面与电改更新

追溯历史来看，在经济增速上升期，中国电力消费弹性系数往往>1;在经济增速下降期，电力消费弹性系数往往<1。2020年1H24较为特殊:公共卫生事件爆发至修复，GDP增速波折，受稳增长政策等影响,电力消费弹性系数连续4年明显>1，中枢较高:或因我国积极拉动基建投资刺激经济，恰逢新兴高耗能高增(电新快速发展)，因此二产中新/高耗能增长水平持续较好;此外，三产也或因电能替代持续推进刺激了用电增长。预计公共卫生事件冲击减弱、电气化水平增长空间有所收窄后，体现出工业化后期弹性系数中枢下降，但预计会先靠近1、不会立马大幅小于1。

弹性系数中枢较转型前下降，可参考国际经验:发达国家在工业化发展阶段一般超过1;经济换挡期间通常<1，转型中后期和转型后较换挡前水平更低。

我国目前处于工业化后期，但预计真正出现“长期<1且偏低”的现象更加延后，25年用电增速预计仍将大于5%:我国是工业大国的地位预计长期难以改变，且我国制造业大规模向成本更低的海外转移的可能性较低。中国区域间发展不平衡现象突出，部分中西部地区仍处于工业化中期。中国电气化水平国际领先，电能替代带来的用电增量较高24年电气化水平29%，预计2025年达30%)。

受“136号文”中对新老项目划定规则的影响，1H25新能源出现“抢装潮”。根据“136号文”，今年6月1日前投产的项目被定义为存量项目，机制电量及电价接续现行政策执行，激励项目投资主体将具备条件的在建新能源项目争取在1H25实现投产，致使1~4M25新能源新增装机量明显高于历史同期。

此外，24年新增装机转化为发电增量，3、4M25新能源贡献绝大多数发电增量。3、4M25，集中式新能源分别贡献新增发电量的75.9%和55.6%。

容量补偿解决中长协电量签订不足焦虑，分省差异待体现。长期看，火电“价外”收益主要是容量补偿。山东省内容量补偿方案或对部分火电利用小时数已经较低省份具有借鉴意义，容量补偿机制是解决中长期电能量市场(年度/月度)恐性低价锁量的较优选择。现行火电容量电价政策在补偿力度上仍处于较低水平，分省差异体现仍不足，有待进一步向容量市场方向改革。

136号文提出“新老划断”+“可持续发展价格结算机制”，体现政府信用、对存量项目兜底情况好于预期;以市场竞价指引未来投资，增量项目投资趋于理性。

对存量项目影响:25年6月以前并网的老项目，机制电价维持现行电价机制;机制电量比例由地方确定参考当前保障比例;执行期限同现行保障机制。

对增量项目影响:25年6月以后并网的新项目，机制电价由发电企业竞争确定，参考装机成本;机制电量比例由地方确定，参考可再生能源消纳责任权重完成情况、用户电价承受能力等多方因素，执行期限为项目平均回本周期。

报告节选：

编辑：火腿肠