公用事業行業回顧與分板塊投資策略分析

進口煤與內貿煤價格倒掛，進口動力煤量降幅擴大。

1.2025H1行業回顧：優質紅利資產，防守能力顯著

相對滬深300，2025H1截至6月30日申萬公用事 業板塊下跌0.55%。 各板塊橫向對比看，申萬公用事業板塊在所有 申萬一級行業中相對排名21/32。 從細分板塊看，2025H1截至6月30日水力發電、 火力發電、電能綜合服務、燃氣、風力發電、 光伏發電以及熱力服務板塊分別+0.6%、+4.9%、 +4.0%、-4.5%、-1.5%、-2.6%和+19.9%。

25Q1電力板塊業績實現小幅增長。2024年，公用事業電力板塊實現營業收入19832億元，同比下降 1.3%，實現歸母凈利潤1723億元，同比增長7.8%；2025Q1公用事業電力板塊實現營業收入4643億元， 同比下降5.2%，實現歸母凈利潤507億元，同比增長6.3%。

煤價下行對沖電價電量影響，火電業績實現正增長。2025Q1火電實現營收2931億元（同比-8.2%）， 歸母凈利212億元（同比+7.8%）。

來水改善驅動水電業績增長。2025Q1水電實現營收418億元（同比+4.0%），歸母凈利113億元（同比 +23.7%。

風電、核電業績承壓，光伏業績修復。2025Q1風電板塊實現營收303億元（同比-10.1%），歸母凈利 72.0億元（同比-6.8%）；2025Q1光伏發電板塊實現營收80.5億元（同比-11.9%），歸母凈利5.4億 元（同比+54.6%）；2025Q1核電板塊營業收入為403.01億元，同比+8.4%；歸母凈利潤61.63億元， 同比-7.5%，主要受計提增值稅返還對應所得稅費用影響。

2.2025H2行業投資策略

火電：2025H1煤炭回顧：供需失衡，價格回落

原煤產量同比增長。2025年1-5月全國原煤產量19.9億噸，累計同比增長6.0%，其中山西、陜西、內 蒙、新疆累計同比增長13.6%、3.1%、0.9%、9.8%，原煤產量增幅較大主因2024年同期山西受安監影 響產量降幅較大導致低基數影響。

進口煤與內貿煤價格倒掛，進口動力煤量降幅擴大。根據海關總署數據，2025年1-5月國內進口動力 煤1.4億噸，同比下滑9.4%，其中2-5月跌幅分別為3.4%/9.6%/17.7%/16.5%，降幅逐漸擴大。3月起， 印尼煤炭采取HBA的定價機制，推升進口成本，于此同時國內內貿煤價格大幅下滑，導致價格倒掛。

2025H1港口庫存維持高位，電廠庫存充足。 2025H1CCTD主流港口全年平均庫存達7394萬 噸，較24/23年同比分別+20.8%/+11.8%，全 年港口庫存水平持續高位；電廠方面，205H1 年南方電廠平均庫存達3357萬噸，較24/23年 同比分別-0.8%/+1.8%；煤炭重點企業庫存天 數為24.0天，較24/23年同比分別+1.7/+4.6 天。

用電需求增速逐漸抬升。根據國家能源局，1-5月，全社會用電量累計39665億千瓦時，同比增長3.4%， 增幅放緩；5月全社會用電量8096億千瓦時，同比增長4.4%，增幅逐漸抬升。

火電出力由降轉增。1—5月，規上工業發電量37266億千瓦時，同比增長0.3%，5月規上工業發電量 7378億千瓦時，同比增長0.5%，分品種看，5月份，規上工業火電由降轉增，水電降幅擴大，核電、風 電、太陽能發電增速放緩。其中，規上工業火電同比增長1.2%，4月份為下降2.3%；規上工業水電下降 14.3%，降幅比4月份擴大7.8個百分點；規上工業核電增長6.7%，增速比4月份放緩5.7個百分點；規上 工業風電增長11.0%，增速比4月份放緩1.7個百分點；規上工業太陽能發電增長7.3%，增速比4月份放 緩9.4個百分點。

25年長協電價普遍下滑，區域分化明顯。從相較燃煤基準價的幅度來看，廣東較基準價下浮13.5% （24年為上浮2.8%）；江蘇較基準價上浮5.5%（24年上浮15.8%）；安徽較基準價上浮7.4%（24年上 浮13%.5%）；北京較基準價上浮11.3%；天津較基準價上浮18.6%，中部及北方地區電價下降幅度較 小。

當前市場煤價格與長協煤價格形成倒掛。截至2025年6月30日，秦皇島平倉價為621元/噸，較年初價 格下滑19.0%，低于長協煤價格，煤炭長協比例較低的企業可以通過采購現貨市場煤降低燃料成本。

水電：Q1來水偏豐

Q1來水偏豐。受來水充沛影響，據長江電力公告，2025年Q1烏東德水庫來水總量約167.05億立方米， 同比偏豐12.50%；三峽水庫來水總量約555.19億立方米，同比偏豐11.56%；

水電：瀾滄江、雅礱江裝機彈性相對大

在建裝機超2500萬千瓦，主要分布于瀾滄江和雅礱江。各大流域在建水電站合計超過2500萬千瓦， 其中，瀾滄江/雅礱江/大渡河/金沙江分別在建832/777/352/621萬千瓦，隨著水電站陸續投產，水 電企業業績彈性漸顯。

水電：紅利資產+現金流充裕

水電企業盈利穩定，股息率高。水電項目資本投入主要集中在前期，成本主要包括折舊、財務費用 等。2017-2024年長江電力股息率保持在3.2%~4.4%。

我國水電公司普遍具有較高的分紅比例。高盈利、充沛現金流及低運營支出使得我國水電公司具有 較高的分紅比例。長江電力承諾2016-2020年分紅金額不低于0.65元/股，2021-2025年分紅比例不低 于70%。

核電：審批加快，裝機容量增長穩定

2024年核電核準11臺機組，審批提速。2024年8月國務院核準5個核電項目總計11臺機組，數量創下 歷史新高，中央文件也自2011年以來首次用“加快”來描述核電建設。“十四五”期間我國核電核 準穩步推進，2021至2024年核準機組數量分別為5/10/10/11臺，根據《“十四五”現代能源體系規 劃》，2025年目標核電運行裝機容量達到70GW，核電邁入確定性成長期。

雙寡頭格局，成長性確定。截至2024年末，中國核電在運核電機組裝機容量2375萬千瓦，在建機組/ 核準待建機組2064萬千瓦，中國廣核在運核電機組裝機容量3176萬千瓦(含聯營)，在建機組/待建機 組1900萬千瓦。

核電市場化比例上升，電價相對穩定。自2019年以來，核電市場化比例快速提升。2025年廣東、江 蘇市場化交易電力進一步提升，短期電價存在下行壓力，考慮到各地對市場化交易電價存在回收機 制，最終執行電價接近核準電價，核電電價相對穩定。

風光：裝機增速維持高水平

截至2024年底，風光裝機容量合計達14.1億千 瓦。2024年風光裝機維持加速增長態勢，風電 /光伏累計同比增速分別為+18%/+45%；根據全 國新能源消納檢測預警中心數據，2024年全國 新能源消納問題加劇，1-12月風電/光伏利用 率分別為95.9%/96.8%，裝機高速增長凸顯了 風光消納問題。

風光：136號文推動新能源全面入市

136號文推動新能源全面入市。2025年1月，國家發展改革委、國家能源局發布的《關于深化新能源 上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》（136號文），按照價格市場形成、責任公平承 擔、區分存量增量、政策統籌協調的總體思路推動新能源上網電量全面進入電力市場，通過市場交 易形成價格。文件提出要完善現貨和中長期市場機制，同時建立新能源可持續發展價格結算機制， 對存量項目，其電量、電價等與現行政策銜接，增量項目的電量規模按國家要求確定，機制電價通 過競價形成。136號文以2025年6月1日為節點劃分存量和增量項目，導致今年6月之前我國出現搶裝 潮。截至2025年5月底，新增新能源裝機規模已經達到2.44億千瓦，同比增長146.8%。

風光：現貨電價承壓，綠證賦予環境溢價

保障性收購小時下降，大規模入市電價承壓。根據陜西發改委，2025年光伏各項目保障收購小時數 為293 小時（2024年同期350小時）；根據四川發改委，2025年風電項目利用小時暫按400小時（枯 水期220小時、豐水期180小時）確定，光伏項目利用小時暫按300小時（枯水期170小時、豐水期 130小時）確定，對比2024年風、光保障收購小時數總體下降了50%，保障性收購小時下降意味著未 來新能源參與電力市場比例將逐步提高，電價面臨短期承壓。

綠證賦予環境溢價。根據2024 年 8 月發布的《關于 2024 年可再生能源電力消納責任權重及有關 事項的通知》，將電解鋁行業企業綠色電力消費比例完成情況以綠證核算，各省（市）可再生能源 電力消納責任權重完成情況雖以實際消納的物理量核算，但對于未完成的情況，會促使各地區通過 綠證交易等方式來補充可再生能源電力的消納量，以達到考核要求，直接促進了綠證需求。

垃圾焚燒：行業進入成熟期，分紅比例有望提升

項目開標數量大幅縮水。從開標數量上看，2024年開標的項目數量僅20個，約占往年的三分之一； 從項目投資金額來看，2024年累計投資約52.6億元，較2023年287.7億投資額，市場份額縮水約80%；

垃圾焚燒板塊資本開支同步下降。自2022年開始，垃圾焚燒板塊資本開支呈逐年下降趨勢，2024年 垃圾焚燒板塊資本開支為109.7億元，同比下滑14%，25Q1資本開支達23.8億元，同比下滑26%，預計 隨著國內垃圾焚燒項目開標數量減少，板塊資本開支同步下降。