公用事業(yè)各板塊產(chǎn)消與增長空間如何？

天然氣、一次電力及其他能源生產(chǎn)、消費規(guī)模呈增長趨勢，逐步替代化石能源

1.火電盈利趨穩(wěn)，水電穩(wěn)定防御屬性突出，核電、新能源裝機持續(xù)增長

火電：盈利模式重塑，盈利趨于穩(wěn)健

新型電力系統(tǒng)中，煤電定位由傳統(tǒng)的電力、電量主體電源轉(zhuǎn)向基礎保障性、系統(tǒng)調(diào)節(jié)性電源，未來煤電的轉(zhuǎn)型的主線任務為“清潔低碳、高效調(diào)節(jié)、快速變負荷、啟停調(diào)峰”。長期來看，隨著新能源持續(xù)發(fā)展以及煤電定位發(fā)生轉(zhuǎn)變，一方面煤電發(fā)電量占比將出現(xiàn)下降；另一方面，煤電電力商品的電能量、平衡屬性將有所減弱，調(diào)節(jié)、可靠性的屬性將增強，未來主要收入來源于電量電價、輔助服務收入以及容量電價收入，收入來源更加多元，盈利逐步趨于穩(wěn)健，現(xiàn)金流或保持較好水平。

水電：裝機低速平穩(wěn)增長期，低利率下高分紅高股息屬性突出

我國水電開發(fā)步入中后期，優(yōu)質(zhì)存量大水電稀缺性凸顯。目前我國水電資源開發(fā)進程已經(jīng)過半，剩余水資源開發(fā)難度高、造價高。2021 年國務院印發(fā)的《2030年前碳達峰行動方案》提出，“十四五”、“十五五”期間分別新增水電裝機0.4億千瓦左右。結(jié)合 2022 年國家能源局發(fā)布的“十四五現(xiàn)代能源體系規(guī)劃”和中國水電發(fā)展遠景規(guī)劃，預計 2025 年和 2030 年我國常規(guī)水電裝機分別達到3.8億和4.2 億千瓦，對應 2022-2030 年 CAGR 為 1%。 十四五期間內(nèi)龍頭水電裝機有一定提升空間。十四五期間我國水電龍頭的電站規(guī)劃包括，國能集團瑪爾擋電站（裝機 2.32GW，預計24 年投產(chǎn)）、華能水電托巴電站（裝機 1.4GW，24-25 年投產(chǎn)）、國投電力印尼巴塘水電站（裝機0.5GW，25年投產(chǎn)）、川投能源銀江水電站（裝機 0.39GW，25 年投產(chǎn)）等。十四五期間電站陸續(xù)折舊到期，疊加財務費用下降，盈利水平有望提升。水電站大壩和機組的實際使用年限遠超會計折舊年限，在水電站運營的后期，一方面，十四五期間，部分水電站的折舊預計會陸續(xù)到期，折舊計提完畢后能釋放一部分利潤；另一方面，隨著企業(yè)逐漸還債和置換高息債務，負債規(guī)模逐漸降低且融資成本可逐漸下降，財務費用也隨之逐漸下降，進而釋放利潤。基于水電優(yōu)良的調(diào)節(jié)性能，水風光一體化的開展有望成為水電企業(yè)新的增長點。水電和新能源的出力有較強的互補性。近年來，國家陸續(xù)出臺了多項支持發(fā)展水風光互補的政策。目前不少水電企業(yè)依托流域內(nèi)的水能資源建設水風光一體化基地。

水電企業(yè)擁有穩(wěn)定的現(xiàn)金流和盈利能力，支撐其保持高分紅。2010 以來，水電行業(yè)分紅率持續(xù)提升。以水電龍頭長江電力為例，2016 年以來其現(xiàn)金分紅占歸母凈利潤比重處在 61%~94%區(qū)間，2022 年高達 94%。展望十四五期間，頭部水電公司均承諾了高分紅，如長江電力承諾每年現(xiàn)金分紅不低于當年凈利潤的70%，華能水電和國投電力承諾每年現(xiàn)金分紅不低于當年可分配利潤的50%，川投能源承諾每股派現(xiàn)不低于 0.4 元（含稅）。

核電：機組核準穩(wěn)步推進，即將迎來密集投產(chǎn)期

2024 年 8 月發(fā)布的《中共中央 國務院關(guān)于加快經(jīng)濟社會發(fā)展全面綠色轉(zhuǎn)型的意見》明確提出，加快沿海核電等清潔能源基地建設。自2019 年重啟核電核準以來，國務院常務會議累計核準核電機組達 54 臺，其中 2022-2025 年連續(xù)四年核準核電機組數(shù)量達到 10 臺及以上，保障了我國核電高質(zhì)量發(fā)展，預計“十五五”期間我國核電將進入密集投產(chǎn)期。

四代核電落地，核能利用三步走行至中場。2017 年霞浦鈉冷快堆1 號正式開工；2023 年首座具有四代特征的石島灣高溫氣冷堆投入商運；2024 年國務院常務會議核準了江蘇徐圩核能供熱發(fā)電廠項目，包含一臺 HTR-PM600S 高溫氣冷堆。我國四代核電項目正式落地，“熱堆-快堆-聚變堆”的核能利用“三步走”戰(zhàn)略行至中場。此外，可控核聚變受到廣泛關(guān)注，有望加快商業(yè)化進程。2025 年5月1日，合肥緊湊型聚變能實驗裝置提前兩個月開始總裝工作，計劃于2027 年建成，建成后將首次演示聚變能發(fā)電。

2.新能源：裝機容量有望持續(xù)增長，盈利有望實現(xiàn)合理水平

國家政策推動非化石能源消費量提升，國務院發(fā)布的《2024-2025 年節(jié)能降碳行動方案》提出，2024 年，非化石能源消費占比達到18.9%左右；2025 年，非化石能源消費占比達到 20%左右。中共中央、國務院發(fā)布的《關(guān)于加快經(jīng)濟社會發(fā)展全面綠色轉(zhuǎn)型的意見》提出，到 2030 年，非化石能源消費比重提高到25%左右。國家發(fā)改委、國家能源局等六部門聯(lián)合發(fā)布的《關(guān)于大力實施可再生能源替代行動的指導意見》提出，到 2025 年全國可再生能源消費量達到11 億噸標煤以上，2030 年全國可再生能源消費量達到 15 億噸標煤以上。隨著國家“雙碳”目標政策推進，能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型發(fā)展，未來非化石能源消費量占比將大幅提升。根據(jù)國家發(fā)改委能源所發(fā)布的《中國能源轉(zhuǎn)型展望2024—執(zhí)行摘要》預測，到 2060 年，非化石能源占一次能源消費的比重為85%左右，化石能源的占比為 15%左右，非化石能源將成為我國主要的能源供應方式。在未來非化石能源消費量持續(xù)增長的過程中，主要增量來自于核電、風電、光伏等一次電力能源裝機的容量的持續(xù)增長。長期來看，隨著新型電力系統(tǒng)建設推進和可再生能源消費量增加，新能源將逐步成為主體電源，新能源裝機容量及發(fā)電量規(guī)模將實現(xiàn)持續(xù)增長。 目前新能源發(fā)電裝機容量占比超 40%，發(fā)電量持續(xù)增長。國家能源局數(shù)據(jù)顯示，截至 2024 年，國內(nèi)風電、光伏累計裝機容量分別為52068、88666 萬千瓦，分別同比增長 18.0%、45.2%，占全國發(fā)電裝機容量的比例分別為15.55%、26.48%，分別同比增加 0.43、5.60pct，合計占比為 42.03%。目前新能源發(fā)電成為我國電力裝機結(jié)構(gòu)中的重要組成部分。2024 年，全國風電發(fā)電量 9916 億千瓦時，同比增長 16%，占全國全社會用電量的比例為10.1%；光伏發(fā)電量 8341 億千瓦時，同比增長 44%，占全國全社會用電量的比例為8.5%；風光新能源發(fā)電量占全國全社會用電量的比例合計為 18.6%，完成國家“十四五”期間可再生能源電力非水電消納責任權(quán)重目標。

消納、電價問題對新能源發(fā)展帶來挑戰(zhàn)，政策出臺促進新能源消納水平改善。資源與需求空間逆向分布以及新能源出力與用電負荷變化時間錯配，電價、消納問題引起市場擔憂。由于我國風光新能源資源分布與電力需求存在空間錯配，以及風光新能源出力與用電負荷在時間上的錯配，導致隨著新能源并網(wǎng)規(guī)模持續(xù)增加，西部一些地區(qū)的風光新能源大發(fā)時段存在電量供過于求的情況，風光新能源消納面臨挑戰(zhàn)，棄風棄光率開始上升，新能源參與市場化交易電量的電價呈下行趨勢，部分地區(qū)電力現(xiàn)貨市場出現(xiàn)負電價現(xiàn)象，對項目收益率帶來一定影響。2024年以來，新能源發(fā)電利用率水平呈現(xiàn)下降趨勢，市場化交易電價亦有所下行，新能源電量不確定和電價不穩(wěn)定問題有所加劇。2024 年以來，國家陸續(xù)出臺支持新能源發(fā)展及促進新能源消納的相關(guān)政策，明確非化石能源消費目標，推動鋼鐵、有色、石化、化工、建材、造紙等行業(yè)綠色低碳轉(zhuǎn)型，推動可再生能源配套基礎設施建設和綠色能源消費，加快推動輸電通道建設和配電網(wǎng)改造升級，引導產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)移實現(xiàn)新能源就地消納，促進新能源消納水平提升。

國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知（發(fā)改價格〔2025〕136 號）》提出建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制，區(qū)分存量項目和增量項目，保持存量項目政策銜接，穩(wěn)定增量項目收益預期。具體而言，2025 年 6 月 1 日以前投產(chǎn)的存量項目機制電價按現(xiàn)行價格政策執(zhí)行，不高于煤電基準價；電量規(guī)模則由新能源項目在規(guī)模范圍內(nèi)每年自主確定執(zhí)行機制的電量比例、但不得高于上一年。2025 年6 月1 日起投產(chǎn)的新能源增量項目，每年新增納入機制的電量規(guī)模，由各地根據(jù)國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責任權(quán)重完成情況，以及用戶承受能力等因素確定；機制電價由各地每年組織已投產(chǎn)和未來 12 個月內(nèi)投產(chǎn)、且未納入過機制執(zhí)行范圍的項目自愿參與競價形成，初期對成本差異大的可按技術(shù)類型分類組織。競價時按報價從低到高確定入選項目，機制電價原則上按入選項目最高報價確定、但不得高于競價上限，競價上限由省級價格主管部門考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定。