（来源：山西证券研究所）

总体展望：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。1）目前电力现货市场进展提速，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。因此我们仍看好火电在现货市场推进中的相对经济性。2）新“并购六条”下电力国企并购与重组持续升温。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。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。

火电板块：1）2025年成本端仍存改善预期；2）煤电联营优势仍凸显，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。相关公司相继布局，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%；3）辅助服务+容量电价带动火电公用事业化转型。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。

水电板块：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。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。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，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。

投资建议：2025年电力行业我们建议重点关注电力国企并购重组、低利率下红利持续、煤电一体化布局等投资主线。用电侧，短期来看，中电联预计2025年全国全社会用电量10.4万亿千瓦时，同比增长6%左右，全国统调最高用电负荷15.5亿千瓦左右，新增新能源发电装机规模超过3亿千瓦；2025年底全国发电装机容量有望超过38亿千瓦，同比增长14%左右。长期来看，未来新质生产力发展及电能替代趋势推动下，用电量需求或将进一步提升，且我们认为一段时间内用电量增速或仍将高于GDP增速；其中长三角及粤皖地区新兴产业布局较早、规模占比较高，且相关产业如光伏制造、AI数据中心等多为新高耗能产业，预期上述地区用电需求增长弹性较大。发电侧，火电板块：短期来看，上游燃料价格大幅反弹可能性较弱，利好火电板块成本端；水电对火电电量挤占影响进一步削弱，预计后续火电电量持续向好；长期来看，煤电容量电价机制逐步推进，通过容量电价回收固定成本的比例逐步提升，两部制电价将持续支撑火电企业稳定盈利能力及分红能力；新型电力系统建设下火电辅助服务收入有望提升；火电标的商业模式改善下的新价值点仍有待市场挖掘。水电板块：短期来看，来水持续性需持续跟踪；长期来看，水电资本开支高峰已过，市场化改革背景下电价或仍将上行，且随着资本结构的持续优化，分红比例仍有提升空间。

建议关注：区域优势更为显著的长三角火电公司【皖能电力】、【申能股份】、【浙能股份】、【上海电力】；重组主线下的弹性标的【淮河能源】；充分受益电力市场改革成果的全国性电厂【国电电力】、【华电国际】；业绩稳健红利逻辑的【长江电力】。 

风险提示：电力市场化交易造成上网电价波动；动力煤价格大幅波动；用电需求不及预期；企业分红意愿下降；重组进度不及预期；利率环境显著变化。

【2024年回顾】

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%。

图1：电力指数走势

图2：电力子行业走势

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。

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。

图3：全社会用电量累计值&同比增速（%）

图4：1-11月分产业用电量同比增速（%）

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%。

图5：1-11全国累计发电量及增速

图6：11月全国发电量及增速

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。

图7：1-11月新增装机容量累计同比

图8：1-11月分类型新增装机占比

【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。

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。

表1：《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》提出电力市场建设目标

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。

图9：各省份电力现货市场进度

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。

表2：山西、山东、蒙西、甘肃电力现货市场结算价格

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。

表3：国企改革并购重组相关政策及会议

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。

表4：2024年公告并购与重组事项电力企业及最新进展

资料来源：华电国际发行股份及支付现金购买资产并募集配套资金暨关联交易报告书（草案）（申报稿），中信建投证券股份有限公司关于甘肃电投能源发展股份有限公司发行股份及支付现金购买资产并募集配套资金暨关联交易实施情况之独立财务顾问核查意见，淮河能源（集团）股份有限公司 发行股份及支付现金购买资产并募集配套资金暨关联交易预案，陕西煤业关于收购陕煤电力集团有限公司股权暨关联交易的公告，国家电投集团远达环保股份有限公司发行股份及支付现金购买资产并募集配套资金暨关联交易预案，电投产融关于重大资产置换及发行股份购买资产并募集配套资金暨关联交易的进展公告，山西证券研究所

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%。

表5：国家能源集团及下属上市公司装机情况

资料来源：国家能源投资集团有限责任公司2024年度第二十二期超短期融资券募集说明书，中国神华、国电电力、龙源电力、长源电力2023年年度报告，山西证券研究所

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%。

表6：华电集团及下属上市公司装机情况

资料来源：中国华电集团有限公司2024年面向专业投资者公开发行科技创新可续期公司债券（第四期）信用评级报告，中国电力网，华电国际、华电能源、黔源电力、华电辽能2023年年度报告，山西证券研究所

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%。

表7：华能集团及下属上市公司装机情况

资料来源：中国华能集团有限公司主体与2024年度第三期中期票据信用评级报告，华能国际、华能水电、内蒙华电2023年年度报告，山西证券研究所

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%。

表8：国家电投集团及下属上市公司装机情况

资料来源：24中电投MTN034A:国家电力投资集团有限公司2024年度第三十四期中期票据募集说明书，深交所互动平台（吉电股份2024年6月12日，电投能源2024年6月7日），上海电力、吉电股份、电投产融、电投能源、中国电力2023年年度报告，山西证券研究所

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%。

表9：国家电投集团及下属上市公司装机情况

资料来源：中国大唐集团有限公司2025年度第一期中期票据募集说明书，大唐发电、华银电力、桂冠电力、大唐新能源2023年年度报告，山西证券研究所

【火电板块：公用事业属性大方向演进】

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%。

图10：秦港5500大卡动力煤月度价格走势（元/吨）

图11：秦港5500大卡动力煤年度价格（元/吨）

图12：进口动力煤价格走势

图13：进口动力煤年度均价

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。

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。

图14：秦港动力煤价格与火电板块利润变化

图15：CS火电与CS动力煤行业毛利率

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。

表10：煤电联营相关指导政策陆续公布

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%。

表11：煤电一体化上市公司在运及在建装机情况

资料来源：中国神华、新集能源、淮河能源、内蒙华电、电投能源、晋控电力2024年半年度报告，淮河能源（集团）股份有限公司重大资产购买暨关联交易报告书（草案），安徽省生态环境厅，山西证券研究所

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。

图16：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

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。

图17：各省辅助服务补偿标准

资料来源：国家能源局，北极星火力发电网、南方能监局；华东能监管局、华北能监局、华中监管局、河南能源监管办、湖南监管办公室，山西证券研究所

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%。

图18：我国电力辅助服务收入（亿元）及结构

图19：2023年上半年辅助收入规模分电源占比结构

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。

表12：国内外辅助服务补偿费用占比对比

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。

表13：各省电网煤电容量电价表

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）。

表14：各省及全国容量电价收入测算(亿元)

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。

图20：火电板块PB估值常年低于水电、绿电板块

【水电板块：折旧到期+财务费用改善，红利优势持续】

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）。

图21：2023年水电公司固定资产折旧占成本比重

图22：长江电力2023年固定资产折旧各项占比

表15：长江电力固定资产折旧方式

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。

表16：长江电力六大电站机械设备折旧到期时间

资料来源：长江电力2023年年度报告，葛洲坝电站、三峡电站、溪洛渡电站、向家坝电站、乌东德电站、白鹤滩电站百度百科，山西证券研究所

表17：水电公司折旧占营业成本比重下降

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。

表18：水电公司季度财务费用率

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%。

表19：主要水电公司净现比  

表20：水电公司分红承诺

资料来源：长江电力未来三年（2022-2024）股东分红回报规划，国投电力未来三年（2024年-2026年）股东回报规划，华能水电未来三年（2024年-2026年）股东回报规划，山西证券研究所

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。

表21：水电板块公司动态股息率（截至2025年2月24日）

【投资建议】

2025年电力行业我们建议重点关注电力国企并购重组、低利率下红利持续、煤电一体化布局等投资主线。用电侧，短期来看，中电联预计2025年全国全社会用电量10.4万亿千瓦时，同比增长6%左右，全国统调最高用电负荷15.5亿千瓦左右，新增新能源发电装机规模超过3亿千瓦；2025年底全国发电装机容量有望超过38亿千瓦，同比增长14%左右。长期来看，未来新质生产力发展及电能替代趋势推动下，用电量需求或将进一步提升，且我们认为一段时间内用电量增速或仍将高于GDP增速；其中长三角及粤皖地区新兴产业布局较早、规模占比较高，且相关产业如光伏制造、AI数据中心等多为新高耗能产业，预期上述地区用电需求增长弹性较大。发电侧，火电板块：短期来看，上游燃料价格大幅反弹可能性较弱，利好火电板块成本端；水电对火电电量挤占影响进一步削弱，预计后续火电电量持续向好；长期来看，煤电容量电价机制逐步推进，通过容量电价回收固定成本的比例逐步提升，两部制电价将持续支撑火电企业稳定盈利能力及分红能力；新型电力系统建设下火电辅助服务收入有望提升；火电标的商业模式改善下的新价值点仍有待市场挖掘。水电板块：短期来看，来水持续性需持续跟踪；长期来看，水电资本开支高峰已过，市场化改革背景下电价或仍将上行，且随着资本结构的持续优化，分红比例仍有提升空间。

建议关注：区域优势更为显著的长三角火电公司【皖能电力】、【申能股份】、【浙能股份】、【上海电力】；重组主线下的弹性标的【淮河能源】；充分受益电力市场改革成果的全国性电厂【国电电力】、【华电国际】；业绩稳健红利逻辑的【长江电力】。

●电力市场化交易造成上网电价波动； 

●动力煤价格大幅波动；

●用电需求不及预期；

●企业分红意愿下降；

●重组进度不及预期；

●利率环境显著变化。 

分析师：胡博

执业登记编码：S0760522090003

分析师：刘贵军

执业登记编码：S0760519110001

报告发布日期：2025年2月26日

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