20260117-国信证券-公用事业行业专题_中证全指公用事

> **来源：[研报客](https://pc.yanbaoke.cn)** # 公用事业行业专题 优于大市 中证全指公用事业指数型基金投资价值分析 # 核心观点 公用事业行业包括电力、燃气、水务等细分行业，具有突出的“刚需”属性，长期经营发展较为稳健。“双碳”目标政策提出以来，国内能源结构低碳化转型，天然气、一次电力及其他能源生产、消费规模呈增长趋势，逐步替代化石能源，2024年天然气、水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源消费量占能源消费总量比重为 $28.6\%$ ，同比上升2.2个百分点。长期来看，清洁低碳能源逐步替代化石能源，电能占终端用能比重不断提升，电力生产、消费规模有望实现稳步增长。 全球缺电问题凸显，AI推动电力投资加速，海外资金超配公用事业。随着全球AI发展和制造业活动复苏，全球用电量需求增长加快，“缺电”问题日益凸显，推高电价并使电力供应成为AI投资的热门方向。2023年以来，美国13F披露机构对公用事业行业的持仓金额和持仓比例持续增加，呈现明显的超配趋势。截至2025年9月30日，13F披露机构在公用事业行业总持股市值达1.49万亿美元，约占13F披露机构持有证券总市值的 $2.84\%$ ，占公用事业行业股票总市值的 $73.4\%$ 。 电力：新型电力系统加快建设背景下，火电盈利模式重塑，收入来源于电量电价、辅助服务及容量电价，盈利趋于稳健；水电步入装机低速平稳增长期，低利率下高分红高股息属性突出，稳定防御属性较强；核电机组核准常态化，即将迎来密集投产期，核电进入新一轮成长期；新能源装机持续增长，政策推动新能源消纳水平提升，同时新能源电价机制逐步完善，新能源发电有望实现合理收益。 燃气：清洁能源转型带动消费量高增长，2024年我国天然气表观消费量4235亿方，同比增长 $8.6\%$ 。国家发改委、国家能源局发布的《能源生产和消费革命战略（2016-2030）》提出，到2030年能源消费总量控制在60亿吨标煤以内，天然气占比达 $15\%$ 左右，以2024年为基准，测算2030年我国天然气消费量约为7220亿方，2025-2030年我国天然气消费量CAGR约为 $9.3\%$ 水务行业进入成熟期，水价上调具备合理性与迫切性。由于水价调整必须要进行成本监审、召开听证会，同时水价列入政府CPI考核体系，程序繁琐、阻力较大、调整周期较长，故长期以来我国水价处于很低水平。供水企业成本面临不断增长的压力，成本无法及时有效传导致使水务企业盈利能力普遍不佳，部分水务企业处于“低水价 $+$ 亏损 $+$ 财政补贴”的状态。在当前财政压力加大背景下，通过财政补贴弥补供水企业亏损的模式难以持续，推动水价上调和理顺价格机制具备合理性与迫切性。 中证全指公用事业指数投资价值分析：中证全指公用事业指数（000995.CSI）由中证指数有限公司于2011年8月2日发布，中证全指公用事业指数从公用事业行业中选择成交金额排名前 $90\%$ 及累计总市值占比达行业内全部证券 $70\%$ 以前的50只代表股票，用于反映电力、燃气、水务、环保等公用事业相关上市公司的整体市场表现。中证全指公用事业行业指数聚焦公用事业行业龙头，市值风格偏大盘，市值在500亿规模以上的股票权重占比为 $63.77\%$ 中证全指公用事业行业指数配置行业领域以电力行业为主，火电、水电权重占比较大，电力行业的股票权重为 $86.01\%$ ，其中水力发电、火力发电行业股票权重分别为 $24.97\%$ 、 $27.20\%$ ；中证全指公用事业行业指数持仓较为集中， # 行业研究·行业专题 # 公用事业 # 优于大市·维持 证券分析师：黄秀杰 021-61761029 huangxiujie@guosen.com.cn S0980521060002 证券分析师：刘汉轩 010-88005198 liuhanxuan@guosen.com.cn S0980524120001 证券分析师：崔佳诚 021-60375416 cuijiacheng@guosen.com.cn S0980525070002 市场走势 资料来源：Wind、国信证券经济研究所整理 # 相关研究报告 《公用环保202601第2期-2025年1-11月光伏/风电发电利用率同比下滑，重视“环保+资源品”投资逻辑》——2026-01-13 《公用环保2026年1月投资策略-国务院发布《固体废物综合治理行动计划》，2025年新开标垃圾焚烧发电项目数量止跌回升》—2026-01-06 《公用环保202512第3期-1-11月规上工业发电量8.86亿千瓦时（+2.4%），《2024年中国生态环境统计年报》内容梳理》——2025-12-23 《公用环保202512第2期-“十五五”规划建议首提“能源强国”，关注氢能和聚变能未来产业发展》——2025-12-15 《公用环保202512第1期-广东电力市场开展2026年度交易，电投产融资产置换获深交所审核通过》——2025-12-09 前十大权重股占比合计为 $54.53\%$ ，前十大权重股主要分布于水电、核电、火电及新能源发电等行业领域，以各细分电力行业龙头公司为主；目前，中证全指公用事业行业指数估值处于低位，具备安全边际，同时分红派息水平较好，防御属性较强，过往市场收益表现及稳定性较好。 风险提示：测算偏差风险；行业指数市场波动风险。 # 内容目录 # 公用事业行业分析 6 全球缺电问题凸显，AI推动电力投资加速，海外资金超配公用事业 6 天然气、一次电力及其他能源生产、消费规模呈增长趋势，逐步替代化石能源. 8 政策推动能源结构转型，电力生产、消费规模稳步增长 10 电改持续推进，价格机制逐步完善 13 火电盈利趋稳，水电稳定防御属性突出，核电、新能源装机持续增长，储能运营方兴未艾. 15 燃气：清洁能源转型带动消费量高增长，城燃顺价持续推进 22 水务行业进入成熟期，水价上调具备合理性与迫切性 24 # 中证全指公用事业指数投资价值分析 28 指数编制规则介绍 28 聚焦公用事业行业龙头，市值风格偏大盘 28 配置行业领域以电力为主，水电、火电权重占比较大 29 持仓较为集中，以各细分电力行业龙头公司为主 29 估值处于低位，估值层面具备安全边际 30 市场表现稳健，分红派息水平较好 30 # 风险提示 33 # 图表目录 图1：美国用电量及增速情况 6 图2：美国各电源发电量占比情况 6 图3：美国各行业平均零售电价（单位：美分/kWh） 7 图4：美国13F披露机构公用事业持仓情况 8 图5：我国一次能源生产结构 9 图6：我国一次能源消费结构 9 图7：我国电力装机容量变化情况（万千瓦） 10 图8：我国全口径发电量情况（亿千瓦时） 11 图9：我国全社会用电量情况 12 图10：我国电能占终端能源消费比重情况 13 图11：我国电力体制改革发展方向梳理 14 图12：火电收入、成本测算公式及主要影响因素 15 图13：我国历年核电审批台数 16 图14：国内风电光伏装机容量情况（单位：万千瓦） 18 图15：国内光伏发电量情况（单位：亿千瓦时） 18 图16：新型电力系统图景展望 21 图17：中国天然气消费量 22 图18：1978-2023中国城市供水量&普及率情况（万吨，%） 24 图19：1991-2023中国城市污水处理量&普及率情况（万吨，%） 24 图20：1978-2024中国城市供水、污水处理和再生水利用固定资产投资情况（单位：亿元） 24 图21：中证全指公用事业行业指数成分股市值分布 28 图22：中证全指公用事业指数成分股权重行业分布 29 图23：中证全指公用事业指数成分股权重电力行业分布 29 图24：中证全指公用事业指数PE_TTM走势 30 图25：中证全指公用事业指数PB_LF走势 30 图26：中证全指公用事业指数营业收入（亿元） 30 图27：中证全指公用事业归母净利润（亿元） 30 图28：中证全指公用事业指数年度涨跌幅情况（%） 31 图29：中证全指公用事业指数分红情况 31 图30：中证全指公用事业指数分红与市场指数比较 31 表1：2021年以来水风光互补政策梳理 16 表2：2024年以来国家支持新能源发展的政策梳理 18 表3：各地出台136号文细则地区的情况 19 表4：各省“136号文”承接机制电价情况 20 表5：部分地区城市燃气居民用气价格调整政策情况梳理 22 表6：2025年上调水价的城市梳理 25 表7：中证全指公用事业指数基本信息及选样方法 28 表8：中证全指公用事业指数前10权重股 29 表9：中证全指公用事业指数前10权重股分红情况 31 # 公用事业行业分析 # 全球缺电问题凸显，AI推动电力投资加速，海外资金超配公用事业 随着全球AI发展和制造业活动复苏，全球用电量需求增长加快，“缺电”问题日益凸显。根据IEA报告，2024年全球用电量增长超110TWh，同比增长 $4.3\%$ ，相当于过去10年平均年增长率的2倍。除2024年全球创记录的高温导致制冷用电需求大涨外，工业用电扩张、交通电气化加速以及数据中心和人工智能产业的高速发展对用电需求增长形成强力支撑。根据IEA统计和预测，2024年全球数据中心用电量达到416TWh，约占全球总用电量的 $1.5\%$ ；中案预测到2030年全球数据中心用电量达到946TWh，年复合增速达到 $14.7\%$ ，带动全球用电量强劲增长。 2025年1-9月，美国累计用电量3.2万亿千瓦时，同比增长 $2.1\%$ ；净发电量3.4万亿千瓦时，同比增长 $2.3\%$ 。截至9月底，美国夏季净发电容量为12.6亿千瓦，较上年同期增长了 $4.1\%$ 。分电源品种看，天然气发电自2006年后快速增长，已成为美国主力电源，发电量占比超过 $43\%$ ；煤电发电量持续下降至 $15\%$ ，已成为核电之后的第三大电源，但2025年发电量有所反弹，反映出缺电形势下，煤电经济性随电价上升，发电意愿增强。 图1：美国用电量及增速情况 图2：美国各电源发电量占比情况 资料来源：EIA，国信证券经济研究所整理 资料来源：EIA，国信证券经济研究所整理 美国零售电价持续上涨。根据Statista统计，自1990年以来，由于可再生能源并网、智能电网投资、电网峰值需求增长、自然灾害导致的停电及能源危机等因素的影响，美国电力零售价格几乎每年都在上涨，2023年达到12.7美分/kWh，几乎达到1990年电价的两倍。其中居民用电价格涨幅较大，2023年平均居民零售电价为15.98美分/kWh，较1998年提高了 $93.5\%$ ；商业平均零售电价为12.74美分/kWh，交通平均零售电价为12.7美分/kWh，工业平均零售电价仅为8.06美分/kWh。随着美国用电需求增长，电力短缺问题可能进一步加剧，推高电价。 图3：美国各行业平均零售电价（单位：美分/kWh） 资料来源：Statista、EIA，国信证券经济研究所整理 电力复苏及电价上涨推动下，海外机构对公用事业配置偏好增强。2023年以来，美国13F披露机构对公用事业行业的持仓金额和持仓比例持续增加，呈现明显的超配趋势。截至2025年底，美股公用事业行业（Wind2024美股行业类）上市股票共111只，总市值2.03万亿美元，约占美股总市值的 $2.26\%$ 。公用事业行业受到13F披露机构配置青睐，截至2025年9月30日，13F披露机构在公用事业行业总持股市值达1.49万亿美元，约占13F披露机构持有证券总市值的 $2.84\%$ ，占 公用事业行业股票总市值的 $73.4\%$ 图4：美国13F披露机构公用事业持仓情况 资料来源：Wind，国信证券经济研究所整理 电力供应成为海外科技公司投资的热门方向。Turner&Townsend《2024年全球数据中心成本指数》指出，2024年中国上海数据中心建设成本为6 $\mathbb{S} / \mathbb{W}$ ，在50个全球主要数据中心中最低。报告同时指出，近年来全球数据中心建设成本呈持续上涨趋势，并预计未来几年数据中心建设项目的招标价格将以恒定速度上涨。68.4%的受访者认为能量供应和效率是数据中心运营中的首要关注点；92%的受访者认为电力供应比项目位置更重要。基于“AI的尽头是能源”的认知，海外科技公司在电力行业展开系统性投资，短期内以燃气轮机和长时储能作为过渡，长期锚定核电（尤其是小型模块化反应堆）为数据中心电源的发展方向。Meta公司的Meta Compute战略锁定了到2035年新增及保有6.6GW核电资源，以满足数据中心投运后的能源需求；微软投资重启了三哩岛核电站，为东部数据中心提供稳定电力；亚马逊采取“核电+数据中心”共置模式，收购并扩容了核电站旁的数据中心，直接消纳核电以规避电网传输瓶颈。 # 天然气、一次电力及其他能源生产、消费规模呈增长趋势，逐步替代化石能源 能源是国家经济发展和居民生活的重要基础要素，能源行业需求持续且稳定，能源消费总量规模不断增加，能源行业具有突出的“刚需”属性，长期来看，随着人类经济社会发展和产业结构变革，能源行业需求将持续释放，行业市场规模将不断扩张。 天然气、一次电力及其他能源在一次能源生产、消费中占比呈增加趋势。国家统计局数据显示，2024年我国一次能源生产总量为49.8亿吨标准煤，一次能源生产结构中原煤、原油、天然气、一次电力及其他能源占比分别为 $63.9\%$ 、 $6.1\%$ 、 $6.2\%$ 、 $23.8\%$ ；2024年我国一次能源消费总量为59.6亿吨标准煤，一次能源消费结构中原煤、原油、天然气、一次电力及其他能源占比分别为 $53.2\%$ 、 $18.2\%$ 、 $8.8\%$ 、 $19.8\%$ ，原煤在一次能源生产和消费结构中的占比持续下降，天然气及一次电力及其他能源在一次能源生产、消费结构中占比均有所增加。预计随着“双碳”政策推进，能源生产、消费结构变革深化，天然气及一次电力及其他能源的产量、消费量将进一步增加。 能源生产规模稳步增加，天然气及一次电力及其他能源增速较快。据国家统计局核算，2024年一次能源生产总量49.8亿吨标准煤，同比增长 $4.6\%$ ；原煤产量47.8亿吨，同比增长 $1.2\%$ ；原油产量2.13亿吨，同比增长 $1.8\%$ ；天然气产量2464.5亿立方米，同比增长 $6.0\%$ ；水电、核电、风光新能源等一次电力发电量合计为37126亿千瓦时，同比增长 $16.4\%$ 。随着一次电力装机容量持续增长，以及天然气增储上产，预计我国清洁能源能源生产及消费仍将保持较快增长趋势。 2024年天然气及一次电力及其他能源消费量占比同比增加2.2pct。据国家统计局初步核算，2024年全年能源消费总量59.6亿吨标准煤，同比增长 $4.3\%$ 。其中，煤炭消费量增长 $1.7\%$ ，原油消费量下降 $1.2\%$ ，天然气消费量增长 $7.3\%$ ，电力消费量增长 $6.8\%$ 。煤炭消费量占能源消费总量比重为 $53.2\%$ ，同比下降1.6个百分点；天然气、水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源消费量占能源消费总量比重为 $28.6\%$ ，同比上升2.2个百分点。 图5：我国一次能源生产结构 图6：我国一次能源消费结构 资料来源：国家统计局，国信证券经济研究所整理 资料来源：国家统计局，国信证券经济研究所整理 # 政策推动能源结构转型，电力生产、消费规模稳步增长 “双碳”目标提出以来，国内加快推动新能源发展，风光新能源发电装机容量、发电量持续增长，同时清洁低碳能源逐步替代化石能源，电能占终端用能比重不断提升，电力生产、消费规模实现稳步增长。 《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》提出，构建现代能源体系，推进能源革命，建设清洁低碳、安全高效的能源体系，提高能源供给保障能力。加快发展非化石能源，坚持集中式和分布式并举，大力提升风电、光伏发电规模，加快发展东中部分布式能源，有序发展海上风电，加快西南水电基地建设，安全稳妥推动沿海核电建设，建设一批多能互补的清洁能源基地，非化石能源占能源消费总量比重提高到 $20\%$ 左右。推动煤炭生产向资源富集地区集中，合理控制煤电建设规模和发展节奏，推进以电代煤。 国家发改委、国家能源局印发的《“十四五”现代能源体系规划》提出，到2025年，国内能源年综合生产能力达到46亿吨标准煤以上，原油年产量回升并稳定在2亿吨水平，天然气年产量达到2300亿立方米以上，发电装机总容量达到约30亿千瓦；非化石能源消费比重提高到 $20\%$ 左右，非化石能源发电量比重达到 $39\%$ 左右，电气化水平持续提升，电能占终端用能比重达到 $30\%$ 左右。 电力装机容量持续增长，“双碳”政策推进背景下新能源发电装机占比提升。国家统计局数据显示，截至2025年11月底，全国发电装机容量379351万千瓦，同比增长 $17.1\%$ 。其中，火电装机容量152225万千瓦，同比增长 $5.9\%$ ；水电装机容量44490万千瓦，同比增长 $3.0\%$ ；核电装机容量6248万千瓦，同比增长 $7.6\%$ ；并网风电装机容量60264万千瓦，同比增长 $22.4\%$ ；并网太阳能发电装机容量116120万千瓦，同比增长 $41.9\%$ 。从各类电源装机容量占比来看，截至2025年11月底，水电、火电、核电、风电、光伏装机容量占比分别为 $11.73\%$ 、 $40.13\%$ 、 $1.65\%$ 、 $15.89\%$ 、 $30.61\%$ ，风光新能源合计装机容量为176384万千瓦，合计占比为 $46.50\%$ ，新能源装机占比实现持续提升。 图7：我国电力装机容量变化情况（万千瓦） 资料来源：国家能源局，国家统计局，国信证券经济研究所整理 发电量持续增长，未来有望保持稳健增长态势。2025年1-11月，我国累计规上发电量88567亿千瓦时，同比增长 $2.4\%$ 。其中，规上火电发电量57124.6亿千瓦时，同比减少 $0.4\%$ ，占比为 $64.7\%$ ；规上水电发电量12285.5亿千瓦时，同比增长 $2.7\%$ ，占比为 $14.0\%$ ；规上核电发电量为4365.6亿千瓦时，同比增长 $8.1\%$ ，占比为 $4.9\%$ ；规上风电发电量为9499.0亿千瓦时，同比增长 $9.6\%$ ，占比为 $10.4\%$ ；规上光伏发电量为5290.9亿千瓦时，同比增长 $24.8\%$ ，占比为 $6.0\%$ 。风光新能源合计发电量为13214.9亿千瓦时，合计占比为 $16.4\%$ 。2024年，我国全口径发电量100869亿千瓦时，同比增长 $6.7\%$ 。其中，火电发电量63743亿千瓦时，同比增长 $1.7\%$ ，占比为 $63.2\%$ ；水电发电量14257亿千瓦时，同比增长 $10.9\%$ ，占比为 $14.1\%$ ；核电发电量为4509亿千瓦时，同比增长 $3.7\%$ ，占比为 $4.5\%$ ；风电发电量为9970亿千瓦时，同比增长 $12.5\%$ ，占比为 $9.9\%$ ；光伏发电量为8390亿千瓦时，同比增长 $43.6\%$ ，占比为 $8.3\%$ 。风光新能源合计发电量为18361亿千瓦时，合计占比为 $18.2\%$ 。在电源结构上，随着我国“双碳”目标政策推进，风光新能源、核电等清洁能源装机容量有望不断增加，未来风光新能源将逐步成为主体电源，电量占比将持续提升；火电则逐步向基础保障性和系统性调整电源发展，电量占比将下降。 图8：我国全口径发电量情况（亿千瓦时） 资料来源：国家能源局，国家统计局，国信证券经济研究所整理 全社会用电量稳健增加，长期看用电量有望持续增长。2025年1-11月，全社会用电量累计94602亿千瓦时，同比增长 $5.2\%$ 。从分产业用电看，第一产业用电量1374亿千瓦时，同比增长 $10.3\%$ ，占比为 $1.5\%$ ；第二产业用电量60436亿千瓦时，同比增长 $3.7\%$ ，占比为 $61.3\%$ ；第三产业用电量18204亿千瓦时，同比增长 $8.5\%$ ，占比为 $18.5\%$ ；城乡居民生活用电量14588亿千瓦时，同比增长 $7.1\%$ ，占比为 $14.8\%$ 。2024年，全社会用电量98521亿千瓦时，同比增长 $6.8\%$ 。从分产业用电看，第一产业用电量1357亿千瓦时，同比增长 $6.3\%$ ，占比为 $1.4\%$ ；第二产业用电量63874亿千瓦时，同比增长 $5.1\%$ ，占比为 $64.8\%$ ；第三产业用电量18348亿千瓦时，同比增长 $9.9\%$ ，占比为 $18.6\%$ ；城乡居民生活用电量14942亿千瓦时，同比增长 $10.6\%$ ，占比为 $15.2\%$ 。根据中电联预测，综合考虑我国目前阶段经济增长潜力、“十四五”规划和2035年远景目标纲要、国家宏观调控政策措施，预计2025年我国宏观经济将继续保持平稳增长，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，2025年全国统调最高用电负荷15.5亿千瓦左右。长期来看，随着我国经济持续稳健增长以及人工智能、数据中心等产业加快发展，叠加终端用能电能替代持续推进，预计我国用电量将持续增长。中电联数据显示，2023年我国电能占终端能源消费的比重达到 $28.1\%$ ，较2020年高出2.6个百分点，预计2030年全国电能占终端能源消费的比重有望达到 $35\%$ 。 图9：我国全社会用电量情况 资料来源：国家能源局，国家统计局，国信证券经济研究所整理 图10：我国电能占终端能源消费比重情况 资料来源：国家能源局，中电联，国信证券经济研究所整理 # 电改持续推进，价格机制逐步完善 电力体制改革持续推进，加快新型电力系统建设。自2002年5号文发布以来，电力体制改革持续推进，在电力市场、电力市场主体多元化、电价市场化、电力交易市场化、输配电价改革等方面取得积极进展。当前，随着“双碳”目标政策推进，新能源装机容量和发电量占比持续提升，对电力系统平衡带来挑战，亟需采取市场化机制促进电力系统平衡，保障新能源消纳和“双碳”目标政策有效落地。2023年7月11日，中央深改委第二次会议召开，审议通过了《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》等文件，会议强调要深化电力体制改革，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，保障国家能源安全。此次《意见》出台意味着新一轮电改启动，主要任务聚焦于构建新型电力系统。2024年5月23日，国家领导人在山东济南召开企业和专家座谈会，座谈会上，国电投董事长、党组书记刘明胜等9位企业和专家代表先后发言，就深化电力体制改革等提出意见建议。 回顾我国电力体制改革历程可以发现，我国电力体制改革持续向电力行业市场化方向推进，多层次电力市场建设、电力市场主体多元化发展以及电价机制市场化是电力体制改革的重要方向。当前，新型电力系统建设加快推进，亟需建立起与新型电力系统相适应的电力市场体制机制，推进新能源发展的同时有效解决新能源消纳问题，实现电力能源安全、低碳、经济供应，并通过市场化方式提升电力资源配置效率。本轮电改将进一步深化电力行业市场化，或主要将从多层次电力市场建设以及电价机制市场化两个方向展开： 1）健全多层次统一电力市场体系。中长期市场、现货市场、辅助服务市场、容量市场建设推进，不同市场之间的相互衔接机制逐步完善，为不同电力价值属性实现提供交易场所。同时，省内市场、区域市场、全国统一电力市场建设，跨区域电力市场建设逐步落地，实现不同区域间电力余缺互济和新能源跨区域输送，缓 解电力短缺的同时促进新能源消纳水平提升。通过多层次电力市场建设，有效支撑新型电力系统发展。 2) 电价机制市场化发展。两部制电价、分时电价、电价市场化等机制建立和完善，逐步由电力市场供需决定电价，体现电力商品的电能量、调节、容量、绿色价值，反映并疏导发电成本，降低交叉补贴，发挥价格信号作用实现供需调节引导新能源市场化消纳和保障能源安全。 火电、新能源全部参与市场化交易，电力市场化改革持续推进。2021年10月，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知（发改价格〔2021〕1439号）》提出，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价 $+$ 上下浮动”范围内形成上网电价；燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价 $+$ 上下浮动”范围内形成上网电价。2025年2月，国家发改委、国家能源局印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知（发改价格〔2025〕136号）》提出，新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成；新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制，纳入机制的新能源电价水平、电量规模、执行期限等由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等明确。对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。火电、新能源参与市场化交易，有助于更好地体现电力商品属性，通过价格信号引导资源配置，提升电力市场运行效率。此外，国家建立煤电容量电价机制及对新能源在市场外建立差价结算的机制，促进火电、新能源盈利更加稳定，经营性净现金流有望维持较好水平。 图11：我国电力体制改革发展方向梳理 资料来源：国家发改委，国信证券经济研究所整理 价格治理机制不断完善，促进资源配置效率提升。2025年4月，中共中央办公厅国务院办公厅印发《关于完善价格治理机制的意见》提出： 1）深化价格市场化改革，分品种、有节奏推进各类电源上网电价市场化改革，稳妥有序推动电能量价格、容量价格和辅助服务价格由市场形成，探索建立促进改革平稳推进的配套制度。健全跨省跨区送电市场化价格形成机制。加快完善电网 2）代理购电制度，推动更多工商业用户直接参与市场交易。完善电力市场体制机制建设，推进电力中长期、现货、辅助服务市场建设，培育多元化竞争主体。 3）健全促进可持续发展的公用事业价格机制。明确政府投入和使用者付费的边界，强化企业成本约束和收益监管，综合评估成本变化、质量安全等因素，充分考虑群众承受能力，健全公用事业价格动态调整机制。深入推进天然气上下游价格联动。深化城镇供热价格改革。加快推进供热计量改造，有序推行供热计量收费，公共建筑和新建居住建筑率先实施。优化居民阶梯水价、电价、气价制度。推进非居民用水超定额累进加价、垃圾处理计量收费，优化污水处理收费政策。 公用事业价格机制理顺，有助于发挥价格的信号作用，促进公用事业企业实现合理盈利。 # 火电盈利趋稳，水电稳定防御属性突出，核电、新能源装机持续增长，储能运营方兴未艾 # 火电：盈利模式重塑，盈利趋于稳健 新型电力系统中，煤电定位由传统的电力、电量主体电源转向基础保障性、系统调节性电源，未来煤电的转型的主线任务为“清洁低碳、高效调节、快速变负荷、启停调峰”。长期来看，随着新能源持续发展以及煤电定位发生转变，一方面煤电发电量占比将出现下降；另一方面，煤电电力商品的电能量、平衡属性将有所减弱，调节、可靠性的属性将增强，未来主要收入来源于电量电价、辅助服务收入以及容量电价收入，收入来源更加多元，盈利逐步趋于稳健，现金流或保持较好水平。 图12：火电收入、成本测算公式及主要影响因素 资料来源：国信证券经济研究所整理 # 水电：装机低速平稳增长期，低利率下高分红高股息属性突出 我国水电开发步入中后期，优质存量大水电稀缺性凸显。目前我国水电资源开发进程已经过半，剩余水资源开发难度高、造价高。2021年国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》提出，“十四五”、“十五五”期间分别新增水电装机0.4亿千瓦左右。结合2022年国家能源局发布的“十四五现代能源体系规划”和中国水电发展远景规划，预计2025年和2030年我国常规水电装机分别达到3.8亿和4.2亿千瓦，对应2022-2030年CAGR为 $1\%$ 十四五期间内龙头水电装机有一定提升空间。十四五期间我国水电龙头的电站规划包括，国能集团玛尔挡电站（装机2.32GW，预计24年投产）、华能水电托巴电站（装机1.4GW，24-25年投产）、国投电力印尼巴塘水电站（装机0.5GW，25 年投产）、川投能源银江水电站（装机0.39GW，25年投产）等。 十四五期间电站陆续折旧到期，叠加财务费用下降，盈利水平有望提升。水电站大坝和机组的实际使用年限远超会计折旧年限，在水电站运营的后期，一方面，十四五期间，部分水电站的折旧预计会陆续到期，折旧计提完毕后能释放一部分利润；另一方面，随着企业逐渐还债和置换高息债务，负债规模逐渐降低且融资成本可逐渐下降，财务费用也随之逐渐下降，进而释放利润。 基于水电优良的调节性能，水风光一体化的开展有望成为水电企业新的增长点。水电和新能源的出力有较强的互补性。近年来，国家陆续出台了多项支持发展水风光互补的政策。目前不少水电企业依托流域内的水能资源建设水风光一体化基地。 表1：2021年以来水风光互补政策梳理 发布时间 发布机构 政策名称 重点内容 2021年2月 国家发改委、 国家能源局 《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的 指导意见》 对于存量水电,优先利用水电调节性能消纳近区风光电力、因 地制宜增加储能设施。对于增量风光水(储)一体化,严控中 小水电建设规模,以大中型水电为基础,统筹汇集送端新能源 电力,优化配套储能规模。 2021年6月 四川发改委、 四川能源局 《四川省“十四五”光伏、 风电资源开发若干指导意 见》 将流域梯级水电站周边一定范围内的光伏、风电就近接入水电 站,利用水电站互补调节和其通道送出,提高送出通道利用率。 规划建设金沙江上游、金沙江下游、雅砻江流域、大渡河中上 游4个风光水一体化可再生能源综合开发基地。 2022年3月 国家发改委、 国家能源局 《“十四五”现代能源体 系规划》 积极推进黄河上游、新疆、冀北等多能互补清洁能源基地建设。 推动西南地区水电与风电、太阳能发电协同互补。 2022年3月 云南省人民政府 《云南省人民政府印发关 于加快光伏发电发展若干 政策措施的通知》 重点支持金沙江下游、澜沧江中下游、红河流域、金沙江中游、 澜沧江金沙江上游“风光水储”和曲靖“风光火储”等6个多 能互补基地,争取3年时间全面开工并基本建成。 2022年3月 国家能源局 综合司 《关于开展全国主要流域 可再生能源一体化规划研 究工作有关事项的通知》 依托主要流域水电开发,兼顾具有调节能力的火电,配套建设 一定规模的以风电和光伏为主的新能源发电项目,建设可再生 能源一体化综合开发基地,提升水风光开发规模、竞争力和发 展质量。 2023年4月 国家能源局 《2023年能源工作指导 意见》 推动主要流域水风光一体化规划,建设雅砻江、金沙江上游等 流域水风光一体化示范基地。 资料来源：国家发改委、国家能源局、国信证券经济研究所整理 水电企业拥有稳定的现金流和盈利能力，支撑其保持高分红。2010以来，水电行业分红率持续提升。以水电龙头长江电力为例，2016年以来其现金分红占归母净利润比重处在 $61\% \sim 94\%$ 区间，2022年高达 $94\%$ 。展望十四五期间，头部水电公司均承诺了高分红，如长江电力承诺每年现金分红不低于当年净利润的 $70\%$ ，华能水电和国投电力承诺每年现金分红不低于当年可分配利润的 $50\%$ ，川投能源承诺每股派现不低于0.4元（含税）。 # 核电：机组核准稳步推进，即将迎来密集投产期 2024年8月发布的《中共中央 国务院关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》明确提出，加快沿海核电等清洁能源基地建设。自2019年重启核电核准以来，国务院常务会议累计核准核电机组达54台，其中2022-2025年连续四年核准核电机组数量达到10台及以上，保障了我国核电高质量发展，预计“十五五”期间我国核电将进入密集投产期。 图13：我国历年核电审批台数 资料来源：国务院常务会议，国信证券经济研究所整理 四代核电落地，核能利用三步走行至中场。2017年霞浦钠冷快堆1号正式开工；2023年首座具有四代特征的石岛湾高温气冷堆投入商运；2024年国务院常务会议核准了江苏徐圩核能供热发电厂项目，包含一台HTR-PM600S高温气冷堆。我国四代核电项目正式落地，“热堆-快堆-聚变堆”的核能利用“三步走”战略行至中场。此外，可控核聚变受到广泛关注，有望加快商业化进程。2025年5月1日，合肥紧凑型聚变能实验装置提前两个月开始总装工作，计划于2027年建成，建成后将首次演示聚变能发电。 # 新能源：装机容量有望持续增长，盈利有望实现合理水平 国家政策推动非化石能源消费量提升，国务院发布的《2024-2025年节能降碳行动方案》提出，2024年，非化石能源消费占比达到 $18.9\%$ 左右；2025年，非化石能源消费占比达到 $20\%$ 左右。中共中央、国务院发布的《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》提出，到2030年，非化石能源消费比重提高到 $25\%$ 左右。国家发改委、国家能源局等六部门联合发布的《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》提出，到2025年全国可再生能源消费量达到11亿吨标煤以上，2030年全国可再生能源消费量达到15亿吨标煤以上。 随着国家“双碳”目标政策推进，能源结构转型发展，未来非化石能源消费量占比将大幅提升。根据国家发改委能源所发布的《中国能源转型展望2024—执行摘要》预测，到2060年，非化石能源占一次能源消费的比重为 $85\%$ 左右，化石能源的占比为 $15\%$ 左右，非化石能源将成为我国主要的能源供应方式。在未来非化石能源消费量持续增长的过程中，主要增量来自于核电、风电、光伏等一次电力能源装机的容量的持续增长。长期来看，随着新型电力系统建设推进和可再生能源消费量增加，新能源将逐步成为主体电源，新能源装机容量及发电量规模将实现持续增长。 目前新能源发电成为我国电力装机结构中的重要组成部分。2025年1-11月，国内风电累计装机容量为603GW，同比增长 $22.4\%$ ；光伏累计装机容量为1161GW，同比增长 $41.9\%$ ；风光新能源合计装机占比为 $46.5\%$ 。2025年1-11月，国内风电、光伏利用小时数1801、1015小时，分别同比下降 $7\%$ 、 $10\%$ ；风电、光伏发电量9499、5291亿千瓦时，分别同比增长 $9.6\%$ 、 $24.8\%$ 。 图14：国内风电光伏装机容量情况（单位：万千瓦） 资料来源：Wind，国信证券经济研究所整理 图15：国内光伏发电量情况（单位：亿千瓦时） 资料来源：Wind，国信证券经济研究所整理 消纳、电价问题对新能源发展带来挑战，政策出台促进新能源消纳水平改善。资源与需求空间逆向分布以及新能源出力与用电负荷变化时间错配，电价、消纳问题引起市场担忧。由于我国风光新能源资源分布与电力需求存在空间错配，以及风光新能源出力与用电负荷在时间上的错配，导致随着新能源并网规模持续增加，西部一些地区的风光新能源大发时段存在电量供过于求的情况，风光新能源消纳面临挑战，弃风弃光率开始上升，新能源参与市场化交易电量的电价呈下行趋势，部分地区电力现货市场出现负电价现象，对项目收益率带来一定影响。2024年以来，新能源发电利用率水平呈现下降趋势，市场化交易电价亦有所下行，新能源电量不确定和电价不稳定问题有所加剧。2024年以来，国家陆续出台支持新能源发展及促进新能源消纳的相关政策，明确非化石能源消费目标，推动钢铁、有色、石化、化工、建材、造纸等行业绿色低碳转型，推动可再生能源配套基础设施建设和绿色能源消费，加快推动输电通道建设和配电网改造升级，引导产业转移实现新能源就地消纳，促进新能源消纳水平提升 表2：2024年以来国家支持新能源发展的政策梳理 时间 发布部门 政策文件 具体内容 2024年5月29日 国务院 《2024-2025年节能降碳行动方案》 总体要求：2024年，非化石能源消费占比达到18.9%左右；2025年，非化石能源消费占比达到20%左右。重点任务：化石能源消费减量替代行动，非化石能源消费提升行动，钢铁、石化化工、有色金属、建材、建筑、交通运输行业节能降碳行动，公共机构节能降碳行动，用能产品设备节能降碳行动。非化石能源消费提升行动加大非化石能源开发力度。加快建设以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风电光伏基地。合理有序开发海上风电，促进海洋能规模化开发利用，推动分布式新能源开发利用。到2025年底，全国非化石能源发电量占比达到39%左右。提升可再生能源消纳能力。加快建设大型风电光伏基地外送通道，提升跨省跨区输电能力。加快配电网改造，提升分布式新能源承载力。积极发展抽水蓄能、新型储能。到2025年底，全国抽水蓄能、新型储能装机分别超过6200万千瓦、4000万千瓦。大力促进非化石能源消费。科学合理确定新能源发展规模，在保证经济性前提下，资源条件较好地区的新能源利用率可降低至90%。“十四五”前三年节能降碳指标进度滞后地区要实行新上项目非化石能源消费承诺，“十四五”后两年新上高耗能项目的非化石能源消费比例不得低于20%，鼓励地方结合实际提高比例要求。加强可再生能源绿色电力证书交易与节能降碳政策衔接，2024年底实现绿证核发全覆盖。完善价格政策。落实煤电容量电价，深化新能源上网电价市场化改革。大规模高比例新能源外送攻坚行动。提高在运输电通道新能源电量占比。适应新能源快速发展需要，通过有序安排各类电源投产，同步加强送受端网架，提升送端功率调节能力，有效提高在运输电通道新能源电量占比。 2024年7月25日 国家发改委、国家能源局、国家数据局 《加快构建新型电力系统行动方案（2024-2027年）》 新能源系统友好性能提升行动。打造一批系统友好型新能源电站。整合源储资源、优化调度机制、完善市场规则，提升典型场景下风电、光伏电站的系统友好性能。改造升级一批已配置新型储能但未有效利用的新能源电站，建设一批提升电力供应保障能力的系统友好型新能源电站，提高可靠出力水平，新能源置信出力提升至10%以上。实施一批算力与电力协同项目。统筹数据中心发展需求和新能源资源禀赋，科学整合源荷储资源，开展算力、电力基础设施协同规划布局。探索新能源就近供电、聚合交易、就地消纳的“绿电聚合供应”模式。整合调节资源，提升算力与电力协同运行水平，提高数据中心绿电占比，降低电网保障容量需求。探索光热发电与风电、光伏发电联营的绿电稳定供应模式。 2024年8月2日 国家能源局 《配电网高质量发展行动实施方案（2024—2027年）》 紧密围绕新型电力系统建设要求，加快推动一批配电网建设改造任务，补齐配电网安全可靠供电和应对极端灾害能力短板，提升配电网智能化水平，满足分布式新能源和电动汽车充电设施等大规模发展要求；制修订一批配电网规划设计、建设运营、设备接入标准，持续提升配电网运营效益。工作重点：围绕供电能力、抗灾能力和承载能力提升，结合各地实际，重点推进“四个一批”建设改造任务。 2024年8月11日 中共中央、国务院 《关于加快经济社会发展全面绿色发展的若干意见》 加快产业结构绿色低碳转型。大力推动钢铁、有色、石化、化工、建材、造纸、印染等行业绿色低碳转型，推广节能低碳和清洁生产技术装备，推进工艺流程更新升级。 色转型的意见》 大力发展非化石能源。加快西北风电光伏、西南水电、海上风电、沿海核电等清洁能源基地建设，积极发展分布式光伏、分散式风电。到2030年，非化石能源消费比重提高到25%左右。 加快构建新型电力系统。加强清洁能源基地、调节性资源和输电通道在规模能力、空间布局、建设节奏等方面的衔接协同，鼓励在气源可落实、气价可承受地区布局天然气调峰电站，科学布局抽水蓄能、新型储能、光热发电。建设智能电网，加快微电网、虚拟电厂、源网荷储一体化项目建设。加强电力需求侧管理。到2030年，抽水蓄能装机容量超过1.2亿千瓦。 深化电力价格改革，完善鼓励灵活性电源参与系统调节的价格机制，实行煤电容量电价机制，健全阶梯电价制度和分时电价政策，完善高耗能行业阶梯电价制度。 健全绿色转型市场化机制。完善绿色电力证书交易制度，加强绿电、绿证、碳交易等市场化机制的政策协同。 2025年全国可再生能源消费量达到11亿吨标煤以上，2030年全国可再生能源消费量达到15亿吨标煤以上。 全面提升可再生能源供给能力。加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设，推动海上风电集群化开发。 科学有序推进大型水电基地建设，统筹推进水风光综合开发。就近开发分布式可再生能源。 加快可再生能源配套基础设施建设。加强可再生能源和电力发展规划的衔接，推动网源协调发展。推动电网主干网架提质升级，加强跨省跨区输电通道建设，优化调度控制，优先调度可再生能源电力。持续优化配电网网架结构，加快配电网一、二次融合和智能化升级，优化配电网调度机制，提升配电网灵活性和承载力，支撑分布式可再生能源快速发展。加强热力、燃气管网及氢能供应网络等基础设施建设和升级改造，强化管网互联互通，就近接纳更多非电可再生能源。 2024年10月18日 国家发改委、国家能源局等六部门 《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》 深入挖掘需求侧资源调控潜力。积极拓宽需求响应主体范围，加快构建需求响应资源库。鼓励具备充放电能力的需求响应主体参与电力市场。 协同推进工业用能绿色低碳转型。科学引导工业向可再生能源富集、资源环境可承载地区有序转移，强化钢铁、有色、石化化工、建材、纺织、造纸等行业与可再生能源耦合发展。 完善绿色能源消费机制。全面落实非化石能源不纳入能源消耗总量和强度控制要求，使用绿证作为可再生能源电力消费核算的基础凭证，加强绿证与节能降碳政策的有效衔接。完善可再生能源电力消纳责任权重机制，将消纳责任落实到重点用能单位，加强高耗能企业使用绿色电力的刚性约束。加快建立基于绿证的绿色电力消费认证机制。推进绿证绿电与全国碳市场衔接。 健全市场机制和价格机制。深化新能源上网电价市场化改革，建立和完善适应可再生能源特性的电力中长期、现货和辅助服务市场交易机制，支持可再生能源发电项目与各类用户开展直接交易及与用户签订多年购售电协议。推动具备提供辅助服务能力的可再生能源发电或综合利用系统公平参与辅助服务市场。建立健全可再生能源供热、生物天然气、清洁低碳氢的市场机制。 建立健全储能价格机制。对实行两部制电价集中式充换电设施用电在规定期限内免收需量（容量）电费。 资料来源：中国政府网，国家发改委，国家能源局，国信证券经济研究所整理 国家发改委、国家能源局印发《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知（发改价格〔2025〕136号）》提出建立新能源可持续发展价格结算机制，区分存量项目和增量项目，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。具体而言，2025年6月1日以前投产的存量项目机制电价按现行价格政策执行，不高于煤电基准价；电量规模则由新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。2025年6月1日起投产的新能源增量项目，每年新增纳入机制的电量规模，由各地根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定；机制电价由各地每年组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成，初期对成本差异大的可按技术类型分类组织。竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限，竞价上限由省级价格主管部门考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定。 表3：各地出台136号文细则地区的情况 地区 政策文件 具体内容 山东 《新能源上网 电价市场化改 革实施方案 (征求意见 稿)》 新能源参与电力市场交易后,在市场外同步建立差价结算机制,对纳入机制的电量,市场交易均价低于或高于 机制电价的部分,由电网企业开展差价结算,差价费用纳入系统运行费用,由全体用户分摊(或分享)。2025年 5月31日前投产的存量新能源项目全电量参与市场交易后,机制电价水平按国家政策上限执行,统一明确为 0.3949元/KWh(含税)。单个项目机制电量上限参考外省新能源非市场化率,适度优化;执行期限按全生命 周期合理利用小时数剩余小时数执行。2025年6月1日起投产的增量新能源项目,由省发改委会同有关单位 明确机制电量规模、执行期限,通过价格竞争方式确定机制电价水平。设置申报充足率下限,引导新能源充 分竞争,降低全社会用能成本,2025年竞价申报充足率不低于125%。竞价时按申报价格从低到高确定入选项 目,机制电价原则上按入选项目最高报价确定(不高于竞价上限)。 广东 《广东新能源 增量项目可持 续发展价格结 算机制竞价规 则(征求意见 稿)》 1、竞价主体范围:1)2025年6月1日(含)后投产、完成政府核准或备案且未纳入机制执行范围的新能源项目。 2)尚未投产、但项目方承诺于次年12月31日及之前投产、完成政府核准或备案且未纳入机制执行范围的新 能源项目。其中,参与2025年中期组织的首次竞价交易的新能源项目为承诺2025年12月31日前投产的新 能源项目。 2、竞价电量规模:每年新增纳入机制的电量规模由广东省发改委、广东省能源局确定,并在竞价前予以公布。 机制电量申报比例上限与存量项目机制电量比例衔接,且不高于90%;对于竞价周期内已成交的中长期交易电 量、绿电电量,相应调减竞价申报比例上限。 3、竞价机制:采用集中竞价的方式开展竞价交易。根据新能源项目的申报电量比例,按照近三年同类型历史 小时数、项目容量计算新能源项目申报比例对应的电量绝对值。将电量绝对值按新能源项目报价从低到高进 行排序,价格相同时,按照申报时间优先方式确定排序,直至满足竞价总规模,竞价总规模内的新能源项目 全部成交,成交的最后一个项目申报比例全额成交。本次竞价交易的所有入选项目机制电价按入选项目的最 高报价确定,机制电量比例为申报的机制电量比例。未入选新能源项目可继续参与后续竞价交易。 4、执行期限:增量项目机制电价的执行期限为海上风电项目14年,其他新能源项目12年,到期后不再执行 广西 《广西壮族自治区2025年6月1日前投的存量新能源项目（含集中式新能源、分布式新能源等）及2025年6月1日及之后投产的增量项目。已通过竞争性配置的海上风电项目参考招标文件执行。存量项目机制电量初始电量规模与现行保障性收购政策衔接：1)存量分布式新能源项目，其上网电量全部纳入机制电量规模，纳入机制电量比例为 $100\%$ 。2)已开展竞争性配置的海上风电项目，按照自治区现行政策执行。3)存量集中式新能源项目(不含海上风电项目)纳入机制电量规模由自治区发改委商自治区能源局按年确定，其中2025年电量已由2025年中长期合约保障，不再设置机制电量。 《广西壮族自治区新增项目机制电量标准：2025年6月1日起投产的新能源项目，纳入2025年机制电量的规模按照广西2024年新增项目机制电量标准：2025年6月1日起投产的新能源项目，纳入2025年机制电量的规模按照广西2024年新增项目机制电量标准：2025年6月1日起投产的新能源项目，纳入2025年机制电量的标准按照广西2024年新增项目机制电量标准：2025年6月1日起投产的新能源项目，纳入2025年机制电量的标准按照广西2024年新增项目机制电量标准：2025年6月1日起投产的新能源项目，纳入2025年机制电量的标准按照广西2024年新增项目机制电量标准：2025年6月1日起投产的新能源项目，纳人2025年机制电量的标准按照广西2024年新增项目机制电量标准：2025年6月1日起投产的新能源项目，纳入2025年机制电量的标准按照广西2024年新增项目机制电量标准：2025年6月1日起投产的新能源项目，纳入2025年机制电量的标准按照广西2024年新增项目机制电量标准：2025年6 资料来源：各地发改委，国信证券经济研究所整理 截至2025年底，大部分省份已完成增量新能源项目机制电价竞价。 表4：各省“136号文”承接机制电价情况 地区 风电 光伏 存量项目 机制电价 增量项目 机制电价 (元/kWh) 增量项目 机制电量 (亿 kWh) 存量项目机制电价 增量项目 机制电价 (元/kWh) 增量项目机 制电量(亿 kWh) 山东 0.3949 0.319 59.67 0.3949 0.225 12.48 新疆 0.25(补贴 项目) 0.25(补贴项目) 0.252 185.39 0.235 36.08 0.262(平 价项目) 0.262(平价项目) 甘肃 0.3078 0.1954 15.76 0.3078 0.1954 7.74 江西 0.4143 0.375 4.6 0.4143 0.33 1.3 广东 0.453 0.453 0.36 46.5 云南 0.3358 0.332 0.3358 0.33 青海 0.2277 0.24 5.43 0.2277 光 热 0.3247-0.86 0.24 11.25 安徽(统一 竞价) 0.3844 0.3840 0.3844 0.3840 安徽(独立 竞价) 0.3837 0.3837 天津 0.3196 0.3196 上海 按现行价 格政策执 行,不高于 燃煤基准 价0.4155 0.4155 1.36 按现行价格政策 执行,不高于燃煤 基准价0.4155 0.4155 4.02 黑龙江 0.374 0.228111 52.71 0.374 0.228111 10.33 海南(分布 式光伏) 0.4298 0.4298 0.3998 福建(海上 0.3932 0.3932 0.388 15.97 光伏) 福建(其他新能源) 0.35 6.61 宁夏 0.2595 0.2595 0.2595 0.2595 冀北 0.3720 0.347 103.7 0.3720 0.352 36.13 冀南 0.3644 0.353 142 0.3644 0.3344 14 辽宁 0.3749 0.33 80.22 0.3749 0.3 1.43 陕西 0.3545 0.352 62.7 0.3545 0.35 52.3 蒙东 0.3035 不安排 0.3035 不安排 蒙西 0.2829 不安排 0.2829 不安排 海南 0.4298 0.3998 0.4298 0.3998 湖北 0.4161 0.387 10.84 0.4161 0.333 4.88 贵州 0.3515 0.3515 重庆 0.3964 0.3961 20.75 0.3964 0.3963 17.02 北京 0.3598 0.3598 0.3598 2.41 四川 0.4012 0.393 8.8 0.4012 0.373 41.4 资料来源：各地发改委，国信证券经济研究所整理 # 储能：电力系统灵活性资源需求增长，设备持续升级和政策逐步完善推动公用事业储能需求释放 电力系统对灵活性资源的需求不断增长。由于风电和光伏电力具有明显的间歇性和波动性，发电时间和用电需求不匹配，随着风光高比例并网，电力过剩时段弃风弃光现象加剧，且可能对电力系统安全产生冲击。因此电力系统需要一定比例的配储深度参与调峰调频，增强电网对新能源的消纳能力，并通过削峰填谷吸纳过剩电力，提高风光发电的利用率。 新型储能高速发展指引明确。《新型储能规模化建设专项行动方案（2025-2027年）》提出，到2027年，新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元，新型储能技术路线仍以锂离子电池储能为主。截至2025年9月底，我国新型储能装机规模超过1亿千瓦，平均每年新增装机30-40GW。国家电网公司“十五五”期间固定资产投资预计达到4万亿元，较“十四五”增长 $40\%$ 以扩大有效投资带动新型电力系统产业链供应链高质量发展，其中储能作为新型电力系统“源网荷储”四要素之一，发展空间广阔。 图16：新型电力系统图景展望 资料来源：《新型电力系统发展蓝皮书》，国信证券经济研究所整理 储能项目公用事业属性明显，收益多元化。“136号文”明确提出，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。新能源全面入市形势下，新型储能整体发展主要呈现两个特点：强制配储时代终结，独立储能和工商 业储能成为主要发展方向；容量租赁基本退出，市场化交易程度逐步提高，储能项目通过容量电价、现货套利、辅助服务等实现多元化收益。由于电网调度的复杂度问题和项目建设的规模化效应，电网侧独立大储或将成为储能运营的主要方向，而小储将以工商业节能和负荷聚合等形式参与电力系统。网侧储能运营将具有较强的公共服务属性，以服务电网、保障能源安全为核心目标，因此电网需要为其支付一定的补偿，未来有望形成“容量补偿+市场化收益”的双轨收益模式。目前，甘肃、宁夏等地已参照火电标准形成储能容量电价。随着储能设备成本下行和政策逐步完善推动储能盈利机制逐渐成熟，储能项目将实现合理收益，从而激发市场投资活力，带动行业发展。 # 燃气：清洁能源转型带动消费量高增长，城燃顺价持续推进 2024年天然气消费量保持高增长，天然气在我国一次能源消费结构中的占比持续提升。2024年我国天然气表观消费量4235亿方，同比增长 $8.6\%$ ，增速同比提高1.4pct，约占我国能源消费总量59.6亿吨标准煤的 $9\%$ 。2025年1-11月，全国天然气表观消费量3880亿方，同比下降 $0.1\%$ ，主要系暖冬等因素拖累天然气消费增长所致。国家发展改革委和国家能源局发布的《能源生产和消费革命战略（2016-2030）》提出，到2030年，能源消费总量控制在60亿吨标煤以内，天然气占比达到 $15\%$ 左右，以2024年数据为基准，测算2030年我国天然气消费量约为7220亿方，2025-2030年我国天然气消费量CAGR约为 $9.3\%$ 图17：中国天然气消费量 资料来源：国家统计局，海关总署，国信证券经济研究所整理 居民燃气顺价持续推进，城燃盈利有望改善。2023年6月，国家发改委发布《关于建立健全天然气上下游价格联动机制的指导意见》（发改价格〔2023〕682号），明确要求各地缩短调价周期、简化程序，并首次提出居民用气价格原则上每12个月或气源价格变动超 $4\%$ 时启动调整。政策推动多地简化居民燃气调价程序，建立居民用气联动机制，扩大市场化定价范围。2023年以来，城燃企业销气毛差逐步修复，有利于推动缓解城市燃气交叉补贴现象，改善城市燃气盈利性和现金流，进一步彰显红利资产属性。 表5：部分地区城市燃气居民用气价格调整政策情况梳理 省份 地市 文件 调整前价格 调整后价格 内蒙古 呼和浩特 内蒙古自治区发展和改革委员会关于调整居民 居民销售价格2.12元/立方米（2022年4月1日起） 居民销售价格2.252元/立方米 和非居民用管道天然气销售价格的通知 1. 居民天然气一、二、三阶梯最高销售价格分别为每立方米2.039元、2.209元、2.559元。2. 执行居民类用气价格的学校、养老福利机构和部队食堂用气最高销售价格为每立方米2.089元。3. 低保用户和特困人员生活用气最高销售价格为每立方米1.96元执行。(2021年11月1日起)第一、二、三级阶梯价格分别为2.61元/立方米、3.06元/立方米、3.80元/立方米。 1. 居民天然气一、二、三阶梯最高销售价格调整为2.196元、2.366元、2.716元。2. 执行居民类用气价格的学校、养老福利机构和部队食堂用气最高销售价格调整为2.246元。3. 低保用户和特困人员生活用气最高销售价格本次暂不作调整。 重庆 重庆市发展和改革委员会关于2023年非采暖季中心城区天然气销售价格的通知 贵州 贵阳 省发展改革委部署联动调整居民用气价格 河北 石家庄 关于调整主城区居民用管道天然气销售价格的通知 1. 居民用气第一阶梯价格2.78元/立方米。2. 低保户、特困对象、深度困难职工家庭用气价格在第一阶梯气量内,销售价格为2.58元/立方米。3. 用燃气采暖炉独立采暖用户气价,在政府规定采暖期内,执行第一阶梯价格。4. 学校教学和学生生活、养老福利机构等特定用户气价,执行第一阶梯、第二阶梯平均气价。 调整后的第一、二、三档价格分别为2.76元/立方米、3.21元/立方米、3.95元/立方米。1. 居民用气第一阶梯价格调整为3.15元/立方米,上涨0.37元/立方米。第二、第三阶梯价格分别按照第一阶梯价格的1.15倍、1.35倍调整为3.62元/立方米、4.25元/立方米。2. 低保户、特困对象、深度困难职工家庭用气价格在第一阶梯气量内,销售价格为2.85元/立方米,优惠0.30元/立方米,超出第一阶梯气量部分不再优惠。3. 用燃气采暖炉独立采暖用户气价,在政府规定采暖期内,执行第一阶梯价格。4. 学校教学和学生生活、养老福利机构等特定用户气价,执行第一阶梯、第二阶梯平均气价,销售价格为3.385元/立方米。5. 属于农村“气代煤”范围的居民用气,执行第一档阶梯价格3.15元/立方米。 甘肃 兰州 关于启动居民用管道天然气气源采购和销售价格上下游联动机制的通知 2022年4月1日起,居民用管道天然气第一阶梯销售价格1.76元/m³,第二阶梯销售价格2.11元/m³,第三阶梯销售价格2.64元/m³。非居民用气集中供热用气销售价格(不含商用)2.17元/m³;工商业用气销售价格由2.46元/m³。 第一阶梯销售价格调整为每立方米2.02元;第二阶梯、第三阶梯为每立方米2.42元、3.03元。执行居民用气价格的非居民用户销售价格在居民第一阶梯气价的基础上增加0.05元,为每立方米2.07元。 陕西 西安 西安市发展和改革委员会关于联动调整我市居民用管道天然气终端销售价格的通知 居民用管道天然气第一阶梯价格为2.05元/m³,第二阶梯从2.46元/m³;第三阶梯从3.08元/m³。 调整后居民用管道天然气第一阶梯销售价格2.18元/m³,第二阶梯2.62元/m³;第三阶梯3.27元/m³。 宁夏 银川 银川市发展和改革委员会关于对我市天然气销售价格进行联动的通知 居民用天然气销售价格:1.86元/m³(2021年5月8日至2021年10月31日) 居民用天然气销售价格:2.09元/m³ 山东 济南 济南市发展和改革委员会关于调整居民用管道天然气销售价格的通知 普通居民用户年用气量216立方米以内(含)第一阶梯气价每立方米3.30元;年用气量216-360立方米(含)第二阶梯气价每立方米3.90元;年用气量360立方米以上第三阶梯气价每立方米4.80元。执行居民气价的学校、托幼园所、社区医疗机构、社会福利机构、城乡社区居委会等非居民用气销售价格由每立方米3.60元(不包括采暖锅炉用气)。燃气壁挂炉采暖用户用气价格每立方米3.30元。持有《城乡居民最低生活保障证》或《济南市特困职工优待证》的用户价格为每立方米2.70元。 普通居民用户年第一阶梯气价调整为3.50元;第二阶梯气价调整为4.10元;第三阶梯气价调整为5.00元。执行居民气价的学校、托幼园所、社区医疗机构、社会福利机构、城乡社区居委会等非居民用气销售价格调整为每立方米3.80元(不包括采暖锅炉用气)。燃气壁挂炉采暖用户用气价格每立方米3.50元。持有《城乡居民最低生活保障证》或《济南市特困职工优待证》的用户价格不变。 天津 市发展改革委关于调整我市城市燃气管网居民天然气销售价格的通知 (一)居民生活用气。一档用气价格每立方米(下同)2.50元,二档用气价格3.00元,三档用气价格3.75元。(二)居民独立采暖用气。一档用气价格2.40元,二档用气价格3.00元,三档用气价格3.75元。(三)执行居民气价的非居民用户用气价格2.53元。(四)农村“煤改气”居民家庭冬季采暖用气参照独立采暖一档用气价格执行,2.40元。(五)低保户、特困户等低收入家庭的居民用气价格,继续按居民用气一档气价执行,不执行阶梯气价。 (一)居民生活用气。一档用气价格由每立方米(下同)调整至2.79元,二档用气价格调整至3.29元,三档用气价格调整至4.04元。(二)居民独立采暖用气。一档用气价格调整至2.69元,二档用气价格调整至3.29元,三档用气价格调整至4.04元。(三)执行居民气价的非居民用户用气价格调整至2.82元。(四)农村“煤改气”居民家庭冬季采暖用气参照独立采暖一档用气价格执行,调整至2.69元。(五)低保户、特困户等低收入家庭的居民用气价格,继续按居民用气一档气价执行,不执行阶梯气价。每户每年免费使用的管道天然气调整为150立方米,实际年用气量不足150立方米的按实际用气量减免。 福建 福州 福州市发展和改革委员会关于调整福州市五城区居民管道天然气销售价格的通知 福州市五城区居民生活用管道天然气第一阶梯销售价格现行3.16元/立方米。城乡低保对象、特困人员、享受国家定期抚恤补助的优抚对象、“革命五老”等人员家庭，用气价格仍按原标准3.16元/立方米执行。 福州市五城区居民生活用管道天然气第一阶梯销售价格由现行3.16元/立方米调整为3.61元/立方米。各阶梯气价仍按1:1.2:1.5的比例相应调整。城乡低保对象、特困人员、享受国家定期抚恤补助的优抚对象、“革命五老”等人员家庭，用气价格仍按原标准3.16元/立方米执行。 广东 深圳 深圳市发展和改革委员会关于联动调整我市管道天然气销售价格的通知 居民：夏季第一档价格为3.10元/立方米，第二档价格为3.60元/立方米，第三档价格为4.85元/立方米；冬季第一档价格为3.10元/立方米，第二档价格为3.60元/立方米，第三档价格为4.85元/立方米。 居民：夏季第一档价格为3.41元/立方米，第二档价格为3.91元/立方米，第三档价格为5.16元/立方米；冬季第一档价格为3.41元/立方米，第二档价格为3.91元/立方米，第三档价格为5.16元/立方米。 资料来源：各地政府官网、国信证券经济研究所整理 # 水务行业进入成熟期，水价上调具备合理性与迫切性 中国城市供水普及率&污水处理率均接近 $100\%$ 。我国供水行业是重要的民生工程，早在20世纪90年代供水行业就进入了高速发展期，现阶段已步入成熟期。2024年我国城市供水总量704.88亿吨，同比2023年增长 $2.52\%$ ，城市供水普及率则增加0.14pct至 $99.57\%$ 。2002年民营企业开始进入水务市场，污水处理行业经历了一段为期10年的快速扩张期（2000-2010），年复合增长率达到 $19\%$ 。此后污水处理行业的产能增长趋势亦逐渐放缓。2024年我国城市污水处理量678.28亿吨，同比2023年增长 $4.05\%$ ，城市污水处理率增加0.24pct至 $98.93\%$ 。 图18：1978-2023中国城市供水量&普及率情况（万吨，%） 资料来源：《城乡建设统计年鉴 2023》,国信证券经济研究所整理 图19：1991-2023中国城市污水处理量&普及率情况（万吨，%） 资料来源：《城乡建设统计年鉴 2023》,国信证券经济研究所整理 基础设施建设相对完善，投资高峰期已过。伴随我国城镇化的进程，水务行业在过去数十年中实现了飞速发展。供水行业建设早于污水处理，2000年后，污水处理固定资产投资开始快速增加。2024年中国城市供水、污水处理和再生水利用固定资产投资额分别为696/615/62亿元，同比去年分别 $-8\% / -15\% / +80\%$ 图20：1978-2024中国城市供水、污水处理和再生水利用固定资产投资情况（单位：亿元） 表6：2025 年上调水价的城市梳理 资料来源：《城乡建设统计年鉴 2023》,国信证券经济研究所整理 终端水价的核心是自来水费和污水处理费，虽同属市政领域，但自来水及污水在定价模式、收付机制、调价机制等方面存在明显差异。我国自来水价格由地方政府管理定价，自来水价格调整需以成本监审为基础，按照“准许成本+合理收益”的方法先核定供水企业供水业务的准许收入，再以准许收入为基础分类核定用户用水价格。污水处理费由特许经营协议约定，通常每2年或3年进行一次定期调价，如因污水处理排放标准调整、服务范围扩大、扩能提标等因素导致公司成本发生重大变化，可对污水处理价格申请调整，定价机制相对灵活。 一方面，由于水价调整必须要进行成本监审、召开听证会，同时水价列入政府CPI考核体系，程序繁琐、阻力较大、调整周期较长，故长期以来我国水价处于很低水平。另一方面，供水企业成本面临不断增长的压力，据估算自来水行业成本年均增速约 $3\%$ ，成本无法及时有效传导致使水务企业盈利能力普遍不佳，部分水务企业处于“低水价 $+$ 亏损 $+$ 财政补贴”的状态。但在当前财政压力加大背景下，通过财政补贴弥补供水企业亏损的模式难以持续，推动水价上调和理顺价格机制具备合理性与迫切性。 从政策层面看，2021年国家发展改革委、住房城乡建设部发布的《城镇供水价格管理办法》首次明确“城镇供水价格监管周期原则上为3年，经测算需要调整供水价格的，应及时调整到位，价格调整幅度较大的，可以分步调整到位”，为各地供水价格调整提供了政策依据。2024年国务院发布的《节约用水条例》进一步强调完善与经济社会发展水平、水资源状况、用水定额、供水成本、用水户承受能力和节水要求等相适应的水价形成机制。 2025年起全国多地上调水价。据不完全统计，2025年全国已有超过26个城市上调了水价。大部分地区偏向于将居民、非居民及特种行业三大用水类型价格同时调整。第一阶梯水价的涨幅大多集中在 $10\%$ 至 $30\%$ 之间，其中，阿图什市的涨幅较为突出，达到了 $49.7\%$ 。相较之下，非居民和特种行业水价的调整幅度则较为分散。部分城市如甘肃定西市安定区，非居民用水价格涨幅接近 $50\%$ ，特种行业涨幅超过 $55\%$ ；也有部分地区涨幅控制在 $10\%$ 以内，显示出各地在价格调整策略上的差异化考量。 省份 城市 基本水价(元/立方米)居民(一阶) 调价幅度 非居民 特种行业 听证日期 执行日期 广东省 广州市 2.55 28.8% 4.4 25 2024/5/9 2025/6/1 广东省 深圳市 2.67 仅调阶梯比 4.76 20 2025/4/11 2025/7/1 广东省 东莞市 1.88 14.1% 2.25 7 2025/6/6 2025/8/1 广东省 中山市 1.88 17.5% 2.45 7 2025/8/22 2026/2/1 广东省 四会市 1.56 45.8% 2.17 3.75 2024/10/30 2025/11/13 广东省 普宁市 2.05 13.3% 3 5.75 2024/10/30 2025/5/1 福建省 东山县 2.6 30.0% 2.6 5 2025/4/25 2025/9/1 福建省 长汀县 1.6 12.0% 1.8 2.22 2025/10/22 2026/1/1 河北省 武安市 2.22 37.0% 7.6 23.5 2025/9/5 2025/10/1 河北省 海兴县 2.14 9.7% 6.11 17.6 2024/12/4 2025/1/1 河北省 容城县 3.37 13.9% 4.77 34.33 2025/5/20 2025/7/1 山东省 沂南县 1.65 13.8% 1.95 3.3 2025/9/5 2025/9/20 江苏省 南京市 1.8 23.5% 2.34 5.4 2024/9/12 2025/1/1 安徽省 当涂县 1.85 19.4% 2.2 2.45 / 2025/11/28 湖北省 赤壁市 1.7 21.4% 2 3 2024/12/26 2025/1/1 湖北省 恩施市 2.34 17.0% 3.32 4.49 2024/11/11 2025/4/24 湖北省 江陵县 2.05 9.6% 2.45 3.61 2025/7/2 2025/8/13 湖南省 株洲市 1.93 10.9% 3.08 8.2 2025/2/14 2025/7/1 重庆市 城口县 2.7 10.2% 5.88 6.4 2024/10/15 2025/1/1 贵州省 都匀市 2.34 6.9% 3.53 11.9 2025/7/17 2025/12/1 陕西省 宝鸡市 2.33 13.7% 3.18 4.89 2024/10/10 2025/9/1 甘肃省 临夏回族自治州 2.35 20.5% 4.7 9 2023/4/19 2025/4/1 甘肃省 定西市安定区 3 33.3% 5.46 9 2023/7/13 2025/11/1 表6：2025 年上调水价的城市梳理 省份 城市 基本水价（元/立方米）居民（一阶） 调价幅度 非居民 特种行业 听证日期 执行日期 新疆维吾尔自治区 阿图什市 2.26 49.7% 3.41 9.41 2024/10/25 2025/5/1 新疆维吾尔自治区 第一师阿拉尔市 1.54 26.3% 1.56 11.04 2025/3/21 2025/9/1 宁夏回族自治区 西吉县 2.6 13.0% 6 12 2025/9/16 2025/12/1 资料来源：各市县发改委官网、中国水网，国信证券经济研究所整理 # 中证全指公用事业指数投资价值分析 # 指数编制规则介绍 中证全指公用事业指数（000995.CSI）由中证指数有限公司于2011年8月2日发布，中证全指公用事业指数从公用事业行业中选择成交金额排名前 $90\%$ 及累计总市值占比达行业内全部证券 $70\%$ 以前的50只代表股票，用于反映电力、燃气、水务、环保等公用事业相关上市公司的整体市场表现。 表7：中证全指公用事业指数基本信息及选样方法 指数名称 中证全指公用事业指数 指数代码 000995.CSI 发布日期 2011年8月2日 基点 1000 基日 2004年12月31日 选样方法 将样本空间证券按中证行业分类方法分类,如果行业内证券数量多于50只,则依次剔除行业内全部证券成交金额排名后10%的证券以及累积总市值占比达行业内全部证券70%以后的证券,剔除过程中优先确保剩余证券数量不少于50只,将剩余证券作为相应行业指数的样本。 加权方式 自由流通市值加权,单个样本权重上限不超过15%,前五大样本权重合计不超过60%。指数样本每半年调整一次,样本调整实施时间分别为每年6月和12月的第二个星期五的下一交易日。权重因子随样本定期调整而调整,调整时间与指数样本定期调整实施时间相同。在下一个定期调整日前,权重因子一般固定不变。 定期调整 资料来源：Wind，国信证券经济研究所整理 # 聚焦公用事业行业龙头，市值风格偏大盘 从不同市值的股票权重分布来看，截至2026年1月15日，中证全指公用事业指数中100-200亿、200-500亿、500-1000亿、1000-2000亿、2000亿以上市值的股票权重分别为 $11.59\%$ 、 $24.64\%$ 、 $19.96\%$ 、 $26.80\%$ 、 $17.01\%$ ，市值在500亿规模以上的股票权重占比为 $63.77\%$ ，超过 $50\%$ ，中证全指公用事业指数整体以大市值股票为主，呈现大盘风格。从不同市值股票数量分布来看，截至2026年1月15日，中证全指公用事业行业指数中100-200亿、200-500亿、500-1000亿、1000-2000亿、2000亿以上市值的股票数量分别为14、19、8、7、2只，占比分别为 $28.00\%$ 、 $38.00\%$ 、 $16.00\%$ 、 $14.00\%$ 、 $4.00\%$ 。 图21：中证全指公用事业行业指数成分股市值分布 资料来源：Wind，国信证券经济研究所整理 # 配置行业领域以电力为主，水电、火电权重占比较大 电力行业权重占比较高，火电、水电权重占比较大。截至2026年1月15日，按照申万二级行业分类，中证全指公用事业行业指数中电力、环保设备Ⅱ、环境治理、燃气Ⅱ、煤炭开采、证券Ⅱ行业的股票权重分别为86.01%、1.03%、3.59%、4.68%、3.78%、0.91%。在电力行业中，水力发电、火力发电、核力发电、风力发电、电能综合服务、光伏发电、热力服务行业股票权重分别为24.97%、27.20%、11.13%、12.41%、6.78%、1.94%、1.60%。 图22：中证全指公用事业指数成分股权重行业分布 资料来源：Wind，国信证券经济研究所整理注：图中采用申万二级行业分类 图23：中证全指公用事业指数成分股权重电力行业分布 资料来源：Wind，国信证券经济研究所整理注：图中采用申万三级行业分类 # 持仓较为集中，以各细分电力行业龙头公司为主 截至2026年1月15日，中证全指公用事业行业指数前十大权重股占比合计为 $54.53\%$ ，整体持仓集中度较高。从细分行业来看，中证全指公用事业行业指数前十大权重股主要分布于水电、核电、火电及新能源发电等行业领域。从市值来看，中证全指公用事业行业指数前十大权重股为水火风核电和煤炭开采领域的公司，权重股平均市值为1620.32亿元，包括长江电力、中国核电、三峡能源、国电电力、华能国际、国投电力、中国广核、上海电力、川投能源等各细分电力行业领域的龙头公司及煤炭开采领域的永泰能源。电力行业“刚需”属性凸显，随着电力市场化改革和全国统一电力大市场建设推进，预计电力行业盈利趋于稳健，电力行业龙头企业规模优势较强，抗风险能力较好，盈利能力较为稳定。 表8：中证全指公用事业指数前 10 权重股 公司代码 公司名称 权重(20250529,%) 申万三级行业 总市值(20250529,亿元) 600900.SH 长江电力 14.982 水力发电 6562.38 601985.SH 中国核电 7.859 核力发电 1824.38 600905.SH 三峡能源 6.456 风力发电 1177.81 600795.SH 国电电力 4.963 火力发电 866.81 600157.SH 永泰能源 3.783 焦煤 355.63 600011.SH 华能国际 3.624 火力发电 1161.66 600886.SH 国投电力 3.479 水力发电 1054.19 003816.SZ 中国广核 3.267 核力发电 1934.1 600021.SH 上海电力 3.119 火力发电 591.61 600674.SH 川投能源 2.993 水力发电 674.65 资料来源：Wind，国信证券经济研究所整理 # 估值处于低位，估值层面具备安全边际 自2011年8月2日中证全指公用事业指数发布以来，截至2026年1月15日，中证全指公用事业指数PE_TTM均值为20.30倍，PB_LF均值为1.74倍；截至2025年5月29日，中证全指公用行业指数PE_TTM为17.09倍，PB_LF为1.70倍，低于2011年8月2日以来的均值水平，从估值走势来看，当前中证全指公用事业指数估值处于低位，在估值层面具备安全边际。 图24：中证全指公用事业指数PE_TTM走势 资料来源：Wind，国信证券经济研究所整理 图25：中证全指公用事业指数PB_LF走势 资料来源：Wind，国信证券经济研究所整理 # 市场表现稳健，分红派息水平较好 营业收入保持稳健，归母净利润实现进一步增长。2024年，中证全指公用事业指数营业收入为19529.37亿元，同比下降 $0.02\%$ ，整体较为稳健；归母净利润为1813.60亿元，同比增长 $11.58\%$ ，主要系火电受益于煤价下降而盈利进一步改善以及水电来水改善使得水电业绩增长。2025年前三季度，中证全指公用事业指数营业收入为14412.56亿元，同比下降 $2.18\%$ ；归母净利润为1726.31亿元，同比下降 $0.13\%$ ，整体较为稳健。回顾中证全指公用事业指数2015年以来的收入和归母净利润情况可以看到，随着装机容量增长和发电量增加，中证全指公用事业指数营业收入呈现增长趋势；盈利方面，2015年以来均实现盈利，2021年由于煤价上涨使得火电业绩亏损导致中证全指公用事业指数归母净利润同比大幅下降。 图26：中证全指公用事业指数营业收入（亿元） 图27：中证全指公用事业归母净利润（亿元） 资料来源：Wind，国信证券经济研究所整理 资料来源：Wind，国信证券经济研究所整理 公用事业行业具有经营稳定性强、盈利确定性高等特征，经营业绩较为稳定，现金流水平较好，防御属性较为突出。中证全指公用事业行业指数发布以来，在市场波动较大时表现较为稳健，收益率情况整体表现好于市场主要指数。2025年，受市场交易电价下行及市场风格整体偏好成长股和高弹性标的，中证全指公用事业行业指数跑输大盘，整体处于低位估值。 图28：中证全指公用事业指数年度涨跌幅情况（%） 资料来源：Wind，国信证券经济研究所整理 中证全指公用事业行业指数股息支付率水平较好，股息率水平较高。2024年，中证全指公用事业指数现金分红金额872.66亿元，同比增长 $13.8\%$ ，股息支付率为 $48.1\%$ ，股息率为 $2.8\%$ ，股息支付率及股息率水平与市场主要指数接近，整体股息回报水平较好。在中证全指公用事业行业指数前十大权重股中，多数公司2024年股息支付率水平超过 $40\%$ ，分红派息水平较高。 图29：中证全指公用事业指数分红情况 资料来源：Wind，国信证券经济研究所整理 图30：中证全指公用事业指数分红与市场指数比较 资料来源：Wind，国信证券经济研究所整理 表9：中证全指公用事业指数前 10 权重股分红情况 公司代码 公司名称 2022年 2023年 2024年 分红总额 (亿元) 股利支付率 分红总额 (亿元) 股利支付率 分红总额 (亿元) 股利支付率 600900. SH 长江电力 200.9 94.3% 200.6 73.7% 230.7 71.0% 601985. SH 中国核电 32.1 35.6% 36.8 34.7% 36.7 41.8% 600905. SH 三峡能源 21.8 30.4% 22.3 31.1% 19.2 31.3% 600795. SH 国电电力 17.8 63.1% 21.4 38.2% 35.7 36.3% 600157. SH 永泰能源 0.0 0.0% 1.2 5.4% 0.0 0.0% 600011. SH 华能国际 0.0 0.0% 31.4 37.2% 42.4 41.8% 600886. SH 国投电力 20.5 50.3% 36.9 55.0% 36.5 55.0% 003816. SZ 中国广核 43.9 44.1% 47.5 44.3% 48.0 44.4% 600021. SH 上海电力 1.0 30.7% 5.6 35.4% 7.9 38.5% 600674. SH 川投能源 17.8 50.8% 19.5 44.3% 19.5 43.3% 资料来源：Wind，国信证券经济研究所整理 当前时点公用事业指数具备较好的投资配置价值。当前公用事业行业处于估值低位，且公用事业具备较好的防御属性，一定程度上规避市场过热风险。目前多个省份市场交易电价基本触底，公用事业未来业绩有望触底反弹。 # 风险提示 测算偏差风险：报告基对基金产品、指数的研究分析均基于历史公开信息，可能受指数样本股的变化而产生一定的分析偏差；基金管理人的历史业绩与表现不代表未来； 行业指数市场波动风险：指数未来市场表现受宏观环境、市场风格、指数估值、行业基本面等多重因素影响，存在一定波动风险。 # 免责声明 # 分析师声明 作者保证报告所采用的数据均来自合规渠道；分析逻辑基于作者的职业理解，通过合理判断并得出结论，力求独立、客观、公正，结论不受任何第三方的授意或影响；作者在过去、现在或未来未就其研究报告所提供的具体建议或所表述的意见直接或间接收取任何报酬，特此声明。 ## 国信证券投资评级 投资评级标准 类别 级别 说明 报告中投资建议所涉及的评级（如有）分为股票评级和行业评级（另有说明的除外）。评级标准为报告发布日后6到12个月内的相对市场表现，也即报告发布日后的6到12个月内公司股价（或行业指数）相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅作为基准。A股市场以沪深300指数（000300.SH）作为基准；新三板市场以三板成指（899001.CSI）为基准；香港市场以恒生指数（HSI.HI）作为基准；美国市场以标普500指数（SPX.GI）或纳斯达克指数（IXIC.GI）为基准。 股票投资评级 优于大市 股价表现优于市场代表性指数10%以上 中性 股价表现介于市场代表性指数±10%之间 弱于大市 股价表现弱于市场代表性指数10%以上 无评级 股价与市场代表性指数相比无明确观点 行业投资评级 优于大市 行业指数表现优于市场代表性指数10%以上 中性 行业指数表现介于市场代表性指数±10%之间 弱于大市 行业指数表现弱于市场代表性指数10%以上 # 重要声明 本报告由国信证券股份有限公司（已具备中国证监会许可的证券投资咨询业务资格）制作；报告版权归国信证券股份有限公司 关本报告的摘要或节选都不代表本报告正式完整的观点，一切须以我公司向客户发布的本报告完整版本为准。 本报告基于已公开的资料或信息撰写，但我公司不保证该资料及信息的完整性、准确性。本报告所载的信息、资料、建议及推测仅反映我公司于本报告公开发布当日的判断，在不同时期，我公司可能撰写并发布与本报告所载资料、建议及推测不一致的报告。我公司不保证本报告所含信息及资料处于最新状态；我公司可能随时补充、更新和修订有关信息及资料，投资者应当自行关注相关更新和修订内容。我公司或关联机构可能会持有本报告中所提到的公司所发行的证券并进行交易，还可能为这些公司提供或争取提供投资银行、财务顾问或金融产品等相关服务。本公司的资产管理部门、自营部门以及其他投资业务部门可能独立做出与本报告中意见或建议不一致的投资决策。 本报告仅供参考之用，不构成出售或购买证券或其他投资标的要约或邀请。在任何情况下，本报告中的信息和意见均不构成对任何个人的投资建议。任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。投资者应结合自己的投资目标和财务状况自行判断是否采用本报告所载内容和信息并自行承担风险，我公司及雇员对投资者使用本报告及其内容而造成的一切后果不承担任何法律责任。 # 证券投资咨询业务的说明 本公司具备中国证监会核准的证券投资咨询业务资格。证券投资咨询，是指从事证券投资咨询业务的机构及其投资咨询人员以下列形式为证券投资人或者客户提供证券投资分析、预测或者建议等直接或者间接有偿咨询服务的活动：接受投资人或者客户委托，提供证券投资咨询服务；举办有关证券投资咨询的讲座、报告会、分析会等；在报刊上发表证券投资咨询的文章、评论、报告，以及通过电台、电视台等公众传播媒体提供证券投资咨询服务；通过电话、传真、电脑网络等电信设备系统，提供证券投资咨询服务；中国证监会认定的其他形式。 发布证券研究报告是证券投资咨询业务的一种基本形式，指证券公司、证券投资咨询机构对证券及证券相关产品的价值、市场走势或者相关影响因素进行分析，形成证券估值、投资评级等投资分析意见，制作证券研究报告，并向客户发布的行为。 # 国信证券经济研究所 深圳 深圳市福田区福华一路125号国信金融大厦36层 邮编：518046 总机：0755-82130833 上海 上海浦东民生路1199弄证大五道口广场1号楼12层 邮编：200135 北京 北京西城区金融大街兴盛街6号国信证券9层 邮编：100032