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　　公用事業板塊多以盈利模式穩定、抗周期波動能力較強為特征，尤其在市場風險偏好較低階段更顯投資價值。

　　不過，“水火綠”不同類型的發電資產特性完全不同。如火電企業在煤價高企時，通常可通過上調電量交易價格緩沖成本壓力，反之在煤價下行或電量需求偏弱時，電價往往面臨下行空間。

　　與火電顯著的順周期特性不同，水電由于大部分電量、電價均不參與市場化交易，成本端也多為固定的折舊、財務費用，故盈利穩定性高。四川、云南等區域雖然部分外送電量進入市場化交易或采用“落地端倒推”定價，但相較火電和新能源仍受競爭程度較小，電價波動幅度可控，屬于最穩定的一類資產。

　　今年1-10月，火電發電量累計5.22萬億千瓦時，同比僅增長1.9%，水電、風電和光伏同比分別增長12.2%、13.1%和27.5%。

　　A股資金對穩健分紅和紅利類資產的偏好持續升溫。水電等公用事業公司具備長期穩健的現金流，其中龍頭長江電力（600900.SH）中期利潤分配力度較大，再次證明其紅利屬性。隨著后續財政和貨幣政策有望繼續發力，紅利資產在權益市場將迎來新的上行空間。

　　“水火綠”各類發電概念股，2025年的前景如何？

　　煤價低迷火電公司持續受益

　　綠電不斷擴容、水電發電量總體穩定的同時，火電全年發電量基本穩定。2024年前三季度我國火電累計發電量4.74萬億千瓦時，同比增長1.9%。受益于煤價整體下行，火電企業毛利率與凈利率均得到修復；截至12月16日，秦港5500大卡動力煤現貨價為800元/噸，較年初下降13.6%。

　　在煤炭產能穩步增長、庫存充足、電力需求增速相對穩定的背景下，預期2025年煤價仍將維持相對低位。

　　另一方面，容量電價及政策放松為火電盈利提供額外保障。在煤價下行的同時，電價雖有下調預期，但容量電價能為大多數地區的煤電機組提供每千瓦時2分錢左右的補償，疊加輔助服務市場不斷完善，使火電企業的盈利更具穩定性。2024年11月國家發改委發布《關于做好2025年電煤中長期合同簽訂履約工作的通知》，進一步放寬電煤中長期合同簽訂要求：對煤炭企業的簽約任務量由80%降至75%，保供任務更為靈活。

　　根據規劃， “到2027年形成可調度產能儲備、到2030年形成3億噸/年左右可調度產能儲備”，火電與煤炭市場的協同效應持續增強。隨著新能源快速發展，火電在調峰及保供中的地位仍不可或缺，容量電價、輔助服務收入將提升火電長期價值。

　　具有區位優勢、高股息的地方火電龍頭，以及擁有煤電一體化優勢的綜合能源龍頭值得關注，如華能國際（600011.SH）、國電電力（600795.SH）、甘肅電力（600791.SH）等。

　　來水偏枯水電股還能走強嗎？

　　上游水庫蓄水充足，今冬明春水電發電量仍具保障。2024年二季度起主要流域來水顯著修復，帶動二、三季度各大水電企業發電量大幅增長。9月以后部分流域來水轉弱，尤其四季度以來長江上游來水偏枯預期增強，但由于上游水庫群蓄水狀況良好（如金下梯級電站基本蓄滿，雅礱江兩河口電站實現首次蓄滿），預計今冬明春的電量仍具備一定的支撐。

　　以長江電力公布的數據為例，前三季度位于金沙江流域的烏東德和三峽水庫來水總量分別同比偏豐12.56%和20.26%。華能水電公布的瀾滄江流域多個站點來水同比偏豐幅度在3.6%—8.5%之間。國投電力旗下雅礱江流域發電量在第二和第三季度分別同比增長37.24%、24.55%，均體現了上游來水狀況回暖對水電業績的顯著拉動作用。

　　水電公司大部分電量電價并不參與市場化交易，成本端主要由折舊和財務費用等固定成本組成，因而盈利模式整體波動性較小，能夠相對平穩地抵御宏觀周期波動。但這并不意味著水電毫無宏觀相關度：部分省內市場化交易和“落地端倒推定價”等模式仍會使一些水電機組的邊際電價、交易量受到區域經濟發展及工業用電需求的影響。

　　近年來，云南、四川等主要水電大省受益于低電價招商引資與中西部工業崛起，用電需求較為旺盛，對水電電價形成一定支撐。金沙江流域長江電力（600900.SH）、雅礱江流域川投能源（600674.SH）、國投電力（600886.SH）、大渡河國電電力（600795.SH）等相關上市公司值得關注。

　　特高壓配電網新能源的解藥

　　在量升價跌的背景下，新能源板塊盈利承壓。前三季風電與光伏累計利用小時數分別同比下降5.9%和5.7%，加上部分地區電價下行和度電收益下降，導致申萬風電板塊前三季度歸母凈利潤同比減少5.3%，光伏板塊同比減少61.5%。新能源電廠需要面對棄風棄光及市場化交易電價博弈等多重挑戰。

　　其中一個限制因素是現有特高壓無法充分匹配大型風光外送需求。能輸送新能源為主的特高壓尚不足6條，無法充分匹配風光大基地外送需求，導致三北地區等部分省份的風光利用率明顯下滑。2024年1-10月，我國風電利用率為96.4%（同比下降0.7個百分點），光伏利用率為97.1%（同比下降1.1個百分點），西藏地區風光利用率降幅更為顯著，分別同比下降16.5個百分點和8.0個百分點。

　　在大型風光基地項目穩步推進的背景下，特高壓及配套主網工程加速開工。近期已陸續開工的重點工程包括張北-勝利、武漢-南昌、川渝特高壓交流工程，以及金上-湖北、隴東-山東、寧夏-湖南、哈密-重慶、陜北-安徽等特高壓直流工程，其中多條線路直接服務于三北地區風光大基地外送。隨著這些主干網和配套輸電項目的陸續投運，風光基地的遠距離輸送能力將顯著增強，新能源消納瓶頸有望得到緩解。

　　另一方面，2022年以來財政端多次發力下撥可再生能源補貼資金，企業現金流有望逐步改善。6月，財政部再次發布《關于下達2024年可再生能源電價附加補助地方資金預算的通知》，一次性下撥54.05億元，其中2.23億元于當期下達。風電、光伏、生物質發電項目分別獲下撥7,076萬元、15,039萬元、142萬元。預計財政端將繼續發力，運營商的資金周轉能力亦將獲得一定修復。

　　補貼拖欠仍是投資重點風險，或計提減值影響當期業績。根據上市發電公司2023年末的財務統計，仍有46%的企業對應收綠電補貼未做減值，另有48%的企業減值計提比例不超過5%。在補貼核查最終落地前，存量補貼縮減、項目資產減值等風險仍需關注。相對大規模的新能源運營商值得關注，如三峽能源（600905.SH），龍源電力（001289.SZ）等。

　　（文章來源：界面新聞）