红利资产偏好持续升温，“水火绿”哪些电力公司符合这一特征？|火电

公用事业板块多以盈利模式稳定、水火绿抗周期波动能力较强为特征，红利火电尤其在市场风险偏好较低阶段更显投资价值。资产

不过，偏好“水火绿”不同类型的持续发电资产特性完全不同。如火电企业在煤价高企时，升温通常可通过上调电量交易价格缓冲成本压力，电力反之在煤价下行或电量需求偏弱时，公司电价往往面临下行空间。符合

与火电显著的特征顺周期特性不同，水电由于大部分电量、水火绿电价均不参与市场化交易，红利火电成本端也多为固定的资产折旧、财务费用，偏好故盈利稳定性高。持续四川、云南等区域虽然部分外送电量进入市场化交易或采用“落地端倒推”定价，但相较火电和新能源仍受竞争程度较小，电价波动幅度可控，属于最稳定的一类资产。

今年1-10月，火电发电量累计5.22万亿千瓦时，同比仅增长1.9%，水电、风电和光伏同比分别增长12.2%、13.1%和27.5%。

A股资金对稳健分红和红利类资产的偏好持续升温。水电等公用事业公司具备长期稳健的现金流，其中龙头中期利润分配力度较大，再次证明其红利属性。随着后续财政和货币政策有望继续发力，红利资产在权益市场将迎来新的上行空间。

“水火绿”各类发电概念股，2025年的前景如何？

煤价低迷火电公司持续受益

绿电不断扩容、水电发电量总体稳定的同时，火电全年发电量基本稳定。2024年前三季度我国火电累计发电量4.74万亿千瓦时，同比增长1.9%。受益于煤价整体下行，火电企业毛利率与净利率均得到修复；截至12月16日，秦港5500大卡动力煤现货价为800元/吨，较年初下降13.6%。

在煤炭产能稳步增长、库存充足、电力需求增速相对稳定的背景下，预期2025年煤价仍将维持相对低位。

另一方面，容量电价及政策放松为火电盈利提供额外保障。在煤价下行的同时，电价虽有下调预期，但容量电价能为大多数地区的煤电机组提供每千瓦时2分钱左右的补偿，叠加辅助服务市场不断完善，使火电企业的盈利更具稳定性。2024年11月国家发改委发布《关于做好2025年电煤中长期合同签订履约工作的通知》，进一步放宽电煤中长期合同签订要求：对煤炭企业的签约任务量由80%降至75%，保供任务更为灵活。

根据规划， “到2027年形成可调度产能储备、到2030年形成3亿吨/年左右可调度产能储备”，火电与煤炭市场的协同效应持续增强。随着新能源快速发展，火电在调峰及保供中的地位仍不可或缺，容量电价、辅助服务收入将提升火电长期价值。

具有区位优势、高股息的地方火电龙头，以及拥有煤电一体化优势的综合能源龙头值得关注，如、、甘肃电力等。

来水偏枯水电股还能走强吗？

上游水库蓄水充足，今冬明春水电发电量仍具保障。2024年二季度起主要流域来水显著修复，带动二、三季度各大水电企业发电量大幅增长。9月以后部分流域来水转弱，尤其四季度以来长江上游来水偏枯预期增强，但由于上游水库群蓄水状况良好，预计今冬明春的电量仍具备一定的支撑。

以长江电力公布的数据为例，前三季度位于金沙江流域的乌东德和三峡水库来水总量分别同比偏丰12.56%和20.26%。公布的澜沧江流域多个站点来水同比偏丰幅度在3.6%—8.5%之间。旗下雅砻江流域发电量在第二和第三季度分别同比增长37.24%、24.55%，均体现了上游来水状况回暖对水电业绩的显著拉动作用。

水电公司大部分电量电价并不参与市场化交易，成本端主要由折旧和财务费用等固定成本组成，因而盈利模式整体波动性较小，能够相对平稳地抵御宏观周期波动。但这并不意味着水电毫无宏观相关度：部分省内市场化交易和“落地端倒推定价”等模式仍会使一些水电机组的边际电价、交易量受到区域经济发展及工业用电需求的影响。

近年来，云南、四川等主要水电大省受益于低电价招商引资与中西部工业崛起，用电需求较为旺盛，对水电电价形成一定支撑。金沙江流域长江电力、雅砻江流域、国投电力、大渡河国电电力等相关上市公司值得关注。

特高压配电网新能源的解药

在量升价跌的背景下，新能源板块盈利承压。前三季风电与光伏累计利用小时数分别同比下降5.9%和5.7%，加上部分地区电价下行和度电收益下降，导致申万风电板块前三季度归母净利润同比减少5.3%，光伏板块同比减少61.5%。新能源电厂需要面对弃风弃光及市场化交易电价博弈等多重挑战。

其中一个限制因素是现有特高压无法充分匹配大型风光外送需求。能输送新能源为主的特高压尚不足6条，无法充分匹配风光大基地外送需求，导致三北地区等部分省份的风光利用率明显下滑。2024年1-10月，我国风电利用率为96.4%，光伏利用率为97.1%，西藏地区风光利用率降幅更为显著，分别同比下降16.5个百分点和8.0个百分点。

在大型风光基地项目稳步推进的背景下，特高压及配套主网工程加速开工。近期已陆续开工的重点工程包括张北-胜利、武汉-南昌、川渝特高压交流工程，以及金上-湖北、陇东-山东、宁夏-湖南、哈密-重庆、陕北-安徽等特高压直流工程，其中多条线路直接服务于三北地区风光大基地外送。随着这些主干网和配套输电项目的陆续投运，风光基地的远距离输送能力将显著增强，新能源消纳瓶颈有望得到缓解。

另一方面，2022年以来财政端多次发力下拨可再生能源补贴资金，企业现金流有望逐步改善。6月，财政部再次发布《关于下达2024年可再生能源电价附加补助地方资金预算的通知》，一次性下拨54.05亿元，其中2.23亿元于当期下达。风电、光伏、生物质发电项目分别获下拨7,076万元、15,039万元、142万元。预计财政端将继续发力，运营商的资金周转能力亦将获得一定修复。

补贴拖欠仍是投资重点风险，或计提减值影响当期业绩。根据上市发电公司2023年末的财务统计，仍有46%的企业对应收绿电补贴未做减值，另有48%的企业减值计提比例不超过5%。在补贴核查最终落地前，存量补贴缩减、项目资产减值等风险仍需关注。相对大规模的新能源运营商值得关注，如，等。