公用事业板块多以盈利模式稳定、抗周期波动能力较强为特征，尤其在市场风险偏好较低阶段更显投资价值。
不过，“水火绿”不同类型的发电资产特性完全不同。如火电企业在煤价高企时，通常可通过上调电量交易价格缓冲成本压力，反之在煤价下行或电量需求偏弱时，电价往往面临下行空间。
与火电显著的顺周期特性不同，水电由于大部分电量、电价均不参与市场化交易，成本端也多为固定的折旧、财务费用，故盈利稳定性高。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%。
“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。
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（如金下梯级电站基本蓄满，雅砻江两河口电站实现首次蓄满），预计今冬明春的电量仍具备一定的支撑。
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。
特高压配电网《t35cc天空彩旧版》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%（同比下降0.7个百分点），光伏利用率为97.1%（同比下降1.1个百分点），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。
（文章来源：界面新闻）
文章来源：界面新闻
原标题：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？ | A股2025投资策略⑨
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本报记者 姬蒯聩 【编辑:汪灏 】
