公用事业及环保产业行业研究：来水改善+煤价下行重塑水火防御价值

细分行业看：各行业业绩2024-1Q25表现分化。 （1）火电：电量、电价承压，煤价下行贡献业绩增长。受暖冬和去年同期高基数的影响，4Q24/1Q25全社会用电量增速放缓、叠加清洁能源发电量同比高增挤压，火电发电量承压。此外，电力供需紧张形势有所缓解、火电综合平均上网电价下降，但燃料成本降幅总体大于电价降幅，2024、1Q25行业归母分别同比+31.2%、+6.5%。 （2）新能源：装机增长刺激电量高，利用水平、电价下行使行业业绩承压。自然资源较弱、大规模装机并网后平均利用水平下行使新能源利用小时同比下行，发电量正增长主要受装机总量增长所驱动，尤其4Q24年底抢装、装机扩张提速。而利用率下行、电价折价影响下，行业利润总体承压，2024、1Q25行业归母分别同比-11.5%、-4.6%。 （3）水电：来水改善+龙头水库调蓄，1Q25以量补价增收增利。24全年来水总体同比改善，完成发电量同比+11.7%； 1Q25全国来水情况区域间分化，水电发电量增长而利用小时数下降。水电增发带动行业2024、1Q25归母分别+17.6%、+28.1%，且在25年“西电东送”市场化电价同比回落的情况下，发电量增加摊薄成本、实现归母增幅大于营收增幅。 （4）环保：24年水务/固废运营类业绩稳健，1Q25水务盈利修复。伴随下游需求复苏、产能利用率提升，24年固废处理营收同比+6.7%，但应收压力下归母-13%。伴随新建产能逐步走出爬坡期、处理量上升、单位折旧成本下降，叠加运营类资产进入存量提质增效阶段，资本开支开始进入放缓期，1Q25水务/固废行业净利率提升且保持领先。 细分主要标的看：分化格局更显竞争优势。 （1）火电：25年煤价下行，各省区中长期电价分化影响Q1业绩。全国层面火电发电量下降，东部沿海地区电价降幅较大，中部、北方地区电价降幅较小，但高库存压制下、动力煤中枢持续下行，带来部分企业利润端增长。以华能国际为例，公司1Q25Q1营收、归母分别-7.7%、+8.2%。 （2）绿电：利用小时、电价下滑，运营商利润端承压。而装机增速较高的运营商营收仍能实现收入正增长，如三峡能源2024年新项目投产发电驱动营收增长，但归母下滑主要受总电价下滑、参股企业盈利水平波动的影响；1Q25新增装机投产刺激因素减弱后，公司营收转负，利润增长主要通过处置水电板块业务实现。 （3）核电：机组投产、运营情况为影响业绩的主要因素。如 5M24 防城港4号机组投产驱动中国广核2024年营收、归母净利润同比分别+5%、+1%；中国核电受换料大修多于同期、福清4号机组小修的拖累，业绩短期有波动。 （4）水电：1Q25来水偏丰，收入和利润均实现增长。以长江电力为例，1Q25乌东德、三峡水库来水偏丰刺激发电量+9.4%，而市场化交易电价下降使营收增幅（9%）小于电量增幅，部分机组折旧到期带来利润释放，1Q25公司归母+31%。 （5）环保：固废处置板块受益于产能利用率提升、经营效率提升。以伟明环保为例：公司Q1实现营收、归母净利润增长分别达19%、32%。垃圾焚烧业务与新能源材料一体化产业布局共同助推业绩增长。 火电：火电资产高质量、积极拓展新能源发电的龙头企业华电国际。水电：建议关注水电运营商龙头长江电力。核电：建议关注电价市场化占比提升背景下，核电龙头企业中国核电。 新增装机容量不及预期；下游需求景气度不高、用电需求降低导致利用小时数不及预期；电力市场化进度不及预期； 环保需求及政策释放不及预期等。 概览——电力行业： 量：24年用电增速达6.7%，主因伴随产能结构持续优化、传统高耗能用电需求下降； 但城乡居民与新型高耗能用电需求上升所致。24年新能源装机提升对于新型电力系统中各类电源的角色定位重塑继续成为重点关注。电力行业营收增速低于电量增速主因电源结构发生变化，成本更低、电价更低的新能源电量占比提升；同时随着上游成本下降以及供需紧张形势缓解、24年起行业平价电价有所下行。 利：火电电量占比较大，因此在电力板块权重较大。成本端下降后火电盈利改善基本完成，但受新能源挤占、电量增长幅度有限，因此收入利润端表现平稳。进入1Q25以后新能源入市比例进一步提升、火电加快转型，但从板块营收/利润增速的相对关系可见营收下滑4.9%但净利同比+8.5%，成本和辅助服务对利润起到正向贡献。 概览——环保行业： 24年环保板块营收增速-2.7%、归母净利润增速-31%。行业板块间仍有分化，环保工程类业务受地方财政压力影响开工量继续下降、存量资产进入精细化运营阶段，运营类资产运行效率提升。 图表1：16~24年全国发电总量及同比增速 图表2：19~1Q25电力、环保行业营收（左轴）及同比增速（右轴） 图表3：19~1Q25电力、环保行业归母净利润（左轴）及同比增速（右轴） 电力行业逐季追踪：Q1盈利环比继续上升，环比+292.8%。火电板块权重较大，行业历年单季度利润增速峰值出现在Q1，主因需求淡季、煤价处于低点。1Q25煤价继续下行、而在煤电容量电价的支撑下电价下调幅度有限，因此煤电度电利润继续修复、推动盈利向上。 环保行业逐季追踪：业绩呈现季节性特点，每年Q4为全年业绩较低点。4Q24环保板块单季度归母净利润为负值，预计主要受行业应收确认低于预期、计提减值所致。公用事业提价、G端费用向B/C端疏导有望给行业内龙头企业业绩增长带来积极作用。 图表4：电力行业历年单季度归母净利润（左轴）及环比增速（右轴） 图表5：环保行业历年单季度归母净利润（左轴）及环比增速（右轴） 2.1火电板块：电量、电价承压，煤价下行贡献业绩增长 受暖冬和去年同期高基数的影响，4Q24/1Q25全社会用电量增速放缓。2024/2025年冬季，全国平均气温较常年同期偏高0.4℃。暖冬影响三产及居民部门对气温敏感性较高的采暖用电需求，1Q25三产、居民用电量增速同比下降9.3pcts，对全社会用电量的增量贡献率同比下降19.2pcts。对全社会用电量影响最大的二产用电需求来看，23、24年逐季增速分别呈现出前低后高、前高后低的特征，主因22年公共卫生事件影响消退后，各行业复工复产、复商复市节奏不同所造成的基数效应。24年下半年，低基数效应下的高增长褪去，二产用电量增速环比持续放缓，4Q24/1Q25增量贡献率分别同比-10.6/-23.7pcts。 清洁能源发电量同比高增，挤压火电发电空间。2024年，全国新增新能源装机容量355.4GW，新增装机规模创下新高，于2025年起转换为发电量增长。另外，西南地区来水改善，叠加核电新机投产+在运机组大修结束、出力改善，1Q25水电、核电发电量也实现同比增长。清洁能源发电量增加，致使1Q25火电发电空间受到挤压、同比下降4.4%。 暖冬+清洁能源发电量挤压致电煤需求下滑，采暖季保供+产煤省经济运行承压提出稳产要求， 10M24 以来市场煤价持续下行。为确保冬季居民取暖和企业生产用煤需求，每年11、12月原煤日产量通常达到年内高峰；另外，部分以煤炭工业作为支柱产业的产煤省经济运行承压，25年明确提出稳产要求，国内供应端保持强劲。然而，受气温偏暖及清洁能源发电量增加影响，动力煤主要下游电力行业的用煤需求下滑，导致 10M24 以来动力煤供需格局持续宽松，全社会库存高企、市场煤价承压下行。 图表6：受用电需求偏弱及清洁能源增发的挤出效应影响，1Q25火电发电量下降 图表7： 10M24 以来煤价持续下行，港口降幅大于坑口 图表8： 10M24 以来亚太市场定价的澳煤降幅大于欧洲 2024年全国火电发电量同比小幅增长约1.6%，电价下降致营收下滑。过去3年火电行业营收增长由电价和电量上涨轮番驱动，主要原因包括：①燃料成本持续高位运行， ②能源清洁化转型过程中遭遇极端天气导致可再生能源处理受阻，③公共卫生事件后宏观经济稳步复苏带动下游用电需求景气。 2024年，来水改善使得水电出力修复、可再生能源装机高增带动发电量增加，电力供需紧张形势有所缓解，叠加市场煤价中枢从高位大幅回落，使得火电综合平均上网电价下降。从全国性发电企业国电电力经营情况来看，24年该公司煤机平均上网电价同比下降约3.8元/MWh。 2025年电力中长期交易结果分化、总体趋势向下，叠加发电量下滑，1Q25火电行业营收同比下降8.2%。受下游用电需求疲软及清洁能源发电量增加的挤出效应影响，1Q25全国规上电厂火电发电量同比-4.4%。与24年情况类似，受燃料成本下降及电力供需格局改善等因素影响，2025年燃煤发电量市场化交易结果总体趋势向下；其中，东部沿海地区电价降幅较大，中部、北方地区电价降幅较小。以全国性发电企业华能国际为例，1Q25该公司平均上网结算电价为488.2元/MWh，同比下降2.0%。 燃料成本降幅总体大于电价降幅，2024、1Q25火电行业归母净利润仍实现增长。以秦皇岛港5500大卡动力煤平仓价为基准，2024全年均价同比下降110.5元/吨、1Q25均价同比下降179.8元/吨，分别对应降幅11.4%和19.9%。虽然2025年各省区燃煤发电量市场化交易结果分化，但全行业加总来看仍受益于燃料成本降幅大于电价降幅带来的业绩提升，1Q25火电行业归母净利润同比小幅增长6.5%。 图表9：2020-2024年火电行业营收（左轴，亿元）及同比增速（右轴） 图表10：2020-2024年火电行业归母净利润（左轴，亿元）及同比增速（右轴） 图表11：1Q21-1Q25火电行业营收（左轴，亿元）及同比增速（右轴） 图表12：1Q21-1Q25火电行业归母净利润（左轴，亿元）及同比增速（右轴） 1Q25火电行业毛利率、净利率同比持续改善。25年初以来市场煤价持续下行，使得火电行业在电价、电量均同比下降的情况下，实现盈利能力的持续改善，但毛利率、净利率改善幅度较过去2年有所收窄。费用率方面，受新能源渗透率不断提升、电力市场化改革持续深化的影响，2021~2024年火电行业销售费用率呈上行趋势；研发费用率通常在Q4计提，导致1Q25研发费用率环比2024年全年大幅回落。 经营性现金流净额持续改善，投资性现金流净流出仍在稳步增长。受益于煤价下行带来的盈利能力提升，火电行业经营性现金流净额同比持续改善。主业盈利能力的修复提升了火电企业自身的造血能力，叠加融资成本持续下行，1Q25行业处在项目建设高峰期、投资性现金流净流出额稳步增长的情况下，筹资性现金流净额同比显著下降。 图表13：1Q21-1Q25火电行业毛利率及净利率 图表14：2020A-1Q25火电行业销售、管理及研发费率 图表15：1Q21-1Q25火电行业资产负债率和营收增速 图表16：1Q21-1Q25火电行业现金流净额（亿元） 2.2新能源板块：装机驱动电量高增，电价折价、利用率下行致使利润承压 2024年风力发电量正增长受装机总量增长所驱动，而小风年、利用水平下行影响下风力发电量增幅收窄，1Q25利用小时降幅收窄、发电量增幅小幅走阔。 2024年风力发电量同比增长15.7%。从新增装机量来看，2024年风电装机累计增加值同比+5.5%，尤其4Q24年底抢装增量显著、新增装机量环比3Q24增长206.5%；截至2024年12月，全国风电累计并网容量达到5.21亿千瓦，同比+18%，其中陆上风电4.8亿千瓦，海上风电4127万千瓦；从风电利用效率来看，24年风资源整体看同比转弱，风电利用小时数同比下滑98小时、降幅为4.4%，利用率同比23年下降0.3pct至95.9%。 聚焦1Q25，风电发电量同比增长16.8%。虽然装机增长放缓，1Q25新增风电装机量同比-5.7%、增幅环比2024年降低11.2pct，但发电量增幅环比2024全年仍录得小幅增长，主要由于1Q25风电利用小时数同比降幅收窄至2.7%（受数据披露限制，此处用1- 2M25 利用小时数近似替代1Q25利用小时数）。 2024年光伏发电量高增主要受装机增长驱动、尤其4Q24抢装期