《2025公用事业行业大变局：聚焦电动化、尖峰化、市场化，挖掘电力容量稀缺与边际变革新机遇》
电动化+尖峰化促电力容量稀缺，并购重组活力激发，电改深化
板块ROE持续提升，估值性价比显著。2025年行业层面我们关注三条线索：
1）电动化+尖峰化促电力容量稀缺：预计尖峰负荷缺电现象或更加常态化，2024年电力供需偏紧，25-26年预计维持加剧，关注尖峰负荷下支撑电源价值体现。区域供需更加值得关注，优质区域需求有成长，电价有支持。
2）并购重组活力激发：并购重组政策接连出台，激发市场活力，央国企、逐步开始整合优质电力资产，增强业务核心竞争力，优质资产价值重估。地方能源集团战略重组加速。
3）电力体制改革深化：深化电改贯穿新型电力系统转型全过程，全国电力市场加速建设，电价新机制持续出台，在政策与电力市场驱动推进下，电源将依托自身特点，迎来定位与模式的转变，价值重估。
重要保供电源，电量有弹性。火电出清消纳次序靠后，用以满足系统总需求，充分受益电量边际提升。综合考虑2025年用电量增速与水电利用小时数，我们认为2025年火电发电量增长有支持，利用小时数稳定。
深化电改，发掘火电电能量价值、容量价值与调节价值。1）电能量：新能源占比提升，尖峰负荷缺电现象或更加常态化。尖峰负荷下火电有望在现货电能量市场上获得更高的度电电价，火电在“缺电”状态下的盈利能力也有望得到提升。2）容量价值：容量市场增强火电收入稳定性，我们预计24-25年度电容量电费收益0.027元，26年提升至0.04元。3）调节价值：辅助服务市场加速推进，火电灵活性价值有望持续被挖掘。
长协煤比例不低于80%，产量提升&进口上行煤价可控。燃料成本占60%-70%，2024年煤价同比下降，产量稳步提升，进口上行。2025年发电企业电煤中长期签约量仍要求不应低于需求量的80%，延续“基准价+浮动价”模式，煤价可控。
关注区域电力供需，关注区域α。比较装机增速VS需求增速，我们发现江苏、浙江、安徽、山东、上海等区域电力供需更偏紧张。优质区域需求旺盛有成长，供需偏紧电价有支持，区域火电公司基本面更强劲。
投资建议：重点推荐优质区域火电皖能电力，全国性火电龙头华能国际、华电国际，建议关注上海区域申能股份。
绿电建设趋于平稳，消纳压力逐步缓解。有序推进，绿电新增装机增速放缓消纳压力环节，迎高质量发展。
电改深化&绿色溢价，新能源市场电价或将见底。新能源入市加速，保障性收购下降。中长期电量合约占90%+，现货电量占比小，差价合约稳定市场电价。绿电绿证碳市场多渠道兑现绿色溢价，溢价有望提升。
化债推进财政发力，绿电有望迎反转。化债加大力度推进，绿电历史国补应收款有望得到解决。从成长角度来看，可撬动新一轮资本开支重回成长。从利润提升角度来看，回收现金用于有息债务偿还，通过节省财务费用有望带来净利润提升。从弹性角度来看，关注当期信用减值和历史累计坏账准备的冲回。
政策积极引导，优质资源加速开发。“十四五”期间，预计沿海各省份合计新增装机规模超过50GW，竞配逐步弱化电价影响。海风项目盈利能力可观，不考虑/考虑过网费的情景下资本金IRR达9.3%/6.3%。
投资建议：建议关注全国绿电龙头运营商龙源电力H、三峡能源，优质海风中闽能源、福能股份。
常态化核准保障确定性成长，行业即将加速投产。2022-2024每年核准10台及以上，预计“十五五”平均每年核准需维持8台以上，中国核电/中国广核/国家电投2030年较2024年贡献确定性成长78%/61%/114.7%。
市场化比例提升，核电电价有支撑，成本仍有下行空间。核电市场电价降幅约为市场均价降幅60%-80%。未来进入延寿期后，假设中国度电折旧与美国CEG目前水平相当，核电总度电成本将下行10-20%。
ROE上行通道，自由现金流转正分红潜力提升。我们预计2027年有望看到ROE提升，2027-2029年核电行业达到资本开支顶峰并维持稳定，我们预计最快2028年有望看到自由现金流转正，分红有望继续提升。
投资建议：重点推荐中国核电、中国广核，建议关注中广核电力H，国电投核电资产注入电投产融。核电：确定性成长即将加速释放，长期ROE翻倍分红提升
红利资产标杆，现金流价值彰显，装机仍有成长空间。澜沧江、雅砻江、大渡河、金沙江筹建相较在建仍有50%/38%/31%/22%成长弹性。电价稳健上行，市场化比例提升。2023年随四川、云南供需改善，省内、外送水电市场化电价持续抬升。
投资建议：重点推荐红利标杆长江电力，建议关注华能水电、国投电力、川投能源。
风险提示：电力需求增长不及预期，电价波动风险，煤价波动风险，流域来水不及预期
