国泰君安研报指出，2025年长协电价下行风险有限，电力资产有望随电价稳定性验证迎来新一轮价值重估机遇：1）电力供需偏紧区域煤电公司：长三角等省份电力供需偏紧，长协电价签约情况有望优于全国均值；2）煤电联营公司：产业链纵向一体化布局后风险敞口主要集中于电价端，电价保持平稳阶段盈利稳定性较高；3）水电和核电：商业模式稳定的优质电源。建议关注具备竞争优势的上述细分发电领域公司。
【能源运营】四十载周期为鉴，压电价已非必选
投资建议：维持“增持”评级。我们认为2025年长协电价下行风险有限，电力资产有望随电价稳定性验证迎来新一轮价值重估机遇：1）电力供需偏紧区域煤电公司：长三角等省份电力供需偏紧，长协电价签约情况有望优于全国均值；2）煤电联营公司：产业链纵向一体化布局后风险敞口主要集中于电价端，电价保持平稳阶段盈利稳定性较高；3）水电&核电：商业模式稳定的优质电源。我们推荐具备竞争优势的上述细分发电领域公司。
经济性并非电力政策唯一诉求，长期电力商品价格涨幅高于全部工业品。复盘自1980年以来40余年的电力机制改革及电价历史，我们认为政策对于电力行业历来存在“安全保供”（消除“缺电”风险，电力供应充足）和“电价低廉”的权衡（而非传统的刻板印象——政策对电力行业的核心诉求就是降电价），且两者发生冲突时，用电安全的重要性远远高于价格低廉。我们以我国电力工业PPI数据作为衡量电价变迁的量化指标，1979~2023年我国电力工业PPI定基指数+558%，较全部工业品PPI定基指数+197 ppts。
新型电力系统构建新周期：“降电价”已不再是核心矛盾。我们认为在构建以新能源为主体的新型电力系统过程中，电力安全供应挑战正卷土重来：1）近年迎峰度冬/度夏期间均存在部分区域发生有序用电现象；2）新能源装机比重持续增加，系统平衡和安全问题更加突出；3）能源价格仍处于长周期较高水平。我们认为现阶段政府对电力行业的优先目标已调整为“安全保供”及“低碳转型”，“降电价”已不再是政策核心矛盾：1）电力企业盈利尚未恢复至历史均值水平，但需加强火电等传统电源建设以满足电力系统安全需求，政策需要保障火电等项目合理预期收益水平以激发电力企业投资积极性；2）电力企业仍需加强新能源资本开支以满足清洁低碳转型需要。
降电价并非降成本的唯一路径，2025年煤电长协电价下行风险有限。我们认为地方政府对电价的核心诉求在于降低本地工商业用电成本以保证竞争优势。当前新投产的平价新能源项目电量电价相比当地火电电量电价已具备明显价格优势，在新能源新增的系统运行成本未向下游用户进行充分传导前，通过能源结构调整（如提升新能源电量比例满足增量用电需求以及代替火电电量）亦可实现下游工商业综合电费下降。我们预计在2024年全国电量电力供需形势仍相对偏紧、燃料价格降幅逐步趋缓的背景下，2025年煤电长协电价下行风险相对有限。
风险因素：用电需求不及预期，新能源盈利低于预期，电量电价低于预期，煤价超预期，电力市场化推进低于预期等。
（文章来源：证券时报网）
国泰君安研报指出，2025年长协电价下行风险有限，电力资产有望随电价稳定性验证迎来新一轮价值重估机遇：1）电力供需偏紧区域煤电公司：长三角等省份电力供需偏紧，长协电价签约情况有望优于全国均值；2）煤电联营公司：产业链纵向一体化布局后风险敞口主要集中于电价端，电价保持平稳阶段盈利稳定性较高；3）水电和核电：商业模式稳定的优质电源。建议关注具备竞争优势的上述细分发电领域公司。
【能源运营】四十载周期为鉴，压电价已非必选
投资建议：维持“增持”评级。我们认为2025年长协电价下行风险有限，电力资产有望随电价稳定性验证迎来新一轮价值重估机遇：1）电力供需偏紧区域煤电公司：长三角等省份电力供需偏紧，长协电价签约情况有望优于全国均值；2）煤电联营公司：产业链纵向一体化布局后风险敞口主要集中于电价端，电价保持平稳阶段盈利稳定性较高；3）水电&核电：商业模式稳定的优质电源。我们推荐具备竞争优势的上述细分发电领域公司。
经济性并非电力政策唯一诉求，长期电力商品价格涨幅高于全部工业品。复盘自1980年以来40余年的电力机制改革及电价历史，我们认为政策对于电力行业历来存在“安全保供”（消除“缺电”风险，电力供应充足）和“电价低廉”的权衡（而非传统的刻板印象——政策对电力行业的核心诉求就是降电价），且两者发生冲突时，用电安全的重要性远远高于价格低廉。我们以我国电力工业PPI数据作为衡量电价变迁的量化指标，1979~2023年我国电力工业PPI定基指数+558%，较全部工业品PPI定基指数+197 ppts。
新型电力系统构建新周期：“降电价”已不再是核心矛盾。我们认为在构建以新能源为主体的新型电力系统过程中，电力安全供应挑战正卷土重来：1）近年迎峰度冬/度夏期间均存在部分区域发生有序用电现象；2）新能源装机比重持续增加，系统平衡和安全问题更加突出；3）能源价格仍处于长周期较高水平。我们认为现阶段政府对电力行业的优先目标已调整为“安全保供”及“低碳转型”，“降电价”已不再是政策核心矛盾：1）电力企业盈利尚未恢复至历史均值水平，但需加强火电等传统电源建设以满足电力系统安全需求，政策需要保障火电等项目合理预期收益水平以激发电力企业投资积极性；2）电力企业仍需加强新能源资本开支以满足清洁低碳转型需要。
降电价并非降成本的唯一路径，2025年煤电长协电价下行风险有限。我们认为地方政府对电价的核心诉求在于降低本地工商业用电成本以保证竞争优势。当前新投产的平价新能源项目电量电价相比当地火电电量电价已具备明显价格优势，在新能源新增的系统运行成本未向下游用户进行充分传导前，通过能源结构调整（如提升新能源电量比例满足增量用电需求以及代替火电电量）亦可实现下游工商业综合电费下降。我们预计在2024年全国电量电力供需形势仍相对偏紧、燃料价格降幅逐步趋缓的背景下，2025年煤电长协电价下行风险相对有限。
风险因素：用电需求不及预期，新能源盈利低于预期，电量电价低于预期，煤价超预期，电力市场化推进低于预期等。
（文章来源：证券时报网）
