【国盛能源电力】迈向红利新周期——电力行业2025年度策略

1. 市场回顾

1.1 行情回顾 

2024年以来截至12月05日，公用事业(SW) 板块年度上涨10.29%，位列全行业第15名，跑输沪深 300指数4.01pcts。整个电力板块2024前三季度实现营业收入1.38万亿元，同比下降0.57%；营业成本1.05万亿元，同比下降3.22%；实现归母净利1589.26亿元，同比增长11.13%。

火电板块来看，今年的行情演绎脉络明晰，上半年煤价下行成本端改善催化火电板块行情，下半年基本面水电挤压叠加电价预期悲观拉低行情。由于2024年电价整体较去年下跌，同时来水偏丰挤压火电发电量，导致火电行业营收同比下滑，但受益于成本改善整体利润依然有明显提升。今年前三季度火电板块（SW）实现营业收入9345.76亿元，同比下降1.17%；营业成本7945.37亿元，同比下降3.28%；实现归母净利614.01亿元，同比高增12.10%。

水电板块，前三季度超额收益领先其他子版块。水电作为高股息、高ROE的红利资产，具备突出的防御特性，其“类债”属性在市场波动较大且缺乏主题赛道时优势尤为凸显。叠加今年水电基本面环同比改善明显，板块整体行情持续贡献超额收益，明显跑赢大盘。四季度以来，由于市场风格切换，板块相对大盘优势缩减。2024前三季度水电板块（SW）实现营业收入1464.69亿元，同比增长9.20%；营业成本694.10亿元，同比增长2.99%；实现归母净利496.83亿元，同比高增22.60%。

核电板块，成长加速，红利逐渐显现。核电行业重启审批加速，常态化核准下核电装机规模和发电量有望稳步提升，同时核电随着建设成本下降，资本开支达峰后红利资产潜力已逐渐显现。2024前三季度核电板块（SW）实现营业收入1192.56亿，同比增长2.87%；营业成本694.55亿元，同比增长6.93%；实现归母净利189.17亿元，同比下跌0.58%。

新能源发电方面，2024年以来风光装机持续高增，组件价格保持低水平，但消纳问题仍是行业发展的主要矛盾，叠加电力市场化改革下新能源电价风险增加，对于此前高估值市场回调预期。2024前三季度光伏板块（SW）实现营业收入320.80亿，同比下降10.01%；营业成本213.96亿元，同比下降8.38%；实现归母净利17.33亿元，同比下降60.85%。2024前三季度风电板块（SW）实现营业收入831.57亿，同比增长4.06%；营业成本498.59亿元，同比增长9.02%；实现归母净利167.32亿元，同比下降5.25%。

风光装机持续高增，近两年处于增速高位。2023年我国风光装机占总电源装机比重由2018年得到19%提升至36%，截至2024年10月，我国风电累计装机4.86亿千瓦，同比增长20.3%；太阳能发电累计装机7.93亿千瓦，同比增长48%。2023年中国清洁能源消费比重达26.4%，较2013年提高10.9pct。清洁能源发电装机容量达到17亿千瓦，占发电装机总量的58.2%；发电量约3.8万亿千瓦时，占总发电量比重为39.7%，比2013年提高了15pct。

2024年全年用电增速预计7%，电力消费弹性系数预计达1.4。根据国家能源局数据，2024年1~10月，全社会用电量累计81836亿千瓦时，同比增长7.6%，比上年同期提高1.6pct。总体来看，用电量与GDP增速呈正相关，变化趋势总体应一致，但近年来用电增速高于GDP增速，电力消费弹性系数逐年增长，今年预计到达1.4，我们认为主要原因还系用电量与GDP的结构性差异。

用电量结构有两个明显特点：一是二产用电量占比显著突出，虽然逐年占比下降，但仍有近70%，高技术装备制造业用电高增拉动二产用电；二是三产和居民用电占比提升较快，且增速保持高增长。前三季度第二产业用电量同比增长5.9%，增速比上年同期提高0.5pct，对全社会用电量增长的贡献率为48.9%。而二产用电增速主要系高技术及装备制造业用电量拉动，前三季度高技术及装备制造业同比增长11.4%，较上年增长1.3pct，高于同期制造业平均增长水平5.6pct。其中，电气机械和器材制造业同比增长19.1%、计算机/通信和其他电子设备制造业同比增长14.4%、仪器仪表制造业同比增长11.6%、汽车制造业同比增长11.1%，增速都在10%以上。前三季度第三产业用电量同比增长11.2%，增速比上年同期提高1.1pct，对全社会用电量增长的贡献率为25.9%。 

从发电来看，2024年1-10月火电、核电发电稳定增长，风光发电量高增，水电整体发电增长显著。1—10月份，发电78027.20亿千瓦时，同比增长5.2%；火电累计发电量52231亿千瓦时，同比增长1.9%；水电累计发电11101亿千瓦时，同比增长12.2%；太阳能发电3472亿千瓦时，同比增长27.1%；风电发电7581亿千瓦时，同比增长13.1%；核电发电3643亿千瓦时，同比增长1.5%。

预计2025年全社会用电量增速达5.8%，电力消费弹性系数1.16。2024年，我国经济呈先升后降再反弹的“N”字型走势，全年GDP有望实现5%；2025年预计政策继续加码、推动经济进一步修复，全年可能继续“保5%”。在夏季高温因素拉动下，前三季度电力消费增速超过预期。四季度，国家陆续出台一揽子增量政策促进经济社会发展，预计国民经济保持总体平稳、稳中有进发展态势，有助于促进电力消费增长。考虑到气象部门预计今年四季度全国大部地区气温较常年同期偏高，以及2023年四季度基数较高等因素，预计2024年全年全社会用电量同比增长7%。叠加2024年GDP增速5%的预期，测算2024年电力消费弹性系数为1.4。假设2025年GDP目标定在5%，预计全年用电量增速为5.8%，对应电力消费弹性系数1.16。

整体来看，预计2025年全年用电增速5.8%左右。预计火/水/核/风/光2025年新增装机80/15/3.6/99/210GW，利用小时数分别变动至4317/3400/7670/2180/1186小时，预计火电增速或保持在2%左右，具体幅度主要取决于实际用电增速和水电增速。

2. 电改持续深化，又掀并购浪潮

2.1 展望2025年电改：“市场化”与“消纳”并重

当前持续进行的电改，实际上是2015年这一轮电改的延伸，但面临“双碳”和“缺电”多重复杂新背景，在发展的过程中有了更深刻和创新的变革，更突出“市场化”核心。

一是全面推进电力市场化，完整的电力市场包括电能量市场、辅助服务市场和容量市场，在电能量市场方面，现货市场和分时电价的推行是政策值得关注的亮点，将逐渐挖掘电价的价格信号价值。

二是要兼顾双碳目标下新型电力系统建设中新能源比例提升带来的矛盾，因此不同电源面临不同的转型路径，新能源将作为电量主体发展，火电将转型为灵活性调节资源，有需要在充分发挥市场竞争的基础上，保障各类电源的合理化收益，因此容量电价和绿电交易的发展尤为关键。

三是成本传导机制的理顺。我国有我国个性的发展阶段和国情，在借鉴西方电力市场建设经验中，成本传导更多需要考量本国实际情况。

2.2 国企改革持续深化，电力企业有望加速重组

央国企电力公司掀起重组热潮，优质资源整合有助估值修复。国有企业改革进入深化提升阶段，并购重组随着新“国九条”、“并购六条”等上市公司并购重组新政的出台，资本市场迎来新的并购重组浪潮，并购重组市场进入活跃期，为国有企业改革带来新的契机，央国企日渐成为并购重组的主力军。2024年9月24日，证监会发布《关于深化上市公司并购重组市场改革的意见》。9月30日，电投产融和远达环保发布重大资产重组公告，两家公司都隶属于国家电力投资集团，将分别就国家电力投资集团的核电与水电资产进行资产重组。10月22日，龙源电力发布公告将现金收购控股股东国家能源集团体内部分新能源资产。当下，多项政策要求进一步提高上市公司质量，支持上市公司通过并购重组提升投资价值，国电投打响电力企业重组信号枪，建议关注电力企业资产重组机会。

对此，我们将重点电力企业电力资产梳理如下：

➢国家能源集团

➢华电集团

➢国家电力投资集团

➢大唐集团

➢福建省投资开发集团

➢广西投资集团

➢淮河能源控股集团有限责任公司

3.火电：坚持长期主义，迈向公用事业化的平衡

3.1 盈利模式转变，公用事业化进程加快

火电收入由单一电量电价转变为电量+容量+辅助，盈利稳定性提升。2024年4月，国家发改委发布《电力市场运行基本规则》， 完整的电力市场包括电能量市场、辅助服务市场和容量市场。2023年11月，国家发改委、国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，正式建立煤电容量电价机制。煤电机组通过容量电价回收固定成本，容量补偿成本向用户侧疏导。我国火电企业收入构成发生转变，由单一电量电价收入转变为“电量电价+容量电价+辅助服务”收入组成，其中，容量电价弥补固定成本，电量电价弥补可变成本，辅助服务提供额外收益。

容量电价具备提升空间，覆盖固定成本比例确定性提升。考虑到煤价成本下行，火电电量电价亦有下降风险，容量电价适时出台有望及时保障火电机组盈利，短期来看综合电价水平有望企稳，既满足发电侧盈利需求，同时亦不对用户侧造成过大压力和阻力。2023年，国电电力、华能国际、皖能电力、浙能电力、粤电力A、申能股份煤电业务板块折旧成本占燃料成本和折旧成本之和的11%左右。2024年上半年，浙江、安徽、上海、广东、河北、山东六个重点用电省市自治区容量电价平均占比3.9%。当前，容量电价还暂时难以完全覆盖固定成本。但是随着2026年我国容量电价收入确定性提升，火电将进一步回收固定成本。

电力辅助服务市场规模不断扩大。随着新型电力系统对于灵活调节能力要求的提高，煤电转型发展速度不断加快。截至2022年底，我国电力辅助服务已实现6大区域、33个省区电网全覆盖。2022年，我国煤电电力辅助服务达320亿元；2023年上半年，电力辅助服务收入达278亿元，而2019年上半年电力辅助服务补偿费用仅130亿元。从结构来看，2023年上半年，我国电力市场调峰补偿167亿元，调频补偿54亿元，备用补偿45亿元，分别占总辅助服务收入的60.0%、19.4%、16.2%。

3.2 寻找估值修复中的α价值

煤价回落&长协煤弱化成本波动，成本压力整体缓解，量&价分化更凸显。影响火电最主要的三个因素分别是成本（煤价）、收入（电价）和电量（利用小时数）。

3.2.1 长期视角α：供需格局是基础，量价具备更强支撑，区域占优。

当前，煤价逐步回落至相对合理区间，过去三年（2022/2023/2024至今（12.20））北港5500K动煤均价分别为1280/946/864元/吨，长协煤履约情况较之前有明显改善。长期来看，火电行业成本压力整体缓解，在火电“低增速”新时代，区域电量与电价的分化将进一步凸显。

电量方面，区域分化加剧凸显，用电增速支撑电量。2024年1-10月全国用电量累计增速7.6%，各省、自治区及直辖市用电增速排名前十的分别是西藏自治区（14.72%）、安徽（13.47%）、重庆（11.91%）、新疆维吾尔自治区（11.37%）、云南（10.95%）、浙江（10.23%）、湖北（9.91%）、江苏（9.64%）、四川（8.97%）、江西（8.63%）。其中安徽、浙江、江苏为代表的长三角省份用电需求依然非常突出，增速明显超越全国增速，安徽增速尤为突出。就电力最大负荷而言，2023年江苏省达到1.32亿千瓦，浙江省约为1.15亿千瓦，两省之和约占全国最大负荷的18%，高峰时期用电需求旺盛。供给方面，2024年1-10月重点区域发电量同比增速分别为安徽6.5%、浙江6.5%、江苏4.6%，上海7.4%。

电价视角更具复杂性，供需仍为根本，叠加多重外因扰动。随着电改深化推进，电力市场化进程加速，明确2029年全面建成全国统一电力市场目标，电价将作为价格信号越来越直接反映电力商品价值，电力供需是这一价值的根本因素。但除此外，政策、经济、技术等多重因素也将影响电价。

3.2.2 短期视角α：电价前置，煤价下跌，优选弹性标的，抵御电价风险

电价前置，煤价下跌，弹性标的更易抵御电价风险。市场对于电价预期已经相对充分，2025年长协电价即将落地，区域电价风险也已基本出清。截至12.20，北港5500k动力煤市场价跌至777元/吨，已跌至年内最低价。今年Q4截至12.20北港5500K动煤均价842元/吨，同比下跌128元/吨；全年至12.20均价864元/吨，同比去年全年均价下跌82元/吨。今冬气温偏暖影响电煤需求，同时国内产量保持高位，进口煤相对充足，供需格局偏松，煤价旺季不旺，跌破此前800支撑线。煤价超预期下跌，电价前置下火电弹性释放，有望迎来一波行情。

我们假设，100万千瓦火电机组平均上网电价0.46元/千瓦时，单位煤耗300克/千瓦时，平均利用小时数5000小时，5500K长协煤价762元/吨，市场煤价格860元/吨，则在此情况下度电净利润为0.018元。年底各省组织签订2025年中长期电力交易合同，目前预计全国范围电价平均降幅2分左右。

√ 若按照假设条件平均50%长协，对应市场煤价降幅105元/吨左右，能维持同样度电利润水平。

√ 若按照假设条件平均30%长协，对应市场煤价降幅75元/吨左右，能维持同样度电利润水平。

截至12.20，北港5500K煤价已经降至777元/吨，且淡季未至降价仍在下行通道，火电利润具备成本支撑空间。且电价降幅一定情况下，长协煤比例较低的标的，在煤价下行周期具备更强弹性。

3.2.3 产业链延伸：关注低碳化改造的相关机会 

火电机组低碳转型国家发展改革委、国家能源局联合印发《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》（以下简称《行动方案》）。《行动方案》提出，到2025年，首批煤电低碳化改造建设项目全部开工，转化应用一批煤电低碳发电技术；相关项目度电碳排放较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低20%左右；到2027年，相关项目度电碳排放较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低50%左右、接近天然气发电机组碳排放水平。

《行动方案》提出了3种改造建设方式：（1）生物质掺烧，充分利用农林废弃物、沙生植物、能源植物等生物质资源，实施煤电机组耦合生物质发电。（2）绿氨掺烧，利用风电、太阳能发电等可再生能源富余电力，通过电解水制绿氢并合成绿氨，实施燃煤机组掺烧绿氨发电。（3）碳捕集利用与封存，采用化学法、吸附法、膜法等技术分离捕集燃煤锅炉烟气中的二氧化碳，实施高效驱油、制备甲醇等资源化利用，或因地制宜实施地质封存。

4. 绿电：左侧布局，好乘政策东风

4.1 多途径缓解消纳压力，缓冲量价风险释放

新能源核心矛盾在消纳，消纳引致量&价风险挫伤估值。2023年光伏新增装机217GW，风电新增装机76GW，2024年预计光伏新增装机240GW，风电89GW，新能源装机持续高增，消纳压力进一步加剧。市场对于新能源运营商的担忧主要在于未来电价和电量风险，而这两点都是从根本上由消纳矛盾引发。

适应新能源装机快增，消纳红线放松缓释压力。国家能源局5月28日发布的《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》提出：部分资源条件较好的地区可适当放宽新能源利用率目标，原则上不低于90%。从供给端来看，消纳目标红线的降低意味着能源消纳压力缓解，储能、消纳成本下降，促进新能源发电企业装机规模的进一步扩大。从需求端来看，伴随绿电、绿证市场的完善，新能源电力能量价值和环境价值需求增加，红线降低导致的产能释放将会被更广阔的市场所吸收。供需的良性循环将促进新能源市场扩容，优化我国的能源格局，助力“双碳”目标实现。

4.2 补贴发放有望加快兑现，改善资产负债表弹性较大

补贴回收有望加快，缓解现金流压力。2012年财政部、国家发展改革委、国家能源局发布了可再生能源电价附加资金补助目录（第一批），促进新能源产业初期发展。但随着新能源项目规模的快速扩大，补贴申报逐渐滞后，根据中电联《新能源补贴拖欠问题及政策建议》，截至2019年底，国网、南网、蒙西电网经营区合计拖欠补贴3273.09亿元。2022年3月三部委联合下发《关于开展可再生能源发电补贴自查工作的通知》，用以解决新能源欠补问题；5月，国常会部署稳物价、保能源供应，再向中央发电企业拨付500亿元；8月，南方电网设立广州可再生能源发展结算服务有限公司并统筹解决可再生能源发电补贴问题；11月，中央预决算公开平台发布《财政部关于提前下达2023年可再生能源电价附加补助地方资金预算的通知》，下达可再生能源电价附加补助至山西、内蒙古、吉林、浙江、湖南、广西、重庆、四川、贵州、云南、甘肃、青海和新疆13个省、市、自治区。发放补贴总计47.1亿元。其中，风电补贴20.46亿元，光伏补贴25.8亿元，生物质补贴8425万元。

目前，我们预期第二批补贴核查进程有望加快，随着补贴回收进程的加快，新能源电力运营商资金压力将得到较大程度缓解进一步缓解。

4.3 绿电环境价值加速兑现

绿证绿电交易规模持续扩大，加速绿电环境价值兑现。2024年，《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接大力促进非化石能源消费的通知》、《关于2024年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》、《电力中长期交易基本规则—绿色电力交易专章》、《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则》等系列政策规则接连发布。在政策推动下，绿证绿电交易量同比增长显著，有力促进绿电环境价值兑现。

2024年1-10月，省内绿电直接交易量累计1632.50亿千瓦时，同比增长294.04%；月度交易量与2023同期相比增长率均超100%。

截至2024年10月底，全国累计核发绿证35.51亿个。其中，风电13.23亿个，占37.25%；太阳能发电6.81亿个，占19.18%；常规水电12.77亿个，占35.97%；生物质发电2.64亿个，占7.44%；其他可再生能源发电567万个，占0.16%。2024年1-11月，北京、上海、广州、深圳、天津、四川、福建七省市CCER总成交量分别为110.18、163.50、148.98、121.62、156.13、39.69、17.09、34.87、261.32、215.71、307.82万吨。

4.4 重视海风投资机会

风电ROE可媲美水核，海风“量价”具有优势。相比于火电和光伏运营商，风电运营商公司ROE和ROA都更具优势，以中闽能源为例，风电为主营业务的新能源运营商，其资产收益率可以堪比核电运营商，主要在于海上风电电价市场化进程较为保守，福建等省份尚未完全打开海风的电价市场化，且现货都暂处于试运行阶段，整体对于电价压力可控。

政策支持开发，装机增量空间大，建议关注沿海重点资源区域。新能源装机快速增长，但是海风装机新建仍有较大空间，2019年-2023年累计装机分别为7/11/26/31/38GW。截至2023年，海风装机占风电总装机的比例为8.6%，占全国风电及光伏装机的比例为3.6%，占全国总装机的比例仅为1.3%。

组件成本持续下降，项目收益率有望提升。风电形成从设备制造、开发建设到运行维护的完备全产业链体系。目前风力发电技术中，风轮直径和叶尖高度有显著的提升，目前风轮直径普遍可达200米以上，最大叶尖高度可达320米，机组大型化有效降低了风力发电成本。同时，今年年中以来，风电零部件常用原材料生铁、废钢、中厚板等产品价格明显回落。从2021年开始，风机价格一路走低。陆上风机中标价格从2020年初4200元/千瓦一路下滑至2024年年初的最低1000元/千瓦附近，区间跌幅超过75%；海上风机价格则从2019年价格高点的8000元/千瓦左右降至目前的3000元/千瓦左右，跌幅超过一半。

5. 水电：坚持长期主义，来水波动不改红利优势

水电企业盈利模式清晰，高分红高ROE，红利资产配置优选。水电企业的ROE较高且上网电价逐年上升，盈利能力和收入稳定增长。以长江电力为例，上市以来分红比例保持在60%以上，其股息率长期高于十年国债收益率，并表现出高度的稳定性。稳定且较高的股息率及分红使得水电企业成为低利率环境下的优质投资选择。

水电行业企业重资产属性，具备永续经营前提。水电资产模式具备前期高投入、长期稳定运营、成本结构优化和持续盈利能力等特性。大坝、水电站等固定资产的初始投入资本较大，且建设周期较长。运营期间水电企业的主要成本为资产折旧和贷款利息，折旧费用通常占总营业成本的40%以上。运营中后期，前期投资所形成的固定资产逐步摊销，贷款利息逐年下降，企业的整体成本结构得到优化，净利润和自由现金流量将增加。以长江电力为例，水电站的折旧年限为5-32年，房屋及建筑物的折旧年限为8-50年，而大坝等固定资产的折旧年限则达40-60年甚至更长。与此同时，大坝、厂房等主要资产的实际使用年限预计高于折旧年限，与火电、风电设备的运行年限相比，水电资产的运行年限更长，长江水电的大部分主要水电站目前处于经营初期，预计未来能够实现稳定的现金流和高盈利水平。因此，长期稳定的运营模式确保了水电企业在完成前期高投入后，能够通过长期稳定的发电收入实现资产的回收和盈利，具有永续经营性。

梯级水电有望发挥流域一体化经营优势。流域梯级水电在装机容量、规模储能和灵活调节方面均具优势。其一，风光发电具有间歇性和波动性，水电相对稳定，能够平抑风光发电的出力波动，让整体发电输出更平稳，提高电力系统的稳定性和可靠性。其二，水电能够发挥杠杆作用，撬动更多的新能源开发。通常情况下，常规水电可配套开发相当于自身装机规模1-1.5倍的新能源，抽水蓄能可将这一数值进一步提升至3-4倍。其三，水风光一体化开发可提高已有输电通道利用率，促进电网电源同步规划建设。

6. 核电：兼具成长性与确定性

新型电力系统背景下，核电作为基荷能源重要性提升。新型电力系统以确保能源电力安全为基本前提，核能具有能量密度高、碳排放量少、利用小时数长等特点。数据显示，1千克铀235的全部核裂变将产生20吉瓦小时的能量，相当于释放2000吨煤的能量，核电代替煤电作为基荷能源将大幅节约运输成本，缓解能源输送压力。据国际原子能机构（IAEA）报告显示，每生产一度电，煤炭发电需排放357克碳当量，光伏发电需排放76.4克，水力发电需排放64.4克，风能发电需排放13.1克，核能仅需排放5.7克，核电发展将有效助力我国“双碳”目标。中国核能行业协会预测我国在碳达峰阶段（目前至2030年），核电发电量占比将超过8%，煤电发电量占比降至42%；在深度低碳阶段（2031-2050年），核电发带能量占比将超过17%，煤电发电量占比降至10%；在碳中和阶段（2051-2060年），核电发电量占比达到18%，煤电发电量降至6%左右。同时，核电受能源质量影响较小，利用小时数远高于其他发电形式，发电稳定性和持续性较强，作为基荷能源将切实保障电力安全。

在建机组数量、容量双居世界第一，锁定未来成长性。2022年、2023年连续两年，我国每年批准10台核电机组。截至2024年7月，中国核电在建13台（含海南昌江小型堆机组），待建4台；中国广核在建6台，待建4台；中国电投在建5台，待建1台；中国华能在建2台，待建2台。

还本付息，降低财务杠杆，减少财务成本，实现降本增效。中国核电2024年三季度末资产负债率为69.28%，同比下降0.23%；2023年利息支出69.3亿元，同比下降9.3%。中国广核资产2024年三季度末负债率为59.45%，同比下降0.77%；2023年利息支出57.6亿元，同比下降10.9%。财务成本的持续下降将助推ROE持续攀升。

在建工程持续攀升，保证未来成长性。2023年，中国核电在建工程达1533亿元，同比增长51.59%；中国广核在建工程达563亿元，同比下降17.53%。两大核电寡头在建工程量级均处于历史高位，目前核准机组未来确定性增长，保证未来成长空间。

7. 投资建议

“十四五”期间我国用电需求仍然刚性增长，随着新型电力系统深入推进建设，新能源装机大幅提升，电力负荷平衡仍呈现偏紧格局，加快推进电改与解决新能源消纳仍是并行的两条重要主线。

绿电：静待政策东风催化。新能源核心矛盾在消纳，消纳引致量&价风险挫伤估值，当前多项政策出台缓解消纳压力，缓冲量价风险释放。存量项目补贴回收有望加快，缓解现金流压力，资产负债表改善后业绩弹性空间较大。绿电之中重点推荐更具量价确定性的海风板块。

火电：转型灵活性电源，容量电价出台重塑长期盈利模式，迎来价值重估重要时期。长期仍优选区域占优、具备量价支撑标的；短期内，电价前置，煤价跌破长协，具备弹性超额空间。火电仍在转型灵活性电源，电量电价+容量电价+辅助服务收入多元化，2025年预计电量电价下跌对应煤价成本下探，容量电价预计2026年全国整体水平提升，未来2-3年在火电进入低速增长新周期，供需格局偏紧区域具备更强量价支撑。当前电价已基本确定，电价风险一次性出清，煤价仍在下行通道，成本具备较大弹性空间。

水电：坚持长期主义，来水波动不改红利优势。水电盈利模式清晰，年度来水波动并不影响水电资产高分红高ROE优势，红利资产配置优选，持续推荐高股息高ROE水电板块。

核电：成长加速，看好后期高股息红利资产潜力。当前，我国核电进入每年6-10台审批节奏，增长潜力较大，机组陆续投产，增厚企业现金流。同时核电技术不断发展，降本空间扩大。伴随电力市场建设进程加快，量、价有望齐受益。

重视红利资产配置价值，推荐关注长江电力、国投电力、川投能源、华能水电。看好电价风险出清后的火电板块，推荐关注电价降幅少/成本具备支撑或者具备高分红高股息的火电运营商华电国际、皖能电力、申能股份、浙能电力。推荐关注政策催化有望落地的绿电板块，建议关注中闽能源、福能股份、龙源电力（A+H）推荐关注低碳化改造产业链标的：青达环保和华光环能。核电板块，推荐关注中国核电和中国广核。

长江电力

长江电力是全球最大的水电上市公司，2023年公司水电总装机7179.5万千瓦（含乌、白电站），其中，国内水电装机7169.5万千瓦，占全国水电装机的17.01%。公司水电资产稀缺，自1月乌、白注入后，六库联调有望整体抬升发电预期。公司业绩优异，常年保持高分红，公司章程明确2021~2025年每年度利润分配按不低于当年实现净利润 70%进行现金分红。虽然短期受来水影响业绩波动，但长期来看，盈利模式的稳定性使其红利价值突出，长期投资价值依然可贵。

华电国际

公司为全国最大型的综合性能源公司之一，发电资产遍布全国十二个省、市，主要处于电力、热力负荷中心或煤炭资源丰富区域。截至2024年半年报，公司控股装机容量为58815.32MW，燃煤发电装机占比约80%，燃气发电、水力发电等清洁能源发电装机占比约20%。整体业绩受煤价驱动影响较多，且作为全国电力运营商，可平衡不同区域电价下降影响，受益于煤价下跌，有望保持盈利向上。

申能股份

公司是以电力、油气为主业的综合性能源供应商，多元产业结构有效平滑单个行业波动对公司业绩的影响。其中电力领域涉及煤电、气电、核电、新能源发电等多板块，电力供应占上海地区约三分之一。公司机组具备高参数、低能耗优势，充分受益于成本下跌带来的利润弹性增长。同时，公司在火电板块中具备高分红、高股息的红利优势。

皖能电力

公司为皖能集团电力资产平台， 2023年公司控股在运省调机组装机容量占安徽省省调火电总装机容量的22.8%。公司装机资产具备成长空间，截至2023年，公司控股装机1494万千瓦，在建装机356万千瓦。作为省属电力企业，受益于安徽社会用电供需格局偏紧，量、价有支撑。同时，公司陆续有参控股新建机组投产，具备装机成长空间，可带动业绩增量抵御电价下行风险。

浙能电力

浙江省属火电龙头，以火为基，多元布局。公司为浙能集团下唯一火电上市公司，是浙江省电力龙头运营商。2023年公司管理电力装机3517万千瓦，其中煤电占比87.78%，气电占比11.45%，占全省统调煤电装机58%。2021-2022年由于煤价走高导致公司连续亏损，2023年受益于煤炭价格中枢回落，火电量价齐升，公司盈利修复。除电力主业外，公司参股核电，获得稳健投资收益。2025年预期电价下行，公司仍具备高分红、高股息优势，同时低长协比例具备成本弹性。

中闽能源

公司为福建省新能源发电运营商，以风力发电为主。福建省“狭管效应”具备独特风电资源优势，公司陆上风电集中于风资源较优的福清、平潭、连江等沿海地区，实际运行年利用小时数高、无弃风限电。背靠股东福建省级国有资本投资公司，具备较强获取新能源优质资源能力。同时，为避免同业竞争，投资集团承诺以优质海电资产注入，打开公司成长空间。

中国核电

公司背靠中核集团，为国内核电双寡头之一，核电板块资源优势稀缺，核准加速成长性提升，2023年全国核准10台核电，政策多次提出安全有序积极发展核电，核电核准进程有望保持6~8台/年，具备成长空间。同时核电电价机制市场化发展，有望电价上浮提升营收。成本端具备降本空间，随着国内核电机组技术成熟与产业链发展，造价与运营成本皆预期下降。

1. 原料价格超预期上涨。

若国内外煤价出现波动大幅上涨，导致火电成本快速增加，从而影响火电装机和盈利修复空间。

2. 项目建设进度不及预期。

风电、光伏及火电等电力工程项目受到上游产业链价格波动、项目资源变化、政策影响等影响工程建设进度，导致各个电源装机不及预期。

3. 电力体制改革政策推进进度和力度不及预期。

电力体制改革推进不及预期，影响电力辅助服务市场、容量电价、绿证和绿电交易等细分政策推行，可能会影响火电、绿电等理顺价格机制，影响盈利能力增强。

4. 可能存在测算误差风险。

本文涉及用电平衡表测算、火电利润敏感性测算等内容，部分参数为个人假设，或存在与实际情况的偏差。

分析师 高紫明 执业证书编号：S0680524100001