天然气、一次电力及其他能源生产、消费规模呈增长趋势，逐步替代化石能源
火电：盈利模式重塑，盈利趋于稳健
新型电力系统中，煤电定位由传统的电力、电量主体电源转向基础保障性、系统调节性电源，未来煤电的转型的主线任务为“清洁低碳、高效调节、快速变负荷、启停调峰”。长期来看，随着新能源持续发展以及煤电定位发生转变，一方面煤电发电量占比将出现下降；另一方面，煤电电力商品的电能量、平衡属性将有所减弱，调节、可靠性的属性将增强，未来主要收入来源于电量电价、辅助服务收入以及容量电价收入，收入来源更加多元，盈利逐步趋于稳健，现金流或保持较好水平。
水电：装机低速平稳增长期，低利率下高分红高股息属性突出
我国水电开发步入中后期，优质存量大水电稀缺性凸显。目前我国水电资源开发进程已经过半，剩余水资源开发难度高、造价高。2021 年国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》提出，“十四五”、“十五五”期间分别新增水电装机0.4亿千瓦左右。结合 2022 年国家能源局发布的“十四五现代能源体系规划”和中国水电发展远景规划，预计 2025 年和 2030 年我国常规水电装机分别达到3.8亿和4.2 亿千瓦，对应 2022-2030 年 CAGR 为 1%。 十四五期间内龙头水电装机有一定提升空间。十四五期间我国水电龙头的电站规划包括，国能集团玛尔挡电站（装机 2.32GW，预计24 年投产）、华能水电托巴电站（装机 1.4GW，24-25 年投产）、国投电力印尼巴塘水电站（装机0.5GW，25年投产）、川投能源银江水电站（装机 0.39GW，25 年投产）等。十四五期间电站陆续折旧到期，叠加财务费用下降，盈利水平有望提升。水电站大坝和机组的实际使用年限远超会计折旧年限，在水电站运营的后期，一方面，十四五期间，部分水电站的折旧预计会陆续到期，折旧计提完毕后能释放一部分利润；另一方面，随着企业逐渐还债和置换高息债务，负债规模逐渐降低且融资成本可逐渐下降，财务费用也随之逐渐下降，进而释放利润。基于水电优良的调节性能，水风光一体化的开展有望成为水电企业新的增长点。水电和新能源的出力有较强的互补性。近年来，国家陆续出台了多项支持发展水风光互补的政策。目前不少水电企业依托流域内的水能资源建设水风光一体化基地。
水电企业拥有稳定的现金流和盈利能力，支撑其保持高分红。2010 以来，水电行业分红率持续提升。以水电龙头长江电力为例，2016 年以来其现金分红占归母净利润比重处在 61%~94%区间，2022 年高达 94%。展望十四五期间，头部水电公司均承诺了高分红，如长江电力承诺每年现金分红不低于当年净利润的70%，华能水电和国投电力承诺每年现金分红不低于当年可分配利润的50%，川投能源承诺每股派现不低于 0.4 元（含税）。
核电：机组核准稳步推进，即将迎来密集投产期
2024 年 8 月发布的《中共中央 国务院关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》明确提出，加快沿海核电等清洁能源基地建设。自2019 年重启核电核准以来，国务院常务会议累计核准核电机组达 54 台，其中 2022-2025 年连续四年核准核电机组数量达到 10 台及以上，保障了我国核电高质量发展，预计“十五五”期间我国核电将进入密集投产期。
四代核电落地，核能利用三步走行至中场。2017 年霞浦钠冷快堆1 号正式开工；2023 年首座具有四代特征的石岛湾高温气冷堆投入商运；2024 年国务院常务会议核准了江苏徐圩核能供热发电厂项目，包含一台 HTR-PM600S 高温气冷堆。我国四代核电项目正式落地，“热堆-快堆-聚变堆”的核能利用“三步走”战略行至中场。此外，可控核聚变受到广泛关注，有望加快商业化进程。2025 年5月1日，合肥紧凑型聚变能实验装置提前两个月开始总装工作，计划于2027 年建成，建成后将首次演示聚变能发电。
国家政策推动非化石能源消费量提升，国务院发布的《2024-2025 年节能降碳行动方案》提出，2024 年，非化石能源消费占比达到18.9%左右；2025 年，非化石能源消费占比达到 20%左右。中共中央、国务院发布的《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》提出，到 2030 年，非化石能源消费比重提高到25%左右。国家发改委、国家能源局等六部门联合发布的《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》提出，到 2025 年全国可再生能源消费量达到11 亿吨标煤以上，2030 年全国可再生能源消费量达到 15 亿吨标煤以上。随着国家“双碳”目标政策推进，能源结构转型发展，未来非化石能源消费量占比将大幅提升。根据国家发改委能源所发布的《中国能源转型展望2024—执行摘要》预测，到 2060 年，非化石能源占一次能源消费的比重为85%左右，化石能源的占比为 15%左右，非化石能源将成为我国主要的能源供应方式。在未来非化石能源消费量持续增长的过程中，主要增量来自于核电、风电、光伏等一次电力能源装机的容量的持续增长。长期来看，随着新型电力系统建设推进和可再生能源消费量增加，新能源将逐步成为主体电源，新能源装机容量及发电量规模将实现持续增长。 目前新能源发电装机容量占比超 40%，发电量持续增长。国家能源局数据显示，截至 2024 年，国内风电、光伏累计装机容量分别为52068、88666 万千瓦，分别同比增长 18.0%、45.2%，占全国发电装机容量的比例分别为15.55%、26.48%，分别同比增加 0.43、5.60pct，合计占比为 42.03%。目前新能源发电成为我国电力装机结构中的重要组成部分。2024 年，全国风电发电量 9916 亿千瓦时，同比增长 16%，占全国全社会用电量的比例为10.1%；光伏发电量 8341 亿千瓦时，同比增长 44%，占全国全社会用电量的比例为8.5%；风光新能源发电量占全国全社会用电量的比例合计为 18.6%，完成国家“十四五”期间可再生能源电力非水电消纳责任权重目标。
消纳、电价问题对新能源发展带来挑战，政策出台促进新能源消纳水平改善。资源与需求空间逆向分布以及新能源出力与用电负荷变化时间错配，电价、消纳问题引起市场担忧。由于我国风光新能源资源分布与电力需求存在空间错配，以及风光新能源出力与用电负荷在时间上的错配，导致随着新能源并网规模持续增加，西部一些地区的风光新能源大发时段存在电量供过于求的情况，风光新能源消纳面临挑战，弃风弃光率开始上升，新能源参与市场化交易电量的电价呈下行趋势，部分地区电力现货市场出现负电价现象，对项目收益率带来一定影响。2024年以来，新能源发电利用率水平呈现下降趋势，市场化交易电价亦有所下行，新能源电量不确定和电价不稳定问题有所加剧。2024 年以来，国家陆续出台支持新能源发展及促进新能源消纳的相关政策，明确非化石能源消费目标，推动钢铁、有色、石化、化工、建材、造纸等行业绿色低碳转型，推动可再生能源配套基础设施建设和绿色能源消费，加快推动输电通道建设和配电网改造升级，引导产业转移实现新能源就地消纳，促进新能源消纳水平提升。
国家发改委、国家能源局印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知（发改价格〔2025〕136 号）》提出建立新能源可持续发展价格结算机制，区分存量项目和增量项目，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。具体而言，2025 年 6 月 1 日以前投产的存量项目机制电价按现行价格政策执行，不高于煤电基准价；电量规模则由新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。2025 年6 月1 日起投产的新能源增量项目，每年新增纳入机制的电量规模，由各地根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定；机制电价由各地每年组织已投产和未来 12 个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成，初期对成本差异大的可按技术类型分类组织。竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限，竞价上限由省级价格主管部门考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定。
