2024年电力行业投资策略：坚定变革价值凸显，回归公用穿越周期

1.市场回顾

1.1 行情回顾：公用事业整体拔估值，板块超额收益明显

2024 年以来截至 7 月 1 日，公用事业(SW)板块上涨 14.24%，位列全行业第 3 名，跑赢 沪深 300 指数 12.87pcts。整个电力板块 2024 年 1-3 月实现营业收入 3702.59 亿元，同 比增长 3.02%；营业成本 3018.32 亿元，同比减少 1.9%；实现归母净利 304.67 亿元， 同比增长 58.17%。

火电板块行情演绎脉络明晰，2024 年上半年走势与去年有相似之处，上半年受益于煤 价持续下行带动成本改善，以及容量电价机制的出台与实施，火电板块业绩确定性大幅 改善，板块持续走高。2024 年 Q1 火电板块（SW）实现营业收入 3184.7 亿元，同比增 长 5.10%；营业成本 2732.35 亿元，同比下降 0.09%；实现归母净利 196.86 亿元，同 比高增 116.21%。

水电板块，超额收益领先其他子版块，防御优势尽显。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。2024 年年初以来来水改善预期逐渐加强，水电业绩稳中有升。2024 年 1-3 月 水电板块（SW）实现营业收入 384.49 亿元，同比增长 5.65%；营业成本 215.90 亿元， 同比增长 3.28%；实现归母净利 88.63 亿元，同比增长 19.84%。

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，红利资产潜力已逐渐显现。 2024 年 1-3 月核电板块（SW）实现营业收入 371.7 亿，同比增长 2.73%；营业成本 207.91 亿元，同比增长 5.42%；实现归母净利 66.63 亿元，同比增长 2.36%。

新能源发电方面，2023 年风光装机超预期，预计 2024 年新能源装机仍快速增长。一 方面产业链成本价格进一步下跌，另一方面电力市场化改革下新能源电价风险增加，消 纳问题仍是行业发展的主要矛盾，行业表现仍处于左侧，风电发电表现优于光伏。2024 年 1-3 月光伏板块（SW）实现营业收入 88.46 亿，同比下降 9.83%；营业成本 60.84 亿 元，同比减少 5.91%；实现归母净利 3.73 亿元，同比下降 69.24%。2024 年 1-3 月风 电板块（SW）实现营业收入 324.35 亿，同比增长 13.39%；营业成本 187.38 亿元，同 比增长 17.70%；实现归母净利 74.40 亿元，同比提升 1.97%。

1.1 2024 年预计用电增速 6%，火电增速放缓

需求侧来看，2024 年 1-6 月全社会用电量增速 8.1%，全年预计用电增速 6%。根据 iFind 数据，2024 年 1-6 月，全社会用电量累计 46575 亿千瓦时，同比增长 8.1%，比上 年同期提高 3.0pct。6 月单月，全社会用电量 8205 亿千瓦时，同比增长 5.9%。根据中 电联预计，2024 年全社会用电量 9.8 万亿千瓦时，同比增长 6%左右。其中，上半年全 社会用电量同比增速略高于 8%；受 2023 年下半年基数较高等因素影响，预计 2024 年 下半年全社会用电量增速有所回落。气候正常情况下预计 2024 年全国统调最高用电负 荷 14.5 亿千瓦左右，比 2023 年增加 1 亿千瓦。

从发电来看，2024 年 1-6 月水电出力提升显著，火电电量稳定，风电电量持续增长， 光伏发电量高增，核电继续保持平稳。1-6 月份，规上工业发电量 44354 亿千瓦时，同 比增长 5.2%；火电累计发电量 30053 亿千瓦时，同比增长 1.7%；水电累计发电 5526 亿千瓦时，同比增长 21.4%；太阳能发电 1899 亿千瓦时，同比增长 27.1%；风电发电 4755 亿千瓦时，同比增长 6.9%；核电发电 2122 亿千瓦时，同比增长 0.1%。

预计全年用电增速 6%左右，考虑到 2023 年风&光新增装机远超预期，且 2024 年来 水明显改善，均将对火电形成一定挤压。我们预计 2024 年火电增速或将放缓至 0.5% 左右，具体幅度主要取决于水电增速。

2. 本轮电改：“新型电力系统下的市场化” 

第一轮电改：2002 年-2014 年，以厂网分离与售电探索为核心。2002 年以前，国 内发电和电网由国家电力公司一家垄断，集发-输-变-配-供-设计-建设于一身，不符 合市场竞争规律，产生了许多矛盾。二滩水电站发生“弃水事件”后，点燃了电改 的导火索。2002 年，国务院发布《电力体制改革方案》，提出了“厂网分离、主辅 分离、输配分开、竞价上网”电力改革方向。这一轮改革彻底打破了过去独家办电 的体制束缚，鼓励各类企业进入市场，竞争与创新成为推动电力行业发展的主要动 力。国家电力公司拆分“发电”与“电网”两大业务，拆为两大电网公司与五大发 电集团，实现“厂网分离”，降低了我国电力系统的垄断程度。此轮改革极大增强了 电力企业活力，电力供给能力显著提升，长期困扰中国发展的电力短缺问题得到有 效缓解。到目前形成了目前“五大六小，两网两建四装备”的电力市场格局。

第二轮电改：2015 年至今，以管住中间与放开两头为核心。2015 年，中共中央国 务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（电改“9 号文”）发布，拉开新 一轮电力体制改革的序幕。该方案提出了“管住中间，放开两头”的总体要求，电 力重新回归商品属性。相关政策进一步放开，电力交易市场逐步形成。2019 年国家 发改委《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》提出浮动电价机制， 2021 年进一步完善并修订浮动范围，推动燃煤发电量全部进入市场。2023 年 5 月， 国家发改委印发《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，逐步理 清输配电过程中各类成本，为新一轮电改进一步理清电力成本、发挥电力价格信号 作用打下基础。2023 年 11 月，国家发改委《关于建立煤电容量电价机制的通知》 进一步完善电力市场机制。

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。

3.火电：盈利修复转向估值修复，回归公用事业属性

3.1.收入端由单一电量电价转变为电量+容量+辅助，盈利稳定性提升

火电收入由单一电量电价转变为电量+容量+辅助。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。 在新型电力系统“清洁低碳”和“柔性灵活”的要求下，新能源作为发电主体、火电转 为灵活性调节资源的路径为理论最优解。在此背景下，各发电方式如何达到其发电特性 所决定的区位预计将成为政策重点。

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 10%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，煤电辅助服务收入达 254 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 主线一：煤电一体化

3.2.1 煤电一体化主要模式

（1）单一业务起步，转向煤电联合发展。在该模式下，企业从单一的煤炭、煤电业务向 煤电联营转型。一是传统煤炭企业通过收购或建造电厂，从而打通下游产业链，实现业 务整合，如：中国神华、新集能源。二是火电企业为了稳定煤炭原材料供应，合并煤矿 企业，以期实现一体化经营，如：陕西能源、内蒙华电、苏能股份。

（2）参股煤矿/电站，获取煤炭资源支持/获得电力投资收益。该类型煤电企业由于其 所属公司同时持有煤矿资产，公司可以优先享受集团控股的关联煤矿企业供煤，保障其 货源稳定，降低成本端价格风险。如：国电电力（由国家能源集团控股）、淮河能源（由 淮南矿业集团控股）。

3.2.2 煤电一体化优势：熨平成本波动

煤电燃料成本占比 60%以上，煤价波动业绩敏感。近年燃料成本在火电企业总成本占 比基本在 60%以上，在不考虑电价端情况下，火电作为成本敏感性资产，煤价波动直接 影响火电业绩。2021 年/2022 年环渤海 5500K 动力煤市场均价分别为 1025 元/吨和 1280 元/吨，煤价高位运行，导致大部分火电企业业承压亏损，2021 年由于入厂标煤单价涨 幅超 60%，煤电价格传导仅 16.6%且执行时间只有三个月，煤电比价关系严重扭曲，煤 电板块陷入全面亏损，火电板块（中信）实现归母净利-102.64 亿元，同比下滑 324.85%。 2022 年全国长协电价基本按照 20%顶格上浮，且电煤中长期合同“三个 100%”落实力 度加强，但对煤价居高不下的压力缓解有限，火电板块依然大面积亏损。2023 年环渤海 5500k 动力煤市场价全年均价回落至 945 元/吨，截至 2024 年 7 月，火电板块实现归母 净利 704.42 亿元，同比提升 349.31%。2023 年大部分火电企业扭亏，但是成本压力依 然存在，2024 年至今（截至 2024.8.5）环渤海 5500k 动力煤价均价为 875 元/吨，同比 去年同期均价下跌 77 元/吨，考虑到汛期水电挤出效应持续，后续仍有较大修复空间。

煤电联营熨平成本影响，煤、电双赢稳健低波。煤电一体化通过相互参股、长期稳定协 议、资产联营和一体化项目等方式，将煤炭、电力上下游产业有机融合，保障内部电厂 低价煤炭比例，有效减少波动风险。2016 至 2019 年，国家发改委先后发布《关于发展 煤电联营的指导意见》《关于深入推进煤电联营促进产业升级的补充通知》《关于加大政 策支持力度进一步推进煤电联营工作的通知》，鼓励大型动力煤炭企业和火电企业加快实 施煤电联营。2023 年 1 月，国家发改委再次在例行新闻发布会上强调推进煤炭与煤电、 煤电与新能源“两个联营”。政策长期支持叠加煤电两端稳定性改善，煤电一体化企业估 值有望持续修复。

以一台 100 万机组为例，按照全国平均火电利用小时数 4466 小时，煤耗 290 克/千瓦时 计算，在 2023 年 5500k 市场煤价格均价 945 元/吨条件下，若长协煤覆盖比例为 30% （按照 760 元/吨兑现），度电净利润为 0.0134 元；若长协煤覆盖比例提升至 60%，则 实现度电净利润 0.0339 元，提升 153%利润空间；若长协煤覆盖比例提高至 90%，则 实现度电净利润 0.0501 元，较 30%覆盖率情况提升 274%。

长协煤控成本，电改稳电价，长期看好煤电一体化盈利稳定性提升与估值修复。随着新 能源建设的不断推进，火电调峰补缺的调节性作用愈发凸显，长期向不可或缺的灵活性 电源转型。电价端，2023 年煤电容量电价机制出台，初步形成了容量电价回收固定成本、 电量电价回收变动成本、辅助服务回收调节成本的煤电价格新机制，推动火电盈利空间 趋于稳定。成本端，电煤长协价按照“基准价+浮动价”价格机制签订和执行，基准价 5500 大卡动力煤 675 元/吨。长协比例提升直接稳定电厂成本，煤电一体化企业可直接 采用内部煤矿，保障高比例长协煤价格兑现，在同行业之间优势凸显。若煤价上行，煤 电联营可通过内销保障电厂实现相比同业的超额利润；若煤价下行，电力板块利润向上 弥补煤炭业务收缩，通过煤电联营熨平波动，实现煤、电双赢。化解历史中“市场煤” 与“计划电”导致的“煤电顶牛”矛盾。长期看好煤电一体化盈利稳定性提升与估值修 复。

3.3 主线二：优选区域，推荐长三角

火电区域分化逐步凸显，长三角地区优势突出，用电供需偏紧托底量价。电力需求方面， 重点区域 1-5 月用电量累计同比增速，浙江省达到 10.5%，江苏 9.7%，安徽 13.5%， 上海 6.8%。相较于全国平均增速 8.6%，可以看出浙江、江苏、安徽等长三角省份用电 需求十分强劲，均超过全国增速，而其它省份增速较缓。就电力最大负荷而言，2023 年 江苏省达到 1.32 亿千瓦，浙江省为 1.15 亿千瓦，两省之和占全国最大负荷的 18%以上， 高峰时期用电需求旺盛。供给方面，1-5 月重点区域发电量分别为浙江 5.1%，江苏 6.6%， 安徽 6.8%，上海 9.1%，发电增速都在全国平均增速 5.5%附近，且远低于自身用电量 累计同比增速。

宏观环境方面，长三角电力需求随经济复苏增长强劲，火电量价均受支撑。2023 年江苏 省工业增加值增长速度达 7.6%，安徽省达 7.5%，远超全国平均增速；广东省为 4.4%， 低于全国平均增速。今年 1-6 月江苏、浙江、安徽工业增加值增长速度均超越 8%，制 造业快速发展，拉动电力需求扩大超越其他地区。电力供应结构方面，长三角四省火电 份额较高，均达 70%以上。其中上海和安徽的火电比例在重点区域中最高，分别达到了 96%和 90%以上。以上省份非化石燃料发电中，以核电和风电为主，短时间难以扩大产 能，偏紧用电供需主要依靠火电支撑，使区域火电电量增速得到充分保障。

供需条件优势叠加稳健经营管理，支撑长三角区域内标的维持优质，业绩继续提升值得 期待。1）资产负债表较为健康，流动资金充足风险小。以浙能电力为例，一季度资产负 债率仅为 44.3%，近五年稳定低于 46%；江苏国信与申能股份资产负债率维持在 54% 附近，且近五年均稳定低于 60%。区域外重点公司如粤电力和华能国际，资产负债率则 逐年攀升，一度超越 70%。粤电力一季度数据高达 79.3%，总体财务风险远超长三角区 域标的。

在流动比率和速动比率方面，长三角重点标的均值较高，偿债能力和资金流动性充足。 浙能电力流动比率一度高于 1.6，回落反弹后仍稳定高于 1.2，一季度流动比率为 1.36， 速动比率为 1.10。申能股份作为长三角区域老牌电力企业，近五年速动比率稳定维持于 0.8 附近，一季度速动比率为 0.95，约为粤电力 A 和华能国际的 1.7~2.3 倍。华能国际 一季度速动比率仅为 0.41，且近五年稳定不高于该值，压低投资回报预期。

2）无大额资本开支，风险管理和分红回报能力强。以皖能电力为例，近五年资本支出尽 管略有提高，但年均值仅 31 亿元，处于行业较低水平；今年一季度资本开支也仅为 11.08 亿元，占去年数额的 17%，未来资本支出有望进一步缩减。江苏国信情况类似，近五年 资本支出由 2019 年-2021 年 20 亿元左右到 2023 年有所上升，一季度数据为 10.53 亿 元，无大额资本开支。区域外以粤电力和华能国际为例，资本支出近五年始终保持高位， 分别稳定维持在长三角区域标的数额的 2 倍和 9 倍左右，资本支出额较多，一季度粤电 力资本支出 36.46 亿元，华能国际资本支出高达 91.61 亿。总体相较之下，长三角相关 个股资本支出小，财务稳定性更高。

4. 水电：尚未充分定价，红利优势突出

4.1 基本面来水好转，水电发电量持续高增

受气候周期影响，来水明显好转。厄尔尼诺事件于今年 5 月结束，多地降水量增加，江 河湖泊水位明显上升，我国主要水电站所在流域来水较去年有所好转，例如，上半年澜 沧江流域来水同比偏丰约 3 成，川投能源公司控股水电企业所在流域来水好于上年同期， 为电力供应提供了坚实保障。此外，国家气象局的数据显示，今年上半年，全国平均降 水量为 115.0 毫米，较常年同期偏多 11.9%，为水电站的正常运转提供了良好的自然条 件。降水量的上升不仅仅是短期的利好，更是对未来几个月水电发电能力的有力支持。 预计在未来的汛期，这种趋势还将继续，有助于进一步提高电力供应的稳定性和可靠性。 随着气候条件的改善，水电企业的生产能力将进一步提升，确保电力市场的供应充足， 缓解电力短缺的压力。 受益于基本面来水提升，水电出力高增，水电公司业绩有望提升。长江电力、华能水电、 川投能源和国投电力发布公告，2024Q2 发电量分别同比上涨了 42.54%、41.82%、10.16% 和 133.80%。与此同时，各个公司积极协调电网加快汛前水位消落，其主要水电站在丰 沛水资源的支持下，运行效率显著提升。总体来看，水电企业的发电量增长不仅体现了 其在水资源利用上的优势，也反映了企业在提高发电效率和优化管理方面的努力。未来， 随着气候条件的持续改善和企业技术的不断进步，水电企业有望在电力市场中占据更加 重要的地位。

4.2.永续经营属性仍未被充分定价

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%。大多数水电企业采用直线折旧法，使固定资产折旧呈现 水平状态。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，水电企业的盈利能力在中 后期显著提升。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。 水电企业高分红，电价稳定增长。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。

4.3 电价市场化带动收入增长，水电盈利能力提高

在 2004 年以前，我国水电站的上网电价按照“还本付息电价”或“经营期电价”两种 方式制定，基本为“一厂一价”，此后，水电的电价政策经历了从标杆化、到去标杆化、 再到标杆化的三次调整。目前，我国水电有四种定价方式：成本加成、标杆电价、落地 电价倒推以及市场化定价。其中，落地电价倒推定价的方式依然可参考市场化电价浮动； 在电力供需偏紧叠加电价市场化趋势，水电电价有望上行。

云南&四川：水电市场化电价具备潜在上涨空间。据昆明电力交易中心统计数据，2023 年市场化电厂省内市场累计成交电量 1850.29 亿千瓦时，同比增长 9.01%，其中清洁能 源成交电量 1415.68 亿千瓦时，平均成交价为 0.2167 元/千瓦时，价格较 2022 年下降 0.08 厘/千瓦时。2024 年云南电力市场化交易规模将继续保持增长，预计 2024 年全年 市场化交易电量(含电网代理购电)为 1900 亿千瓦时左右。

随着四川电力水电市场化交易规模扩大，2020-2023 年水电电价持续上涨。2023 年省内 市场化交易电量1912.76亿千瓦时，其中水电企业直接参与年度交易的交易电量1196.47 亿千瓦时，交易均价 0.2255 元/千瓦时，较上年同比增长了 0.77%。电价上涨直接增厚 水电企业利润空间，提高水电盈利能力。

送苏电价机制完善，电价上浮带来盈利增长预期：江苏省发改委对雅砻江锦官电源组和 白鹤滩送苏落地电价按照“基准落地电价+浮动电价”确定，2024 年 1 月 1 日开始执行。 通知明确雅碧江锦官电源组送苏上网电价为 0.3193 元/千瓦时，较上年减少 0.06%，其 中基准落地电价按照江苏省燃煤发电基准上网电价 0.3913 元/千瓦时计算。按照“基准 落地电价+浮动电价”的定价模式，白鹤滩电站送苏落地电价 0.4388 元/千瓦时较基准 落地电价 0.3913 元/千瓦时上浮了 12.14%。电价提升有望带动企业盈利增长。

5. 核电：加速发展，拥抱确定性

5.1.新型电力系统背景下基荷能源的确定性

新型电力系统背景下，核电作为基荷能源重要性提升。新型电力系统是以确保能源电力 安全为基本前提，是新型能源体系的重要组成部分和实现“双碳”目标的基本载体。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（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（2030-2050 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。

5.2.在手项目锁定未来成长的确定性

核电供需提振，预计 2025 年累计装机量将超 7000 万千瓦，2027 年将超 9000 万千 瓦。截至 2024 年 6 月，我国商运核电机组数量达到 56 台，总装机容量达 58218 万千 瓦。截止 2023 年底，在建项目 26 台，在建装机容量达 3030 万千瓦。十四五能源规划 指出“2025 年，核电运行装机容量达到 7000 万千瓦左右”，核电发展势头强劲。

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。

5.3.ROE 提升的确定性

还本付息，降低财务杠杆，减少财务成本，实现降本增效。2023 年，中国核电资产负债 率为 69.81%，同比增长 1.6%；利息支出 69.3 亿元，同比下降 9.3%.中国广核资产负 债率为 60.19%，同比下降 1.2%；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。

市场化交易电量比例提升，拉升销售净利率。2023 年，中国核电市场化交易比例达 44.6%， 同比增长 0.9%；中国广核市场化交易比例达 57.3%，同比增长 2.0%。该比例的提升有 望提高企业卖方议价权，从而提高度电电价和度电利润。

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。

6. 绿电：政策底已现，左侧布局

6.1 政策底已现：消纳红线放松；绿电、绿证和碳市场衔接加速

新能源装机快速提升，消纳压力矛盾进一步加剧。随着“双碳”目标的提出，我国风电、 光伏装机实现大幅度增长。一方面，装机容量的提升有利于减少碳排放；但另一方面， 供给端的快速增长给电力储能、调峰、运输提出了更高的要求。绿电供给加快与电力基 础设施以及绿电需求难以匹配的矛盾浮现，使消纳压力进一步加剧，对我国新能源产业 可持续发展形成制约。

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。

绿证交易全覆盖，绿电、绿证市场和碳市场衔接加速。绿证交易全覆盖不仅有利于新能 源电力的环境价值在更大范围内实现市场互通，优化资源配置，减少环境价值浪费，也 有助于新能源发电企业进一步释放优质绿色产能。目前，绿电、绿证市场与碳市场的衔 接还存在诸多难题，如绿电、绿证在碳市场中的抵扣比例问题，绿证和 CCER 存在环境 价值的重复计算问题等。随着数据共享和政策协同，绿电、绿证市场和碳市场衔接将逐 渐步入正轨，届时将进一步释放绿色优质产能。

绿色电力交易量价齐升，兑现绿电环境价值。2021 年 9 月，国家发展改革委、国家能源 局批复《绿色电力交易试点工作方案》后，我国绿电交易正式启动。截止 2022 年底，我 国绿电交易已完成 227.8 亿千瓦时。2023 年 4 月，《南方区域绿电绿证市场建设工作方 案》制定了 15 项措施，健全绿电消费激励机制，扩大绿色电力供给，积极推动平价风 电、光伏项目全部参与绿电交易，稳步推进享受中央政府补贴的风电、光伏项目直接进 入市场参与绿电交易，促进市场规模持续增长。从电价来看，绿电交易成交电价普遍高 于当地中长期市场均价，溢价幅度为 20.53-105.52 元/兆瓦时。宁夏、福建、重庆、天 津、上海、浙江、江西七省（市、自治区）成交价格均高于当地燃煤基准价上浮 20%后 的水平。随着电力交易市场对绿色能源发展的激励逐步提高，绿色电力交易全面反映绿 电的电能价值和环境价值，促进可再生能源外部性（环境属性等）在能源行业的内部化， 有效提升绿电收益水平。

编辑：火腿肠