2024年电力行业年度报告：电源侧投资开花结果，与成长风格共振

一、宏观展望：政策加码、风格转向成长

1.1 2024 年回顾：9 月政策出台前宏观预期偏弱，公用板块跑赢大盘

受年初以来宏观预期持续偏弱影响，“924”一揽子金融政策出台前公用事业板块涨幅 靠前。2024 年年初至 9 月 24 日，申万公用事业和环保行业指数分别上涨 4.3%、下跌 17.7%，同期沪深 300 指数下跌 2.3%，公共事业板块跑赢大盘。然而“924”系列金 融政策出台后，市场预期大幅改善。2024 年截至 11 月 18 日，申万公用事业和环保 行业指数分别上涨 8.4%和 5.1%，同期沪深 300 指数上涨 15.7%，公用事业及环保板 块均跑输大盘。

宏观弱预期造成债券资产荒，带动长端利率快速下行，1Q24 高股息行情强势。

回顾历史上的债券“资产荒”行情，均存在宏观基本面偏弱、流动性合理充裕、行业 政策调整和金融机构顺周期行为等因素共同作用的特征。1Q24 金融机构欠配+居民风 险偏好下沉使得非金融机构配置债券类资产的需求增加，而在“严控新增隐性债务” 的指引以及 12M23 发布“47 号文”加强对高风险省份政府投资的限制下，1Q24 政府 债供给收紧导致债券资产供需失衡加剧。

“资产荒”背景下，机构采取拉久期换收益的策略，10 年期国债利率从 11M23 的 2.72% 快速下降至 4M24 低点时的 2.22%，以水电、核电为代表的低波红利资产配置性价比 显现。分母端风险溢价上升+无风险利率下降的逻辑持续演绎，表现为 1Q24 红利指数 相比于大盘有明显超额收益。

9 月多项金融政策加码支持经济高质量发展，释放稳经济、稳市场、稳预期信号，带 动市场风险偏好回升。9 月 24 日国新办召开新闻发布会，央行、证监会、金融监管 总局主要负责人介绍了金融支持经济高质量发展有关情况，推出了包括降准降息、降 低存量房贷利率、支持资本市场结构性货币政策工具、发布促进并购重组六条举措等 重磅政策，市场预期改善取得明显成效。公用事业板块具备明显的防御属性，受市场 风险偏好修复影响，9 月 24 日起公用事业行业指数跑输沪深 300。

1.2 2025 年展望：政策加码促内需以应对外部不确定性，风格转向成长

特朗普当选外部环境不确定性增强，展望财政政策加力拉动内需应对外需压力。

在经济方面，特朗普主要政策主张为：①通过加大本土石油和天然气开采力度、削减 联邦政府开支、恢复地缘政治和平等手段来降低通胀；②通过加强边境管理、加大非 法移民驱逐力度来保护“美国人”的就业机会；③通过减少监管，永久性实施《减税 与就业法案》、为企业和个人减税，鼓励发展加密货币、人工智能、太空技术等新兴 产业等方式激发经济活力。④贸易保护主义和产业回流，即全面加征关税、保障对华 战略独立、重振美国汽车工业、使关键供应链回流美国、强化“买美国货、雇美国人” 政策、成为制造业大国。

2024 年在有效内需不足的情况下，出口仍是经济增长的重要支撑。3Q24 出口对当季 GDP 增长的拉动率达 2.1%，位列“三驾马车”之首。面对内部经济发展新旧动能转换 的阶段性扰动持续存在，而外部不确定性增加的环境，还需政策加码促进内需以应对 风险。11M24 全国人大常委会审议通过 3 年 6 万亿化债举措，未来财政政策重要时间 窗口还需关注 12 月中央经济工作会议和来年两会。

政策组合拳出台提振市场预期，强预期阶段主题投资占优，建议关注化债带来的估值 修复机会。公用事业及环保行业中，toG 业务或收入中政府补贴占比较高的板块虽然 经营模式稳定，但在地方政府偿债压力较大、现金流承压时期积累了较高应收账款， 导致资产价值被低估。化债政策落地有望改善地方政府现金流，部分资金或将用于偿 还相关企业的应收账款，带来估值修复机会。

二、行业展望：需求支撑、供给释放、电改加快

2.1 供需：预计 25 年用电增速 5.7%，电源投产节奏不一、区域供需分化加剧

（1）需求端：新型高耗能用电景气，继续支撑 25 年用电需求

以“新三样”为代表的新能源产业发展拉动了 2023-2024 年用电量的快速提升。

一方面，新能源汽车所用动力电池以及光伏设备制造拉动了电气机械和器材制造业用 电量 2023、1-9M24 分别高增 29%、19%；另一方面，电池、光伏产品生产所需的石墨、 光伏玻璃的产业链则属于四大高耗能产业之一的非金属矿物制品业，新能源车和相关 的充电装置所需要的铜、铁、铝等金属属于四大高耗能中的黑色和有色金属压延加工 业，驱动四大高耗能 2023 年、1-9M24 用电量同比分别增长了 5%、3%。

经过测算，我们预计 2023 年“新三样”的发展共新增耗电约 1147 亿千瓦时、增速约 59%、对 2023 年工业用电量的新增贡献率达 30%；若假设 24 年各行业用电全年增速 与 1-9M24 或 1-10M24 保持一致，则预计 2024 年“新三样”共新增耗电约 910 亿千瓦 时、增速约 29%、对 2024 年工业用电量的新增贡献率达 25%。

鉴于“新三样”目前仍有政策支持和长期需求支撑，预计仍将成为 25-26 年高耗能用 电、以及工业整体用电增长的重要驱动力。我们的模型预计，24-26 年我国四大高耗 能 24-26 年用电量增速 2.3%、2.2%、1.8%，二产用电量增速 5.6%、3.7%、3.4%，全 社会用电增速预计为 7.0%、5.7%、5.3%。

（2）供应端：支撑性电源渐入投产高峰，区域间供需分化加剧

在国家能源转型的“双碳”目标以及地方电力保供的责任驱动下，2020~2023 年，我 国电源投资完成额年均负荷增速高达约 32.5%。高投资即将转化为实物量落地，各电 源类型装机容量均将迎来增长。

其中，2022 年国家有关部门提出煤电“3 个 8000 万”目标，即“2022、2023 年煤电 各开工 8000 万千瓦、两年投产 8000 万千瓦”。根据我们统计的项目开工信息，2022 年火电项目实际开工量不及预期，而2023年煤电项目开工量超过80GW，预计将从2025 年起陆续进入投产期。

3Q22 电力行业在“缺电”背景下迎来一次“保供”社会责任驱使下的煤电项目开工 小高峰，但 4Q22 市场煤价仍然居高不下导致行业经营承压，火电企业主观建设积极 性不足致使开工量回落。2023 年年初以来市场煤价持续回落，带来火电企业对于煤 电项目的短期投资收益预期改善。受春节假期和公共卫生事件影响，并考虑到市场煤 价仍处在 1000 元/吨以上的历史高位，1Q23 开工量尚未表现出明显反应；直至 2Q23 市场煤价加速下跌后，火电迎来开工量的第一次显著提升，且在 3Q23 保持了稳中有 升的态势。11M23，国家发改委和能源局出台《关于建立煤电容量电价机制的通知》， 给予了能够体现煤电对电力系统的支撑调节价值的价格机制，增强了火电企业对于投 资建设煤电项目回收合理回报的长期信心，4Q23 煤电开工节奏年内第二次提速。

根据火电项目开工时间节点和建设工期推算，1H25 支撑性电源投产有限。

根据电规总院编著的《火电工程限额设计参考造价指标（2023 版）》，2X66 万千瓦煤 电机组新建/扩建工程工期（从主厂房开工到完成 168 小时试运行）分别需要 26/24 个月，2X100 万千瓦煤电机组新建/扩建工程工期分别为 29/27 个月，2X400MW 级和 2X600MW 级燃机新建工程工期分别为 23 和 24 个月。基于此，可以推测计划于 1H25 投产的煤电项目大多开工于 4Q22~1Q23；然而由图表 11 可知，4Q22~1Q23 煤电项目开 工量有限。

此外，据北极星电力网不完全统计，3Q24 全国共有 145 个火电项目在各地拟建/在建 /投产。火电设备厂商订单饱满、施工资源需求大幅增加，或使得建设工期有所延长。从 9~10M24 全面建成投产的火电项目来看，除四川的资阳燃气电厂、浙江的舟山电厂 三期和安徽的板集电厂二期在计划工期内完成了建设外，其余项目均出现小幅延期。 但考虑到部分项目举办开工仪式时间和主厂房实际土建开工时间存在偏差，不排除统 计偏差的可能。

分区域看，预计于 1H25 投产的火电机组主要集中南方和华东地区。其中，广东约 1100 万千瓦、安徽约 132 万千瓦、江苏约 346 万千瓦、浙江约 100 万千瓦、重庆约 330 万千瓦。部分省区 25 年迎峰度夏前支撑性电源投产量或小于最大用电负荷增量，导 致 2025 年夏季用电高峰期电力供需或仍然偏紧。

预计未来两年，新能源与支撑性电源装机增速趋势相反。考虑到 24、25 年为“十四 五”收官的关键节点，预计新能源装机增量将维持在约 300GW 的规模，但存量装机规 模的扩大将导致其装机增速持续下滑。与新能源装机增速的变化趋势相反，25、26 年将迎来支撑性电源的投产高峰期，火电+核电装机增速逐年提升。虽然从 2027 年起， 火电装机增速或有所回落，但“十四五”核电审批重启后新开工的核电项目将于“十 五五”进入平稳投产期，核电接续火电有望维持支撑性电源供应量的增长。

未来两年约 6 成的增量用电需求将由新能源电力满足，火电电量增长空间有限。基于 24~26 年 新 能 源 分 别 新 增 装 机 约 300/310/270GW 、 平 均 利 用 小 时 数 分 别 为 1531/1462/1409 的假设，未来三年近 6 成的增量用电需求将由新能源发电量的增长 满足；剩余 4 成由水电、火电、核电三类常规能源瓜分。而核电、水电均属于清洁能 源消纳顺序靠前，火电作为满足边际需求的调节性电源，发电量增长空间有限。

发电产能增速高于发电量增速，24~26 年火电利用小时数将持续下降。24 年受来水偏 丰、水电大发影响，预计全年火电利用小时数将下降 3.2%；然而 8M24 起来水转枯、 预计 25 年水电增量贡献率回落，但 2H25 火电项目将进入密集投产期，预计利用小时 数将下降约 2.4%；26 年火电装机增量进一步增长，摊低利用小时数至下降约 4.3%。

2.2 电改：理顺“价内”，理解“价外”

能源转型推高系统成本上升，有阶段性控制方案。“十四五”新建火电投运、新能源 装机大幅提升后，预计刺激现货市场加速建设，推动电改整体进度。现货市场运行有 助于挤出高成本电源电量、引入低成本电源电量、降低平均电量电价，作为系统成本 上升过程中的抵减项。年内我们发布的《电力现货市场为何重要？》一文中基于山东 省当前电力结构展开了测算：

结论（1）：火电以控制单 KW 毛利不变为目标，利用小时年降 100h 需综合电价上涨 4 厘（电量电价+1 厘、容量电价+3 厘）

结论（2）：新能源电量占比由 23 年的 17.8%升至 27 年的 28.4%，即使维持新能源上 网电价不变，火电+新能源综合电价（考虑火电容量电价和辅助服务收益后）仍可实 现逐步下降。基于终端用户电价不变目标下，为消化输配电改革（逐步转向容量收费）、 环境溢价支付等其他增量成本做好准备。

理顺“价内”：火电受益于尖峰电价、新能源受益于长周期合约。新能源冲击带来平 均电价下降，火电赚取尖峰保供电价、新能源通过长周期合约降低电价波动。 从广东现货运行来看：电网代购用户价格敏感度低、峰值负荷需求旺盛，抬高现货偏 差电量均价使其高于月度均价，表明负荷曲线陡峭地区在高价时段有利可图。 从部分省份新能源差价合约规则来看：新能源入市配套类 CFD 机制已自下而上得到实 践，合约价参考燃煤基准价、价差处理考虑项目间差异、价差支付/受益方明确为市 场电力用户。但 CFD 有效期、CFD 自愿原则尚未体现，我们认为合约长有效期带来的 电价波动性降低比合约补偿效果本身更重要。

理解“价外”：火电受益于容量补偿、新能源受益环境溢价。容量补偿解决火电中长 协电量签订不足焦虑。 短期看，火电调峰“价外”收益仍存在。东北火电多为热电联产，多数机组早在“十 三五”积极完成了三改联动，调峰市场活跃带来调峰收益同比还有增长，具有独特性。 全国来看，196 号文后调峰收益有所下降。 长期看，火电“价外”收益主要是容量补偿。山东省内容量补偿方案或对部分火电利 用小时数已经较低省份具有借鉴意义，容量补偿机制是解决中长期电能量市场（年度 /月度）恐慌性低价锁量的较优选择。

理解“价外”：新能源环境价值交易的价格机制初步理顺，环境价值不设价格限制、 不参与峰谷调节。 绿电交易：明确电能量/环境价值分割，绿电交易结算均价=电能量价格+绿证价格（双 边协商中，绿证价格≠绿证市场交易价）国网绿电交易 24 修订稿中仅针对电能量提 及价格约束，意味着沿海新能源参与绿电交易所得环境溢价或不受差价合约影响。 绿电 VS 绿证：绿证供给侧“放水”背景下，绿电交易产生的环境溢价仍大幅高于绿 证，反映出口企业对绿电直接交易凭证的客观需求，市场供需紧平衡。

三、寻找新能源&环保的装机/估值弹性.

3.1 思路①：盈利稳定、装机增长的区域性风电

沿海区域性风电运营商度电盈利更可观。横向比较 1H24 主要运营商的度电毛利情况 可见：区域性运营商表现总体上好于全国布局运营商，体内含光伏资产的盈利表现总 体稍弱于纯风电运营商，存量带补贴项目规模较大的中闽能源、江苏新能盈利排名靠 前。

风电利用率同比下降趋势有缓解迹象，或因来风较差减轻了电网收购压力。其中，东 北、华中地区消纳情况逐季改善；西南地区没有进一步恶化；其余地区 2Q24 环比改 善但 3Q24 继续恶化。由于 2Q24 全国风资源普遍较差，我们判断出力降低或减轻了电 网收购压力、对消纳率改善起到了正面作用，来风与弃电的对冲将平抑出力波动。该 结论在明阳 REIT 内蒙红土井子项目中也得到了验证。

持续关注海风发展加速。 禀赋视角看：海风为优质电源。不同于陆风利用效率最高的时段集中在冬春两季、光 伏集中在夏秋两季，海风全年保持较高的风速，具备成为清洁稳定电源的潜力（类核 电定位）。 海风项目储备充足，深远海空间开启。据 CWEA 统计，“十四五”期间中国沿海省份海 上风电规划容量约 5000 万千瓦，“十五五”期间中国海上风电新增装机总规模约在 1 亿千瓦，其中很大比例的项目将位于深远海海域。上海本年度海风竞配方案 5.8GW 中深远海项目占到 4GW，结合 10M24《美丽上海建设三年行动计划（2024—2026 年）》 提到启动实施百万千瓦级深远海海上风电示范项目，深远海开发加速。

云南能投：前者因永宁、金钟一/二期项目的陆续并网，正处业绩高增阶段，往 25 年看存量风场 67 万千瓦扩建项目继续贡献近 35%装机增速；静待集团光伏资产注入 及“十四五”光伏开发目标的后续进展。 新天绿能（A+H）：转向纯风电开发，核准待开工项目近 11GW（弹性 44%）；伴随河北 海风规划出台，3M24 公司山海关海风一期 50 万千瓦平价项目获核准。 中闽能源&福能股份：23 福建海风竞配项目中有一半于 24 年内获核准，11M24 福建新 一批 2.4GW 海风竞配项目放出。

3.2 思路②：现金流转正、产能利用率/订单上升的固废运营

板块自由现金流转正，CAPEX 高峰期已过。近年来占据核心城市的头部公司投资放缓， 提升产能利用率尚有空间。超前规划、源头减量、收运能力不足等背景下 E20 统计目 前垃圾焚烧平均产能利用率仅约 60%。当前各地填埋场陆续“封场”，“零填埋”规划 下填埋产能绝对值、占比均快速下降，跨区协同、翻烧等措施下产能利用率有望提升。 环卫市场化仍在推进，头部公司获取一体化大单有显著优势。

3.3 思路③：化债带来的三表修复、估值弹性

资产负债表修复，港股估值弹性更大。受应收拖累，港股运营商普遍估值更低。 营收增速 VS 应收增速：应收增速普遍超营收增速，反映新能源/固废运营商仍持续面 临可再生能源补贴/政府付费拖欠问题，新能源运营商营收-应收增速差距缩小主因近 两年新增项目均为平价或市场化竞价，电网代收后按月结算。垃圾焚烧运营商目前新 增产能仍享受省补，且在垃圾付费机制未能完善背景下，与环卫运营商均同时面临 ToG 业务政府付费滞后。 A/H 资本市场对应收款项容忍程度有别。A/H 股长期存在溢价一方面受流动性差异影 响，另一方面也反映投资者对应收类资产的定价差异。应收/市值指标来看港股排序 均靠前，港股市场资产估值通常针对应收进行扣减，修复后估值弹性较大。

现金流量表修复，补贴及时发放，有助于修复 IRR 预期。基于明阳 REIT 内蒙风电项 目测算，国补占 23 年上网电价 45%，平均延迟发放 3 年，影响等同于市场电降 0.1 元/KWh（80%市场电）。

利润表修复，ToG 运营商确定性高。ToG 运营商减值加剧风险较低，冲回弹性较大。 近三年 ToG 业务为主的环卫运营商计提信用减值损失大幅影响了报表利润，主因公共 卫生事件以来地方财政偏紧，政府付费滞后，但与可再生能源补贴不同，这类欠款不 涉及合规性问题。目前新能源运营商均有不同规模的项目因前期并网时点规则模糊等 原因未进入补贴合规名单。新能源运营商计提影响有限。

四、寻找传统电源的装机/煤价弹性

煤价：25 年市场煤价或呈现难涨难跌的特征，预计全年煤价中枢在 820 元/吨左右。 增产保供政策指引下，4Q21 以来存量煤矿产能核增、露天煤矿临时用地批复持续推 进；到 2023 年，我国煤炭供应自主保障能力已显著提升。 然而 2015 年供给侧改革 以来，煤炭行业竞争格局大幅改善，叠加 2023 年以来安监趋严常态化的影响，虽然 1~3Q24 原煤累计产量增长了 0.9%，但煤炭开采和洗选行业产能利用率较 22、23 年同 期明显下降。 历史上看，11 月煤价高点及次年淡季煤价低点决定次年煤价中枢。2021 年以来，由 于动力煤供需格局持续偏紧，贸易商倾向于提前博弈下游冬储补库需求导致迎峰度冬 市场煤价高点前移。若考虑今年 10 月动力煤市场价上行至 865 元/吨后止涨，并考虑 市场煤价低于长协价后，电煤长协履约或存在困难，预计 25 年煤价中枢再 820 元/ 吨左右，较 24 年下降约 50 元/吨。

电价：市场化还原电力的商品属性，价格取决于成本和供需。伴随电力市场化改革持 续深化，适应火电定位转型的价格机制日渐完善。火电收入构成由单一电量电费转变 为电量电费+容量电费+辅助服务费用，对应不同类型成本的合理收益回收。 《山东电力市场规则（试行）》中提出为维护电力市场的有效性，市场运营机构负责 对市场力行为进行识别和监管。当日前市场出清加权平均电价高于触发安全约束经济 调度（SCED）事前监管机制的基准电价时，即触发事前监管条件。该基准电价基于发 电主体出清结果及其核定成本报价计算，各台机组的核定成本报价为其核定发电成本 （含税）叠加合理收益。在不同电力供需条件下，市场供需比与合理收益率的变化 关系如图表 50 所示。 成本方面看，基于 25 年市场煤价中枢约 820 元/吨的判断，在 100%使用市场煤的情 况下，燃料成本下行为 25 年电量电价让出的下降空间约为 18 元/MWh。供需方面看， 2025 年各省区电力供需格局分化，预计电力供需偏紧地区电量电价降幅将小于全国 平均水平。我们在《从火电项目核准与开工数据看重点省份未来 3 年电力供需》报告 中对部分省区 25 年电力供需形势的测算结果显示，中性情景下，安徽、浙江、上海 电力供需仍偏紧。

4.1 思路①：本轮火电 CAPEX 落地、装机增长的区域性火电

皖能电力：区域优势+权益装机放量，利润增长确定性强。

安徽电力供需偏紧，且在新兴产业（新能源车、光伏等）快速发展的驱动下，24 年 以来全省用电当月增速持续领先江、浙、沪和全国平均水平，1-3Q24 用电累计同比 +14%，较江浙沪和全国分别高 4pct、3pct、5pct、6pct。2023 年底安徽省省调火电装机容量为 4178 万千瓦，皖能电力控股在运省调火电机组装机容量占比 23%，位居 省内第一，充分享受省内电力供需紧平衡的利好、电价稳定性较强。

从控股装机看——1H24 公司控股火电装机 1407 万千瓦（含在建在运），其中还有 232 万千瓦待投（皖能新疆 2×66 万千瓦，钱营孜煤电 100 万千瓦），均有望 24 年底并网 发电，驱动在运控股火电机组增长 19.2%，并将于 25 年实现充分放量。 从参股装机看——公司参股机组主要集中于中煤新集（公司参股 45%）和国能神皖（公 司参股 49%）的火电。其中，中煤新集在 24 年投产板集二期 2×66 万千瓦电厂后， 预计还将于 26 年投产六安电厂 2×66 万千瓦机组，24-26 年装机 CAGR 达 32%；国能 神皖预计将于 25 年投产池州二期 2×66 万千瓦机组，24-26 年装机 CAGR 为 4%。此外， 公司与淮北矿业按照 20%：80%比例出资投建的淮北聚能发电 2×66 万千瓦火电机组 预计也将于 25 年底建成，进一步驱动公司权益装机增长。 结合控股和参股装机看，公司总权益装机 24-26 CAGR 近 9%，装机成长带来的业绩增 量确定性较强。

新集能源：煤电一体化叠加装机放量，利润放量空间足。 公司资产地处安徽，与皖能电力类似享受区位电力供需偏紧优势。 目前公司在运控股煤电机组 332 万千瓦，在建及规划煤电项目总装机规模达 532 万千 瓦，预计 25-26 年控股装机增长空间 160%+，24-26 年控股装机增长 CAGR 达 63%。假 设利用小时数保持不变，预计 24-27 年发电量同比增速分别为 17%、42%、90%、37%。 公司表示新建火电项目供煤来源以自产煤炭为主。由利辛电厂和宣城电厂耗用公司 40%的自产煤得出公司 2023 年机组耗煤量约为 2.35 吨/千瓦，若假设公司火电利用小 时数不变，则待建机组全部投产后所有电厂对自产煤的消耗量有望达到约 2178 万吨、 约为 23 年公司动力煤产量的 113%。随着火电新项目的逐步投运，公司煤电一体化程 度有望持续提升，未来将朝着原料基本自产自供的、且发电量具备较高成长性的火电 企业方向转型。

陕西能源：电力、煤炭双放量，未来三年为主要业绩成长期。 陕西当前电力供需偏紧，且未来 2 年省调机组增量仅 400 万千瓦、且约 50%公司投运， 剩下增量均为外送机组、不影响省内供需，叠加省内大唐亏损机组带来托底作用，预 计电价端稳定性较强。

公司自身煤炭、火电产能均具备成长性，集中在 24-26 年放量： 其中，煤炭产能增量集中在 24、25 年（24 年 2 月园子沟东翼 200 万千瓦/年产能投 产，预计 25 年 5 月赵石畔煤矿 600 万吨/年产能投产），24-26 年产能增幅为 9.1%、 25%、0%，有效产能增幅分别 7.6%、16.2%、9.1%。 火电产能增量集中在 24-26 年（24 年清水川三期 5-6 号 2×100 万千瓦机组分别于 1月、7 月投产，25 年末预计延安热电 2×35 万千瓦机组投产，26 年预计商洛发电二 期 2×66 万千瓦机组、信丰能源扩建项目 2×100 万千瓦机组投产），使得 24-26 年火 电装机增幅为 21.7%、6.2%、27.8%，有效火电装机量增幅分别 15%、6.9%、17.4%。

4.2 思路②：“特朗普 2.0”海运煤价若超预期下行受益的火电

当前市场倾向于认为 25 年市场煤价将呈区间震荡的走势，但“特朗普 2.0”的经贸 政策可能对市场煤价格走势产生影响。 “特朗普 2.0”所主张的放松环境监管、给予传统能源税收优惠、提升美国本土油气 产量、增加油气出口等政策均利空油价，更重要的是全面加征关税或导致全球经济增 速放缓，进而影响能源消费需求。从传导路径上看，国际天然气主流定价机制为：① 油价挂钩的定价机制；②气气竞争的枢纽定价机制。无论是从油价挂钩定价机制的角 度，还是从气气竞争供需定价的角度（预计 24 年底美国有天然气液化新产能上线）， 25 年国际天然气价格均存在压力。而天然气作为煤炭的替代能源，其相较于煤炭的 经济性将直接影响煤气转换较为灵活地区的煤炭需求、进而影响海运煤市场价格。 在缺少低价进口煤竞争时，国内煤炭行业高度集中的竞争格局使其对供应端具备较强 影响力、叠加成本支撑，供需双弱的格局下国内市场煤价呈现出“上有顶、下有底” 的特征。但若国际海运煤价格大幅下行，国内电煤中长协价格构成的底部支撑或被击 穿，进而扩大市场煤价的下行幅度。 高比例年度长协锁定电价使得火电在年内的业绩弹性取决于市场煤价的下行空间，建 议关注市场煤占比高的沿海火电，如浙能电力（约 80%）、华能国际（约 60%）。

4.3 思路③：漳州核电、大渡河水电投运的相关受益方

核电：漳州#1#2/惠州#1#2 投运贡献明后年弹性。其中，中核装机弹性看 25 年，中 广核装机弹性看 26 年。 中核：10M24 漳州#1 换料完成，预计年底并网；10M24 漳州#2 倒送电完成，参考福清 #6 历史进度预计 10M25 并网，25 年考虑并网节奏后的装机容量、电量将同比+5.9%。 首运享受税收优惠、免提乏燃料处理费，参考福清或将增厚平均度电盈利。 中广核：9M24 惠州#1 热试完成，预计 1H25 投产。惠州电站目前由集团持股 82%，权 益装机增量可观，未来计划惠州#1、惠州#2 一并注入，考虑到惠州#2 计划 26 年投运， 届时或迎来更大弹性。

充分竞争环境下，低成本优势仍是重要筹码。江苏田湾核电入市比例进一步放开或可 对冲电价下行。考虑容量补偿，江苏年内各月（除 6 月现货试结算影响）市场电价同比降幅不超过 2 分，反映供需格局并未宽松。 核电低成本优势体现为江苏田湾核电加权平均核准电价在 0.406 元/KWh，市场电价溢 价在 2 分以上。作为少有暂未执行差价合约的核电入市省份，我们测算在年协电价降 1 分、入市电量增多 100 亿度（市场电比例由 47%升至 78%）等多个情景下市场电收 入可能不降反增。此外，关注存量市场电价下降的同时也需看到相比核准价仍有溢价， 低成本优势突出。

长期看，核电市场化转型或更顺畅。火电/新能源市场化转型并不顺畅，本质是由于 火电高边际成本、新能源低电能质量，以及两类电源在市场化/清洁化双转型过程中 需要重构收益来源。相比之下，核电非边际机组、电能质量高，适合定位于基荷电源。 加之回本周期长、依赖稳定收益预期，电价不应大幅波动。这一点目前已在美国核电 得到体现，美国核电目前收益构成包括 IRA 法案下的 PTC 底价+长期 PPA 溢价+CFE 环 境溢价。 IRA 法案下核电市场电价位于目标价区间时触发补贴机制，补贴差价。24 年为市场电 价处于 25~43.75＄/MWh 的机组提供至多 15＄/MWh 的补贴，补贴后最高价为 45＄/MWh，后续随通胀率调整。这意味着核电电价下有底。

伴随数据中心对用电需求的增长，签署核电长期 PPA 体现溢价弹性。 Talen-Amazon 协议：计划直连供电+签订 10 年 PPA，合同参考 PJM 电能量/容量价格 初步定于 70＄/MWh，高出 PTC 价格约 25$/MWh，并额外签署 carbon-free energy 协 议（CFE）。未来若发电许可证续期成功，AWS 拥有两个 10 年的续期选择。该模式下 不会触发 PTC 补贴，测算 PTC 价格以外部分将贡献 40%~50%的收入，体现核电的可靠 性溢价和环境溢价。 Microsoft-Constellation Energy 协议 ：计划并网运行+签订 20 年 PPA。计划重启 三哩岛核电并于 28 年并网，并网前 10 年享受 IRA 法案中对重启/新建核电的 PTC 固 定补贴 27.5＄/MWh。

水电：考虑到 2Q24 水电利用小时位于近 12 年历史同期的 64%分位且 8 月下旬起来水 转枯，1H25 水电发电量或同比承压，建议关注分母端逻辑演绎和分子端有增量的标 的。 长江电力在同业可比公司中市场化交易电量占比偏低，充沛的自由现金流使公司分红 能力受短期水文条件波动影响较小，当风险溢价上升时可直观转化为估值提升。 川投能源未来三年水电权益装机容量仍具备成长性。公司参股 20%的国能大渡河负责 我国第五大水电基地大渡河干流流域的水电开发。大渡河流域目前在建的水电站共有 四座，分别为双江口、金川、枕头坝二级和沙坪一级，合计装机容量 352 万千瓦，计 划于 2024~2026 年期间投产。

编辑：火腿肠