2025年量化“十五五”电价与盈利弹性：坚守优质资产，穿越价格周期

“十五五”低点测试：火电中长期电价与 ROE 压力可控

根据我们测算，煤电的利用小时会在 2028 年前后见底，参照德国能源转型过程与我国“十 三五”的经验，在供需压力最大的年份，年度长协对应的点火价差或可维持 0.08-0.1 元/度， 在容量电价加持下，对应火电 ROE 在 6%-9%。此外，火电受益其调节能力，在中长期分 时、现货交易和辅助服务等方面，或还可以获取额外 0.01-0.02 元/度的结算电价。

电力供需：2028 年前后可能迎来拐点，煤电利用小时底部或在 4300 左右

正如我们在 2025 年 2 月 27 日发布的报告《AI+能源系列：电力篇——AI 能否带动电力提 前跨越周期底部？》所述，我们预测 2025-30 年数据中心用电量 CAGR 达 25%，带动用电 量增速从 4.5%增加至 5.3%（“十五五”CAGR），煤电的利用小时会在 2028 年提前见底。

根据 IDC 的预测 2024-28 年算力增速 35%-40%，我们测算用电量增速 2026-28 年达 20% 以上。需要说明的是，因为芯片、能耗、冷却技术及数据中心位置的不同，美国单位用电 量远低于中国，我们假设未来我国单位能耗持续下降，所以用电量增速显著低于算力增速。

在上述数据中心的用电量测算下，2026 年用电量增速会达到 6%左右，相比 2025 年有所提 升。2025-30 年数据中心用电量 CAGR 高达 25%，带动“三产”用电量增速从 6%增加至 9%，全社会用电量增速从 4.5%增加至 5.3%（“十五五”CAGR）。

在这种情形下，煤电的利用小时会在 2028 年见底，并且底部（4327-4330）会明显高于“十 三五”供需最差的时候（2016-2017:4255-4287）。

火电的定价权：中长期交易的点火价差，周期底部或在 8 分/度

虽然随着发电结构转型与现货市场的运行，中长期签约的影响力在减弱，更多在发挥金融 合同的作用（从 forward 向 future 转变），现货实际交易才最终决定发电企业的量和价。但 是，在新能源渗透率不高的省份（尤其是华南、华东和大部分特高压调度），中长期签约依 然决定了火电的电量，这也是为什么在需求走弱的情况下沿海省份电价下降幅度可能比内 陆新能源占比高的省份更明显的原因之一。

中长期合同意味着提前锁定量价，对实际运行期燃料成本并不可能做准确估计，尤其是年 度合同。所以站在前一年年底当年年初签约第二年年度合同时，往往都会根据当时的煤价 报价，也就是当时的电价 vs 煤价的剪刀差，代表了火电公司的议价能力。而实际新一年获 得的点火价差，其实取决于电价签订后煤价的走势。短期来看，大部分省份中长期合同覆 盖的电量比例较高，所以中长期市场火电在供需相对宽松时，电价谈判可以获得的点火价 差可以集中体现区域市场火电的议价能力。

参照我国“十三五”的经验：2016-17 年利用小时不足 4300 时，年度长协对应的点火价差 0.08-0.1 元/度

作为边际成本最高的机组，火电中长期的报价必然是结合边际成本（燃料成本+运行费用+ 材料费用）与一定的利润空间，最极端情况下边际利润=0。根据我们对 2015 年电改以来华 东、华南、西北、华中、东北、华北的典型 10 个省份的年度交易电价进行研究，在 2016-17 年利用小时不足 4300 时，煤电年度长协报价对应的点火价差在 0.08-0.1 元/度；理论分析， 倘若 2028 年前后我国煤电利用小时底部在 4300，那么我们煤电年度报价对应的点火价差 可能也不会低于 0.08 元/度。

参照广东/江苏两大用电省份月度交易：3 月报价的点火价差恢复到 0.08 元/度

高频的月度价格也是个很好的佐证：广东省 2021 年后利用小时就下降至不足 4,200，2024 年火电利用小时更跌破 4000，但是广东 2025 年 3 月的月度电价（价格通常更低的集中竞 价）对应的点火价差已经恢复到 0.08 元/度，当然这有淡季火电厂检修的原因，但是在煤价 持续下降的过程中，火电电价可以环比回升，至少部分反映了火电的定价权。同理，江苏 火电统调利用小时 2024 年已经下跌至 4230（江苏能监办官网），但是 2025 年 2-3 月月度 电价的点火价差也都超过了 0.08 元/度，月度电价的下降幅度显著低于煤价下降的幅度。

广东和江苏两省月度电量占比均不高，所以通过年度交易回收固定成本的火电厂理论上可 以在月度交易中让出更多的边际利润来获取增量收入，也就意味着点火价差可以在正数前 提下相对下降。不同于年度长协，月度交易在每月月末的时候已经可以相对精准预测下个 月的燃料成本了（库存 20 天左右），所以其实不需要特别高的边际利润去防范煤价波动的 风险。但是实际上，在电力供给相对宽松的 2017-20 年（广东利用小时 3764-4096），广东 省月度集中竞价对应的点火价差高达 0.12 元/度；2024-25 年来，集中竞价点火价差平均 0.04 元/度，双边协商电价对应的点火价差为 0.06 元/度，同时期的利用小时不到 4000。

参照德国转型经验：硬煤利用小时跌破 4300 时，点火价差约 0.11 人民币元/度

参照德国能源转型的经验，2015 年成本最高的硬煤电厂利用小时下降至 4300 以下，当年 德国的煤电点火价差 CDS（clean dark spread）大约 0.007 欧元/度（考虑同期碳价作为碳 排放成本），也就是 0.11 人民币元/度（平均汇率 6.91）。需要说明的是，我们测算的点火价 差用的是德国当年的批发电价与燃料成本；欧洲电力市场的金融合约较多，根据 Vattenfall 等公司的披露，通常年内的电量 50%以上都被本年度之前签订衍生品工具、1-5 年的多年 合约与 Base load power prices（领先一年）等覆盖，所以实际电价与燃料成本也存在一定 程度上的错配（当然成本端肯定也有久期不同的长协甚至套保）。

可能的 pushback：中长期交易的点火价差为什么不能无限趋近于零？

可能会有投资者不理解为什么供需宽松的情况下，点火价差不会无限接近于零。从纯粹的 理论经济学角度肯定是成立的，固定所有沉没成本和收入（包括容量电价），电量报价上只 需要考虑边际收入与成本，只要两者价差为正就可以发电，所以为什么我们认为点火价差 在 4300 利用小时还可以有 8 分/度呢？接下来我们就可能出现的几个重要因素做分析。

参照德国转型经验：唯一出现过负 CDS 在 2020 年，煤电盈利创阶段性新高

和中国不同，德国能源转型前的传统电源装机充裕度较高，导致了他们新能源发展过程中 的电力过剩更为严重：同样在风光电量占比 15%左右的时候（德国的 2011 年 vs 中国的 2022 年），德国电力市场剩余发电规模为 21%（稳定的火电核电水电/最高负荷-1）1，而同期中 国剩余规模仅 11%，于是 2022 年来水偏枯的背景下发生了缺电事件——所以中国电力转型 过程中的电力过剩不会有德国那么严重。 德国在讨论良久后于 2015 年决定不仿照英国开设容量市场，因为电力容量极度过剩；但是 中国却在 2023 年底颁布了火电容量电价政策，这也侧面反映出了两国基荷电源的充裕度有 本质不同。更有甚者，德国“十三五”开始了对煤电提前退役的拍卖，所以煤电倘若盈利较高 会增加政府与用电企业的成本，与我国需要稳定煤电的盈利恰恰相反。

不考虑碳排放成本的话，欧洲煤电的点火价差见底在 2016-27 年大约在 0.001 欧元/度，对 应 0.07-0.08 人民币元/度（平均汇率 7.49）。2018-24 年碳价波动较大，2020 年后批发侧 电价也因为需求和成本扰动波动较大，这才会出现 2020 年我们看到的批发侧电价对应的点 火价差低于零。在此之前，即便德国硬煤利用小时只有 3000 左右，考虑碳排放 的点火价差最低也有 0.03 人民币元/度（汇率 8.44）。

但是我们要说明 2020 年疫情导致全球需求低于预期（硬煤利用小时 1878），进而导致电价 突发性下降及高频的负电价，但其实 2020 年德国电力公司的收入大部分在 2020 年之前就 通过长期合同锁定了。以德国最大的电力公司莱茵集团的利润对比，不难发现： 2020 年虽然疫情导致需求偏弱，利用小时骤降，批发电价大幅度下降，理论测算的点火价 差为负，但其实发电企业因为电价提前锁定，燃料成本下降，实际的盈利非常高。

煤电自身的成本曲线：支撑约 5 分/度的最基本点火价差（以安徽为例）

我们以安徽省火电成本为例拟合成本曲线，假设所有机组按照边际成本+5%利润率报价（大 部分省份偏差 5%以内不考核），从低到高排序出清；假设利用小时 4300，也就是从最低到 86%分位的电厂可以出清，那么对应的边际价格也=全市场出清价格=0.48 元/度，相对于出 清的 86%的机组的平均成本 0.33 元/度，平均点火价差为度电 5 分。所以当地火电成本曲 线越陡峭，新、老机组效率相差最大，火电成本曲线本身所支持的点火价差也就越大。

低边际成本新能源的挤压：火电在新能源大省定价权依然突出，且交易价格远高于风光

近年来，市场最担心的就是低边际成本的风电光伏越来越多入市，可能拉低中长期与现货 的电价。我们在下一段会进行具体阐述现货对火电的利好，本段我们先集中分析为什么新 能源对中长期电价没有定价权。首先大家很容易理解边际出清的定价原则决定了只要非火 电的发电量不比需求多，大概率新能源都会报低价甚至零价以保障中标，而依靠火电的高 报价跟随定价，所以新能源在中长期尤其是年度交易中定价的先决条件就是当地新能源发 电量接近或高于需求。

根据中电联披露，2024 年各省组织的中长期直接交易电量占全国工商业电量的 57%，我们 预计随着低电压等级的用户不断直接入市，整体市场化交易电量还是会不断增加。假设这 一比例不变，我们测算 2030 年新能源占比高于中长期直接交易电量有 6 个省份（新疆、青 海、甘肃、吉林、宁夏、河北），原因是这些区域有大量外送电。在极端情况下，倘若外送 电无法顺利送出，这些省份的新能源有可能成为中长期电价的主导因素，进而在供需宽松 的条件下有可能把边际电价拖累至火电的边际成本以下。

我们以新疆 2024-25 年度交易为例来说明新能源不断增加后对火电电价的影响。新疆电力 市场有两大特点：1）新疆 2024 年风光发电量 1162 亿度已经接近 2025 年度交易整体 1175 亿度，根据能源局公布的数据 2024 年风电和光伏消纳率仅 93%和 92%，在全国所有省份 中仅高于青海与西藏；2）新疆火电的煤炭采购多为坑口，煤电成本稳定且低，所以煤价对 电价本身的影响不大。

随着风光的渗透率提升，2025 年年度交易量中光伏同比增长 81%，风电同比增长 46%， 风光占比从 2024 年的 27%提升至 30%，火电占比从 66%下降至 63%。光伏的高速增长拉 低了谷段和深谷段电价，火电在谷段和深谷段报价分别同比下降 1.0%和 10.5%，但是调节 能力相对较弱的径流式水电两段报价分别下降 12.8%和 18.6%，体现了火电在低价时段对 价格和电量的控制能力。火电平段报价虽然略降，但是峰段和高峰期报价均同比上调。同 时，火电下调了谷段和深谷的电量比例（从 33%至 32%），从而实现整体加权平均交易均 价同比上涨 0.3%。光伏虽然除了尖峰段其余时间的成交均价均有所提升，但是因为谷段和 深谷的电量占比从 38%增加至 50%，尖峰和峰段电量占比从 14%下降至 12%，所以整体 出清均价从 165.69 元/兆瓦时下降 0.6%至 164.77 元/兆瓦时。

风电和光伏因为不稳定性，在中长期电量中激进获取高峰期电量其实反而有可能产生负面 影响，因为一旦在实际运行中无法履约，可能需要按照较高的现货电价反向结算或者做偏 差考核，所以即便风光发电量高于总体需求，也不可能把火电在大部分时间尤其是峰值挤 出边际定价者。光伏增加的过程中拉低了深谷和谷段的电价，只 有坑口煤电联营的机组才可以盈利；火电在两段低价报量中显著低于日内相对稳定的水电， 基本体现了报价策略或火电的开机需求。

以市场化先锋省份山西为例，作为第一个正式上线电力现货市场的地区，2025 年山西年度 交易中新能源电量占比已经低于 0.7%；新能源考虑到自己波动的风险，对曲线事前分解要 求较高的年度合约不会过多暴露头寸，而是等到月度和日前再做交易。这本身也会增加火 电在中长期交易中的定价权。和新疆一样，因为年度交易有时间段要求，所以整体新能源 中长期电价与火电趋势一致，但始终低于火电。

以甘肃为例，2024 年统调常规火电和热联联产的电厂利用小时已经下降至 4122 和 4128， 火电市场化交易执行均价显著高于风电光伏水电，且通过现货、两个细则与辅助服务市场 度电还可以获得 0.011、0.0054、0.0001 元的额外收益。

火电底部盈利：容量电价加持下 6%-9%的 ROE

按照我们此前的论述，火电在“十五五”底部利用小时 4300 的时候还可以保持 8 分/度的 点火价差，那么火电供需底部的盈利是多少呢？

火电源于现货或辅助服务市场的优势，结算电价或可能高于交易电价 1-2 分/度

基于我们可以获取的煤电交易与结算电价数据，煤电结算电价相对煤电交易电价平均溢价 在 1-2 分/度，这部分差别主要是由于现货市场、分摊考核补偿、“两个细则”辅助服务等因 素产生的。这个差值涵盖了盈余阻塞分摊、不平衡资金分摊等科目，所以波动较大，但是 至少部分体现火电因为其调节能力而获得的溢价，参考甘肃省的结算情况也可以得出类似 结论。

单纯举电能量电价这部分为例，火电可以降低负荷不发电而是从现货市场买电履约中长期 合同，这时候火电公司的结算电价=中长期电价-现货市场电价；倘若现货市场电价为负，那 么火电的实际结算电价就会高于中长期电价。所以，现货电价的高低不代表发电企业收入 的多少，我们建议更多关注年度和月度电价（通常头寸为正）。

未来调峰功能会更多通过现货实现，但是调频需求依然很大。参考德国终端电价的构成， 随着新能源占比持续增加，调频等费用在购电成本中不断上升，加上电网费与可再生能源 补贴的持续上升，是德国终端电费攀升的主要原因。

考虑容量电费，火电公司周期底部或还可以维持 6%-9%的 ROE

我们建立 DCF 模型对煤电公司的盈利进行预测，参考《火电工程限额设计参考造价指标》 假设煤电单位投资为 3.2 元/瓦，发电煤耗我们参考能源局公布的 2024 年数据 288 千克度， 火电机组寿命 30 年会计折旧 20 年（净残值 5%），厂用电率 5%。收入端灰渣固废收入与 成本端的人工、材料、维修等费用参考甘肃能源、华电国际、淮河能源等资产注入的公告。 融资方面，假设项目资本金 20%，贷款利率 4%，等本还款。

假设该项目容量电价每瓦 165 元（中央规定 2026 年开始全国最低标准）或 330 元（中央 规定全部容量电价标准），根据不同的点火价差假设电价，我们可以算出不同情景下的火电 盈利。在利用小时 4300 左右，假设火电的点火价差 8-9 分/度（考虑火电因为其调节能力 可以获得的额外结算电费），没有容量电价的条件下火电企业很难盈利；考虑 165-330 的容 量电价，火电平均 ROE 在 6.5%-8.6%；事实上，如果火电公司谈判电价的时候可以保住 5 分/度的点火价差（对应德国当年利用小时大约 4000），只要容量电价可以给足 330 元/瓦， 火电有 7%的 ROE 和 3 分/度的净利。

需要说明的是，我们这里测算的是火电厂的盈利情况，上市公司作为电厂的控股公司，母 公司层面还有大量成本与费用，会导致实际盈利能力低于旗下实体电厂的盈利。以华能国 际为例，公司 2023 年母公司报表利润剔除投资收益后，对应度电需要分摊 1 分 4 的成本； 公司实际电厂的盈利能力高于报表中呈现的财务数据。

煤价下降如何影响水电、核电和新能源

我们对 2017-25 年度长协电价做了历史回归，煤价对电价的解释力度在大部分省份都达到 了 90%以上，但是利用小时在时间上与区域上的解释力度都不高（相关性低于 50%）。所 以煤价下行的过程中电价大概率会随之下行，利用小时高低并不必然导致电价高低，或者 说利用小时高的区域并不一定电价或点火价差高。随着我国碳市场的建立及碳配额的需求 增加，碳排放成本的增长会带给电价向上的支撑。

煤价下降过程中电价大概率下降，决定火电盈利的是点火价差，电价下降火电不一定受损； 但是对核电、水电和新能源却有影响。要说明的是，虽然按照纯微观经济学理论边际成本 最高的火电通常是交易电价决定者，但是交易机制倘若规定其他电源的结算电价与交易电 价脱钩（例如新能源机制电价政策），那么其他电源对电价的敏感性也会随之降低。

电价预测：煤价 700 元/吨的假设下，火电电价下行幅度可控

假设“十五五”利用小时低点火电可以支撑 0.08 元/度的点火价差（相比 2025 年度长协的 时候低 0.02-0.03 元/度），我们根据各省煤价、运费、历史点火价差与未来利用小时的变化 测算电量电价；我们的理论测算考虑目前基准上下浮动 20%的规则不变。

按照华泰煤炭组对 2026 年煤价恢复到 800 元/吨的判断，2026 年年度长协电价没有太大下 行风险；如果现货煤价跌破 700 元/吨，我们判断全国层面电价在可能还有 1-2 分/度左右的 下降空间，结合容量电价 2026 年会带来度电 1-2 分的增量收入（中央发改委对容量电价的 规定是 2024-25 年至少每瓦每年 100 元，2026 年开始至少每瓦每年 165 元），2026 年火 电整体全国层面电价下行的压力不大。“十五五”利用小时的低点我们测算电价整体比 2025 年度长协可能还有 3-4 分/度的下降空间，在煤价 700 元/吨的前提假设下。

核电：LCOE 优势显著，以中核为例最悲观电价预期下 DCF 高于现在市值

根据我们 2023 年 9 月的报告《核电：从 DCF 视角看估值提升空间》，综合含税电价在 0.37-0.38 元/度以上，三代核电全投资 IRR 可以达到 6%以上。三代核电在标准假设下的 LCOE 在 0.25-0.3 元/度之间，相比沿海的火电、陆风和光伏，都具备相当显著的竞争优势。 根据我们的 DCF 模型，贴现率 7%的假设下，2025 年各地交易规则下中国核电全部已获核 准的项目可以支撑 2555 亿市值，“十五五” 利用小时低点，公司全部项目依然可以支撑 2232 亿市值，假设核电全部电量入市，在最悲 观的供需环境下电价也可以支撑 1981 亿市值，高于公司 2025 年 3 月 7 日收盘价。

除广东广西外，其余省份 2025 年年度长协电价对应的核电全投资 IRR 依然高于 6%。随着 火电定价的中长期电价下降，核电盈利能力会有负面影响，所以各地核电入市规则会需要 逐步与火电电价脱钩，例如给予核电政府合约价格来保障核电盈利的稳定性。

水电：最悲观电价预期下三大水电公司 DCF 空间或有 5%-79%

长江电力、华能水电和雅砻江都有部分电量与落地端火电电价有，所以煤价下降、火电电 价下降的过程中也会受到一定程度的影响。根据我们的测算，三大水电公司 2028 年的利润相对 2023 年的实际利润 依然还有 24%-27%的增长，其中长电主要是依靠折旧与财务费用的下降实现的，华能水电 和雅砻江除还有新增机组带来的利润增长。

我们同样按照 DCF 测算，在 6%的折现率假设下，假设电价参照我们 2024 年的假设，长 电和华能水电市值空间或有 19%和 83%，国投电力仅考虑雅砻江的价值市值空间或有 13% （不考虑其火电和风光的价值）；即便按照利用小时低点（2028 年）煤价 700 元的低电价， 长江电力、华能水电和国投电力也都可能有 5%-79%的市值空间。

新能源：考虑 6h 储能，我们测算的低点电价已经不支撑光伏收回成本

剔除外送消纳的新能源，2024 年大约 80%的风光电量是在省内消纳的（能源局公布的 2024 年消纳的非水可再生能源电量是 1.8 万亿度，通过直流特高压输送的清洁能源电量是 0.32 亿度，考虑两个数字内各有部分生物质和水电），所以省内的电价对风光投资的影响程度还 是比较显著的。 我们对各省风光项目建立 DCF 模型测算 LCOE，利用小时参照 2024 年能源局公布数据， 建设成本参照国家电投《新能源电站单位千瓦造价标准值（2024）》；按照最新的中央政策 我们不考虑配储，各地陆上风电和光伏的 LCEO 相比煤电在 700 元每吨的煤价下报价的低 点折价比例较高，除部分海风外几乎都没有太大盈利压力。需要说明的是，我们这里尚且 还没有考虑风光因为时间曲线导致中长期交易电价可能低于火电，和新能源因自身不稳定 性在现货和辅助服务市场上的额外损失。

倘若我们考虑风光的不稳定性，假设光伏需要装 6 小时的储能，按照 0.5 元/wh 的储能成本， 就几乎没有光伏可以在我们预测的供需低点的电价（煤价 700 元/吨）下盈利。从侧面说明， 国家出台的机制电价政策非常及时有效，同时市场化的风光在当前造价下也不支撑市场化 电价明显低于我们的测算。

热/冷直供或是发电企业应对潜在电价压力的有效策略

根据我们测算所得，2023 年我国供热市场规模或达 3240 亿元，其中居民占比约 85%，工 业供热市场规模 472 亿。我国数据中心（IDC）能源需求快速增长，节能降耗成为降低 PUE 的核心，我国已有个别项目开始尝试垃圾焚烧厂+IDC 合作使用余热制冷（溴化锂制冷）。 据我们测算，若电价高于 0.55/0.51 元/度，即除我国少数北方地区以外，热电联产+IDC 更 具备经济性。我们预测 2025 年我国 IDC 用电量 3847 亿度，若 PUE 为 1.5，制冷需求中 20%由余热制冷满足，则对应蒸汽需求 0.75 吨，可以增加 2023 年蒸汽供应量的 32%。

热价：与煤价有关，连云港历史最低热价对应电价 0.42-1.25 元/度

近年来我国多个省市逐渐建立针对工业蒸汽的煤热价格联动机制方案。以连云港市为例， 连云港市物价局于 2022 年 11 月 8 日印发《连云港市市区煤热价格联动办法》，以中国煤炭 资源网发布的秦皇岛港动力煤 5500 大卡混煤港口平仓价格作为计算依据；3 个月为一个联 动周期；煤热比以 1 吨 5500 大卡煤炭生产 6 吨蒸汽计算；煤炭价格变动额实行按比例负担， 同步调整的原则，煤炭价格变动额 20%由热电联产企业自行消化，80%通过调整供热销售 价格解决。在 770 元/吨煤价、192 元/吨蒸汽价格下，我们测算额外供热或可以带给火电、 垃圾焚烧和核电 6.9/2.1/2.0pct 的全投资 IRR 增厚。其中，对于造价较高的四代核电高温气 冷堆（假设造价 49 元/W），在我们假设的最悲观的电价、热价下（电价基准下浮 20%，热 价取连云港市 2020 年以来蒸汽价格最低值 184 元/吨），资本金 IRR 仍可能达 8.2%。

火电热电联产主要涉及背压式汽轮机（热能可得到充分利用，但不可能同时满足热负荷和 电负荷变动的需要）、抽气凝汽式汽轮机（从汽轮机中间抽出部分蒸汽，优点是能在较大范 围内同时满足热负荷和电负荷的需要，适用于负荷变化幅度较大，变化频繁的区域性热电 厂；缺点是热经济性略差，辅机较多投资较大）和抽背式汽轮机（结合背压式与抽凝机组 的功能）。

核电热电联产主要涉及饱和蒸汽汽轮机（主要用于压水堆和沸水堆，一般压水堆平均出口 温度低于 310℃，所以二回路只能产生压力较低的饱和蒸汽）和过热蒸汽汽轮机（主要用于 高温气冷堆、快中子增殖堆等堆型）等，主要取决于核电站的堆型和运行条件。

若以 184 元/吨的工业蒸汽价格作为基准价格（连云港市 2020 年以来蒸汽价格最低值），我 们测算燃煤/核电/垃圾焚烧每牺牲一度电供应的蒸汽或对应电价 0.42/1.25/0.92 元/度。参考 实际项目，我们取燃煤/核电/垃圾焚烧项目的热耗率分别为 6330/18907/13885KJ/KWh，则 每少发 1 度电对应 0.002/0.007/0.005 吨蒸汽，以基准汽价计算对应的电价为 0.42/1.25/0.92 元/度。

火电：牺牲电量给工业供热或将带给火电 6-7pct 的全投资 IRR 增厚

我们建立 DCF，对燃煤供热经济性进行分析。主要比较纯供电、热电联产、纯供热三类项 目的经济性，其中考虑燃煤热电联产项目涉及的汽轮机存在差异，将燃煤热电联产细分为 三种类型：1）背压式机组，2）抽背式机组，3）抽凝式机组；每种类型中又拆分为供居民、 供工业两种情形。经测算，我们发现 IRR 视角下，热电联产（供工业）>纯发电>热电联产 （供居民，抽凝除外）>纯供热。测算结果表明，热电联产（供工业）项目供应工业蒸汽带 来的经济效益，超过了损失的发电量减少的经济效益，即该类项目实际收益率与供工业热 价、热电比紧密相关。DCF 测算中我们假设蒸汽价格为 192 元/吨（适用于背压、抽背项目）、 热量热价为 65 元/吉焦（适用于抽凝项目），在此基础上，我们测算发现 1）额外供热（工 业热电联产）或将带给火电 6.85pct 的全投资 IRR 增厚（背压、抽背、抽凝项目均值）。

若以 2025 年 2 月底镇江港动力煤平仓价（5500kcal）770 元/吨为基准煤价，参考连云港 工业蒸汽煤热联动机制，计算蒸汽价格变化对应的煤价变化，则对于工业热电联产（背压） 项目，当煤价下降至 360 元/吨时，其 IRR 与纯供电项目接近；对于工业热电联产（抽背） 项目，当煤价下降至 554 元/吨时，其 IRR 与纯供电项目接近；对于工业热电联产（抽凝） 项目，当煤价下降至 561 元/吨时，其 IRR 与纯供电项目接近。

核电：工业供热或将增厚全投资 IRR 2pct，四代高温气冷堆潜在盈利可观

当前我国投运的核能供热项目以居民供暖为主，实现工业供汽的项目相对较少，仅有中国 核电旗下的浙江海盐工业供热项目与田湾核电蒸汽供能项目。其中浙江海盐工业供热项目 的热能由秦山核电站提供，在不影响原有发电量和安全性能的前提下，利用秦山核电机组 剩余热功率产生的热量，通过层层隔离的供热管网传输给工业用户；江苏田湾核电蒸汽供 能项目的热能则由田湾核电站提供，田湾核电 3、4 号机组内的核燃料发生核裂变产生的能 量，加热二回路的水，产生高温高压的蒸汽，再经过三回路管网传送到用汽端（连云港石 化产业基地）进行工业生产利用。 2024 年 8 月国务院核准的江苏徐圩核能供热发电厂项目（一期）是国内首个以供汽供热为 主要目的，兼顾电力供应的项目。采用我国具有完全自主知识产权的第三代核电技术华龙 一号和第四代核电技术高温气冷堆耦合的方案建设核能供热系统，拟建设 2 台华龙一号压 水堆核能发电机组和 1 台高温气冷堆核能发电机组，配套建设蒸汽换热站。首次采取以热 定电的运行模式，通过华龙一号主蒸汽加热除盐水制备饱和蒸汽，再利用高温气冷堆主蒸 汽对饱和蒸汽二次升温，建成后设计工况下将同时具备高品质蒸汽供应能力和发电能力。

我们建立 DCF，对核能供热经济性进行分析。首先比较纯供电、热电联产、纯供热三类项 目的经济性，其中结合核能供热项目实际运行情况，将核能热电联产细分为三种情形：1） 不牺牲电量供热给居民；2）牺牲电量供热给居民；3）牺牲电量供热给工业。

经测算，我们发现 IRR 视角下，热电联产（牺牲电量供工业）>纯供热≈热电联产（不牺 牲电量供居民）≈纯发电>热电联产（牺牲电量供居民）。测算结果表明，额外供热（工业 热电联产）或将带给核电 2.01pp 的全投资 IRR 增厚，即热电联产（牺牲电量供工业）项目， 如江苏徐圩一期项目，因供应工业蒸汽带来的经济效益，超过了因损失发电量而减少的经 济效益，即该类项目实际收益率与蒸汽价格紧密相关。DCF 测算中我们假设蒸汽价格为 192 元/吨，在此基础上，我们测算发现当蒸汽价格下降 27%至 140 元/吨时，热电联产牺牲电 量供工业项目 IRR 与纯供电项目接近。 若以 2025 年 2 月底镇江港动力煤平仓价（5500kcal）770 元/吨为基准煤价，参考连云港 工业蒸汽煤热联动机制，则蒸汽价格下降至 140 元/吨对应煤价下降至 311 元/吨，由于 2016 年以来镇江港动力煤平仓价（5500kcal）均高于该水平，故我们认为即使未来煤价延续下 降趋势，核电热电联产供工业的项目仍具有较强经济性。

经测算，我们发现 IRR 视角下，4 代核电机组（高温气冷堆）工业热电联产项目能实现盈 利。当前 DCF 测算中，工业蒸汽价格为 192 元/吨，使用的电价为江苏省基准电价 0.391 元/度。考虑 2025 年以来煤价呈下行趋势，我们以不同的汽价、电价假设，对工业热电联 产项目进行敏感性测算。测算发现，即使在最悲观的假设下：1）电价下浮 20%至 0.31 元/ 度；2）蒸汽价格降至 184 元/吨（连云港市 2020 年以来蒸汽价格最低值，该价格自 2020 年 5 月 1 日起执行），四代核电（高温气冷堆）工业热电联产项目仍能收回投资，资本金 IRR 为 8.32%，投资回收期 21 年。

编辑：火腿肠