2025年电力行业2024年回顾与2025年中期投资策略：电力供需转向宽松，重视盈利稳定品种

1、 2024 年行业回顾：用电需求修复，供给结构分化

1.1、 市场表现：公用事业表现居中，水电避险属性凸显

2025 年内公用事业板块表现居中。截至 2025 年 4 月 30 日，沪深 300 指数 2025 年内累计下跌 4.2%；公用事业板块累计下跌 2.9%，在 31 个一级行业中排名第 19； 电力板块累计下跌 2.3%，电网设备板块累计下跌 5.4%，分别在 124 个二级行业中排 名第 68 和第 87。

水电在市场波动期间展现出较强的避险属性。截至报告发布日，电力板块 2025 年内下跌 2.3%，跑赢沪深 300 指数 1.8pct；其中火电、水电、风电板块分别下跌 0.4%、 0.5%、2.6%，跑赢沪深 300 指数；核电、光伏发电板块年内分别下跌 9.0%、9.8%， 跑输沪深 300 指数。2025 年初至三月中旬，电力板块多数行业跑输沪深 300 指数，3 月下旬至 4 月上旬市场波动加剧，沪深 300 指数出现大幅回撤，电力板块表现出较 强的防御和避险属性。3 月 20 日至 4 月 11 日期间，沪深 300 指数下跌 6.5%，电力 板块下跌 0.9%，水电板块上涨 4.8%，展现出较强的避险属性。

1.2、 电力需求：全行业用电量增速高于 GDP 增速，度电产值下降

2024 年，我国实现 GDP 总额（不变价）128.23 万亿元，同比增长 5.0%，主要 由第二和第三产业拉动；其中第一产业 9.37 万亿元，同比增长 3.5%；第二产业 46.48 万亿元，同比增长 5.3%；第三产业 72.38 万亿元，同比增长 5.0%。分季度看，2024 年 Q1-Q4 分别实现 GDP 总额 29.08/30.74/32.56/35.85 万亿元，分别实现同比增长 5.3%/4.7%/4.6%/5.4%。2025 年一季度实现 GDP30.66 万亿元，同比增长 5.4%。 2024 年，我国全社会用电量 9.87 万亿千瓦时，同比增长 7.0%，主要由第三产 业和城乡居民生活用电拉动。其中第一产业 0.14 万亿千瓦时，同比增长 6.2%；第二 产业 6.40 万亿千瓦时，同比增长 5.5%；第三产业 1.83 万亿千瓦时，同比增长 9.9%； 城乡居民生活用电 1.49 万亿千瓦时，同比增长 10.0%。2025 年一季度，全社会用电 量 2.38 万亿千瓦时，同比增长 2.5%，用电量增速主要由第三产业拉动。 全行业用电量增速高于 GDP 增速，度电产值下降。整体上看，第三产业度电产 值远高于第二产业。2024 年，全社会度电产值 15.31 元，同比下降 0.22 元；具体来 看，第一产业度电产值 69.08 元，同比下降 1.83 元；第二产业度电产值 7.26 元，同 比下降 0.01 元；第三产业度电产值 39.44 元，同比下降 1.85 元。

1.3、 电力供给：风光比例持续提高，电力投资有序推进

从装机结构来看，新能源装机占比快速提升。截至 2025 年一季度末，我国并网 火电、水电、核电、风电、光伏发电装机容量 1450.68GW、437.57GW、60.83GW、 535.37GW、946.32GW，同比新增分别为 54.02GW、14.17GW、3.92GW、78.73GW、 286.27GW，装机占比分别为 42.3%、12.8%、1.8%、15.6%、27.6%。

从利用小时数来看，各电源出力呈季节波动特性；全年火电利用小时具备韧性， 水电利用小时数同比增加，风光利用小时数同比下降。2024 年来水同比偏丰，水电 利用小时数 3349 小时，同比增加 216 小时，但相较 2021-2023 年平均值数仍偏低 40 小时。根据中国气象局数据，2024 年北方大部分地区和华东部分地区风光资源较过 去 10 年均值偏低；受自然资源波动与限电等因素影响，2024 年全国风电、光伏利用 小时数分别为 2127、1132 小时，同比分别减少 98 小时、86 小时。核电利用小时数 主要受机组大修节奏的影响，2024 年核电利用小时数 7683 小时，同比增加 13 小时， 过去几年整体维持高位波动。火电作为电力系统的重要保供电源，负责填补电力供 需缺口；2024 年夏季来水同比转丰，二季度水电利用小时数同比大幅改善，火电利 用小时数较历史均值偏低；随着三季度水电利用小时数下降，火电出力同比提升； 全年利用小时数 4400 小时，同比减少 66 小时。

从电力供给结构来看，大部分电能仍由火电提供，风光发电量占比在逐渐提高。 2024 年，我国总发电量 9.42 万亿千瓦时，其中火电、水电、核电、风电、光伏发电 量分别为 6.34、1.27、0.44、0.94、0.42 万亿千瓦时，占比 67.4%、13.5%、4.7%、9.9%、 4.4%。

风光投资维持高位，火电、核电投资提速。2024 年我国主要发电企业电力工程 投资完成额 1.17 万亿元，同比增长 20.8%，2018-2024 年 CAGR 为 27.5%；具体来看， 火电完成投资 1588 亿元，同比增长 54.3%；水电完成投资 1085 亿元，同比增长 9.5%； 核电完成投资 1469 亿元，同比增长 54.8%；风电完成投资 3081 亿元，同比增长 20.2%； 太阳能发电完成投资 4463 亿元，同比增长 7.8%。2022 年我国重启火电核准，核电 核准提速，火电、核电投资额快速提升，2021-2024 年全电源、火电、核电投资额 CAGR 分别为 28.3%、33.2%、39.8%。

电网投资延续高景气。2024 年，我国电网投资完成额 6083 亿元，同比增长 15.3%； 2025 年一季度，电网投资完成额 766 亿元，同比增长 14.7%，电网投资景气度延续。 2025 年国家电网投资额预计将超 6500 亿元，同比增加 417 亿元，增幅 6.9%。

2、 火电：现货煤价回落，关注行业盈利弹性

2.1、 2025 年 1-2 月电力需求平淡，2025-2026 或将迎来煤电投产小高峰

暖冬叠加闰年高基数，2025 年 1-2 月电力需求增速较缓，火电利用小时数较历 史同期偏低。2025 年 1-2 月全社会用电量累计 1.56 万亿千瓦时，同比增长 1.3%；火 电利用小时数 691 小时，同比减少 72 小时，较 2021-2024 年均值偏低 53 小时。

2022 年煤电核准开闸，2025-2026 年或将迎来投产小高峰。截至 2024 年末，我 国火电总装机容量 1444.45GW，同比新增 53.13GW。2017 年，国家能源局印发《关 于衔接“十三五”煤电投产规模的函》，叫停了超过 50GW 的在建项目和超过 60GW 的已核准或列规项目。据绿色和平统计，2022 年煤电核准提速，2022-2023 年共核准 煤电 197GW，超过“十三五”期间煤电核准总量；2024 年上半年，全国总核准煤电 装机约 1034.2 万千瓦，同比减少约 79.5%。“十四五”期间新核准的煤电项目以百万 千瓦及以上的大型机组为主；主要分布在中东部地区。

2.2、 煤价回落，关注煤电企业盈利弹性

动力煤现货价格持续下降，截至 2025 年一季度末，现货价已低于长协价。2025 年一季度 CCI 动力煤（5500）大宗价格指数（反映现货价格水平）均值为 742 元/吨， 同比下降 169 元/吨，环比下降 92 元/吨；截至 2025 年一季度末，大宗价格指数报 676 元/吨，长协价格指数报 686 元/吨，现货价已低于长协价。电煤中长期合同价格采用 “基准+浮动”的形成机制，基准价与浮动价权重各 50%；2023-2025 年下水动力煤 （5500）中长期合同基准价为 675 元/吨，浮动价取几种煤炭综合价格指数均值。

2023 年火电行业全面实现扭亏，2024 年业绩持续增长，2025 年全年行业盈利 有望进一步改善。2021-2022 年，煤炭供需失衡叠加地缘政治冲突，全球能源价格大 幅上涨，煤炭价格屡创历史新高，导致 2021 年火电行业陷入全行业亏损。2022 年以 来煤炭价格逐渐回落，行业燃料成本压力缓解，经营业绩修复，2023 年火电行业全 面实现扭亏。2024 年，火电行业实现归母净利润 606.98 亿元，同比增长 33.2%；2025 年一季度，火电行业实现归母净利润 212.06 亿元，同比增长 7.8%。

整体来看，行业盈利能力持续修复。2024 年火力发电行业毛利率/归母净利率 14.3%/5.0%，同比提升 1.6pct/1.1pct；2025 年一季度，行业毛利率/归母净利率 16.0%/7.2%，同比提升 1.8pct/1.1pct。

2024 年全国供电煤耗同比微降。长年来，供电煤耗随着大容量、高参数机组的 投产，落后产能的淘汰，节能改造的实施，呈现持续下降的趋势。但随着煤电逐渐 转向调节为主的运行状态，2023 年，我国全口径煤电供电煤耗首次出现“不降反升”； 2024 年，我国全口径煤电供电煤耗 303.21 克/千瓦时（标准煤，下同），同比减少 0.69 克/千瓦时，降幅 0.2%，恢复下降趋势；2025 年一季度全口径煤电供电煤耗 290.40 克/千瓦时，同比减少 2.60 克/千瓦时，降幅 0.9%。

现货煤占比较高的火电企业业绩更具弹性，建议关注东部地区优质火电标的。 2024 年以来，现货煤价持续下降，截至 2025 年 3 月末，CCI 动力煤现货价已低于长 协价，现货煤占比高的火电企业盈利能力有望得到较大的边际改善。

2025 年多数省份长协电价出现回落。根据各省 2025 年中长期电力交易结果，江 苏加权均价 412.45 元/兆瓦时（含增值税，下同），同比下降 40 元/兆瓦时；浙江加权 均价 412.39 元/兆瓦时，同比下降 50 元/兆瓦时；广东加权均价 391.86 元/兆瓦时，同 比下降 74 元/兆瓦时；安徽双边协商均价 412.97 元/兆瓦时，同比下降 23 元/兆瓦时。 2024 年 CCI 动力煤（5500，下同）长协均价 701.12 元/吨，大宗均价 862.12 元/ 吨，全口径煤电供电煤耗 303.21 克/千瓦时（标准煤），火电利用小时数 4400 小时。 2025 年一季度 CCI 动力煤长协均价 690.25 元/吨，同比下降 18.42 元/吨，环比下降 7.75 元/吨；大宗均价 741.75 元/吨，同比下降 169.08 元/吨，环比下降 91.92 元/吨。 核心假设如下：（1）2025 年供电煤耗与火电利用小时数与 2024 年持平，仅考虑 现货煤占比与煤价变动对火电盈利的影响；（2）2025 年全年动力煤长协均价回落至 下水煤基准价，即 675 元/吨，较 2024 年长协均价下降 26 元/吨；（3）全部使用内贸 煤，忽略进口煤价格波动的影响。 煤价回落能够一定程度上冲抵电价下降对煤电企业毛利的影响。在发电企业现 货比例为 20%、50%、80%的情况下，动力煤现货价每下降 10 元，企业单位燃料 成本分别下降 0.77、1.93、3.09 元/兆瓦时（不含增值税）；若 2025 年动力煤现货均 价下降至 675 元/吨，则单位发电成本较 2024 年降低 22.51、41.15、59.79 元/兆瓦时 （不含增值税）。

3、 水电：低利率环境下稳定盈利品种具备配置价值

3.1、 2025 年一季度来水偏丰，全年或呈 ENSO 中性

金沙江和长江流域：2025 年一季度三峡水库入库流量均值 0.71 万立方米/秒，同 比偏丰 12.3%，较 2003-2024 年均值偏丰 28.7%；截至 2025 年一季度末，三峡水库 水位 162.08 米，同比提高 2.79 米，较 2003-2024 年均值偏高 8.16 米。根据长江电力 公告，2025年一季度，乌东德水库来水总量约167.05亿立方米，较上年同期偏丰12.5%； 三峡水库来水总量约 555.19 亿立方米，较上年同期偏丰 11.6%。2025 年一季度，长 江电力水电发电量 576.79 亿千瓦时，同比增长 9.4%。 澜沧江流域：根据华能水电公告，2024 年澜沧江流域来水同比偏丰 0.5 成，其 中乌弄龙、小湾断面同比基本持平，糯扎渡断面来水同比偏丰 4.6%。2025 年一季度， 华能水电所属水电站发电量 197.33 亿千瓦时，同比增长 30.5%，主要原因为托巴电 站 4 台机组共 140 万千瓦全面投产、年初澜沧江水电梯级蓄能同比增加、云南省内 带能力需求与西电东送电量同比增加；剔除上年同期未投产的托巴与硬梁包水电后， 水电发电量为 187.19 亿千瓦时，同比增长 23.8%。

IRI 预计 2025 年全年 ENSO 中性概率较大。ENSO（厄尔尼诺-南方涛动）事件 对我国气候具有重要影响。厄尔尼诺（El Niño）事件通常导致中国南方地区冬季降 水增加，北方地区出现干旱和寒冷天气；拉尼娜（La Niña）事件则会带来中国北方 地区的夏季降水增多和南方的干旱。NINO3.4 指数是用来监测和分析 ENSO 事件的 重要气候指标。据哥伦比亚大学国际气候与社会研究所 IRI 预测，2025 年全年 ENSO 中性概率较大。

3.2、 板块回调充分，低利率环境下稳定盈利品种具备配置价值

水电行业指数距 2024 年内高点已经历充分回调。2024 年至今，水电行业展现出 较强的避险属性，在 2024 年 6 月和 2025 年清明节前后规避了市场下跌风险。截至 报告发布日，水电指数较 2024 年内高点回撤 7.4%，期间最大回撤 15.6%。

重视股东回报，现金分红持续稳健增长，水电资产“债券”属性逐渐强化。 2013-2017 年，利润增长和股利支付率提升共振，推动第一轮行业分红增长。 2013-2017 年行业快速发展、利润快速增长，2016 年溪洛渡、向家坝两大电站注入长 江电力，期间水电行业归母净利润复合增速 32.4%；2015-2020 年行业股利支付率中 枢上升，较 2010-2014 年均值提高约 10%；利润增长与股利支付率提升共振， 2013-2017 年行业现金分红复合增速达 39.5%。 2017-2023 年，股利支付率提升主导第二轮分红增长。2017 年后行业进入平稳 经营阶段，2023 年白鹤滩、乌东德两大电站注入长江电力，2017-2023 年行业归母净 利润复合增速 4.0%；2021-2023 年来水偏枯，行业利润承压，股利支付率中枢再次 提升，较 2015-2020 年均值提高约 11%，延续行业现金分红金额增长趋势，实现连 续 10 年分红金额正增长；2017-2023 年行业现金分红复合增速 6.1%。 2024 年来水持续好转，水电行业全年实现归母净利润 563.21 亿元，同比增长 17.3%；现金分红 347.81 亿元，同比增长 12.6%，股利支付率 61.8%。

2018 年起（2017 年报发布后）水电行业盈利与分红趋稳，其后多数时间水电行 业股息率与国债到期收益率之间表现出较强的相关性，呈现出“类债券”特征。为 避免不同上市公司年报与分红预案披露时间的差异，假设每年 5 月第一个交易日更新上一年业绩与分红数据，使用 t 年的分红计算 t+1 年 5 月至 t+2 年 4 月期间的股息 率。2018年5月至2024年4月水电股息率与10年期国债到期收益率息差均值为0.22%。

2024 下半年，水电股息率与国债收益率的息差走阔，水电资产相对价值被低估。 从绝对值来看，2022-2024年水电股息率均值 2.97%，2025年内均值2.73%，下降24bp； 从相对值来看，2025 年初至今水电净息差均值较 2023.5-2024.4 区间均值扩大 54bp。 2025 年内 10 年期国债收益率均值较 2024Q4 高点已下降 49bp，水电股息率仅回落 8bp。并且根据水电行业 2024 年分红预案，行业现金分红总额 347.81 亿元，再创历 史新高，2025 年 4 月 30 日收盘价对应股息率为 2.93%。从息差角度来看，水电资产 相对价值被低估，低利率环境下水电作为稳定盈利品种具备配置价值。

4、 核电：极端场景下盈利仍有韧性，兼具成长与红利属性

4.1、 极端场景下，上游成本与下游电价变动对行业的影响整体可控

核燃料成本在核电营业收入中占比约七分之一，在营业成本中占比约四分之一。 以中国广核为例，核电营业成本主要包含折旧、燃料、乏燃料处置、运维及其他四 个部分，2024 年中国广核核燃料成本占当期营业收入的 14.4%，占营业成本的 25.61%； 2024 年公司核电业务营业收入 659.32 亿元，假设所有费用和损益由电力业务承担（假 设其他业务毛利润=营业利润，此算法下核电毛利率较实际值偏低），核电业务营业 利润 210.81 亿元，营业利润率 32.0%。

核电企业与各自集团下铀业公司签订燃料供应长协，短期铀价波动影响有限。 上市公司均与各自集团下铀业兄弟公司签订燃料供应长协，确保燃料长期稳定供应。 中广核铀业控股世界第二大铀矿，纳米比亚湖山铀矿，2022 年产量 3358tU，占全球 总产量的 7%；中核铀业控股世界第六大铀矿，纳米比亚罗辛铀矿，2022 年产量2255tU， 占全球总产量的 5%。据中国广核公告，中广核集团拥有的铀矿能够满足公司在运核 电机组未来二、三十年以上的使用需求。据中国核电公告，公司目前采用先采购天 然铀再委托加工成燃料组件的方式，供应链全部签订 10 年长协，根据过去一段时间 内现货和长协价格确定本年度价格，短期铀价波动对公司影响有限。 核电单位燃料成本与铀价呈现一定的相关性，但短期敏感度较低。2017-2024 年， 现货铀价由 22.09 美元上涨至 69.69 美元（单位为磅，下同），区间涨幅 215.5%，而 中国广核单位燃料成本下降 9.1%。据卡梅科（Cameco）数据，2021-2024 年，天然 铀价格大幅上涨，区间内现货价最低、最高值为 27.98、100.25 美元，价差 72.27 美 元，最大涨幅 258.3%；区间内长期价最低、最高值为 33.50、81.50 美元，价差 48 美元，最大涨幅 143.3%。2021-2024 年，中国广核单位燃料成本上涨 9.8%，中国核 电单位燃料成本下降 2.8%。 现货铀价较高点回落 36 美元/磅，长期铀价仍居高位。铀项目重启、新上线公 告增多，短期供给紧张态势略有缓解，2025 年 3 月，现货铀价报 64.23 美元，较 2024 年 1 月高点回落 36.02 美元；但长期铀价仍居高位，2025 年 3 月报 80.00 美元，连续 三个季度维持在 80 美元上方。

据中国核能行业协会预测，未来十年天然铀价格进入缓慢上涨通道。核电发展 维持向好预期，更多国家开始认识到核电在优化能源结构中起到的重要作用，纷纷 重启或扩大核电投资。由于存量矿山提产力度有限，新项目上线速度较慢，供应增 量低于核电需求增量，供应紧张情绪仍会主导市场。同时，欧美浓缩供应短缺对铀 市场的持续影响以及矿山成本中枢上涨的压力将为铀价起托底作用。预计现货、长 期价格在未来均将保持向上态势，呈现有节奏的阶段性上涨，并在 2030 年前后突破 90.00 美元/磅关口。

世界核协会（WNA）发布的核电经济学报告中提供了两种核燃料成本口径，两 种口径计算结果存在一定差异，本文计算燃料成本时，取两种算法结果的平均值， 美元兑人民币汇率取 7.3。 算法 1：制作 1kg 核燃料需要 8.9kg 天然铀（U3O8），转换、富集、燃料制造环 节成本分别为 120、401、300 美元；1kg 铀燃料可发电 360 兆瓦时。 算法 2：当天然铀价格由 25 美元上涨至 50 美元，单位发电燃料成本由 5 美元/ 兆瓦时上涨至 6.2 美元/兆瓦时。由此得，转换、富集、燃料制造环节对应单位成本 3.8 美元/兆瓦时；天然铀价格每上涨 25 美元，单位成本提高 1.2 美元/兆瓦时。 以华龙一号机组为例，假设机组装机容量 1200 兆瓦，单位造价 16000 元/千瓦， 年均利用小时数 7500，30 年直线折旧无残值，乏燃料处置金按 26 元/兆瓦时固定征 收，单位运维及其他成本 60 元/兆瓦时，单位发电收入 340 元/兆瓦时（不含增值税， 下同）。天然铀价格每提高 5 美元/磅，核电燃料成本增加 1.87 元/兆瓦时；当天然铀 价格达 80 元且完全传导至运营商时，核电毛利率为 38.5%。由于未考虑乏燃料处置 金减免等政策优惠因素，测算结果较实际值偏低。

从运营商历史发电成本来看，单位燃料成本变动幅度较小，且燃料价格已经处 于较高水平。2016-2024 年中国广核单位发电燃料成本平均值为 50.29 元/兆瓦时，在 上表中对应天然铀价格约 75 美元/磅，后续测算过程中将该价格水平作为基准情景； 波动幅度约 10 元/兆瓦时。运营商燃料成本波动不仅仅受天然铀价格波动影响，新机 组试运行结束投入商业运行也会导致当期摊销的燃料费用增加。2016-2024 年，受到 新机组投产增多、新投产机组乏燃料处置金优惠期结束等因素影响，中国广核单位 折旧和乏燃料处置成本整体呈现逐年增长趋势，最大涨幅均已超过 10 元/兆瓦时，完 全覆盖燃料成本波动。

考虑到未来一段时间内火电仍是我国的主力电源，我们综合核电运营商历史平 均度电收入和火电发电成本确定电价波动范围。2016-2024 年中国广核平均单位发电 收入 339.83 元/兆瓦时，2016-2023 年中国核电平均单位发电收入 338.23 元/兆瓦时。 假设煤机供电煤耗 300 克/千瓦时（标准煤），5500 动力煤价格为下水煤基准价 675 元/吨；由于存在容量电价补贴煤电固定成本，故不考虑机组折旧；假设火电单位运 维及其他成本 80 元/兆瓦时，则火电单位可变成本（燃料、运维及其他）337.73 元/ 兆瓦时。假设火电与核电厂用电及综合损耗率（售电量与发电量之间的差异）均为 6%。我们将核电单位发电收入中枢设置为 340 元/兆瓦时，对应上网电价 361.70 元/ 兆瓦时（不含增值税）；若增值税税率取 13%，则对应税前电价 408.72 元/兆瓦时（较 中国广核 2024 年税前上网电价 416.19 元/兆瓦时下降 7.47 元/兆瓦时）；动力煤价格 600-750 元/吨对应火电单位可变成本 318.64-366.36 元/兆瓦时，我们将核电单位发电 收入变动范围设置为 315-365 元/兆瓦时。 敏感性测算结果显示，天然铀价格每上涨 10 美元/磅，核电毛利率下降 1.03-1.19pct。基准情景（天然铀价格 75 美元/磅）下，核电单位发电收入每变动 5 元/兆瓦时，核电毛利率变动 0.8-1.0pct。若 2030 年前后天然铀价格达到 90 美元/磅 且完全传导至运营商，则单位发电燃料成本提高至 55.87 元/兆瓦时，较基准情景提 高约 5.61 元/兆瓦时；单位发电收入 340 元/兆瓦时对应运营商毛利率 37.4%，较基准 情景下降 1.7pct。由于未考虑乏燃料处置金减免等政策优惠因素，且远期存在通过绿 证补贴核电环境价值的可能性，测算结果或较实际值偏低。

4.2、 核电核准常态化，中期成长确定，远期分红可期

核电核准、建设进入快车道。2011 年福岛核事故后，国务院《核电中长期发展 规划（2011-2020 年）》提出“只在沿海安排少数经过充分论证的核电项目厂址，不 安排内陆核电项目”，“十二五”期间核准 10 台机组，“十三五”期间仅核准 8 台机 组。2021 年“华龙一号”全球首堆成功投入商运，而后政府工作报告提出“确保安 全前提下积极有序发展核电”，政策发生转向。2022-2025 年已连续 4 年每年核准 10 台百万千瓦核电机组，其中采用“华龙一号”技术的机组 26 台；截至 2025 年 4 月 末，我国在运/在建/核准待建“华龙一号”机组累计达 38 台，核电建设进入快车道。 三代核电相关设备国产化率超 90%，具备每年 10 台/套左右主设备制造能力。 “华龙一号”首堆设备国产化率达 88%，实现了反应堆压力容器、蒸汽发生器、堆 内构件等关键设备在内的 411 台设备的国产化；目前批量化建设阶段相关设备国产 化率已超 90%。截至 2023 年底，“国和一号”已实现整机 100%国产化能力。目前， 我国已形成每年 10 台/套左右的百万千瓦级压水堆主设备制造能力，具备同时建造 40 余台核电机组的工程施工能力。

未来十年有望保持每年开工 8-10 台百万千瓦核电机组的建设节奏。根据核能行 业协会的报告，预计到 2035 年，核能发电量在我国电力结构中的占比将达到 10%左 右，与当前全球平均水平相当，到 2060 年，核能发电量占比需达到 18%左右，与当 前 OECD 国家水平相当。“十五五”和“十六五”期间，按年度开工 8-10 台百万千 瓦机组规模预计，2030 年、2035 年我国核电装机将分别达到 1.2 亿、1.5 亿千瓦左右， 发电量分别约占全国总发电量的 7.3%、10.0%。2022-2025 年，我国已连续四年每年 核准 10 台百万千瓦核电机组，未来核准节奏有望维持平稳。 我国沿海核电厂址储备充裕，可满足中期发展需要。根据各公司公告、政府官 网等公开资料，广西玉林、辽宁庄河、山东辛安等多个沿海核电厂址已纳规，但尚 无机组核准；现有核电厂址浙江三门、浙江金七门、广东廉江等部分已纳规机组尚 未核准，沿海核电厂址储备充裕。根据中国核电公告，我国核电若按照当前每年 8-10 台的核准节奏，沿海的核电厂址尚可满足“十四五”，甚至“十五五”的发展需要。

核电运营商固定资产折旧年限与建设期贷款年限均远低于电站实际使用年限。 根据中国核电公告，核电固定资产综合平均折旧年限为 25-30 年，建设期贷款期限 20 年左右，而二代、三代核电设计寿命分别为 40 年、60 年，且存在到期后延寿的 预期，核电实际运营时间远远超过可衰减成本的递减时间。核电商业模式与水电类 似，建设期资本开支较高，建成后现金流充沛。资本开支周期结束后，核电经营性 现金流较为充沛且高于净利润，分红比率有望逐渐提高。

5、 绿电：2024 年全国风光资源不佳，绿证市场有望持续完善

5.1、 2024 年全国自然资源不佳导致风光利用小时数同比减少

2024 年自然资源不佳导致全国风光发电利用小时数同比减少。根据中国气象局 数据，2024 年北方大部分地区和华东、华南部分地区风光资源较历史均值偏低（左 图蓝色区域，右图蓝色和绿色区域）。2024 年全国风电、光伏利用小时数分别为 2127、 1132 小时，同比分别减少 98 小时、86 小时。

5.2、 绿证市场机制有望持续完善，合理体现绿色电力环境价值

5.2.1、 供给：绿证补发带来的供给冲击将于 2025 年底结束

绿证，即绿色电力证书，是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，1 个绿证 对应着 1000 千瓦时可再生能源电量。2017 年，我国试行绿证制度，以自愿市场为引 导，推动全社会逐步建立绿色电力消费意识。此后，相关制度不断完善。目前，我 国已经建立了绿证核发、交易、应用、核销的全生命周期闭环管理机制，绿证基本 实现（可再生能源项目）核发全覆盖，交易规模和用户数量快速扩大。 2024 年完成绿证补发工作，短期造成供给冲击。2024 年，我国正式对常规水电、 地热能发电项目核发绿证，实现各类可再生能源绿证核发全覆盖；推进分布式光伏 项目绿证核发，全年共对 6.42 万个分布式光伏项目核发绿证 2331 万个。截至 2024 年 11 月，国家能源局基本实现对已建档立卡的集中式可再生能源发电项目 2022 年 6 月至今电量绿证核发全覆盖，后续将进入以当期可再生能源电量为主核发绿证阶段。 2024 年 12 月起，月度绿证核发量大幅减少。根据《可再生能源绿色电力证书核发和 交易规则》，绿证有效期 2 年，自电力生产月起算；2024 年之前的绿证有效期延长 至 2025 年底，本轮供给冲击或将于 2025 年底结束。

绿证核发覆盖几乎全部集中式风光电站与部分水电站发电量。根据《可再生能 源绿色电力证书核发和交易规则》，对风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发 电（含分布式光伏发电和光热发电）、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等可再 生能源发电项目上网电量，以及 2023 年及以后新投产的完全市场化常规水电项目上 网电量，核发可交易绿证；对项目自发自用电量和 2023 年之前的常规存量水电项目 上网电量，现阶段核发绿证但暂不参与交易。截至 2024 年底，国家能源局累计核发 绿证 49.55 亿个，风电、光伏、水电、生物质能发电、其他可再生能源发电累计核发 绿证分别 20.59、9.22、15.78、3.87、0.08 亿个，其中分布式光伏发电核发绿证 0.23 亿个。2024 年内累计核发绿证 47.34 亿个，同比增长 28.36 倍，其中可交易绿证 31.58 亿个。据 2022-2024 年全国可再生能源发电量与绿证核发量估算，集中式风光发电 项目绿证核发基本实现全覆盖（截至 2024 年底，集中式光伏装机容量占比约 58%， 光伏发电绿证核发覆盖率约 57%），水电绿证核发覆盖率约为 50%，生物质能绿证 核发覆盖率约 80%。

5.2.2、 需求：高耗能行业绿电消费要求有望提振绿证消费

绿色电力消费逐渐具备强制性。2017 年中国试行绿证自愿认购制度，鼓励企业 购买绿证。2023 年，国家发改委明确提出绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯 一证明，是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证。2024 年《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》首次提出电解铝行业绿色电力消费目 标，并要求使用绿证核算；2024 年只监测不考核，2025 年各省电解铝行业绿电消费 比例预期值与该省绿色电力（含水电）消纳责任相当。 2024 年绿证市场交易规模迅速扩大，但相较于绿证核发规模的快速增长，当前 绿证消费动力略显不足。2024 年全国绿证交易规模快速增长，交易绿证数量达 4.46 亿个，其中绿证单独交易 2.77 亿个，以跨省交易为主；绿色电力交易绿证 1.69 亿个， 以省内交易为主；而 2024 年年内核发的可交易绿证数量为 31.58 亿个，绿证交易量 仅占核发量的 14.12%。 2024 年供给冲击导致绿证价格大幅下跌，绿色电力的环境价值没有得到充分的 体现。2024 年 1 月，绿证成交均价 153.2 元/个，2024 年 6 月绿证价格下跌至 5 元/ 个，跌幅达 96.72%，2024 年 12 月绿证价格进一步下跌至 2.6 元/个。假设 2024 年绿 证覆盖率与 2022H2-2024 年绿证覆盖率相等，忽略补发的绿证，则 2024 年内发电量 对应的绿证数量为 22.61 亿个，其中可交易绿证 18.72 亿个，绿证交易量仅占年内发 电量对应的绿证数量的 23.83%。

绿电消纳要求覆盖的行业范围进一步拓宽。2025 年 3 月《关于促进可再生能源 绿色电力证书市场高质量发展的意见》首次全面提出行业绿电消费比例要求，加快 提升钢铁、有色、建材、石化、化工等行业企业和数据中心，以及其他重点用能单 位和行业的绿色电力消费比例，到 2030 年原则上不低于全国可再生能源电力总量消 纳责任权重平均水平；国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例在 80%基础上 进一步提升；同时推动将绿色电力消费信息纳入上市企业 ESG 报告。 高耗能行业在终端电力需求中占据重要地位，明确高耗能行业绿电消纳要求有 望提振绿证消费动能。2018-2024 年，我国六大高耗能行业（钢铁、有色、建材、石 化、化工、电力）用电量 CAGR 为 4.80%，其中建材与钢铁行业用电量增速低于平 均。2024 年六大高耗能行业用电量 3.91 万亿千瓦时，占全社会用电量的 39.73%，占 工业用电量的 62.15%；剔除电力行业后，其余五大高耗能行业用电 2.691 万亿千瓦 时，占全社会用电量的 27.32%，占工业用电量的 42.73%。

数据中心电力需求快速增长，有望贡献绿证需求增量。据电联新媒估算，2019 年，我国数据中心用电量 600~700 亿千瓦时，用电量占比 0.8%~1%；中国算力平台 测算，2023 年，中国数据中心用电量约 1500 亿千瓦时，占全社会用电量 1.6%； 2019~2023 年数据中心用电量年增速 21%，高于同期全社会用电量年均增速 6.1%。 据中国信通院预测，在高、中、低三种方案下，2030 年，我国数据中心用电量将超 7000 亿、4000 亿和 3000 亿千瓦时。 假设用电结构中，五大高耗能行业（六大高耗能行业中剔除电力行业）占比 27%， 若绿电消费比例要求为全社会平均水平，则会带动 27%×绿证供应量的需求；并且 绿电消费比例要求每增加 10%，将额外带动 2.7%×绿证供应量的需求。

5.2.3、 绿证市场展望：2025 年仍或处于绿证市场机制完善的阵痛

2025 年电解铝行业将正式面临绿电消费比例考核，国家发改委首次全面提出高 耗能行业绿电消费比例要求，绿证市场消费活力有望进一步被激发。当前绿证消费 动能不足，绿证消费比例（绿证交易量/绿证核发量）仅为 20%左右，随着绿证消费 政策的逐步完善，绿证消费比例有望逐渐提高。 本轮供给冲击结束后绿证价格有望陆续回归绿电环境价值，需求刺激政策的出 台有望带来绿证交易的量价齐升。截至 2024 年底，国家能源局累计核发绿证 49.47 亿个，累计交易绿证 5.53 亿个，剩余库存 44.02 亿个，其中 2024 年之前的绿证有效 期至 2025 年底，2024 年内的绿证有效期两年，对应到期时间为 2026 年。随着超额 供给的绿证逐渐到期、相关绿电消费政策的逐渐落地，绿证交易有望迎来量价齐升。 绿证消费比例与价格水平的提高将显著提升可再生能源发电企业盈利水平。以 龙源电力为例，公司 2024 上半年风电市场化电量占比约 50%；2024 年全年实现风电 售电量 612.8 亿千瓦时，光伏售电量 82.4 亿千瓦时；完成绿电交易 67.01 亿千瓦时， 同比增长 288.84%，交易绿证 1,023.54 万张，同比增长 140.83%。根据公司公告，2024 年上半年公司风光发电市场化电量占比约 50%；假设公司 2024 年全年风光发电市场 化电量占比仍为 50%，对应市场化交易电量 347.6 亿千瓦时，绿电环境价值（绿证） 覆盖率为 48.7%。假设公司火电度电净利润为 0.025 元（参考华能国际、华电国际 2024 年度电净利润 0.022、0.027 元），2024 年公司风光发电度电净利润约为 0.089 元。若维持当前绿证覆盖率，则绿证价格每提高 10 元，公司风光发电度电净利润提高 0.004 元（假设所得税税率为 20%），提升幅度 4.4%。

6、 电网设备：国内总量高增、结构分化，海外市场景气延续

6.1、 国内市场：输变电稳健推进，特高压进度偏慢，电表招标保持平稳

2024 年国网输变电设备招标额同比保持稳健增长。不考虑单一来源和增补项目， 2024 年国网输变电设备招标额合计 728.89 亿元，同比增加 7.8%；特高压设备招标 额合计 261.55 亿元，同比减少 35.5%，进度偏慢，2025 年有望加快。2025 年国网第 一批输变电设备招标额 658.54 亿元，同比增长 23.5%；国网第一批特高压设备招标 额 179.28 亿元，同比增长 98.1%。

2024 年国网电表招标额同比保持稳健增长。2022-2024 年国网电能表招标额较 为平稳，年均招标额 246.14 亿元。2024 年国网电能表招标额合计 246.14 亿元，同比 增加 7.0%。

6.2、 海外市场：需求稳健增长，变压器、高压开关出口高增

2025Q1 电力设备出口金额同比延续高增长。考虑液体介质变压器、高压开关、 电能表三类设备，2025Q1 出口总金额 195.54 亿元，同比增长 39.6%，2021Q1-2025Q1 复合增速 33.1%。结构上看，液体介质变压器、高压开关、电能表出口金额分别为 85.15、84.87、25.52 亿元，占比 43.5%、43.4%、13.1%。

2025Q1 电力设备出口增速主要由液体介质变压器和高压开关贡献。2025Q1 液 体介质变压器出口金额同比增长 57.2%，2021Q1-2025Q1 复合增速 59.2%；高压开关 出口金额同比增长 30.2%，2021Q1-2025Q1 复合增速 28.2%；电能表出口金额同比增 长 8.8%，2021Q1-2025Q1 复合增速 9.6%。 2025Q1 电力设备主要出口地区集中在亚洲、欧洲和非洲地区。液体介质变压器 出口金额占比前三的地区分别为亚洲（42%）、欧洲（24%）、北美（12%）；高压开 关出口金额占比前三的地区分别为亚洲（61%）、非洲（13%）、南美（11%）；电能 表出口金额占比前三的地区分别为亚洲（36%）、欧洲（30%）、非洲（24%）。

编辑：火腿肠