(一)顶层设计完善，全国统一电力市场建成
1.整体目标:“十五五”期间建成全国统一电力市场
“中发9号文”开启第三轮电改，电力市场化探索取得积极成效。目前我国已形成覆盖省间省内、覆盖多时间尺度和多交易品种的全市场结构体系，有效承接发用电计划放开，有力促进能源资源大范围优化配置。随着新型电力系统建设不断推进，以及电力市场化改革逐步迈入“深水区”“无人区”电力市场建设面临供需形势变化拐点和新能源消纳与发展形势拐点。
加快建设“四位一体”新型电力系统。国家能源局《新型电力系统蓝皮书》提出新型电力系统“四位一体”特征。新型电力系统以高比例新能源供给消纳体系建设为主线任务，以源网荷储多向协同、灵活互动为坚强支撑，以坚强、智能、柔性电网为枢纽平台，以技术创新和体制机制创新为基础保障。新型电力系统具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大重要特征，其中安全高效是基本前提，清洁低碳是核心目标，柔性灵活是重要支撑，智慧融合是基础保障，共同构建了新型电力系统的“四位一体”框架体系。电源侧方面，市场化、清洁化加速，随着电力市场建设逐步完善，统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的全国统一电力市场体系基本建成，促进新能源发展和高效利用。
十四五明确顶层设计与基础规则体系，十五五期间建成全国统一电力市场。十四五以来，先后明确全国统一电力市场顶层设计与“1+6”基础规则体系。顶层设计方面，2022年4月中共中央国务院印发《关于加快建设全国统一大市场的意见》，提出健全全国统一电力市场体系，至2024年11月国家能源局、中电联等印发《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》明确建设目标，提出2029年建成全国统一电力市场。基础规则体系方面，2024年，国家发改委、国家能源局修订了已经实施19年的《电力市场运行基本规则》，形成了全国统一电力市场“1+N”基础规则体系中的“1”，此后又陆续围绕电力市场运作的核心部分和关键环节编制出台了6项配套规则。至2025年7月，国家发改委、国家能源局引发《电力市场计量结算基本规则》，标志着盖电力市场各品种各环节的“1+6”基础规则体系初步构建完成。
市场交易规模持续扩大，市场电比例超过60%。根据中电联《2025年1-6月份全国电力市场交易简况》，2025年1-6月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量29484.9亿千瓦时同比增长4.8%,占全社会用电量比重为60.9%,同比提高0.52个百分点,占售电量比重为74.6%,同比提高0.91个百分点。省内交易电量合计为22777.6亿千瓦时，其中电力直接交易21766亿千瓦时、合同转让交易1007.5亿千瓦时、其他交易4.1亿千瓦时。省间交易电量合计为6707.4亿千瓦时，其中省间电力直接交易339.8亿千瓦时、省间外送交易6119亿千瓦时、合同转让交易79.3亿千瓦时、省间现货交易169.3亿千瓦时。
2.主要内容:完善“能量一调节-环境一容量”四维价值体系
激活电力多元价值，支撑新型电力系统建设。新型电力系统的安全稳定运行、绿色低碳转型，需要激活电力商品的多元价值属性。电力价值将从以电能量价值为主，逐步向电能量价值、调节价值、环境价值、容量价值等多元价值并重转变，并充分利用电力多元价值支撑新型电力系统建设。近年来，国家层面持续加强电力市场体系顶层设计，在电能量交易的基础上，不断创新交易品种、丰富市场功能，电力市场的不断完善，助力电力多元价值逐步显现。
中长期市场交易频次不断提升,与现货市场衔接。此前,电力中长期交易主要包括“年度长协和“月度竟价”，其中年度长协偏向于稳定和长期，而月度竟价则更加灵活和短期。随着新型电力系统建设，要求持续深化电力中长期交易，缩短周期，提高频次，发挥中长期交易的风险规避作用并于现货衔接。截至2024年底，多数省份中长期交易频次和周期趋近于日。河北南网、蒙西、陕西、山东、吉林等19个省(区)最小交易周期已达到D-2日，云南已达到 D-1日。
现货市场建设取得显著成效，截至2025年6月已有7个市场转入正式运行。从现货市场建设进展上来看，一般要经历5个重要的时间节点，即模拟试运行->结算试运行->长周期结算试运行->连续结算试运行->正式运行。截至目前，已有甘肃、蒙西、山西、山东、湖北、广东、省间7个市场进入正式运行。考虑到陕西、浙江、安徽3个市场已处于连续结算试运行阶段，预计在今、明两年或有望陆续转入正式运行。展望长期，根据中电联发布的《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》，其提出“2029年前全国绝大多数省份电力现货市场正式运行”我国电力现货市场建设节奏逐渐明晰。
辅助服务品种日益丰富。在区域层面，华北、华东、华中、东北、西北主要开展区域内调峰交易，实现区域内资源余缺互济;南方开展与区域现货市场相衔接的区域调频、备用交易。在省内，各地主要开展调峰、调频等辅助服务交易，并根据电网实际运行需要，不断调整丰富辅助服务交易品种，探索爬坡等灵活调节资源的交易。
现阶段辅助服务主要由发电侧分摊，品种以调峰为主。2024年，全国电力辅助服务市场费用为402.5亿元，其中用户侧分摊费用11.1亿元，用户侧分摊占比2.8%，用户侧平均度电分摊价格为 0.0008元/千瓦时。发电侧煤电、风电、光伏、核电、水电、气电、其他电源分摊比例分别为 24%、44%、19%、8%、3%、1%、1%，发电侧平均度电分摊价格为0.0053元/千瓦时。分品种来看，调峰、调频、备用、其他费用分别为330.4、68.9、2.9、0.3亿元。展望“十五五”调峰服务收入将逐渐通过现货市场价差实现，调频、备用等其他辅助服务品种规模仍将持续增加。
借鉴国外电力市场发展经验，新能源到达临界点后辅助服务规模迅速增加。(1)英国:2019-2022年间，新能源电量占比由23.8%提升至31.2%。2019年以前，随着新能源渗透率不断提升英国辅助服务市场规模稳步提升，但由于2020年以来新能源渗透率不断提升以及新型冠状病毒肺炎疫情流行引起的负荷水平降低的双重影响，英国辅助服务市场规模急剧扩张。(2)澳大利亚:2016-2022年间，新能源电量占比由7.7%提升至23.5%。2016年以前，澳大利亚国家电力市场中频率控制辅助服务通常占全年电力市场交易额的0.5%以下。2016年以后伴随着大规模新能源并网以及电源结构的显著变化，澳大利亚电力系统频率急剧恶化，推动辅助服务需求及市场价格迅速攀升。
绿证、绿电交易规模快速增长，潜在增长空间依然广阔。2024年、2025年上半年我国绿证交易分别为4.46亿个、3.48亿个，同比分别增长321%、118%，其中绿电交易分别为2336亿千瓦时、1070亿千瓦时，同比分别增长235%、38%。按照2024年、2025年上半年新能源发电量18360亿千瓦时、11478亿千瓦时测算，新能源发电量中绿证交易占比仅为24.3%、30.3%。由于绿色环境价值体系待完善、跨区域绿电交易规模有限、交易规则待健全、绿电绿证和碳市场衔接等原因,绿电和绿证交易规模受限。
绿证价格现阶段承压，长期来看碳价支撑绿证价格。近年来由于绿证核发量激增，并且2025年实现核发范围全覆盖，短期市场难以消化，绿证价格持续承压。其中2024年、2025年上半年绿证交易均价仅为5.59元/张、5元/张，较2023年30元/张下跌80%以上。长期来看，随着强制消费考核扩大以及绿证国际互认取得积极进展,绿证将实现其降低碳排放的环境价值。根据一般经验如果采用绿电代替煤电，度电减排700-800g二氧化碳，按照目前全国碳市场碳价70元/吨测算，绿电环境溢价约为0.05元/千瓦时，对应绿证价格50元/张，较目前绿证成交价高出10倍。
十五五初期煤电容量电价提升至50%，甘肃最高可达100%。目前，我国尚未建立容量市场，主要通过煤电容量电价机制、抽水蓄能的两部制电价机制等价格政策来保障各类电源的固定成本回收。以煤电为例，2023年11月国家发改委、国家能源局《关于建立煤电容量电价机制的通知》明确 2024-2025年煤电容量电价回收30%的固定成本，而从 2026年起这一比例不低于50%。近期甘肃省发改委《甘肃省关于建立发电侧容量电价机制的通知(征求意见稿)》明确甘肃2026-2027年煤电容量电价为每年每千瓦330元，基本实现固定成本100%补偿。随着能源转型持续推进，我们预计西部其他新能源装机比例高的省份也有望上调容量电价，长期来看全国各省容量电价均有较大提升空间。随着容量电价提升以及煤电利用小时数下降，煤电度电容量电价随之提升，提升煤电盈利稳定性。
(二)新能源装机 30 亿千瓦，占比接近 60%
预计2030年新能源装机将达到30亿千瓦，并成为装机主力。“十五五”期间，预计风电行业呈现海陆并举态势，陆上风电机组的大型化智慧化势头正劲，风电与储能、微电网等相互聚合的新业态更加普遍，老旧风电场的升级改造市场前景广阔，海上风电随着漂浮式海上风电商业化进程加速，预计2030年我国风电装机将达到10亿千瓦。光伏方面，虽然受到136号文影响，企业对光伏投资将更加谨慎，装机增速或将放缓，但“沙戈荒”大基地建设持续加力，海上光伏迎来发展良机，“光伏+”一体化项目得到更大关注，预计2030年我国光伏装机将达到20亿千瓦。2030年新能源总装机将达到30亿千瓦，装机占比57%。
预计 2030年新能源发电量占比1/3,较2024年提高15pct。根据上述新能源装机预测，综合考虑资源禀赋和消纳能力，假设2030年风电、太阳能平均利用小时为2200、1200，则2030年新能源发电量约为4.37万亿千瓦时，较2024年增加138%。按照中电联2030年全社会用电量13万亿千瓦时的预测，对应发电量约为13.3万亿千瓦时，则2030年新能源发电量占比将达到32.8%,较 2024 年提升 14.6pct。
(一)装机占比降低，向调节型电源转变
预计2030年火电装机小幅增长至16亿千瓦，装机占比30%，发电量占比50%。我国火电已迈过高增长时代，行业发展基本进入平稳时期。“十五五”期间，火电仍将承担电力保供主体责任，装机规模仍有一定增长空间，并且朝着大规模、高效率、低碳化、智能化方向发展。预计 2030年我国火电装机规模预计16亿千瓦，较2025年上半年末小幅增加1.3亿千瓦，其中煤电、气电装机分别为13.5亿千瓦2.5亿千瓦，火电装机占比约为30%;2030年我国火电发电量6.6万亿千瓦时左右，火电发电量占比约为 50%。
火电由主力电源向调节型电源转变，预计2030年火电利用小时数降低至3500。近年来火电利用小时数虽有波动下跌趋势，但整体仍保持在4200-4400左右。十五五期间火电加速向调节型电源过渡，假设燃气发电、水电、生物质能发电利用小时数保持稳定;假设核电小幅参与调峰,利用小时数逐年小幅下降;风电尽管存在优质风场资源有限限制，但是考虑风机大型化和海风开发，利用小时数趋于稳定;光伏受限于消纳条件，利用小时数逐年小幅下降。预计十五五期间火电利用小时数逐年小幅下降，预计 2030年下降至 3500左右。
(二)煤价:短期有所反弹，预计长期回归下降通道
近年来，煤炭行业政策导向紧密围绕产能调控、环保节能、行业转型、安全生产等核心目标展开。(1)产能调控:2025年7月国家能源局发布《关于组织开展煤矿生产情况核查，促进煤炭供应平稳有序的通知》，强调加强产能管理，并将核査煤矿2024年全年原煤产量是否超过公告产能以及2025年1-6月每月原煤产量是否超过公告产能的10%;(2)环保节能:2024年中共中央国务院分别发布《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》、《关于进一步全面深化改革推进中国式现代化的决定》、《2024-2025年节能降行动方案》，多次提出控制化石能源消费，加强煤炭清洁高效利用;(3)行业转型:2024年国家发改委、工信部等部门分别发布《关于加强煤炭清洁高效利用的意见》、《原材料工业数字化转型工作方案(2024-2026年)》，提出推动煤炭行业智能化、数字化转型。
国内原煤产量、进口煤数最增速放缓。2024年以来受到电力及非电行业需求疲软、节能降碳政策调控、安监压力趋严等影响，国内煤炭供给增速较十四五前期大幅放缓。2024年、2025年1-8月，国内原煤产量分别为47.59亿吨、31.65亿吨，同比分别+1.3%、+2.8%，进口煤数量分别为5.43亿吨、3.00亿吨,同比分别+14.4%、-12.2%,国产煤和进口煤总供给分别为53.02亿吨、34.65亿吨，同比分别+3.3%、+2.1%。
电力和非电行业用煤需求承压，2025年1-7月整体用煤增幅放缓。电力行业受到清洁能源电量挤压影响,非电行业受到经济增速下滑、地产投资下降等影响,用煤需求承压明显。2024年、2025年 1-7月,全国电力行业动力煤累计消费分别为26.51亿吨、14.69亿吨,同比分别+2.6%、-0.7%,全国非电行业动力煤累计消费分别为15.31亿吨、8.81亿吨，同比分别+3.7%、+3.0%，全国各行业动力煤累计消费分别为41.82亿吨、23.50亿吨，同比分别+3.0%、+0.7%。
近期市场煤价大幅反弹。受到国内煤炭增产保供、进口煤维持高位、电力和非电行业用煤需求增速下滑等因素影响，煤炭供需持续宽松。2024年全年、2025年年初至9月25日，秦皇岛5500大卡动力煤均价(市场煤价)分别为855元/吨、674元/吨，同比分别下降110元/吨、192元/吨。短期来看煤炭限产政策催化等影响，市场煤价大幅反弹，9月25日市场煤价反弹至706元/吨，较年内低点上涨97元/吨。长期来看，在需求宽松以及供给端反卷等因素影响下，预计十五五期间市场煤价在600-800元/吨范围波动。
(三)收入结构变革，盈利稳定性持续提升
火电有望通过现货市场获得超额收益，现阶段平均溢价约为0.07元/千瓦时。对于火电等具备调节能力的电源来说，可以基于对现货电价趋势的判断调整出力，即在电价较高的时段多发电，在电价较低的时段少发电或不发电，从而获取超额收益。以2025年4月为例，下图8个电力现货市场的火电捕获价(火电机组的加权平均现货价格，权重为相应机组的分时功率)均高于对应省份实时月均价，火电通过调整出力在各省现货市场均能获得一定溢价，8个电力现货市场火电溢价范围在12-170元/MWh，平均溢价为0.07元/千瓦时。
现阶段火电辅助服务不足0.01元/千瓦时。根据国家能源局《2024年度中国电力市场发展报告》2024年全国辅助服务市场规模402.5亿元，即使火电享有所有辅助服务收益，按照2024年火电发电量6.37万亿千瓦时测算，火电度电辅助服务仅为0.006元/千瓦时。上市公司层面较为接近，以华能国际为例，2024年实现辅助服务净收入24.58亿元(其中调峰净收入21.65亿元，调频净收入2.93亿元)，火电度电辅助服务收入同样是0.006元/千瓦时，和全国平均水平保持一致。
煤电容量电价提升,2026年起火电度电容量电价不低于0.04元/千瓦时。2023年11月国家发改委、国家能源局《关于建立煤电容量电价机制的通知》明确2026年起煤电容量电价不低于50%,即每年每千瓦165元。近期甘肃省发改委《甘肃省关于建立发电侧容量电价机制的通知(征求意见稿)》明确甘肃2026-2027年煤电容量电价为每年每千瓦330元，基本实现固定成本100%补偿。随着能源转型持续推进，我们预计西部其他新能源装机比例高的省份也有望上调容量电价,长期来看全国各省容量电价均有较大提升空间。即使按照50%的保底容量电价测算在煤电利用小时数低于 4100小时的情况下，煤电度电容量电价即可提升至 0.04元/千瓦时以上。
十五五期间火电盈利能力、盈利稳定性均有提升空间。以煤电为例,其固定运营成本主要包括折旧、运维、财务费用等;其收入主要来自电能量(点火价差)、容量补偿以及辅助服务。预计2025年，煤电容量补偿比例在 30-50%，辅助服务度电收入0.005-0.006元，据此测算，单位GW煤电每年毛利可达 2-2.8亿元左右。随着火电利用小时数走低，以及火电向调节型电源加速转变，容量补偿和辅助服务比例有望进一步提升。我们测算 2030年单位GW煤电每年毛利润可达3.6-5.3亿元左右。
火电业绩转向稳定，估值修复空间大。过去5年间，火电板块PB均值为1.04x，水电板块PB均值为 2.41x,火电估值相对水电低57%。随着电改推动盈利稳定性提升，火电业绩将从强周期性转向高度稳定性，估值有望迎来重估，相对水电估值修复空间大。
(一)十四五装机目标超额完成，十五五有望趋于理性
十四五可再生能源发电目标基本完成。装机方面、《2025年能源工作指导意见》提出“非化石能源发电装机占比提高到60%左右”。截至 24年末，非化石能源发电装机占比约为58.3%,基于前述中电联对 25年新增装机的预测，预计25年末非化石能源发电装机占比将达到60%。电量方面，《2024-2025”。根据水电水利年节能降碳行动方案》提出“到2025年底，全国非化石能源发电量占比达到39%左右”规划设计总院披露的数据，2024年可再生能源发电量为3.47万亿kwh，占全国全口径发电量的35%.在此基础上,考虑核电贡献的4.5%，2024年非化石能源发电量占比已达到 39.5%,基本实现前述目标。
分布式光伏新规和136号文先后出台，明确新老划断。2025年1月23日，国家能源局印发《分布式光伏发电开发建设管理办法》，明确“对于本办法发布之日前已备案且于2025年5月1日前并网投产的分布式光伏发电项目，仍按原有政策执行”。随后在2025年2月9日，国家发展改革委、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》，《通知》指出新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，同时在结算环节建立可持续发展价格结算机制，并以2025年6月1日为时间节点，对存量、增量项目执行差异化政策。
从结构上来看，我们更看好风电的发展潜力。在136号文明确新能源全面入市的背景下，2025年4月16日，国家发改委、国家能源局印发《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》。基于《通知》要求，预计到2026年6月末，全国绝大多数省份的现货市场将转入正式运行/连续结算试运行。考虑到风电出力曲线在日内更为平滑，与用电负荷曲线的匹配程度更高，其在电力现货市场往往可以获得高于光伏的价格，以2024年为例，除浙江外，山西、山东、甘肃、蒙西、湖北现货市场风电年均价较光伏高出0.02-0.10元/kwh不等。同时综合考虑初始投资成本和利用小时数后，风电(此处主要考虑陆风)的度电成本亦低于光伏，幅度约0.02元/kwh。基于此，我们看好新能源全面市场化后，风电项目相较光伏的盈利优势，助力其装机增长空间打开。
光伏在上网电价不低于0.25元/千瓦时的前提下，才能满足IRR>6%的投资要求。根据银河电新组测算，取光伏系统初始投资成本为2.75元/W(非组件成本约2.03元/W，组件成本0.72元/W)，光伏年利用小时数取1300小时，资本金比例30%，贷款利率取2.5%，使用年限取20年假设光伏上网电价均为0.25元/千瓦时，测算光伏项目的资本金IRR为6.05%。据测算组件成本每提高0.1元/W,光伏项目IRR下降约0.3-0.5pcts。我们对全国光伏增项目的收益率做敏感性分析。结果显示，若要满足6%以上的收益率要求，则需要电价不低于0.25元/千瓦时，且组件价格不高于0.70元/W(大概对应硅料价38元/kg)。
(二)存量项目收益预期相对明朗，增量项目或存分化
自2025年2月9日国家发改委、家能源局发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质景发展的通知》(发改价格(2025〕136号)以来，截至2025年8月末，已有山东、广东、蒙东等17个省份/区域出台地方层面的承接方案。
存量项目盈利保障程度更高，收益预期相对明朗。1)机制电量高于增量项目:存量按100%比例的省份包括广西、蒙东、宁夏、云南等，其余省份基本确定按比例划分的模式，大部分省份以随时间递增,项目占比递减的方式进行布局。对于增量项目的安排，大部分省区市引入动态调整机制，要根据上年的完成情况确定和调整,且机制电量普遍低于存量项目。2)机制电价高于增最项目: 例如山东、蒙东、湖南、新疆等明确为燃煤基准价，而多数省份增量项目竞价区间上限大多低于燃煤基准价。3)执行期限长于增景项目:例如山东、蒙东、湖南、新疆等明确为全生命周期合理利用小时数剩余小时数(或项目投产满20年)，而多数省份增量项目大多为10-15年。与存量项目相比，增量项目未来盈利能力或存在分化，看好具备区域优势和成本优势的企业。
(一)财务费用下降+折旧到期+装机增量，大水电资产成长性仍值得期待
1.财务费用下降+折旧陆续到期塑造水电业绩自然增长特性
以长江电力为例，溪向注入后、乌白注入前，年均财务费用减少4.3亿元，预计未来财务费用的压降对公司业绩的贡献仍然可观。考虑到三峡机组于2003、2005、2007、2009、2011、2012年分批注入，对长江电力在此期间的资产负债率、财务费用产生一定扰动，因此，我们主要观察2016年溪、向电站注入后且2023年乌、白电站注入前这段时间，公司资产负债率和财务费用的变化。2016-2022年，公司资产负债率由57.0%下降16.8pct至40.2%，叠加贷款利率步入下行通道，公司财务费用由66.79亿元减少25.87亿元至40.92亿元，对应年均减少4.3亿元。考虑到乌、白注入后，公司负债规模大幅提升，以及同期贷款利率快速下行，2024、2501公司财务费用同比分别减少 14.3、3.7亿元，降幅11.3%、13.0%。参考溪、向注入后财务费用的压降进程，预计公司后续财务费用的减少规模或较2024年有所收窄，但仍有望维持较为可观的体量。
代表性水电公司中，短期2-3年维度内，长江电力、华能水电有望受益于机器设备折旧到期;而展望2030年，长江电力、华能水电、雅砻江均将迎来新一轮机器设备折旧到期。
长江电力:考虑18年的机器设备折旧年限，公司于2007-2008年投产的部分三峡电站机组折旧将于 25-27年陆续到期，我们测算由此带来的成本减少接近11亿元。在此基础上，三峡剩余机组于 2011-2012年陆续投产，且溪洛渡、向家坝电站于2012年开始投产，带动公司从2029年起进入
新一轮折旧下行周期。华能水电:考虑12年的机器设备折旧年限，公司25-27年有望受益于功果桥、糯扎渡、龙开口水电站机器设备折旧到期。公司澜沧江上游云南段的五座电站(乌弄龙、里底、黄登、大华桥、苗尾)机器设备折旧将于2030年前后集中到期。
国投电力:根据公司披露，其水轮机发电机组的折旧年限为12-18年，我们假设按18年保守估计，则2030-2035年，公司锦官电源组、桐子林电站机器设备折旧将陆续到期。
2.长期来看，澜沧江、雅砻江、大渡河流域水电装机增长潜力仍较大，有望贡献业绩弹性
即使不考虑水风光一体化，仅聚焦流域水电增长潜力，澜沧江、雅砻江、大渡河装机弹性均在50%左右。
澜沧江:截至24年末，华能水电控股的澜沧江流域水电在运装机2140万千瓦(托巴电站已于24年投运)。目前，公司在建水电站为如美，装机容量260万千瓦，预计将于2035年全部投产拟建水电站为班达、邦多、古学、古水，合计装机662万千瓦;剩余电站处于前期规划阶段，合计129.3万千瓦。基于此,我们测算公司未来装机增长潜力可达1051.3万千瓦,占在运装机的 49.1%。雅砻江:截至24年末，国投电力控股的雅砻江流域水电在运装机1920万千瓦。目前，公司在建水电站包括卡拉、孟底沟、牙根一级，合计372万千瓦，预计将分别于2029、2031-2032、2028年投产;拟建水电站包括楞古、牙根二级，合计370万千瓦;处于前期规划阶段的主要为雅江上游10座电站，合计325万千瓦。基于此，我们测算公司远期装机增长潜力为1067万千瓦，占在运装机的 55.6%。
大渡河:截至24年末，国能大渡河控股的大渡河流域水电在运装机为1107.3万千瓦。目前，公司在建水电站包括双江口、金川、枕头坝二级、沙坪一级、老鹰岩二级，合计 394万千瓦，其中前4座电站将于2025-2026年陆续投产(2025、2026年分别投产136.5、215.5万千瓦)，老鹰岩二级计划于2029年投产发电;拟建水电站包括老鹰岩一级，装机30万千瓦;处于前期规划阶段的电站包括安宁、巴底、丹巴，合计225万千瓦。基于此，我们测算国能大渡河公司远期装机增量为649万千瓦，占在运装机的58.6%。
(二)低利率环境下，水电股息率具备较高吸引力
低利率环境下，以长江电力为代表的水电资产，盈利韧性较强且分红慷慨，当前股息率具备较高吸引力。考虑到水电企业成本端以折旧为主，相对稳定，其盈利主要受电量、电价的影响。我们认为水电资产，尤其是大水电资产的盈利韧性一方面来自于上网电价受火电市场化电价的影响弱于市场预期，另一方面，拉长时间周期来看，来水存在均值回归属性,而2024年多数流域来水并未修复到历史平均水平。
电价:2501数据显示火电电价下行对水电影响有限。2501，以长江电力为代表的外送水电上网电价同比仅下降0.52%，或表明外送大水电电价受当地火电电价下行的影响小于市场预期。华能水电 25Q1综合上网电价同比下降7.3%，我们预计有三方面原因:1)电量结构问题，电价相对较高的澜上5座电站(暂不考虑TB)电量占比同比有所下滑;2)送广东框架外电量受广东市场化电价下行影响;3)云南省内市场化交易电价同比下降。川投能源25Q1上网电价大幅增长 23.32%,主要系2025年公司控股水电企业常规直供电合同电价按照分水期(、平、枯)电价谈判签约，2024年同期按照全年综合交易电价签约;签约方式差异带来了Q1(枯水期)水电售电价格的暂时性增长。
四家代表性水电企业均有较为明确的分红承诺,2025E股息率相较十年期国债收益率的利差处于2020年以来的高位。在业绩相对稳健的基础上，我们关注水电企业的分红确定性。目前长江电力、华能水电、国投电力、川投能源的分红承诺均在有效期内,前三者分红比例不低于 70%、50%、55%，川投能源承诺每股现金红利不低于0.4元(含税)。基于各家公司2025Ewind一致盈利预测，结合前述分红承诺，我们测算四家公司2025/9/24股价对应的股息率分别为3.61%、2.36%、3.82%、2.81%,较十年期国债收益率的利差分别为158、57、170、83bp,处于2020年以来 94%、70%、99%、87%的分位数，配置价值凸显。
(一)核准常态化，聚焦中长期维度的装机弹性
2025年核电核准已落地，连续四年维持>10台机组的核准规模。2025年4月27日，国务院常务会议核准浙江三门三期等5个核电项目。具体包括中广核防城港5#、6#机组，单机容量120.8万千瓦;中广核台山 3#、4#机组,单机容量120万千瓦;中国核电三门5#、6#机组,单机容量 121.5万千瓦;国家核电山东海阳5#、6#机组，单机容量130万千瓦;华能福建霞浦1#、2#机组，单机容量约125万千瓦;共计10台机组、装机容量1234,6万千瓦。2022-2025年，我国已连续4年核准核电机组数量>10台。
核电进入积极有序发展新阶段，长期来看核准在建装机容量为在运装机的107%。2021年3月的《政府工作报告》中提出“在确保安全的前提下积极有序发展核电”，为近10年来首次使用“积极”一词对核电进行政策表述。根据中国核能行业协会轮值理事长杨长利4月27日在“2025春季核能可持续发展国际论坛”上介绍，截至目前，我国商运核电机组58台、装机容量6096万千瓦;核准在建机组44台，装机容量5235万千瓦。在此基础上，如考虑此次新核准的10台机组，我国核准在建核电机组将达54台，装机容量6506.5万千瓦，占在运装机规模的107%。具体到四家核电运营商而言，我们统计中国核电、中国广核(含红沿河核电)、国家核电、华能核电在运装机分别为 2496.2、3179.8、404.0、21.2万千瓦，核准在建装机分别为2185.9、2422.2、1163.4、735.0万千瓦，对应弹性分别为88%、76%、288%、3483%。
拉长时间来看，两家核电企业的电价波动十分有限，建议重点关注装机增量对业绩的驱动。回顾两家核电企业过去十年的综合上网电价水平(以核电收入/上网电量进行测算，排除在此期间增值税率变化对含税电价的影响)，尽管电力市场化持续推进，但考虑到多数省份存在超额收益回收机制，核电综合上网电价的波动幅度非常有限。2015-2024年，中国广核、中国核电的上网电价同比增速维持在-4%~+4%，-3%~+5%区间内。基于此，我们认为新机组投产带来的电量增长对核电企业的业绩拉动效果将更为显著。基于对两家企业机组建设节奏的梳理，预计中国广核、中国核电将分别于 2026、2027年进入新一轮投产高峰期。
(二)三代堆成为在建主流，四代堆技术取得突破
核电技术已从第一代发展至第四代，甚至第五代也已被提出。从核电站技术演变来看，主要可划分四代核电技术。第一代是实验性的核电站,主要是为了通过试验示范形式来验证其核电在工程实施上的可行性，目前已基本退役;第二代核电技术具有标准化、系列化、批量化的特点，安全性、经济性均提高，但应对严重事故的能力仍薄弱;第三代核电技术是主流，安全性更高，建造周期缩短，寿命延长,目前我国新建均为三代机型，正在逐步取缔二代+机组成为主力;第四代仍在发展阶段，预计2030年左右推出解决核能经济性、安全性、可持续性、废物处理和防止核扩散问题的核能系统;第五代核能系统是一种“核能协同网络”的概念，具有系统性、灵活性和多能性三大特点。
三代堆成为在建主流。目前我国在建三代核电机组超过40台，呈现多基地、多机组同时在建态势。其中中国广核在建机组以华龙一号堆型为主;中国核电在建机组包括华龙一号、玲珑一号、VVER-1200、CAP1000等多种三代堆型。三代核电技术的自主创新，带动了高端装备制造业升级。根据中国电力网报道，“华龙一号”涉及5300多家设备供货厂家，分布全国各地，各项组件共计6万多台套设备，所有核心设备实现国产，设备国产率达到88%以上。一大批核电装备和零部件生产企业伴随“华龙一号”迅速成长，我国核电建造队伍也已全面掌握自主建造三代核电站的核心技术和建设经验。
首座第四代核电站商运投产，我国四代堆技术全球领先。第四代核电站的主要开发目标主要有核能的可持续发展，即通过对核燃料的有效利用，实现提供持续能源，并实现核废物的最少化;提高安全性和可靠性，大幅度降低堆芯损伤的概率集成度,并具有快速恢复反应堆运行的能力，取消在厂址外采取应急措施的必要性;提高经济性以及防止核扩散等。根据中国核电网报道，华能石岛湾高温气冷堆核电站示范工程2023年12月6日商运投产，成为世界首个实现模块化第四代核电技术商业化运行的核电站。该项目是世界首座球床模块式高温气冷堆项目，过程中研制出 2200多套世界首台(套)设备，设备国产化率达93.4%。
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