深度报告-2025-12-12-东吴证券-公用事业行业2026年年度策略_十五五逸兴遄飞_新常态俊采星驰_69页_2mb

> **来源：[研报客](https://pc.yanbaoke.cn)** # 东吴证券公用事业行业2026年年度策略 # 十五五逸兴遄飞，新常态俊采星驰 证券分析师：袁理 执业证书编号：S0600511080001 联系邮箱：yuanl@dwzq.com.cn 证券分析师：任逸轩 二零二五年十二月十二日 # 十五五逸兴遄飞，新常态俊采星驰 ✓构建新型电力系统，电源定位转型。十五五目标要求到2030年碳达峰目标如期实现，清洁低碳安全高效的新型能源体系初步建成。构建新型电力系统，对供给侧、系统侧、需求侧、电力市场等提出新的要求。电改深化，电价机制完善，市场引导电源定位迎来转型，商业模式重估。 需求有期待，供给更有效，电力再平衡。2020年以来新能源加速装机，电源侧结构发生快速变化，经济发展具备韧性，寻找发展新动能的阶段中，电力供需周期性出现由紧张到宽松的格局。当前来看，新能源装机回归理性，电力系统消纳能力逐步提升，火电持续在电量供给和电力保障两方面为电力系统提供支撑，水电、核电按节奏稳步开发，发展，我们预计电量宽松局面逐步转变，负荷逐年攀升电力供需紧平衡。 # 绿电：三大压制因素缓解，绿电迎反转 √新型电力系统主要供电电源，成长空间广阔。2025年新能源已实现全面入市，市场信号引导行业资本开支回归理性，电价、消纳、补贴三大压制因素逐步缓解，绿电迎来反转。建议关注：龙源电力H、三峡能源、中闽能源、福能股份。 # 火电：可靠性与灵活性，火电价值重塑 ✓ 由基荷电源向调峰电源、备用电源转型，功能转型节奏加快。电力市场机制完善，有效发掘火电灵活性价值与可靠性价值，灵活性、可靠性、电能量三大价值重估火电商业模式。建议关注：华能国际H、华电国际H、申能股份、皖能电力、建投能源、国电电力。 # 核电：未来能源，短期扰动不改成长 √新型电力系统的基荷电源，四代核电、核聚变等核能利用技术持续突破打造未来能源。常态化核准+在手项目彰显确定性成长，资本开支见顶+项目加速投产，ROE与分红迎双升。建议关注：中广核电力H、中国核电、电投产融。 # 水电：红利标杆，长期价值彰显 ✓资源禀赋突出电源成本最低，红利标杆，股息率vs国债收益率息差走阔，配置价值持续体现。建议关注：长江电力、国投电力、川投能源、华能水电。 十五五逸兴遄飞，新常态俊采星驰 绿电：三大压制因素缓解，绿电迎反转 火电：可靠性与灵活性，火电价值重塑 核电：未来能源，短期扰动不改成长 水电：红利标杆，长期价值彰显 投资建议与风险提示 # 十五五逸兴遄飞，新常态俊采星驰 # 2025年行情复盘：火电表现良好，绿电静待反转，红利风格承压 火电表现良好，绿电静待反转，红利风格承压。截至2025/12/05，公用事业年内上涨 $2.67\%$ ，跑输上证指数（ $+14.65\%$ ）。受益中长期电价落地叠加煤价低位运行，火电板块业绩维持2024年恢复态势，火电长期多元电价体现，业绩与电量煤价逐步脱敏，推动火电板块现金流价值重估，估值提升，火电板块跑赢公用事业板块（ $+13\%$ ）。2025年市场红利风格偏弱，叠加部分区域市场化交易政策变化，水电、核电表现一般。2025年风电光伏进入全面入市阶段，基本面底部逐步夯实，期待板块整体反转。 图：2025年以来公用事业板块行情 # 十五五逸兴遄飞，新常态俊采星驰 # 电力需求持续增长，电改深化收益模型重估，估值稳步提升 √公用事业ROE下降，10年估值分位数 $52\%$ 。电价承压电力整体ROE收缩，低煤价下火电板块ROE扩张。板块估值历史低位，电力需求持续增长，电改深化收益模型重估，估值稳步提升。 图：2016年以来公用事业（申万）市净率LF加权（估值日：2025/12/10） 图：公用事业各细分板块PB-ROE情况（PB估值日2025/12/05） 行业/个股 PB 净资产收益率（平均），% 2022 2023 2024 24Q1-3 25Q1-3 25Q1-3ROE变动 (pct) 公用事业(申万) 2.2 5.6 8.9 8.8 8.2 7.9 -0.2 火力发电(申万) 1.7 -1.1 7.1 8.5 8.1 8.8 0.7 水力发电(申万) 2.8 10.7 11.5 13.3 11.8 11.3 -0.4 中国核电 1.6 9.6 9.7 9.3 8.6 7.1 -1.6 中国广核 1.6 10.9 11.8 8.7 9.5 7.1 -2.5 风力发电(申万) 1.6 8.8 8.8 7.6 6.6 5.6 -1.0 光伏发电(申万) 1.9 4.4 4.6 0.0 1.5 2.8 1.3 数据来源：Wind，东吴证券研究所 # 十五五逸兴遄飞，新常态俊采星驰 # “十五五”展望：碳达峰如期实现，新型能源体系初步建成 2025年10月，《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议》发布。《建议》目标要求到2030年碳达峰目标如期实现，清洁低碳安全高效的新型能源体系初步建成。 ✓ 构建新型电力系统，对供给侧、系统侧、需求侧、电力市场等提出新的要求。 图：“十五五”能源电力政策梳理 《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议》 主要目标 要求到2030年碳达峰目标如期实现,清洁低碳安全高效的新型能源体系初步建成 加快建设新型能源体系 持续提高新能源供给比重,推进化石能源有序替代,着力构建新型电力系统,建设能源强国。坚持风光水核等多能并举,统筹就地消纳和外送,促进清洁能源高质量发展。加强化石能源清洁高效利用,推进煤电改造升级和散煤替代。全面提升电力系统互补互济和安全韧性水平,科学布局抽水蓄能,大力发展新型储能,加快智能电网和微电网建设。提高终端用能电气化水平,推动能源消费绿色化低碳化。加快健全适应新型能源体系的市场和价格机制。 积极稳妥推进和实现碳达峰 完善碳排放统计核算体系,稳步实施地方碳考核、行业碳管控、企业碳管理、项目碳评价、产品碳足迹等政策制度。发展分布式能源,建设零碳工厂和园区。扩大全国碳排放权交易市场覆盖范围,加快温室气体自愿减排交易市场建设。建立健全绿色低碳标准体系,推动引领国际规则标准完善和衔接互认。完善适应气候变化工作体系,提升应对气候变化特别是极端天气能力。 维度 十五五关键表述 支持机制与举措 供给侧 新增用电需求绝大部分由清洁能源满足：西北风光、西南水电、海上风电、沿海核电加速煤电定位转型，由基础保障转为支撑调节，推动“三改联动”与超低排放升级 1)新能源就地消纳与外送统筹，核电常态化核准2)容量电价、辅助服务市场体现可靠性价值与灵活性价值 系统侧 构建新型电力系统，全面提升互补互济与安全韧性 1)跨区域输电通道建设，智能电网和微电网建设、需求侧响应2)抽水蓄能、新型储能等满足长时储能、功率型储能等需求 消费侧 提高终端用能电气化水平，推动物能源消费绿色化低碳化 1)终端电气化改造2)绿电交易、绿证体系完善与场景化试点 电力市场 新能源全面入市机制电价托底，统一电力市场与现货全覆盖 1)电能量/容量/辅助服务价格市场化2)电力现货市场正式运行推进3)全国统一电力市场，电能量跨省跨区交易推进 碳治理 实施碳排放总量与强度双控，完善碳管理与考核体系 1)电-碳市场衔接与政策协同推进 数据来源：政府网站，东吴证券研究所 # 构建新型电力系统，电源定位转型 ✓构建新型电力系统，电源定位迎来转型。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，新型电力系统转型中，源、网、荷、储四大要素持续变革。电源侧来看，基于电源资源禀赋特点与新型电力系统要求，电源定位迎来转型，商业模式重估。 图：构建新型电力系统，电源定位迎来转型 注：“当前定位”中，装机容量与发电量占比指2025M1-10各电源装机容量与发电量占比；“5年内”指2025M1-10相较2020年变动。 # 电价机制完善，市场引导电力系统转型 图：中国电价公式与各环节核心政策梳理 # 十五五逸兴遄飞，新常态俊采星驰 # 多维度电力市场建设推进，2029年全面建成全国统一电力市场 √ 全国统一电力市场。全国统一电力市场旨在实现更大范围的优化配置，通过统一市场准入、统一交易品种、统一结算规则以及跨省区市场协同，形成以现货市场为核心、长短结合、多层次互动的现代电力市场体系。推动新能源更高比例消纳，促进调节资源市场化竞争，提高电力系统运行效率，增强价格信号对资源配置的引导作用，最终实现安全、高效、绿色、低成本的现代电力系统。 # 图：全国统一电力市场三步走 # 2025年初步建成 ·构建全国统一电力市场基本架构，电力市场顶层设计基本完善。 ·实现全国基础性交易规则和技术标准趋于统一。 ·跨省跨区市场与省(区、市)/区城市场实现有序衔接、协同运行。 ·电力市场化交易规模显著提高，促进新能源、储能等绿色低碳产业发展的市场交易和价格机制初步形成。 ·监管法规和政策逐步完善，监管效能不断提升。 # 2029年全面建成 ·全面建成全国统一电力市场，推动市场基础制度规则统一、市场监管公平统一、市场设施高标准联通。 ·完善国家层面“1+N”基础规则体系和全国统一的技术标准，实现全国统一准入注册、统一服务规范、统一计量结算。 ·实现省级现货市场全覆盖，新能源全面参与市场交易，促进跨省跨区市场与省(区、市)/区域市场有机融合、协同运行，推动跨省跨区电力市场化交易。 ·全国统一电力市场功能基本完善，各类经营主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国更大范围内得到优化配置。 # 2035年前完善提升 ·完善全国统一电力市场，支撑高水平社会主义市场经济体制的全面建成，激发全社会内生动力和创新活力。 ·实现全国统一基本规则、统一技术标准、统一国管平台、统一市场监管。 ·多层次市场全面融合，市场环境更加公平、更有活力，电价机制能够充分反映各类资源价值，全面实现电力资源在全国范围内的优化配置和高效利用。 # 十五五逸兴遄飞，新常态俊采星驰 # 多维度电力市场建设推进，2029年全面建成全国统一电力市场 ✓ 多维度电力市场建设推进。以“省内为基础、省间为补充、全国协同联动”为总体框架，构建覆盖年度、月度、日内至实时的多时间尺度电力交易体系。市场体系由中长期交易、现货市场和辅助服务市场共同组成。现货市场建设按“先省内、后跨省；先日提前、再实时；先调频调峰、再全面覆盖”的路径推进，形成统一现货格局。整体目标是在“十五五”期间形成以现货市场为核心、长短结合、多层次融合的全国统一电力市场，提高新能源消纳水平和资源优化配置能力。 图：中国电力市场总体框架 图：中国电力现货市场进度 阶段 地区 正式运行 山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北 连续结算试运行 浙江、安徽、陕西、辽宁、河北南网、南方区域电力市场、广西、贵州、云南、海南 长周期结算试运行 福建、四川、江苏、湖南、河南、宁夏、重庆、上海、吉林 短周期结算试运行 江西、新疆、蒙东、黑龙江、青海 # 十五五逸兴遄飞，新常态俊采星驰 # 2025年用电需求复盘 2025年全社会用电量增速有所放缓，二产逐月提升。2025M1-10全社会用电量累计增速同比 $+5.1\%$ ，增速较2024年有所放缓。二产用电作为全社会用电最核心贡献，累计增速逐月恢复提速。三产与居民用电权重上升，2025年夏季高温，叠加长期终端电气化率提升，三产用电与居民用电的权重提升。 图：2013年以来中国全社会用电量结构 图：2013年以来中国全社会用电量与增速 图：2025年以来用电量累计同比（分产业） 累计同比 全社会 一产 二产 三产 居民 M1-2 1.3% 8.2% 0.9% 3.6% 0.1% M3 2.5% 8.7% 1.9% 5.2% 1.5% M4 3.1% 10.0% 2.3% 6.0% 2.5% M5 3.4% 9.6% 2.2% 6.8% 3.7% M6 3.7% 8.7% 2.4% 7.1% 4.9% M7 4.5% 10.8% 2.8% 7.8% 7.6% M8 4.6% 10.6% 3.1% 7.7% 6.6% M9 4.6% 10.2% 3.4% 7.5% 5.6% M10 5.1% 10.5% 3.7% 8.4% 6.9% # 十五五逸兴遄飞，新常态俊采星驰 # 2025年电力与GDP相关性 2025Q1-3电力消费弹性系数小于1。2025年前三季度，中国全社会用电量增速低于GDP增速。具体来看，二产用电增速未跟上二产GDP增速，三产增速快于三产GDP增速但电力消费弹性系数收窄，受到气候影响居民用电增速慢于2024年居民用电增速。 √ 长期来看电力需求有韧性、有支撑。新型工业化推动中国第二产业持续向先进制造业转型，我们预计单位产值电耗低于传统高耗能行业，但生产对于电力的连续性、稳定性要求更高，规模扩张快。叠加数字经济、人工智能等技术发展，催生用电新需求。终端电气化仍有较大空间。2024年全国电气化率约 $28.8\%$ ，根据中电联预计，2030年将达到 $35\%$ ，全面驱动用电增长。 图：GDP同比与全社会用电量同比情况梳理（分产业） # 电力需求：电力消费弹性系数 $>1$ ，最高用电负荷逐年提升 √ 我们预计“十五五”期间电力消费弹性系数 $>1$ 。考虑终端电气化率仍有较大提升空间，电气化率提升有望带动相关核心产业（新能源汽车产业链）与应用场景（充换电）需求稳健增长，人工智能带动算力需求爆发，电力成为重要支撑。我们预计十五五期间，第二产业用电增速维持稳定，第三产业用电与居民用电增速高于二产，电力消费增速超过经济增速。 √ 最高用电负荷逐年提升。极端气候气温发生频率提升+终端电气化率提升+新兴负荷快速崛起，我们预计电网最高用电负荷仍在提升。 图：“十五五”中国全社会用电量与最高用电负荷测算 2020A 2021A 2022A 2023A 2024A 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E GDP：不变价同比（%） 2.24 8.45 3.00 5.20 5.00 5.00 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 电力消费弹性系数 1.27 1.28 1.20 1.29 1.36 1.03 1.08 1.05 1.00 1.00 1.00 全社会用电量（亿千瓦时） 75110 83128 86372 92241 98521 103599 108945 114434 119927 125693 131729 同比 3.1% 10.3% 3.6% 6.7% 6.8% 5.2% 5.2% 5.0% 4.8% 4.8% 4.8% 第一产业同比 10.3% 16.4% 10.4% 11.5% 6.3% 10.5% 8.0% 6.0% 6.0% 6.0% 6.0% 第二产业同比 2.5% 9.1% 1.2% 6.5% 5.1% 3.7% 3.8% 3.6% 3.3% 3.3% 3.3% 第三产业同比 1.9% 17.8% 4.4% 12.2% 9.9% 8.4% 8.4% 8.4% 8.2% 8.2% 8.0% 城乡居民同比 6.9% 7.3% 13.8% 0.9% 10.6% 6.9% 6.5% 6.5% 6.2% 6.0% 6.0% 第一产业占比 1.1% 1.2% 1.3% 1.4% 1.4% 1.4% 1.5% 1.5% 1.5% 1.5% 1.6% 第二产业占比 68.2% 67.5% 66.0% 65.9% 64.8% 63.9% 63.1% 62.2% 61.4% 60.5% 59.6% 第三产业占比 16.1% 17.1% 17.2% 18.1% 18.6% 19.2% 19.8% 20.4% 21.1% 21.8% 22.4% 城乡居民占比 14.6% 14.1% 15.5% 14.7% 15.2% 15.4% 15.6% 15.8% 16.0% 16.2% 16.4% 主要电网最高用电负荷（亿千瓦） 10.77 11.92 12.90 13.39 14.50 15.44 16.37 17.27 18.13 19.04 19.99 同比 2.3% 10.6% 8.2% 3.8% 8.3% 6.5% 6.0% 5.5% 5.0% 5.0% 5.0% 注：蓝色为假设数值，电力消费弹性系数=电力消费增速/GDP增速 # 电力供给：有序增长，定位明确 √ 我们预计“十五五”中国电源装机有序增长，定位明确。分电源来看，我们预计1）火电：在电量供给和电力保障两方面为电力系统提供支撑，预计“十五五”期间新增煤电约2亿千瓦，新增气电约0.4-0.5亿千瓦。2）风电光伏：装机匹配消纳，新能源装机回归理性，预计“十五五”期间每年新增2亿千瓦；3）水电：预计“十五五”期间新增常规水电0.4亿千瓦，到“十五五”末抽水蓄能装机达到1.2亿千瓦；4）核电：常态化核准，根据已核准项目开工建设进度，稳步投产。 图：“十五五”中国电力装机容量测算 2020A 2021A 2022A 2023A 2024A 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E 装机容量(亿千瓦) 22.01 23.77 25.64 29.20 33.49 37.66 40.42 43.21 45.95 48.69 51.41 其中:火电装机规模(亿千瓦) 12.45 12.97 13.32 13.90 14.44 15.14 15.63 16.12 16.61 17.10 17.59 水电装机规模(亿千瓦) 3.70 3.91 4.14 4.22 4.36 4.46 4.66 4.85 5.05 5.24 5.44 风电装机规模(亿千瓦) 2.82 3.28 3.65 4.41 5.21 5.96 6.63 7.30 7.97 8.64 9.31 光伏装机规模(亿千瓦) 2.53 3.07 3.93 6.09 8.87 11.47 12.80 14.13 15.46 16.79 18.12 核电装机规模(亿千瓦) 0.50 0.53 0.56 0.57 0.61 0.63 0.70 0.81 0.86 0.92 0.96 新增装机容量(GW) 191 176 200 369 433 417 276 279 273 275 272 其中:火电装机规模(GW) 57 46 45 66 58 70 49 49 49 49 49 水电装机规模(GW) 13 23 24 10 14 10 20 20 20 20 20 风电装机规模(GW) 72 48 38 76 80 75 67 67 67 67 67 光伏装机规模(GW) 48 55 87 216 278 260 133 133 133 133 133 核电装机规模(GW) 1 3 2 1 4 2 7 11 5 6 4 # 十五五逸兴遄飞，新常态俊采星驰 # 电力电量供需平衡：电量供给有支撑，电力供需紧平衡 图：“十五五”中国电量电量供需平衡表 电量平衡 2020A 2021A 2022A 2023A 2024A 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E 全电源发电量(亿千瓦时) 74170 81122 83886 89091 94181 99999 104945 110434 115927 121693 127729 YOY 2.7% 8.1% 2.2% 5.2% 4.6% 6.2% 4.9% 5.2% 5.0% 5.0% 5.0% 其中:火电发电量(亿千瓦时) 52799 57703 58531 62318 63438 64182 65639 65465 67755 68127 68621 水电发电量(亿千瓦时) 12140 11840 12020 11409 12743 12997 13568 14562 15150 15738 16327 风电发电量(亿千瓦时) 4146 5667 6867 8091 9361 11139 12392 13645 14898 16151 17404 光伏发电量(亿千瓦时) 1421 1837 2290 2940 4191 6880 7998 10595 11592 14688 18117 核电发电量(亿千瓦时) 3663 4075 4178 4333 4449 4801 5348 6168 6532 6988 7261 利用小时数(小时) 3758 3817 3687 3592 3442 3119 3094 3057 2996 2978 2961 其中:火电 4216 4448 4379 4466 4400 4238 4198 4060 4078 3983 3900 水电 3827 3622 3412 3133 3349 3350 3350 3450 3450 3450 3450 风电 2073 2232 2221 2225 2127 2200 2200 2200 2200 2200 2200 光伏 1281 1194 1337 1286 1211 1200 1250 1250 1250 1250 1250 核电 7453 7802 7616 7670 7683 7670 7670 7670 7670 7670 7670 电力平衡 2020A 2021A 2022A 2023A 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E 主要电网最高用电负荷(亿千瓦) 10.77 11.92 12.90 13.39 14.50 15.44 16.37 17.27 18.13 19.04 19.99 备用率 15% 15% 15% 15% 15% 15% 15% 15% 15% 15% 15% 电力系统备用容量(亿千瓦) 12.67 14.02 15.17 15.75 17.06 18.17 19.26 20.32 21.33 22.40 23.52 火电出力 12.45 12.97 13.32 13.90 14.44 15.14 15.63 16.12 16.61 17.10 17.59 水电出力 2.22 2.35 2.48 2.53 2.62 2.68 2.79 2.91 3.03 3.15 3.26 风电出力 0.56 0.66 0.73 0.88 1.04 1.19 1.33 1.46 1.59 1.73 1.86 光伏出力 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 核电出力 0.50 0.53 0.56 0.57 0.61 0.63 0.70 0.81 0.86 0.92 0.96 总稳定电源(亿千瓦) 15.73 16.50 17.09 17.88 18.71 19.64 20.46 21.31 22.10 22.90 23.68 总稳定电源增长率 5.3% 4.9% 3.6% 4.6% 4.6% 5.0% 4.1% 4.2% 3.7% 3.6% 3.4% 系统备用容量/总稳定负荷 81% 85% 89% 88% 91% 92% 94% 95% 97% 98% 99% 数据来源：Wind，东吴证券研究所测算 # 十五五逸兴遄飞，新常态俊采星驰 $\checkmark$ 新型能源体系初步建成。到“十五五”末，中国碳达峰如期实现，新型能源体系初步建成。着力构建新型电力系统，电力市场机制全面完善。市场与机制引导，电源定位迎来转型，商业模式重估。 需求有期待，供给更有效，电力再平衡。2020年以来新能源加速装机，电源侧结构发生快速变化，经济发展具备韧性，寻找发展新动能的阶段中，电力供需周期性出现由紧张到宽松的格局。当前来看，新能源装机回归理性，电力系统消纳能力逐步提升，火电持续在电量供给和电力保障两方面为电力系统提供支撑，水电、核电按节奏稳步开发，发展，我们预计电量宽松局面逐步转变，负荷逐年攀升电力供需紧平衡。 # √ 十五五逸兴遄飞，新常态俊采星驰。重点推荐： 1）绿电：新型电力系统主要供电电源，成长空间广阔。2025年新能源已实现全面入市，市场信号引导行业资本开支回归理性，电价、消纳、补贴三大压制因素逐步缓解，绿电迎来反转。 2）火电：由基荷电源向调峰电源、备用电源转型，功能转型节奏加快。电力市场机制完善，有效发掘火电灵活性价值与可靠性价值，灵活性、可靠性、电能量三大价值重估火电商业模式。 3）核电：新型电力系统的基荷电源，四代核电、核聚变等核能利用技术持续突破打造未来能源。常态化核准+在手项目彰显确定性成长，资本开支见顶+项目加速投产，ROE与分红迎双升。 4）水电：资源禀赋突出电源成本最低，红利标杆，长期配置价值凸显。 十五五逸兴遄飞，新常态俊采星驰 绿电：三大压制因素缓解，绿电迎反转 火电：可靠性与灵活性，火电价值重塑 核电：未来能源，短期扰动不改成长 水电：红利标杆，长期价值彰显 投资建议与风险提示 # 三大压制因素逐步释放，新能源迎反转 √ 消纳：此前装机扩张与消纳配套滞后致限电率高、发电量不足拖累收入，当前新能源实现全面入市，可持续发展结算机制稳定新能源电价，新能源电价有底； - 电价：此前存量项目电价下行、增量项目收益率不确定，当前市场引导新能源理性扩张，配套投资加速支撑消纳； $\checkmark$ 补贴：此前国补欠款导致应收账款规模膨胀，136号文虽不涉及补贴项目补贴问题，但可再生能源补贴基金已实现平衡，历史欠款规模已收口，减值风险较小。 图：消纳、电价、补贴三大因素压制绿电运营商估值 # 新能源进入全面市场交易阶段 √ 核心逻辑：新能源上网电量从“市场角度”与“电量角度”实现精细化核算； √ 总体思路：价格市场形成、责任公平承担； √存量/增量项目机制电量规则：存量项目机制电量规模按现行政策执行，比例不高于上年；增量项目电价通过项目自愿竞价形成，保障期限依现行政策。 图：从市场角度和电量角度理解新能源可持续发展结算机制 图：136号文主要内容梳理 总体思路：按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的要求，深化新能源上网电价市场化改革。 推动新能源上网电价全面市场化 推动新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，通过市场形成电价。完善现货市场交易和价格机制，推动新能源公平参与实时市场 建立健全支持新能源可持续发展的价格结算机制：新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制。对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用向用户侧传导。 存量：对2025年6月1日以前投产的新能源存量项目，机制电量规模方面，由各地妥善衔接现行具有保障性机制的相关电量规模政策，新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例，但不得高于上一年。机制电价方面，按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。执行期限方面，按照现行相关政策保障期限确定。 增量：对于2025年6月1日起投产的新能源增量项目，每年新增纳入机制的电量规模，由各地根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定；机制电价，由各地每年组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成；执行期限方面，按照现行相关政策保障期限确定。 # 电价：电价下行，绿电业绩承压 √结算电价可拆分为保障性收购电量*保障性收购电价+市场化电量*市场化电价+可再生能源电价补贴 $\checkmark$ 保障性收购比例逐年下降：2020年双碳战略影响下，新能源装机量激增，原全额保障性收购模式因成本高、落实难逐渐弱化，保障性收购比例逐年下降； $\checkmark$ 市场化电价逐年下降：新能源装机增速远超抽蓄、新型储能及超高压输电等配套消纳工程建设进度，消纳矛盾导致新能源被迫以低价参与市场，市场化电价持续下行； 2021年起新规推行新能源平价上网，2022年后新增项目多为无补贴低价项目，进一步摊薄整体结算电价。 图：电力公司风电结算电价（元/千瓦时） 图：电力公司光伏结算电价（元/千瓦时） 注：下跌幅度为2024年较2020年下跌幅度，其中华能国际与华电新能为2024年较2022年下跌幅度 # 绿电：三大压制因素缓解，绿电迎反转 # 电价：存量新能源项目收益的区域差异化保障 √ 136号文通过“基准价锁定+动态调节”的区域差异化政策，稳固了存量新能源项目收益。机制电价：锚定煤电基准价，差异动态兜底。全国多数地区机制电价与当地燃煤基准价一致，机制电量：分类型适配，分布式项目（含光伏扶贫）普遍 $100\%$ ；集中式项目按地区/项目类型差异化设置比例。 图：各地区存量项目机制电价以及相较于当地燃煤基准电价上下浮比例（右轴） 图：存量集中式项目机制电量保障比例 海南 按投产年份，2023年以前，100%2024年，85%25M1-5，80% 云南 按投产年份与技术类型，21M1-23M7，光伏/风电100%/60%23M8-23M12，光伏/风电80%/60%24M1-24M6，光伏/风电65%/50%24M7-25M5，光伏/风电55%/40% 广东 按投产年份与技术类型，110千伏以下，上限100%25M1以来并网110千伏集中式光伏，上限50%其他项目，上限70% 河北 按技术路线，集中式风电，70%集中式光伏，40% 宁夏 按年产年份与补贴项目，24M6之前的集中式平价项目，30%24M6之后的集中式项目，10%集中式补贴项目，10% # 电价：全面市场落地，机制电价支撑，绿电结算电价有望触底企稳 √ 中长期交易是电力交易的核心压舱石：2025年政策要求其签约电量占实际上网电量不低于 $90\%$ （高清洁电源地区不低于 $60\%$ ），既能帮助发电企业提前锁定电量、优化生产消纳，又能稳定电价；火电通常作为系统边际出清机组，中长期电价受到火电的边际成本（一次能源价格）影响显著。 图：中国电力市场结构（电能量） 图：电力中长期合同签约履约工作的通知 文件 中长期交易表述 关于做好2023年电力中长期合同签订履约工作的通知 燃煤发电企业2023年年度中长期合同签约电量不低于上一年实际发电量的80%，月度（含月内）及以上合同签约电量不低于上一年实际发电量的90%。水电和新能源占比较高省份签约比例可适当放宽。对于足额签订电力中长期合同的煤电企业，各地应优先协调给予煤炭和运力保障，支撑电力中长期合同足额履约。 关于做好2024年电力中长期合同签订履约工作的通知 2024年各地燃煤发电企业年度电力中长期合同签约电量应不低于上一年度上网电量的80%；保障全年电力中长期合同签约电量不低于上一年度上网电量的90%。 关于做好2025年电力中长期合同签约履约工作的通知 燃煤发电和用电侧的电力中长期合同签约电量比例应不低于本地区考虑年度发电平衡后燃煤发电机组年度预计上网电量的80%，并通过后续合同签订，保障电力中长期合同签约电量比例不低于实际上网电量的90%。对于水电和新能源发电量占比超过40%的地区，政府主管部门可统筹考虑发电侧各类型电源市场化电量签约规模，研究适当放宽用户年度签约比例要求，原则上不得低于60%。 注：上图坐标轴中，X轴为时间段，Y轴为功率 # 现货市场占比不高，反应短时平衡，风电更占优势 √电力现货市场尚处发展完善阶段，目前交易占比不高，核心聚焦短时电力供需平衡，价格随短时供需快速波动（紧时涨价激励增供、松时降价避免浪费）； 在现货市场中，风电较光伏优势显著。光伏日内功率波动陡峭，而风电功率变化更平缓，且现货价格曲线与风电出力趋势契合、与光伏相反，因此绝大多数地区风电现货均价高于光伏。 图：2024年各地区现货综合、风电现货、光伏现货电价均价梳理（元/KWh） 地区 燃煤基准 综合均价 较基准 上下浮 风电均价 较基准 上下浮 光伏均价 较基准 上下浮 山西 332 316 -4.8% 268 -19.1% 211 -36.4% 山东 395 307 -22.2% 267 -32.4% 169 -57.2% 甘肃 308 247 -19.8% 185 -39.8% 123 -60.1% 蒙西 283 507 79.1% 367 29.9% 348 23.1% 湖北 416 369 -11.4% 345 -17.0% 310 -25.5% 浙江 415 364 -12.4% 368 -11.3% 369 -11.0% 图：现货分时价格曲线（元/MWh） # 绿电绿证收益值得期待 ✓政策推动绿电、绿证与碳市场联动，2025年绿色价值兑现更畅通。2024年多项政策奠定基础后，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》发布，明确绿证与碳排放核算、产品碳足迹管理衔接，强化重点用能单位消费约束。 √ 绿证交易价格稳步抬升。2025年年初至2025/12/10，中国绿证交易累计4724万个，交易活跃度稳步提升，从单价来看，2025年以来，绿证交易月均价提升，截至2025/12/10，中国绿证12月的月均价为4.89元/个，为年内最高。 图：2022-2025年中国绿证交易情况（截至2025/12/10） 图：2025年以来（截至2025/12/10）绿证交易价格（元/个） # 风电光伏利用率持续下降，消纳问题暴露 ✓新能源装机维持高速，逐步引发消纳问题，风电光伏利用率持续下行。 2024年新能源消纳 $95\%$ 红线放开，资源条件较好地区的新能源利用率可降低至 $90\%$ ，2025年9月，中国风电利用率已降至 $95\%$ ，光伏利用率已降至 $95.4\%$ 。 图：2021-2025年中国风电利用率 $(\%)$ 图：2021-2025年中国光伏利用率（%） # 136号文引导新能源回归真实需求，新能源新增装机合理降速 $\checkmark$ 政策导向：2025年6月1日后投产的新能源项目均归为增量项目，适用可持续发展价格结算机制；增量项目机制电量规模由各地结合年度非水电可再生能源消纳责任权重、用户承受能力等确定，消纳权重精准反映区域真实需求；通过机制电量市场化竞价，以价格信号引导新能源投资回归真实需求，避免盲目扩张。 √ 装机展望：新增规模趋于平稳，2035年目标明确。风电 $+$ 光伏2035年力争达36亿千瓦，当前合计装机约17亿千瓦，对应未来年度平均新增规模约为2亿千瓦左右。 图：中国风电/光伏装机容量预测（亿千瓦） # 绿电：三大压制因素缓解，绿电迎反转 # 电力系统支撑每年2亿千瓦新增消纳 1360号文支撑每年2亿千瓦消纳。根据《国家能源局关于促进新能源消纳和调控的指导意见》，构建适配新能源电力系统，规划2035年形成36亿千瓦新能源装机消纳能力。文件通过多项措施强化系统接网与调节能力，使新增装机与消纳能力匹配，支撑年均新增2亿千瓦以上。 图：1360号文要点梳理 章目 核心内容 总体要求 建立适配高比例新能源的消纳调控体系。2030年形成多层次调控能力，2035年建成新型电力系统。中长期目标对应约2035年新能源装机36亿千瓦，平摊约每年新增约2亿千瓦。 分类引导新能源开发与消纳 “沙戈荒”基地外送+就地消纳；水风光一体化；规范海上风电；优化省内集中式布局；扩大分布式多场景开发，提升接网与自调节能力。 推动新能源消纳新模式 推进绿电与产业协同（含绿氢）；促进产业向资源区转移；推动源网荷储一体化、微电网、直供模式；明确公共电网与直供项目责任边界，提高就近消纳比例。 提升系统适配能力 扩充调节资源（水电、抽蓄、储能、气电）；增强主网架与跨区输电；完善配电网智能化；提升调度体系的可观可测可调能力；加强涉网安全。 完善全国统一电力市场体系 完善中长期、现货与辅助服务市场；支持新能源、储能、虚拟电厂参与；优化跨省跨区价格；完善容量电价与分时电价；推动绿证与碳市场协同。 强化能源消纳技术支撑 提升高效光伏、风电、深远海、长时储能、柔直、电网仿真、虚拟电厂与AI调控等关键技术。 保障措施 五年规划设定利用率目标；压实地方年度消纳责任；电网企业负责接网与调度保障；加强监测预警，对利用率下滑地区限制新增并网。 数据来源：政府网站，东吴证券研究所 # 绿电：三大压制因素缓解，绿电迎反转 # 特高压加速投产，实现绿电资源有效调度 “十四五”国网规划建特高压工程，包括“24交14直”，投资3800亿元。2025年起，多项目将陆续投产，新项目开工，未来将缓解新能源消纳压力。 图：特高压项目情况 类型 项目名称 起点和终点 开工时间 特高压直流 金上-湖北+800KV 起于四川省帮果换流站，止于湖北省大冶换流站 2023M2 陇东-山东±800KV 起点为甘肃庆阳换流站，落点为山东东平换流站 2023M3 宁夏-湖南±800KV 起始于宁夏中宁换流站，终止于湖南衡阳换流站 2023M6 哈密北-重庆±800KV 起于新疆哈密市巴里坤换流站，止于重庆市渝北区渝北换流站 2023M8 陕西-安徽±800KV 起于陕西省延安市宝塔山换流站，止于安徽省合肥市合州换流站 2024M3 甘肃-浙江±800KV（柔） 起于甘肃省武威市民勤县，止于浙江省绍兴市上虞区 2024M7 蒙西-京津冀±800KV（柔） 起于内蒙古鄂尔多斯市达拉特旗库布齐换流站，止于河北沧州换流站 2025 陕西-河南±800KV 起始于陕西省榆林市榆横换流站，落点豫东地区 2025 藏东南-粤港澳大湾区±800kV一期（柔） 起于昌都市左贡县西藏北部换流站，止于深圳市龙华区珠东南换流站 2025 特高压交流 川渝1000kv 起于四川省康定市呷巴乡，止于重庆市铜梁区少云镇 2022M9 张北-胜利双回1000kv 始于张北1000千伏变电站，止于内蒙古胜利1000千伏变电站 2023M8 大同-怀来-天津北-天津南双回1000kv 起自山西大同，最终接入天津滨海新区 2025M3 阿坝-成都东1000kv 起于阿坝1000千伏变电站，止于成都东1000千伏变电站 2024M7 达拉特-蒙西1000kv 起于内蒙古自治区鄂尔多斯市的达拉特变电站，接入蒙西变电站 —— “十四五”滚动增补 库布齐-上海±800KV 起于内蒙古鄂尔多斯库布齐沙漠地区，终于上海奉贤换流站 争取于2025年 腾格里-江西±800KV 起于内蒙古腾格里换流站，终于江西省负荷中心 —— 乌兰布和-京津冀+800KV 起于内蒙古乌兰布和换流站，终于京津冀负荷中心 —— 巴丹吉林-四川±800kV(柔) 起于酒泉东换流站，终于四川省资阳市乐至换流站 2025 柴达木-广西±800KV 起于柴达木格尔木东沙漠基地，终于广西壮族自治区 —— 攀西-川南-天府南1000kV 起于四川攀西1000千伏变电站，终于四川天府南1000千伏变电站 —— 烟威(含中核cx送出)1000kV 起于烟台市莱阳市海阳西1000千伏开关站，线路分两部分延伸，分别接入昌乐1000千伏变电站、高乡1000千伏变电站 2025M5 数据来源：新财富产业研究院，东吴证券研究所 # 绿电：三大压制因素缓解，绿电迎反转 增量项目竞价承压，引导资本开支回归理性 梳理已经完成增量新能源136号文竞价项目，机制电量规模有限，机制电价下浮，新项目收益率较为一般，引导行业资本开支回归理性。 图：部分地区136号文新增项目竞价情况 省份 项目 机制电价(元/kwh) 出清机制电量(亿度) 最高比例 执行期限 项目数量(个) 上下浮比例(%) 辽宁 风电 0.33 80.22 80% 12年 31 -11.98 光伏 0.3 1.428 80% 12年 1243 -19.98 冀北电网 风电 0.347 103.7 80% 10年 37 -6.72 光伏 0.352 36.13 80% 12年 1172 -5.38 河北南网 风电 0.353 142.011 80% 10年 104 -3.13 光伏 0.3344 14.007 80% 12年 10320 -8.23 宁夏 总计 0.2595 102 65% - 838 0.00 黑龙江 总计 0.228111 63.04 85% 12年 277 -12.10 上海 总计 0.4155 5.3764 - - 2039 0.00 天津 总计 0.3196 9.3949 - 10年 1279 -23.08 安徽 统一竞价项目 0.384 17.5476 85% 12年 8110 -0.10 独立竞价项目 0.3837 41.1294 85% 12年 74 -0.18 海南 总计 0.3998 98.77 80% 海上风电14年,其余12年 72 6.64 青海 风电 0.24 5.43 40% 12年 4 -35.98 光伏 0.24 11.25 40% 12年 23 -26.09 山东 风电 0.319 59.67 70% - 25 -19.22 光伏 0.225 12.48 80% - 1175 -43.02 云南 风电 0.332 - 65% 12年 - -1.13 光伏 0.33 - 75% 12年 - -1.73 新疆 风电 0.319 185.39 62.50% - 36 27.60 光伏 0.225 36.08 62.50% - 31 -10.00 江西 风电 0.375 4.6174 65% 10年 4 -9.49 光伏 0.33 1.3365 65% 10年 429 -20.35 广东 总计 0.36 46.5 110千伏以下80%;其他70% 12年 11654 -20.53 福建 海上光伏 0.388 14.5 - 12年 10 -1.32 其他新能源 0.35 31.8 - 12年 6294 -10.99 数据来源：各地电力交易中心，东吴证券研究所 # 绿电：三大压制因素缓解，绿电迎反转 # 补贴：应收账款影响财务表现，引发市场担忧 √水电、核电等传统电力公司与电网按月结算电量，现金流较稳定，而绿电公司因补贴形成的应收账款对其财务表现影响更突出。对比水电、核电、火电、绿电、燃气等品类后发现：2020-2025Q3绿电应收占比始终居首（2024年达 $15\%$ ），2024年其信用减值影响净利润 $9.5\%$ ，显著高于减值趋缓的水电、核电等板块，这一差异也让市场担忧绿电项目的资产质量。 图：应收账款影响新能源运营商财务表现 信用减值影响 2020 2021 2022 2023 2024 24Q1-3 25Q1-3 水电 -13.4% -0.5% 0.1% -0.5% -0.4% -0.3% -0.1% 核电 -0.3% 0.1% -0.1% -0.2% 0.3% 0.4% 0.1% 火电 -7.7% 7.9% -14.9% -2.5% -2.1% -0.6% -0.4% 绿电 -4.6% -7.0% -2.9% -5.8% -9.5% -5.0% -2.9% 燃气 -1.7% -2.0% -1.2% -1.3% 1.0% -4.0% -2.5% 应收占比 2020 2021 2022 2023 2024 24Q1-3 25Q1-3 水电 2.4% 2.5% 2.4% 2.6% 2.8% 3.1% 3.3% 核电 2.7% 3.5% 3.7% 3.5% 3.1% 3.3% 2.8% 火电 6.8% 7.4% 7.7% 8.1% 8.2% 7.2% 6.8% 绿电 11.6% 12.5% 12.9% 14.2% 15.0% 15.0% 14.2% 燃气 7.8% 8.5% 8.2% 8.2% 8.1% 5.4% 5.1% 图：主要绿电公司应收类科目合计情况（亿元） 细分 股票代码 股票简称 2022 2023 2024 2025Q3 光伏 000591.SZ 太阳能 465 472 490 528 601222.SH 林洋能源 213 232 247 249 603105.SH 芯能科技 35 44 43 46 600032.SH 浙江新能 466 529 589 599 601778.SH 晶科科技 374 410 426 423 600821.SH 金开新能 327 319 401 406 601908.SH 京运通 223 242 194 185 002256.SZ 兆新股份 20 18 16 17 002480.SZ 新筑股份 118 134 149 140 002617.SZ 露笑科技 99 96 104 107 300125.SZ 聆达股份 21 19 10 9 300317.SZ 珈伟新能 23 29 29 28 风电 600956.SH 新天绿能 774 790 840 873 601016.SH 节能风电 438 421 441 450 603693.SH 江苏新能 159 164 176 179 601619.SH 嘉泽新能 190 199 222 239 600905.SH 三峡能源 2621 3117 3569 3770 000507.SZ 珠海港 209 207 203 202 000537.SZ 中绿电 375 704 894 943 001289.SZ 龙源电力 2229 2293 2571 2625 600163.SH 中闽能源 117 115 117 115 000155.SZ 川能动力 193 218 252 283 001258.SZ 立新能源 92 96 153 181 000862.SZ 银星能源 76 95 93 89 1798.HK 大唐新能源 975 1015 1155 1143 注：行业股票选取东吴环保公用股票池 信用减值影响：信用减值损失/净利润，应收占比：应收类科目合计/总资产 应收类科目：应收账款+应收票据+应收款项融资 # 可再生能源发展基金收入逐年提升，支出已达上限 2011年底，可再生能源发展基金设立，用于可再生能源补贴，来源一是国家财政公共预算安排的专项资金，二是依法向电力用户征收的可再生能源电价附加费，电价附加费由电网公司代收，扣税后上缴可再生能源基金。 收入端：2006年以来，国家向用户侧适征电量征收可再生能源电价附加，征收标准逐年提高，2016年后保持0.019元/千瓦时不变，随着全社会用电量稳步提升，基金收入规模增长。 ✓支出端：新能源加速装机，标杆电价逐年下降至2021年实现全面平价，基金年支出规模已达上限。 图：可再生能源基金收入端、支出端梳理 # 我们预计2025年左右迎来基金收支平衡，2036年左右历史欠款得到自然解决 $\checkmark$ 测算核心假设： √ 1）收入：2025至2040年用户侧适征电量年复合增速3%，征收标准0.019元/千瓦时，征收率75%； 2）支出：存量补贴项目度电补贴强度0.21元/千瓦时，基金支出占收入比例 $95\%$ 。我们预计2025年左右基金收支平衡，用户侧适征电量增长，考虑基金盈余支付欠款，我们预计2036年左右历史国补欠款自然解决。 图：可再生能源发展基金收入支出平衡测算（亿元） # 历史欠款加速解决 √针对可再生能源补贴退坡，有望出台扩充资金、创设中长期基金、发行专项国债、推广补贴确权贷款等措施，2022年8月已授权设立结算公司管理补贴资金，补贴问题有望加速解决。 √ 累计回款超去年全年：多数企业1-8月的补贴金额，已覆盖2024年全年的 $135\%$ 以上，部分企业（如金开新能）接近 $190\%$ 。 图：2025年以来国家可再生能源补贴资金回款加速（亿元） 公司 25M8收到国补 25M1-8收到国补 25M1-8收到国补同比 25M1-8占2024A 吉电股份 9.1 12.7 154% 135% 太阳能 16.8 22.5 259% 183% 林洋能源 2.0 3.1 210% 177% 晶科科技 6.3 8.5 272% 178% 金开新能 9.4 12.0 340% 189% 图：可再生能源补贴退坡应对措施梳理 # 若国补欠款得到解决，新能源资产质量触底回升，重回成长 √ 对于历史国补欠款我们进行测算，按照累计形成欠款当期回收20%、50%、80%测算，从成长角度来看，可撬动新一轮资本开支重回成长。从利润提升角度来看，回收现金用于有息债务偿还，通过节省财务费用有望带来净利润10%左右的提升空间。从弹性角度来看，关注当期信用减值和历史累计坏账准备的冲回。 图：考虑国补欠款回收对公司影响（龙源电力，2024A） 项目 亿元/% 经营性净现金流 171 资本开支 269 自由现金流 -98 应收账款合计 434 国补占比 92% 国补应收款 399 当期回收比例 20% 50% 80% 当期回收补贴 80 200 320 自由现金流改善至 -18 102 222 成长——再投资 资本金比例 30% 30% 30% 撬动新资本开支 266 666 1065 较2024年资本开支 99% 248% 397% 降费——降负债 有息负债 1,461 财务费用 35 财务成本 2.4% 节约财务费用 1.91 4.77 7.64 财务费用同比下降 5% 14% 22% 净利润 83 净利润贡献 2% 6% 9% 利润——减值冲回 信用减值损失—国补 0.38 坏账准备——国补 3.24 净利润 83 当期冲回净利润贡献 -0.5% 历史冲回净利润贡献 3.9% 图：考虑国补欠款回收对公司影响（三峡能源，2024A） 项目 亿元/% 经营性净现金流 189 资本开支 309 自由现金流 -120 应收账款合计 448 国补占比 92% 国补应收款 412 当期回收比例 20% 50% 80% 当期回收补贴 82 206 329 自由现金流改善至 -37 86 210 成长——再投资 资本金比例 30% 30% 30% 撬动新资本开支 275 686 1098 较2024年资本开支 89% 222% 356% 降费——降负债 有息负债 1,878 财务费用 43 财务成本 2.3% 节约财务费用 1.88 4.71 7.53 财务费用同比下降 4% 11% 18% 净利润 75 净利润贡献 3% 6% 10% 利润——减值冲回 信用减值损失—国补 -7.75 坏账准备——国补 22.44 净利润 75 当期冲回净利润贡献 10.4% 历史冲回净利润贡献 30.1% # 绿电：三大压制因素缓解，绿电迎反转 # 投资建议与风险提示 $\checkmark$ 新型电力系统主要供电电源，成长空间广阔。2025年新能源已实现全面入市，市场信号引导行业资本开支回归理性，电价、消纳、补贴三大压制因素逐步缓解，绿电迎来反转。 $\checkmark$ 建议关注：全国布局优质纯绿电运营商：龙源电力H、三峡能源以及优质海风：中闽能源、福能股份。 √风险提示：电价波动风险，新能源消纳情况不及预期，装机投产进度不及预期。 表：盈利预测与估值 (2025/12/10) 公司简称 股票代码 股价 (元/股) 市值 (亿元) PB (LF) 归母净利润（亿元） P/E 2025E 2026E 2027E 2024- 2027CAGR 2025E 2026E 2027E 绿电 龙源电力* 0916.HK 6.82 570 0.7 64 69 76 6% 8.9 8.3 7.5 三峡能源* 600905.SH 4.16 1,189 1.3 62 67 72 6% 19.1 17.8 16.5 中闽能源 600163.SH 6.24 119 1.7 9 10 10 17% 12.9 11.9 11.4 福能股份* 600483.SH 10.22 284 1.1 30 31 35 8% 9.6 9.1 8.1 注：标注*公司2025-2027年选取WIND一致预期（2025/12/10），其余公司盈利预测来自东吴证券研究所 十五五逸兴遄飞，新常态俊采星驰 绿电：三大压制因素缓解，绿电迎反转 火电：可靠性与灵活性，火电价值重塑 核电：未来能源，短期扰动不改成长 水电：红利标杆，长期价值彰显 投资建议与风险提示 # 低煤价、低电量到稳煤价、低电量 √ 低煤价、低电量到稳煤价、低电量。2024第四季度火电板块大幅回升以来，2025前三季度板块业绩维持高增趋势。电量电价来看，2025年的低煤价环境显著优化了燃料成本，缓解电价压力。同时利用小时数同比下降，电量整体承压。往后展望，我们预计行业将逐步进入稳煤价、低电量的转型阶段，重视火电多元价值发掘。 图：火电板块单季度归母净利润（亿元） 图：中国火电利用小时数（小时） 图：重点地区火电点火价差跟踪（煤价：元/吨，电价：元/MWh） 项目 M1 M2 M3 M4 M5 M6 M7 M8 M9 M10 M11 M12 煤价 港口5500含税(2024) 913 922 872 816 867 866 848 840 856 852 836 785 港口5500含税(2025) 761 730 677 661 627 611 638 690 691 738 822 797 港口5500含税同比 -152 -192 -195 -155 -240 -255 -210 -150 -165 -114 -14 12 入炉标煤(7000不含税)同比 -171 -216 -220 -175 -270 -287 -237 -169 -186 -129 -16 14 度电成本变动(不含税) -51 -65 -66 -52 -81 -86 -71 -51 -56 -39 -5 4 广东 2024(含税) 466 465 465 462 463 461 462 462 462 462 460 461 2025(含税) 389 389 391 391 391 391 391 391 391 391 390 390 同比(不含税) -68 -67 -65 -62 -64 -62 -63 -63 -63 -63 -62 -63 2024(含税) 485 433 458 428 427 406 403 402 406 399 399 401 2025(含税) 373 373 378 378 372 373 372 373 373 372 372 373 同比(不含税) -99 -53 -71 -44 -48 -30 -27 -26 -30 -24 -24 -25 江苏 2024(含税) 453 453 453 453 453 453 453 453 453 453 453 453 2025(含税) 412 412 412 412 412 412 412 412 412 412 412 412 同比(不含税) -36 -36 -36 -36 -36 -36 -36 -36 -36 -36 -36 -36 2024(含税) 440 445 445 446 435 410 423 427 427 422 412 421 2025(含税) 405 411 399 395 402 322 396 394 319 341 356 340 同比(不含税) -31 -30 -41 -45 -30 -78 -24 -29 -95 -72 -50 -72 数据来源：Wind，东吴证券研究所 # 深化电改，发掘火电灵活性价值和可靠性价值 √电力市场建设逐步完善，发掘火电灵活性价值和可靠性价值。从电力的真实价值来看，电力主要包括电能量、可靠性、灵活性以及绿色等价值，新型电力系统对于可靠性、灵活性以及电力绿色价值提出更高要求。2023年度，全国火电容量电价出台，通过容量市场全面体现火电可靠性价值。辅助服务市场在各地区持续推进，火电参与的调峰、调频价值也逐步通过电力市场得到合理回报。火电资产迎来转型，火电价值重塑。 图：电力通过不同市场体现多角度价值 # 定位转型，煤电由电量供应主体转变为电力供应主体 ✓定位转型，煤电由电量供应主体转变为电力供应主体。煤电将在电力平衡和系统调峰中占据重要位置。煤电将长期是我国最经济可靠的电力调节资源，将更多参与系统调峰运行。根据《中国能源展望2025—2060》，全国煤电逐步分化为基荷、调峰和应急备用三种功能类型。《中国能源展望2025—2060》预计1）到2035年，全国调峰煤电和应急备用煤电装机容量分别占比 $3.3\%$ 和 $2.1\%$ ，两者发电量占比合计仅 $2.8\%$ ；2）到2050年，基荷煤电装机容量占比降至 $70\%$ ，调峰和应急备用煤电装机容量占比分别提高至 $16\%$ 和 $14\%$ ；3）到2060年，系统存量煤电几乎不承担基荷，而以应急备用为主、调峰为辅。 图：中国煤电分类型装机预测（2025年及以后为预测） # 区域分化，资源禀赋区域特点推动煤电转型 基于不同区域资源禀赋，区域定位，以及区域内电源装机与负荷特点，区域火电转型分化。根据国家能源集团技术经济研究院预测，1）华北：受生态环境红线要求，减排提效的同时保证能源安全是煤电转型的重点；2）东北：在电力需求疲软、可再生发展潜力巨大的情况下，仍需煤电支撑可再生能源外送和供热保障；3）西北：依托高质量煤电支撑实现未来西北地区向“风光水火储一体化”电源基地发展；4）华东：煤电规模庞大且亚临界机组占比较高，煤电快速退出的同时优化现役煤电机组质量成为重点；5）华中：煤电规模较小，部分区域用电高峰时期电力供给不足，发展可再生能源的同时提升煤电快速爬坡和快速起停等能力则是重点；6）南方：煤电整体水平高且以纯凝机组为主，电力供需形势较稳定，是近中期提前实现碳达峰的重点区域，需逐步推动煤电退出。 图：分地区新能源装机结构与火电利用小时数变动 # 煤电容量电价执行比例提升，火电确定性收入占比提升 2026年全国煤电容量电价执行比例提升，部分地区探索更高比例补偿。2023年11月，全国煤电容量电价机制建立，实行全国统一标准，为每年每千瓦330元。综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定， $2024\sim 2025$ 年多数地方为 $30\%$ 左右，2026年将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于 $50\%$ 。考虑2024-2025年不同省份地区容量补偿比例，结合地区火电利用小时数，我们预计全国煤电平均容量电费收益约为0.027元，考虑2026年容量补偿比例提升，我们预计2026年度电容量电费收益提升至0.04元，火电确定性收入占比提升。2025年7月，甘肃首次在省级层面独立制定容量电价政策，煤电机组、电网侧新型储能容量电价标准暂定为每年每千瓦330元，执行期限2年，地区探索更高补偿比例。 图：全国各地区煤电容量电价收入测算 # 辅助服务市场大发展，火电灵活性价值得到最高比例补偿 辅助服务市场费用规模扩张，发电侧分摊为主。2024年全国电力辅助服务市场总费用超400亿元，结构来看，以调峰服务为主。 √ 火电灵活性价值得到最高比例补偿。考虑电源侧分摊比例，我们预计2024年火电度电净收益0.0043元/度。考虑长期辅助服务市场扩张，叠加用户侧分摊比例提升，火电收益持续提升。 图：火电受益辅助服务市场测算（2024年） 2024年 用户侧50% 用户侧80% 全国辅助服务市场费用(亿元) 402 402 402 火电获得补偿占比 91.4% 91.4% 91.4% 辅助服务市场火电收入(亿元) 367 367 367 用户侧分摊(亿元) 2.8% 50% 80% 电源侧分摊中火电占比 25% 25% 25% 辅助服务市场火电支出(亿元) 98 50 20 辅助服务市场火电净收入(亿元) 270 317 347 火电发电量(亿度) 63437.7 63437.7 63438.7 辅助服务市场度电净收入(元/度) 0.0043 0.0050 0.0055 图：2024年全国辅助服务费用分类（亿元） 图：2024年辅助服务费用分摊占比 图：2024年辅助服务费用电源侧分摊比例 # 火电：可靠性与灵活性，火电价值重塑 # 容量电费稳定传导，辅助服务费用逐步提升，机制电价差价结算电费开始传导到用户侧 图：各地区系统运行费用金额及对比（元/KWh） 省份 系统运行费用 辅助服务费用 抽水蓄能容量电费 气电容量电费 煤电容量电费 新能源机制电价差价结算 24M12 25M12 变动 24M12 25M12 变动 24M12 25M12 变动 24M12 25M12 变动 24M12 25M12 变动 24M12 25M12 变动 天津 0.093 0.099 0.007 0.005 0.005 0.000 0.018 0.019 0.001 0.013 0.011 -0.003 广东 0.024 0.072 0.048 0.001 0.002 0.001 0.006 0.007 0.000 0.017 0.034 0.018 0.029 0.029 湖北 0.039 0.058 0.019 0.002 0.002 0.000 0.013 0.021 0.008 0.017 0.017 湖南 0.041 0.055 0.014 0.004 0.003 -0.001 0.035 0.036 0.001 浙江 0.004 0.052 0.048 0.005 0.005 0.000 0.008 0.009 0.000 0.013 0.012 -0.001 蒙东 0.019 0.046 0.027 0.006 0.008 0.002 0.017 0.014 -0.002 0.029 0.029 江苏 0.037 0.043 0.006 0.005 0.005 0.000 0.023 0.023 0.000 0.016 0.014 -0.002 四川 0.000 0.043 0.043 0.000 0.006 0.006 0.007 0.007 山西 0.042 0.042 -0.001 0.000 0.003 0.003 0.003 0.002 0.000 0.013 0.013 0.000 吉林 0.056 0.041 -0.015 0.011 0.010 -0.001 0.031 0.003 -0.028 江西 -0.016 0.039 0.054 0.004 0.003 -0.001 0.014 0.018 0.004 0.058 0.058 广西 0.024 0.035 0.010 0.004 0.004 0.001 0.001 0.000 0.023 0.030 0.007 0.000 河北 0.042 0.033 -0.009 0.008 0.007 0.000 0.001 0.001 0.021 0.018 -0.003 上海 0.032 0.031 -0.002 0.010 0.010 0.000 0.029 0.029 0.000 0.013 0.012 -0.002 黑龙江 0.035 0.030 -0.005 0.013 0.008 -0.005 0.015 0.020 0.005 辽宁 0.045 0.028 -0.016 0.009 0.010 0.001 0.013 0.015 0.002 青海 0.009 0.027 0.019 0.008 0.001 -0.007 0.000 0.001 0.001 0.005 0.007 0.002 0.002 0.003 0.001 冀北 0.026 0.026 0.000 0.003 0.003 0.000 0.016 0.017 0.001 宁夏 0.005 0.026 0.021 0.000 0.001 0.001 0.012 0.014 0.002 0.006 0.006 </tr