2024年电力行业2025年度策略：迈向红利新周期

1. 市场回顾

1.1 行情回顾

2024 年以来截至 12 月 05 日，公用事业 SW）板块年度上涨 10.29%，位列全行业第 15 名，跑输沪深 300 指数 4.01pcts。整个电力板块 2024 前三季度实现营业收入 1.38 万 亿元，同比下降 0.57%；营业成本 1.05 万亿元，同比下降 3.22%；实现归母净利 1589.26 亿元，同比增长 11.13%。

火电板块来看，今年的行情演绎脉络明晰，上半年煤价下行成本端改善催化火电板块行 情，下半年基本面水电挤压叠加电价预期悲观拉低行情。由于 2024 年电价整体较去年 下跌，同时来水偏丰挤压火电发电量，导致火电行业营收同比下滑，但受益于成本改善 整体利润依然有明显提升。今年前三季度火电板块 SW）实现营业收入 9345.76 亿元， 同比下降 1.17%；营业成本 7945.37 亿元，同比下降 3.28%；实现归母净利 614.01 亿 元，同比高增 12.10%。

水电板块，前三季度超额收益领先其他子版块。水电作为高股息、高 ROE 的红利资产， 具备突出的防御特性，其“类债”属性在市场波动较大且缺乏主题赛道时优势尤为凸显。 叠加今年水电基本面环同比改善明显，板块整体行情持续贡献超额收益，明显跑赢大盘。 四季度以来，由于市场风格切换，板块相对大盘优势缩减。2024 前三季度水电板块 SW） 实现营业收入 1464.69 亿元，同比增长 9.20%；营业成本 694.10 亿元，同比增长 2.99%； 实现归母净利 496.83 亿元，同比高增 22.60%。

核电板块，成长加速，红利逐渐显现。核电行业重启审批加速，常态化核准下核电装机 规模和发电量有望稳步提升，同时核电随着建设成本下降，资本开支达峰后红利资产潜 力已逐渐显现。2024 前三季度核电板块 SW）实现营业收入 1192.56 亿，同比增长 2.87%； 营业成本 694.55 亿元，同比增长 6.93%；实现归母净利 189.17 亿元，同比下跌 0.58%。

新能源发电方面，2024 年以来风光装机持续高增，组件价格保持低水平，但消纳问题 仍是行业发展的主要矛盾，叠加电力市场化改革下新能源电价风险增加，对于此前高估 值市场回调预期。2024 前三季度光伏板块 SW）实现营业收入 320.80 亿，同比下降 10.01%；营业成本 213.96 亿元，同比下降 8.38%；实现归母净利 17.33 亿元，同比下 降 60.85%。2024 前三季度风电板块 SW）实现营业收入 831.57 亿，同比增长 4.06%； 营业成本 498.59 亿元，同比增长 9.02%；实现归母净利 167.32 亿元，同比下降 5.25%。

风光装机持续高增，近两年处于增速高位。2023 年我国风光装机占总电源装机比重由 2018 年得到 19%提升至 36%，截至 2024 年 10 月，我国风电累计装机 4.86 亿千瓦， 同比增长 20.3%；太阳能发电累计装机 7.93 亿千瓦，同比增长 48%。2023 年中国清洁 能源消费比重达 26.4%，较 2013 年提高 10.9pct。清洁能源发电装机容量达到 17 亿千 瓦，占发电装机总量的 58.2%；发电量约 3.8 万亿千瓦时，占总发电量比重为 39.7%， 比 2013 年提高了 15pct。

1.2 2025 全年用电量预计增速 5.8%

2024 年全年用电增速预计 7%，电力消费弹性系数预计达 1.4。根据国家能源局数据， 2024 年 1~10 月，全社会用电量累计 81836 亿千瓦时，同比增长 7.6%，比上年同期提 高 1.6pct。总体来看，用电量与 GDP 增速呈正相关，变化趋势总体应一致，但近年来用 电增速高于 GDP 增速，电力消费弹性系数逐年增长，今年预计到达 1.4，我们认为主要 原因还系用电量与 GDP 的结构性差异。 用电量结构有两个明显特点：一是二产用电量占比显著突出，虽然逐年占比下降，但仍 有近 70%，高技术装备制造业用电高增拉动二产用电；二是三产和居民用电占比提升较 快，且增速保持高增长。前三季度第二产业用电量同比增长 5.9%，增速比上年同期提 高 0.5pct，对全社会用电量增长的贡献率为 48.9%。而二产用电增速主要系高技术及 装备制造业用电量拉动，前三季度高技术及装备制造业同比增长 11.4%，较上年增长 1.3pct，高于同期制造业平均增长水平 5.6pct。其中，电气机械和器材制造业同比增长 19.1%、计算机/通信和其他电子设备制造业同比增长 14.4%、仪器仪表制造业同比增长 11.6%、汽车制造业同比增长 11.1%，增速都在 10%以上。前三季度第三产业用电量同 比增长11.2%，增速比上年同期提高1.1pct，对全社会用电量增长的贡献率为25.9%。

从发电来看，2024 年 1-10 月火电、核电发电稳定增长，风光发电量高增，水电整体 发电增长显著。1—10 月份，发电 78027.20 亿千瓦时，同比增长 5.2%；火电累计发电 量 52231 亿千瓦时，同比增长 1.9%；水电累计发电 11101 亿千瓦时，同比增长 12.2%； 太阳能发电3472亿千瓦时，同比增长27.1%；风电发电7581亿千瓦时，同比增长13.1%； 核电发电 3643 亿千瓦时，同比增长 1.5%。

预计 2025 年全社会用电量增速达 5.8%，电力消费弹性系数 1.16。2024 年，我国经 济呈先升后降再反弹的“N”字型走势，全年 GDP 有望实现 5%；2025 年预计政策继续 加码、推动经济进一步修复，全年可能继续“保 5%”。在夏季高温因素拉动下，前三季 度电力消费增速超过预期。四季度，国家陆续出台一揽子增量政策促进经济社会发展， 预计国民经济保持总体平稳、稳中有进发展态势，有助于促进电力消费增长。考虑到气 象部门预计今年四季度全国大部地区气温较常年同期偏高，以及 2023 年四季度基数较 高等因素，预计 2024 年全年全社会用电量同比增长 7%。叠加 2024 年 GDP 增速 5%的 预期，测算 2024 年电力消费弹性系数为 1.4。假设 2025 年 GDP 目标定在 5%，预计全 年用电量增速为 5.8%，对应电力消费弹性系数 1.16。

整体来看，预计 2025 年全年用电增速 5.8%左右。预计火/水/核/风/光 2025 年新增装 机 80/15/3.6/99/210GW，利用小时数分别变动至 4317/3400/7670/2180/1186 小时，预 计火电增速或保持在 2%左右，具体幅度主要取决于实际用电增速和水电增速。

2. 电改持续深化，又掀并购浪潮

2.1 展望 2025 年电改：“市场化”与“消纳”并重

当前持续进行的电改，实际上是 2015 年这一轮电改的延伸，但面临“双碳”和“缺电” 多重复杂新背景，在发展的过程中有了更深刻和创新的变革，更突出“市场化”核心。 一是全面推进电力市场化，完整的电力市场包括电能量市场、辅助服务市场和容量市场， 在电能量市场方面，现货市场和分时电价的推行是政策值得关注的亮点，将逐渐挖掘电 价的价格信号价值。 二是要兼顾双碳目标下新型电力系统建设中新能源比例提升带来的矛盾，因此不同电源 面临不同的转型路径，新能源将作为电量主体发展，火电将转型为灵活性调节资源，有 需要在充分发挥市场竞争的基础上，保障各类电源的合理化收益，因此容量电价和绿电 交易的发展尤为关键。 三是成本传导机制的理顺。我国有我国个性的发展阶段和国情，在借鉴西方电力市场建 设经验中，成本传导更多需要考量本国实际情况。

2.2 国企改革持续深化，电力企业有望加速重组

央国企电力公司掀起重组热潮，优质资源整合有助估值修复。国有企业改革进入深化提 升阶段，并购重组随着新“国九条”、“并购六条”等上市公司并购重组新政的出台，资 本市场迎来新的并购重组浪潮，并购重组市场进入活跃期，为国有企业改革带来新的契 机，央国企日渐成为并购重组的主力军。2024 年 9 月 24 日，证监会发布《关于深化上 市公司并购重组市场改革的意见》。9 月 30 日，电投产融和远达环保发布重大资产重组 公告，两家公司都隶属于国家电力投资集团，将分别就国家电力投资集团的核电与水电 资产进行资产重组。10 月 22 日，龙源电力发布公告将现金收购控股股东国家能源集团 体内部分新能源资产。当下，多项政策要求进一步提高上市公司质量，支持上市公司通 过并购重组提升投资价值，国电投打响电力企业重组信号枪，建议关注电力企业资产重 组机会。

3. 火电：坚持长期主义，迈向公用事业化的平衡

3.1 盈利模式转变，公用事业化进程加快

火电收入由单一电量电价转变为电量+容量+辅助，盈利稳定性提升。2024 年 4 月，国 家发改委发布《电力市场运行基本规则》，完整的电力市场包括电能量市场、辅助服务市 场和容量市场。2023 年 11 月，国家发改委、国家能源局发布《关于建立煤电容量电价 机制的通知》，正式建立煤电容量电价机制。煤电机组通过容量电价回收固定成本，容量 补偿成本向用户侧疏导。我国火电企业收入构成发生转变，由单一电量电价收入转变为 “电量电价+容量电价+辅助服务”收入组成，其中，容量电价弥补固定成本，电量电价 弥补可变成本，辅助服务提供额外收益。

容量电价具备提升空间，覆盖固定成本比例确定性提升。考虑到煤价成本下行，火电电 量电价亦有下降风险，容量电价适时出台有望及时保障火电机组盈利，短期来看综合电 价水平有望企稳，既满足发电侧盈利需求，同时亦不对用户侧造成过大压力和阻力。2023 年，国电电力、华能国际、皖能电力、浙能电力、粤电力 A、申能股份煤电业务板块折旧 成本占燃料成本和折旧成本之和的 11%左右。2024 年上半年，浙江、安徽、上海、广 东、河北、山东六个重点用电省市自治区容量电价平均占比 3.9%。当前，容量电价还暂 时难以完全覆盖固定成本。但是随着 2026 年我国容量电价收入确定性提升，火电将进 一步回收固定成本。

电力辅助服务市场规模不断扩大。随着新型电力系统对于灵活调节能力要求的提高，煤 电转型发展速度不断加快。截至 2022 年底，我国电力辅助服务已实现 6 大区域、33 个 省区电网全覆盖。2022 年，我国煤电电力辅助服务达 320 亿元；2023 年上半年，电力 辅助服务收入达 278 亿元，而 2019 年上半年电力辅助服务补偿费用仅 130 亿元。从结 构来看，2023 年上半年，我国电力市场调峰补偿 167 亿元，调频补偿 54 亿元，备用补 偿 45 亿元，分别占总辅助服务收入的 60.0%、19.4%、16.2%。

3.2 寻找估值修复中的α价值

煤价回落&长协煤弱化成本波动，成本压力整体缓解，量&价分化更凸显。影响火电最主 要的三个因素分别是成本 煤价）、收入 电价）和电量 利用小时数） 。

3.2.1 长期视角α：供需格局是基础，量价具备更强支撑，区域占优。

当前，煤价逐步回落至相对合理区间，过去三年 2022/2023/2024 至今 12.20））北港 5500K 动煤均价分别为 1280/946/864 元/吨，长协煤履约情况较之前有明显改善。长期 来看，火电行业成本压力整体缓解，在火电“低增速”新时代，区域电量与电价的分化 将进一步凸显。

电量方面，区域分化加剧凸显，用电增速支撑电量。2024 年 1-10 月全国用电量累计增 速 7.6%，各省、自治区及直辖市用电增速排名前十的分别是西藏自治区（ 14.72%）、安 徽 13.47%）、重庆 11.91%）、新疆维吾尔自治区（ 11.37%）、云南 10.95%）、浙江 10.23%）、湖北 9.91%）、江苏 9.64%）、四川 8.97%）、江西 8.63%）。其中安 徽、浙江、江苏为代表的长三角省份用电需求依然非常突出，增速明显超越全国增速， 安徽增速尤为突出。就电力最大负荷而言，2023 年江苏省达到 1.32 亿千瓦，浙江省约 为 1.15 亿千瓦，两省之和约占全国最大负荷的 18%，高峰时期用电需求旺盛。供给方 面，2024 年 1-10 月重点区域发电量同比增速分别为安徽 6.5%、浙江 6.5%、江苏 4.6%， 上海 7.4%。

电价视角更具复杂性，供需仍为根本，叠加多重外因扰动。随着电改深化推进，电力市 场化进程加速，明确 2029 年全面建成全国统一电力市场目标，电价将作为价格信号越 来越直接反映电力商品价值，电力供需是这一价值的根本因素。但除此外，政策、经济、 技术等多重因素也将影响电价。

3.2.2 短期视角α：电价前置，煤价下跌，优选弹性标的，抵御电价风险

电价前置，煤价下跌，弹性标的更易抵御电价风险。市场对于电价预期已经相对充分， 2025 年长协电价即将落地，区域电价风险也已基本出清。截至 12.20，北港 5500k 动力 煤市场价跌至 777 元/吨，已跌至年内最低价。今年 Q4 截至 12.20 北港 5500K 动煤均 价 842 元/吨，同比下跌 128 元/吨；全年至 12.20 均价 864 元/吨，同比去年全年均价下 跌 82 元/吨。今冬气温偏暖影响电煤需求，同时国内产量保持高位，进口煤相对充足， 供需格局偏松，煤价旺季不旺，跌破此前 800 支撑线。煤价超预期下跌，电价前置下火 电弹性释放，有望迎来一波行情。

我们假设，100 万千瓦火电机组平均上网电价 0.46 元/千瓦时，单位煤耗 300 克/千瓦时， 平均利用小时数 5000 小时，5500K 长协煤价 762 元/吨，市场煤价格 860 元/吨，则在 此情况下度电净利润为 0.018 元。年底各省组织签订 2025 年中长期电力交易合同，目 前预计全国范围电价平均降幅 2 分左右。若按照假设条件平均 50%长协，对应市场煤价降幅 105 元/吨左右，能维持同样 度电利润水平。若按照假设条件平均 30%长协，对应市场煤价降幅 75 元/吨左右，能维持同样度 电利润水平。 截至 12.20，北港 5500K 煤价已经降至 777 元/吨，且淡季未至降价仍在下行通道，火电 利润具备成本支撑空间。且电价降幅一定情况下，长协煤比例较低的标的，在煤价下行 周期具备更强弹性。

3.2.3 产业链延伸：关注低碳化改造的相关机会

火电机组低碳转型国家发展改革委、国家能源局联合印发《煤电低碳化改造建设行动方 案 2024—2027 年）》 以下简称《行动方案》）。《行动方案》提出，到 2025 年，首批煤 电低碳化改造建设项目全部开工，转化应用一批煤电低碳发电技术；相关项目度电碳排 放较 2023 年同类煤电机组平均碳排放水平降低 20%左右；到 2027 年，相关项目度电 碳排放较 2023 年同类煤电机组平均碳排放水平降低 50%左右、接近天然气发电机组碳 排放水平。 《行动方案》提出了 3 种改造建设方式： 1）生物质掺烧，充分利用农林废弃物、沙生 植物、能源植物等生物质资源，实施煤电机组耦合生物质发电。 2）绿氨掺烧，利用风 电、太阳能发电等可再生能源富余电力，通过电解水制绿氢并合成绿氨，实施燃煤机组 掺烧绿氨发电。 3）碳捕集利用与封存，采用化学法、吸附法、膜法等技术分离捕集燃 煤锅炉烟气中的二氧化碳，实施高效驱油、制备甲醇等资源化利用，或因地制宜实施地 质封存。

4. 绿电：左侧布局，好乘政策东风

4.1 多途径缓解消纳压力，缓冲量价风险释放

新能源核心矛盾在消纳，消纳引致量&价风险挫伤估值。2023 年光伏新增装机 217GW， 风电新增装机 76GW，2024 年预计光伏新增装机 240GW，风电 89GW，新能源装机持 续高增，消纳压力进一步加剧。市场对于新能源运营商的担忧主要在于未来电价和电量 风险，而这两点都是从根本上由消纳矛盾引发。

适应新能源装机快增，消纳红线放松缓释压力。国家能源局 5 月 28 日发布的《关于做 好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》提出：部分资源条件较好的地区可适 当放宽新能源利用率目标，原则上不低于 90%。从供给端来看，消纳目标红线的降低意 味着能源消纳压力缓解，储能、消纳成本下降，促进新能源发电企业装机规模的进一步 扩大。从需求端来看，伴随绿电、绿证市场的完善，新能源电力能量价值和环境价值需 求增加，红线降低导致的产能释放将会被更广阔的市场所吸收。供需的良性循环将促进 新能源市场扩容，优化我国的能源格局，助力“双碳”目标实现。

4.2 补贴发放有望加快兑现，改善资产负债表弹性较大

补贴回收有望加快，缓解现金流压力。2012 年财政部、国家发展改革委、国家能源局发 布了可再生能源电价附加资金补助目录 第一批），促进新能源产业初期发展。但随着新 能源项目规模的快速扩大，补贴申报逐渐滞后，根据中电联《新能源补贴拖欠问题及政 策建议》，截至 2019 年底，国网、南网、蒙西电网经营区合计拖欠补贴 3273.09 亿元。2022 年 3 月三部委联合下发《关于开展可再生能源发电补贴自查工作的通知》，用以解 决新能源欠补问题；5 月，国常会部署稳物价、保能源供应，再向中央发电企业拨付 500 亿元；8 月，南方电网设立广州可再生能源发展结算服务有限公司并统筹解决可再生能 源发电补贴问题；11 月，中央预决算公开平台发布《财政部关于提前下达 2023 年可再 生能源电价附加补助地方资金预算的通知》，下达可再生能源电价附加补助至山西、内蒙 古、吉林、浙江、湖南、广西、重庆、四川、贵州、云南、甘肃、青海和新疆 13 个省、 市、自治区。发放补贴总计 47.1 亿元。其中，风电补贴 20.46 亿元，光伏补贴 25.8 亿 元，生物质补贴 8425 万元。 目前，我们预期第二批补贴核查进程有望加快，随着补贴回收进程的加快，新能源电力 运营商资金压力将得到较大程度缓解进一步缓解。

4.3 绿电环境价值加速兑现

绿证绿电交易规模持续扩大，加速绿电环境价值兑现。2024 年，《关于加强绿色电力证 书与节能降碳政策衔接大力促进非化石能源消费的通知》、《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》、《电力中长期交易基本规则—绿色电力交易专章》、 《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则》等系列政策规则接连发布。在政策推动下， 绿证绿电交易量同比增长显著，有力促进绿电环境价值兑现。 2024 年 1-10 月，省内绿电直接交易量累计 1632.50 亿千瓦时，同比增长 294.04%；月 度交易量与 2023 同期相比增长率均超 100%。

截至2024年10月底，全国累计核发绿证35.51亿个。其中，风电13.23亿个，占37.25%； 太阳能发电 6.81 亿个，占 19.18%；常规水电 12.77 亿个，占 35.97%；生物质发电 2.64 亿个，占 7.44%；其他可再生能源发电 567 万个，占 0.16%。2024 年 1-11 月，北京、 上海、广州、深圳、天津、四川、福建七省市 CCER 总成交量分别为 110.18、163.50、 148.98、121.62、156.13、39.69、17.09、34.87、261.32、215.71、307.82 万吨。

4.4 重视海风投资机会

风电 ROE 可媲美水核，海风“量价”具有优势。相比于火电和光伏运营商，风电运营商 公司 ROE 和 ROA 都更具优势，以中闽能源为例，风电为主营业务的新能源运营商，其 资产收益率可以堪比核电运营商，主要在于海上风电电价市场化进程较为保守，福建等 省份尚未完全打开海风的电价市场化，且现货都暂处于试运行阶段，整体对于电价压力 可控。

政策支持开发，装机增量空间大，建议关注沿海重点资源区域。新能源装机快速增长， 但是海风装机新建仍有较大空间，2019 年-2023 年累计装机分别为 7/11/26/31/38GW。 截至 2023 年，海风装机占风电总装机的比例为 8.6%，占全国风电及光伏装机的比例为 3.6%，占全国总装机的比例仅为 1.3%。

组件成本持续下降，项目收益率有望提升。风电形成从设备制造、开发建设到运行维护 的完备全产业链体系。目前风力发电技术中，风轮直径和叶尖高度有显著的提升，目前 风轮直径普遍可达 200 米以上，最大叶尖高度可达 320 米，机组大型化有效降低了风力 发电成本。同时，今年年中以来，风电零部件常用原材料生铁、废钢、中厚板等产品价 格明显回落。从 2021 年开始，风机价格一路走低。陆上风机中标价格从 2020 年初 4200 元/千瓦一路下滑至 2024 年年初的最低 1000 元/千瓦附近，区间跌幅超过 75%；海上风 机价格则从 2019 年价格高点的 8000 元/千瓦左右降至目前的 3000 元/千瓦左右，跌幅 超过一半。

5. 水电：坚持长期主义，来水波动不改红利优势

水电企业盈利模式清晰，高分红高 ROE，红利资产配置优选。水电企业的 ROE 较高且 上网电价逐年上升，盈利能力和收入稳定增长。以长江电力为例，上市以来分红比例保 持在 60%以上，其股息率长期高于十年国债收益率，并表现出高度的稳定性。稳定且较 高的股息率及分红使得水电企业成为低利率环境下的优质投资选择。

水电行业企业重资产属性，具备永续经营前提。水电资产模式具备前期高投入、长期稳 定运营、成本结构优化和持续盈利能力等特性。大坝、水电站等固定资产的初始投入资 本较大，且建设周期较长。运营期间水电企业的主要成本为资产折旧和贷款利息，折旧 费用通常占总营业成本的 40%以上。运营中后期，前期投资所形成的固定资产逐步摊销， 贷款利息逐年下降，企业的整体成本结构得到优化，净利润和自由现金流量将增加。以 长江电力为例，水电站的折旧年限为 5-32 年，房屋及建筑物的折旧年限为 8-50 年，而 大坝等固定资产的折旧年限则达 40-60 年甚至更长。与此同时，大坝、厂房等主要资产 的实际使用年限预计高于折旧年限，与火电、风电设备的运行年限相比，水电资产的运 行年限更长，长江水电的大部分主要水电站目前处于经营初期，预计未来能够实现稳定 的现金流和高盈利水平。因此，长期稳定的运营模式确保了水电企业在完成前期高投入 后，能够通过长期稳定的发电收入实现资产的回收和盈利，具有永续经营性。

梯级水电有望发挥流域一体化经营优势。流域梯级水电在装机容量、规模储能和灵活调 节方面均具优势。其一，风光发电具有间歇性和波动性，水电相对稳定，能够平抑风光 发电的出力波动，让整体发电输出更平稳，提高电力系统的稳定性和可靠性。其二，水 电能够发挥杠杆作用，撬动更多的新能源开发。通常情况下，常规水电可配套开发相当 于自身装机规模 1-1.5 倍的新能源，抽水蓄能可将这一数值进一步提升至 3-4 倍。其三， 水风光一体化开发可提高已有输电通道利用率，促进电网电源同步规划建设。

6. 核电：兼具成长性与确定性

新型电力系统背景下，核电作为基荷能源重要性提升。新型电力系统以确保能源电力安 全为基本前提，核能具有能量密度高、碳排放量少、利用小时数长等特点。数据显示， 1 千克铀 235 的全部核裂变将产生 20 吉瓦小时的能量，相当于释放 2000 吨煤的能量， 核电代替煤电作为基荷能源将大幅节约运输成本，缓解能源输送压力。据国际原子能机 构 IAEA）报告显示，每生产一度电，煤炭发电需排放 357 克碳当量，光伏发电需排放 76.4 克，水力发电需排放 64.4 克，风能发电需排放 13.1 克，核能仅需排放 5.7 克，核 电发展将有效助力我国“双碳”目标。中国核能行业协会预测我国在碳达峰阶段 目前 至 2030 年），核电发电量占比将超过 8%，煤电发电量占比降至 42%；在深度低碳阶段 2031-2050 年），核电发带能量占比将超过 17%，煤电发电量占比降至 10%；在碳中 和阶段 2051-2060 年），核电发电量占比达到 18%，煤电发电量降至 6%左右。同时， 核电受能源质量影响较小，利用小时数远高于其他发电形式，发电稳定性和持续性较强， 作为基荷能源将切实保障电力安全。 在建机组数量、容量双居世界第一，锁定未来成长性。2022 年、2023 年连续两年，我 国每年批准 10 台核电机组。截至 2024 年 7 月，中国核电在建 13 台 含海南昌江小型 堆机组），待建 4 台；中国广核在建 6 台，待建 4 台；中国电投在建 5 台，待建 1 台； 中国华能在建 2 台，待建 2 台。

还本付息，降低财务杠杆，减少财务成本，实现降本增效。中国核电 2024 年三季度末 资产负债率为 69.28%，同比下降 0.23%；2023 年利息支出 69.3 亿元，同比下降 9.3%。 中国广核资产 2024 年三季度末负债率为 59.45%，同比下降 0.77%；2023 年利息支出 57.6 亿元，同比下降 10.9%。财务成本的持续下降将助推 ROE 持续攀升。

在建工程持续攀升，保证未来成长性。2023 年，中国核电在建工程达 1533 亿元，同比 增长 51.59%；中国广核在建工程达 563 亿元，同比下降 17.53%。两大核电寡头在建工 程量级均处于历史高位，目前核准机组未来确定性增长，保证未来成长空间。

编辑：火腿肠