2024年电力行业2025年度投资策略：从并购重组与区域差异化中寻求新机遇

1. 2024 复盘：电改之机，价值逐步兑现

1.1红利属性、电改主题共促电力价值提升

红利属性保障久期投资价值，电改提升行业想象空间。2024 年电力及公用事业板块 走势整体强于大盘，一方面电力板块具备经营稳定、需求相对确定、现金流充沛、分 红较好等特性，是优质的红利资产，在经济走势偏弱时期具备久期投资价值。另一方 面，随着电改主题升温，电力运营商收益方式或预期变化，收入方式更加多元化，如 火电给予容量电价、辅助服务补偿，绿电给予绿电交易溢价等，电改是运营商收益模 式的改革，当前也为电力改革之机，未来收入模式具备成长空间。

依据中信一级行业指数，电力及公用事业年初至 12 月 9 日涨幅约为 15.98%，在 30 个中信一级行业分类中排名第 11 位，业绩端表现处于上游。

1.2用电需求提升，基本面向好

用电量近年增长迅速，第三产业、城乡居民增速凸显，提升行业景气度。 2022/2023/2024M1-M10 全社会用电量增速明显提升，分别为+3.6%/+6.7%/+7.6%，随 着经济环境转暖，生产消费水平提升，用电量也呈现高增长趋势。分产业来看 2024M1- M10 第一产业/第二产业/第三产业/城乡居民用电增速分别为 6.7%/5.6%/11%/12.3%， 充换电、第三产业电器化率提升（店铺电气化设备增加等）带动第三产业用电需求高 增，居民电器产品增加也带动居民用电提升。

现货市场为电价风向标，电价方面或有承压。现货市场电价反映电力供需情况，各运 营商现货市场报价或观察需求情况并考虑合理成本进行报价，我们选取广东、山东电 力现货市场数据，我们观察到广东现货市场 2024 年月度电价仅在 1 月/9 月为同比增 长，其余月份均为负增长，山东现货市场 2024 年月度电价仅在 10 月为同比增长，其 余月份均为负增长，我们认为一方面煤价降低，火电成本降低，火电厂报价或有降低， 另一方面为今年来水充沛，新能源装机规模提升，水电和新能源机组或报低价，且售 电量提升，两方面因素压降整体电价空间。

我们认为从总量角度来看，整体电力需求较高，保障电源侧发电量、利用小时数维持 饱满情景，但新能源大规模并网、电力市场化、煤价成本降低或对电价有承压。因此， 展望 2025 年，电力行业或已经走过β上涨阶段，重点需要寻找α机会，我们认为两 个方向值得重视：一个方向是电厂并购重组预期升温，国央企资产整合或带来突出 机会，另一个方向是电厂本身区位优势及为各家公司重点区别，电力供需情况较好、 GDP 及用电量增速较高的地区，利用小时、电价或有保障。

2. 寻找α之一：并购重组预期提升

并购重组市场持续升温，各大电力企业纷纷开启资产整合步伐，我们认为 2025 年电 力板块行情α之一即并购重组，因此我们本章整理分析“五大”电力集团上市资产占 比情况，并且按不同电源类型分类分析，资产证券化率较低的央企集团资产注入预期 逐渐提升。

2.1电力国企并购重组升温，资产整合在即

国企并购重组主题持续升温。2023 年 6 月，中办、国办联合印发《国有企业改革深 化提升行动方案（2023—2025 年）》，该行动方案中提出“以市场化方式推进整合重 组，提升国有资本配置效率”，2024 年 9 月，证监会发布《关于深化上市公司并购重 组市场改革的意见》，其中也提出“加大产业整合支持力度”等鼓励并购重组相关内 容，政策发布强度、温度提升背后反映了国有企业、国企控股公司并购重组力度有望 提升。 五大电力集团上市资产占比还有较大提升空间。我们统计“五大发电集团”相关资产 数据，数据截至日期为 2023 年年底，五大集团分别为：华能集团、华电集团、国家 电投集团、国家能源集团、大唐集团。 总资产角度：五大发电集团按总资产排序为国家能源集团（20926 亿元）＞国家电投 集团（17535 亿元）＞华能集团（15608 亿元）＞华电集团（10978 亿元）＞大唐集 团（8686 亿元），按总资产上市体系外比例来看（可注入空间），国家电投集团（80.1%） ＞华电集团（74.3%）＞大唐集团（45.1%）＞华能集团（42.5%）＞国家能源集团（35.3%）。 利润总额角度：五大发电集团按利润总额排序为国家能源集团（1192 亿元）＞华能 集团（421 亿元）＞国家电投集团（331 亿元）＞华电集团（257 亿元）＞大唐集团 （90 亿元），按利润总额上市体系外比例来看，华电集团（59.3%）＞国家电投集团 （40.7%）＞华能集团（37.2%）＞国家能源集团（6.4%），大唐集团 2023 年上市公司 体系外资产或为亏损。

电力资产证券化空间较足。我们统计各集团旗下电力相关资产，以整体电力装机规模 来看，上市公司体系外比例（可注入预期空间）依次为华电集团（66.61%）＞国电投 集团（62.6%）＞大唐集团（40.1%）＞国家能源集团（39.39%）＞华能集团（27.44%）。

分类别来看，火电上市公司体系外资产排序（装机规模上市公司体系外占比），依次 为国家电投集团（52.44GW，63.44%）、华电集团（62.49GW，49.17%）、大唐集团（48.32GW， 45.28%）、国家能源集团（81.91GW，39.19%）、华能集团（24.55GW，17.23%）。水电 上市公司体系外资产排序（装机规模上市公司体系外占比），依次为华电集团 （25.24GW，81.60%）、国家电投集团（11.58GW，45.37%）、大唐集团（8.15GW，29.4%）、 国家能源集团（3.01GW，16.12%）、华能集团（1.62GW，5.87%）。

2.2电投产融：国电投核电注入，核电运营商再添一员

2024 年 9 月 30 日，电投产融收到实控人国家电力投资集团通知，由公司通过发行股 份方式购买国电投核能有限公司控股股权，同时置出国家电投集团资本控股有限公 司股权。依据 2024 年 10 月 19 日发布的关联交易预案，针对置入资产和置出资产的 差额部分，由上市公司发行股份向国家核电及中国人寿购买。同时，上市公司拟向不 超过 35 名特定投资者发行股份募集配套资金。

置出资产：置出资产为国家电投集团资本控股有限公司，资本控股为投资控股型公 司，通过电投经纪、百瑞信托、先融期货等持牌金融机构，提供保险经纪、信托、期 货等金融产品及服务。国家电投集团资本控股有限公司 2022-2023 年实现营收 17.09/14.39 亿元，实现归母净利润 10.58/9.07 亿元。

置入资产：置入资产为国电投核能有限公司，电投核能是国家电投集团核能发电及核 能综合利用项目的开发、投资、建设和运营的专业化管理平台，主营业务为电力销售 业务等。2022-2023 年实现营收 68.61/63.86 亿元，实现归母净利润 38.99/34.19 亿 元。

电投产融装机资产为 8 台在运、8 台在建（包括共同控制）。依据公司 12 月 4 日在投 资互动平台公告数据，电投核能控股（包括共同控制）在运核电机组 8 台，装机规模 921 万千瓦；管理国家电投集团（含电投核能）控股核准在建机组 8 台，装机规模 1,056 万千瓦；其中，海阳基地在建设 2 台 CAP1000 的实施主体是山东核电（电投核 能控股子公司）；广西白龙基地和廉江基地均有两台在建 CAP1000 机组，实施主体是 国家电投集团其他下属公司，属于电投核能管理；国和一号示范工程一期项目（位于 石岛湾电站）共有两台机组，实施主体是国家电投集团其他下属公司，属于电投核能 管理。

考虑置出国电投资本控股公司、置入电投核能公司后，电投产融 2022-2023 年营收分 别为 112.65/110.24 亿元，归母净利润分别为 41.37/35.11 亿元，较原电投产融历 史业绩大幅提升，资产重组或为公司带来了较大的业绩弹性。

2.3远达环保：国电投优质水电资产整合平台

国电投优质水电资产整合平台。2024 年 10 月 19 日，远达环保发布公告，拟通过发 行股份及支付现金的方式向中国电力购买其持有五凌电力有限公司 63%股权、向湖南 湘投国际投资有限公司购买其持有五凌电力 37%股权以及向国家电投集团广西电力 有限公司购买其持有国家电投集团广西长洲水电开发有限公司 64.93%股权，远达环 保有望成为国电投水电资产整合平台。

购入资产一：五凌电力。五凌电力下属水电站主要处于我国十三大水电基地之一的湘西水电基地之沅水流域，作为长江的第三大支流，是湘西水电基地中水量最大、水能 资源蕴藏量最丰富的河流。2022-2023 年实现营收 53.17/44.72 亿元，实现归母净利 润 4.04/-5.90 亿元，2023 年归母净利润为负数主要系 2023 来水偏枯影响，2024H1 来水偏丰，2024H1 实现归母净利润 6.48 亿元。

五凌电力资产情况，水电装机占比较高。依据五凌电力资产担保债务融资工具募集说 明书，截至 2024 年 3 月末，五凌电力在于机组装机容量为 1176.35 万千瓦，权益装 机容量为 667.65 万千瓦。其中水电装机规模 534.21 万千瓦；风电装机规模 317.92 万千瓦；光伏电站装机规模为 324.22 万千瓦。水电上网电价方面，2018、2019 年湖 南省发改委发布降价通知，因此有所降低，2020-2023 年上网电价方面相对稳定，度 电成本主要系当年水情况影响，2023 年来水偏低，发电量或较少，度电发电成本或 摊厚，因此度电成本或较高。

购入资产二：长洲水电。长洲水电位于广西壮族自治区梧州市长洲区，长洲区分布在浔江、桂江两岸，地处西江、浔江、桂江“三江”水口，是连接西南与广东的门户， 也是西江黄金水道交通要塞，长洲水利枢纽工程位于珠江流域西江干流浔江下游河 段，拥有丰富的水资源。2022-2023 年实现营收 8.69/8.77 亿元，实现归母净利润 2.81/2.96 亿元。

依据我们测算，考虑置入五凌电力（100%）、长洲水电（64.93%）后，远达环保 2022/2023/2024H1 年营收分别为 100.18/92.94/53.92 亿元，归母净利润分别为 5.59 /-3.43/8.14 亿元，较原远达环保业绩或有大幅提升，重组带来的业绩弹性或较为显 著。

3. 寻找α之二：优势地域机组盈利能力强

不同电源机组差异点即电源点位不同，各省供需情况、电价不同带动电厂盈利能力产 生差异化，寻找具备区域优势的运营商是重要的投资方向。通过分析上海、江苏、浙 江、安徽、福建这五个省份用电量情况、发电量结构、净输入电量等指标，我们认为这些省份地区电力供需饱满，电源盈利能力或较高，这些地区的运营商有望脱颖而出。

3.1上海：火电占比较高，外受电量稳定

2023 年上海用电量/发电量分别为 1849/955 亿 kWh，用-发电量缺口约为 894.1 亿 kWh，2023 年上海用电量增速/发电量增速/GDP 增速分别为 5.9%/5.96%/5.0%，用/发 电量增速分别高于 GDP 增速 0.9/0.96pct。

上海本地发电量结构：火电为第一大电源，发电量占比 97%。2023 年上海火电/风电 /光伏发电量分别为 926.4/23.2/5.1 亿 kWh，发电量占比分别为 97%/2%/1%，2024M1- M10 上海火电/风电/光伏发电量分别为 822.5/20.3/6.67 亿 kWh，火电为本地区发电 量第一大电源类型。

净输入电量稳定。2023 年上海输入电量、输出电量同比分别为 4.1%/-31.3%，2024M1- M10 净输入电量同比分别为 9.9%/24.6%。2021-2023 年上海净输入电量分别为 693/667/624 亿 kWh，净输入电量整体稳定，2024M1-M10 净输入电量为 552 亿 kWh。

3.2江苏：火电占比较高，外受电量收窄

2023 年江苏用电量/发电量分别为 7833/6106.3 亿 kWh，用-发电量缺口约为 1727 亿 kWh，2023 年江苏用电量增速/发电量增速/GDP 增速分别为 5.85%/4.72%/5.8%，用/ 发电量增速分别高于 GDP 增速 0.05/-1.08pct。

江苏本地发电量结构：火电为第一大电源，2023 年发电量占比 81%。2023 年江苏火 电/水电/风电/光伏/核电发电量分别为 4950/30/518/105/503 亿 kWh，发电量占比分 别为 81%/1%/8%/2%/8%，2024M1-M10 江苏火电/水电/风电/光伏/核电发电量分别为 4258 /26/450/106/433 亿 kWh，火电为本地区发电量第一大电源类型。

净输入电量呈逐年降低趋势。2023 年江苏输入电量、输出电量同比分别为 30.2%/3.2%， 2024M1-M10 净输入电量同比分别为-3.0/-0.9%。2021-2023 年江苏净输入电量分别 为 955/742/484 亿 kWh，净输入电量呈现逐年降低趋势，2024M1-M10 净输入电量为 494 亿 kWh。

3.3浙江：火核为核心电源，外受电量收窄

2023 年浙江用电量/发电量分别为 6192/4353 亿 kWh，用-发电量缺口约为 1839 亿 kWh，2023 年浙江用电量增速/发电量增速/GDP 增速分别为 6.8%/5.8%/6.0%，用/发 电量增速分别高于 GDP 增速 0.78/-0.22pct。

浙江本地发电量结构：火电、核电占比较高，2023 年分别占比 73%、18%。2023 年浙 江火电/水电/风电/光伏/核电发电量分别为 3192.3/150.4/106.4/141.81/762.2 亿 kWh，发电量占比分别为 73%/4%/2%/3%/18%，2024M1-M10 浙江火电/水电/风电/光伏 /核电发电量分别为 2797.2/158.6/117.5/136.3/621.1 亿 kWh，火电为本地区发电量 第一大电源类型。

净输入电量呈逐年降低趋势。2023 年浙江输入电量、输出电量同比分别为 14.6%/- 0.5%，2024M1-M10 净输入电量同比分别为 1.6%/12.1%。2021-2023 年浙江净输入电 量分别为 957/750/563 亿 kWh，净输入电量呈现逐年降低趋势，2024M1-M10 净输入电量为 473 亿 kWh。

3.4安徽：用电量高增，外送电量规模提升

2023年安徽用电量/发电量分别为3214/3336亿kWh，用-发电量缺口约为-122亿kWh， 2023 年安徽用电量增速/发电量增速/GDP 增速分别为 7.4%/6.4%/5.8%，用/发电量增 速分别高于 GDP 增速 1.58/0.60pct。

安徽本地发电量结构：火电占比 91%。2023 年安徽火电/水电/风电/光伏发电量分别 为 3033/68/123.4/111.2 亿 kWh，发电量占比分别为 91%/2%/4%/3%，2024M1-M10 安 徽火电/水电/风电/光伏发电量分别为 2629.5/62.6/117.9/109.1 亿 kWh，火电为本 地区发电量第一大电源类型。

外送电量持续提升。2023 年安徽输入电量、输出电量同比分别为 255.0%/3.1%， 2024M1-M10 净输入电量同比分别为-31.3%/1.0%。2021-2023 年安徽净输入电量分别 为-735/-787/-809 亿 kWh，安徽省为外送电量大省，随着省内装机规模持续提升，外 送规模持续提升，2024M1-M10 净输入电量为-754 亿 kWh。

3.5福建：用电量高增，外送规模逐步提升

2023 年福建用电量/发电量分别为 3090/3074 亿 kWh，用-发电量缺口约为 16 亿 kWh， 2023 年福建用电量增速/发电量增速/GDP 增速分别为 6.6%/6.6%/4.5%，用/发电量增 速分别高于 GDP 增速 2.05/2.12pct。

福建本地发电量结构：火电占比 58%、核电占比 27%。2023 年福建火电/水电/风电/ 光伏/核电发电量分别为 1787.6/228.7/212.7/5.0/839.6 亿 kWh，发电量占比分别为 58%/8%/7%/0.2%/27%，2024M1-M10 福建火电/水电/风电/光伏/核电发电量分别为 1596.9/267.2/184.1/7.47/656.5 亿 kWh，火电、核电为本地区发电量占比较高类型。

外送电量持续提升。2023 年福建输入电量/输出电量同比分别为 174.5%/15.0%， 2024M1-M10 净输入电量同比分别为 2.6%/49.1%。2021-2023 年福建净输入电量分别 为-94/-147/-167 亿 kWh，福建省为外送电量大省，福建省装机规模持续提升，外送 规模持续提升，2024M1-M10 净输入电量为-221 亿 kWh。

4. 电源侧：重视各类电源投资价值

4.1火电：电价机制理顺，盈利属性转向稳定

我们认为在火电收益机制逐步完善，成本端煤价从高位回归稳定的背景下，火电运 营商的盈利能力将趋于稳定，公用事业化属性将进一步替代周期性。 电改政策频发，煤电收益机制逐步完善，煤电收益由单纯电量电价收益转变为三部分， 即电量收入、容量收入、辅助服务收入，其中电量收入回收燃料成本，容量收入回收 折旧等固定成本，辅助服务收入体现煤电调节价值。 电量收入=上网电价ⅹ上网电量（厂用电率、利用小时数、装机规模 ）。 容量收入=容量电价ⅹ装机规模。 辅助服务收入=调峰、调频、黑启动等补偿费用。

容量电价机制旨在回收部分固定成本，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》，2024 年 1 月 1 日起执行，将现行煤电单一制 电价调整为两部制电价，其中电量电价通过市场化方式形成，容量电价水平根据转型 进度逐步调整，2024-2025 年多数地方为 30%，部分为 50%，我们测算 2024~2025 年 全国煤电容量电价平均水平或为 0.0245 元/kWh，2026 年起多数地方有望提升至不低 于 50%，部分地区提升至 70%，全国平均水平约为 0.0386 元/kWh，固定成本回收比 例逐步提升，煤电稳定利润有望逐步提升，经营稳定性逻辑进一步强化。

成本方面:煤价同比降幅明显，煤电厂 2025 年煤炭成本或有降低。 煤价同比降低幅度明显，煤电盈利有望增厚。我们以宁波港 Q5500 库提价作为煤价 代表指标，2024 年 12 月 23 日煤价为 810 元/吨，同比降低 18.51%，2024H2 煤价均 价为 891 元/吨，同比降低 7.4%。2024 年全年煤价呈现中枢价格下降趋势，煤价降低 背后或反应动力煤供需较为宽松，考虑到电厂存煤期限为 20 天-30 天左右，我们认 为较低煤价水平或有延续，2025Q1 电厂煤炭成本或同比降低，增厚煤电利润。

电厂库存充足，存煤可用天数较高。我们统计统调电厂煤炭库存量情况，2024 年 10-11 月统调电厂煤炭库存量均值为 20257 万吨，同比+7.59%。以电厂库存可用天数 来看，2024 年 10-11 月为 31.06 天，同比+3.1 天。2024Q4 迎峰度冬期间电厂整体库 存、存煤天数均较为充足，且并未像 2023 年 Q4 有直线拉升现象（哄抢存货），代表 电厂对煤价预期整体平稳。

4.2绿电：破晓在即，消纳影响收窄

我们认为新能源运营商当前面临较大的消纳压力，但政策端对新能源的支持从未减 弱，新能源收入端也正在向着多元化方向发展，产业端特高压加速投入运行大幅改善 消纳状况，新能源有望迎来景气反弹。

从新能源收入角度可将新能源收入分为四个部分，即保障性收购电费、市场化电费、 偏差考核电费（损益）、辅助服务费用等（损益）。 保障性收购电费，按规定保障性收购电量是指按照国家可再生能源消纳保障机制、比 重目标等相关规定，应由电力市场相关成员承担收购义务的电量。主要系各省保障性 利用小时数、优先发电小时数等电量等。 市场化电费，按规定市场交易电量是指通过市场化方式形成价格的电量，由售电企业 和电力用户等电力市场相关成员共同承担收购责任。市场化交易参考的市场包括中 长期市场、现货市场、绿电交易市场。 偏差考核，主要系新能源上网电量偏差考核所执行的费用。 辅助服务费用，主要系新能源承担系统调节成本所获取或支付的费用。

光伏电价降幅较快，风电电价相对平稳。我们统计市场上典型上市公司光伏/风电上 网电价变动趋势，上网电价为不含税电价（光伏、风电业务营收/上网电量），2020 年 光伏/风电上网电价均价分别为 0.711/0.481 元/kWh，2023 年分别为 0.454/0.468 元 /kWh，分别下降 0.258/0.013 元/kWh，探究原因，一方面或与平价项目增加有关，另 一方面或与消纳问题导致市场化电价降低有关。

展望一：原材料下降，降本持续

光伏、风电成本价格持续降低，或利好运营商建设成本降低。截至 2024 年 11 月 13 日，PERC-182/TOPcon/HJT 组件价格分别为 0.68/0.71/0.875 元/W，同比分别降低 35.8%/37.2%/35.2%。风电方面，以陆风风机中标价格来看（含塔筒），2024 年 7 月 /8 月/9 月/10 月分别同比变化为-23.2%/+2.3%/-10.4%/+0.9%，整体也呈降价趋势。

展望二：通道建成在即，消纳有望改善。

我们整理近年来特高压项目核准、开工、投运情况，我们假设开工到投运时间为 2 年， 交流方面张北-胜利、武汉-南昌在 2024 年 10 月、11 月陆续投产，川渝特高压预计 2025 年投产，直流方面金上-湖北、陇东-山东、哈密-重庆、宁夏-湖南有望 2025 年 投产。2024 年 2 条投产，2025 年有望 5 条投产。随着外送通道陆续建成，西北地区 绿电消纳改善在即。

4.3水电、核电：核心电源，具备长期持有价值

水电、核电作为稀缺的基荷电源，一方面随着折旧陆续到期，度电固定成本有望下降，释放利润，另一方面随着电改政策推进，市场化电量比例提升，水电、核电市 场化交易电量上升，有望享受到市场化红利。

水电：水位较高或保障 2025 发电能力

23H2 来水改善，水库蓄水量较高贡献 24H1 业绩。2024 年来水情况较好，截至 2024 年 12 月 8 日三峡水库站水位 167.79 米，同比略降 3.18 米，主要系 2023H2 水 电来水较高，同比高基数原因，2024 年底水位同比略有降幅，水库蓄水或较为饱满， 2025Q1 水电发电量或有保障。

2024M8/M9/M10 水电当月发电量同比分别为+10.7%/-14.6%/-14.9%，2023H2 高基数原因。从利用小时数角度来看，2024M8/M9/M10 水电累计利用小时数分别同比 +376/+305/+233 小时，主要系来水偏丰带动发电量利用小时数提升。

核电：成长性持续提升

核电板块具备稳定成长性。核电是唯一同时具备基荷电源和清洁能源属性的发 电方式。满足基荷电源可靠、经济、充足和清洁四大要求，是能够替代化石能源基荷 电源的最佳选择。核电建设周期一般在 5 年左右，核电装机容量与国内审批核准相 关，截至 2024 年 10 月，依据 Wind 数据，核电装机容量 5808 万千瓦，同比+2.3%， 稳定装机保障核电板块成长性。

保供能力提升核电刚需属性，高利用小时数保障基荷能力。核电机组出力比较 稳定，当电力供需紧张时，核电机组需要提高出力水平，截至到 2024M10，全国核电 平均利用小时数为 6336 小时，同比降低 21 个小时，主要系年内核电机组大修所致。

2024 年核准 11 台机组，核电迎建设潮保障资产持续增长。2024 年 8 月国常会 核准 11 台机组，核电的基荷电源特性得到重视，江苏徐圩一期工程、山东招远一期 工程、广东陆丰一期工程、浙江三澳二期工程、广西白龙一期工程，合计 11 台机组， 核电审批核准延续性增强，核电企业成长性持续释放。

经营稳定后，分红比例有望提升。电力运营商主要成本为折旧成本和燃料成本，其中 水电主要为折旧成本，因此水电盈利能力较稳定保障分红。核电当前主要处于资本开 支高峰期，随着新投产机组落地，分红比例有望逐渐提升。

编辑：火腿肠