2025年电力行业策略：预期寻底，新机当立

1.市场回顾

1.1 行情回顾：板块盈利稳健，市场表现跑输大盘

2025 年上半年，公用事业(SW)板块下跌 1.20%，位列全行业第 24 名，跑输沪深 300 指数 1.23pcts。整个电力板块 2025 年 1-3 月实现营业收入 4316.82 亿元，同比增长 16.59%；营 业成本 3285.67 亿元，同比增加 8.86%；实现归母净利 476.93 亿元，同比增长 56.54%。

火电板块行情演绎脉络明晰，2025 年以来，一方面受益于煤价超预期下行，成本端大幅下 降，对冲电价下跌导致的营收端下降，板块盈利仍持续提升，另一方面 3-4 月美国关税政策 引发市场整体风险偏好降低，电力板块作为典型红利资产整体上涨。2025 年 Q1 火电板块 （SW）实现营业收入 2931.69 亿元，同比下降 7.94%；营业成本 2463.91 亿元，同比下降 9.82%；实现归母净利 212.06 亿元，同比增长 7.72%。

新能源发电板块，政策推动新能源全面入市，装机发电均高增。“136”号文全面推进新能源 入市交易，新能源市场化定价预期落地，上半年光伏出现抢装潮。绿电直连、绿证等政策频 出，新能源盈利模式逐步清晰。2025 年 1-3 月光伏板块（SW）实现营业收入 80.50 亿，同 比下降 11.31%；营业成本 54.12 亿元，同比减少 13.41%；实现归母净利 5.35 亿元，同比 增长 50.28%。2025 年 1-3 月风电板块（SW）实现营业收入 302.70 亿，同比降低 6.68%； 营业成本 177.36 亿元，同比下降 5.35%；实现归母净利 72.03 亿元，同比下降 3.18%。

水电板块，超额收益领先其他子版块，防御优势尽显。水电其高股息、高 ROE 的红利资产属 性相比其他电力板块更强，二季度在市场波动较大且缺乏主题赛道时优势尤为凸显；另外今 年来水情况持续较好，且水电价格受市场化因素影响较小，水电业绩稳中有升。2025 年 1-3 月水电板块（SW）实现营业收入 418.03 亿元，同比增长 8.72%；营业成本 216.81 亿元， 同比增长 0.42%；实现归母净利 113.38 亿元，同比增长 27.93%。

核电板块，成长加速，前沿技术持续突破。国内核电机组核准迈入常态化，中美竞争或进一 步加速国内核电建设，行业景气度上升预期稳定，同时行业前沿可控核聚变、SMR 等技术持 续突破，推动行业价值重估。2025 年 1-3 月核电板块（SW）实现营业收入 403.01 亿，同比 增长 8.42%；营业成本 232.71 亿元，同比增长 11.93%；实现归母净利 61.63 亿元，同比下 降 7.51%。

1.2 二产疲软拖累上半年用电量，预计全年用电增速 5%

2025H1 用电量增速不及 4%，电力消费弹性系数明显下滑。2025 年 1-6 月，全社会 用电量累计 48418 亿千瓦时，同比增长 3.7%，增速较历史相对较低。今年上半年国内 生产总值（GDP）同比增长 5.3%，而上半年全社会用电增速仅 3.7%，电力消费弹性系 数显著下滑至 0.7。

二产用电需求疲软拖累整体用电，一、三产业及居民用电仍具韧性。分产业来看，二产 用电量占比显著突出的结构特点仍然存在，1-6 月二产用电量占比为 76%，但同时其增 速较一产和三产用电明显偏低，1-6 月第一产业用电量 676 亿千瓦时，同比增长 8.7%； 第二产业用电量 31485 亿千瓦时，同比增长 2.4%；第三产业用电量 9164 亿千瓦时，同 比增长 7.1%。

三产中的信息类行业是用电的主要增量，二产中的建筑业为主要拖累。大类行业的角度， 农林牧渔业用电量占比稳定提升，截至今年 5 月为 2.8%，相比去年同期增加 0.1 个百 分点；批发零售业用电占比也逐年提升，今年 5 月占比为 5.1%，相比去年同期增加 0.5 个百分点。各大类行业的用电增长主要由第三产业中的信息类行业、批发零售业以及租 赁和商务服务业贡献，今年 5 月用电同比增长均超过 10%。而二产中的建筑行业是用电 的主要拖累项，今年 5 月用电同比-7%。

二产用电中其他制造业、废弃资源利用业增速较高，非金属矿物制造、文教、工美、体 育和娱乐用品制造业用电增速下降显著。5 月二产用电量增速主要来源于其他制造业（5 月用电量同比+14.4%）、废弃资源综合利用业（5 月用电量同比+11.5%）、石油、煤炭 及其他燃料加工（5 月用电量同比+10.4%）以及汽车制造业（5 月用电量同比+7.7%） 等行业的拉动。与之相比，非金属矿物制造业、文教、工美、体育和娱乐用品制造业以 及纺织业为 5 月二产用电的主要拖累项，5 月用电同比分别下降 6.6%、3.1%以及 2.7%。 二产用电增量主要由化学原料和化学制品制造、石油煤炭及其燃料加工业以及其他制造 业贡献。从第二产业各细分方向的用电增量贡献率来看，5 月增量贡献最大的行业是化 学原料和化学制品制造、石油煤炭及其燃料加工业以及其他制造业，贡献率分别达到 5.0%、5.0%以及 3.0%；而非金属矿物制造业、纺织业以及橡胶和塑料制品业拖累第二 产业整体用电增量。

预计下半年电力需求改善，2025 年全社会用电量增速为 5%，电力消费弹性系数 1。 2024 年，我国经济呈先升后降再反弹的“N”字型走势，全年 GDP 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%”。2025 年上半年，电力 消费略显疲软，不及较年初预期，主要系二产用电略显疲软拖累以及一季度暖冬影响居 民用电。预计下半年在迎峰度夏和迎峰度冬的催化下用电需求有明显提升，同时产业复 苏有望提振电力消费。假设 2025 年 GDP 目标定在 5%，预计全年用电量增速为 5%， 对应电力消费弹性系数 1。

2.火电： 煤电价同降，优选绩优与困境反转概念

2.1. 煤价跌至低位，火电业绩持续提升

年初以来煤价大幅走低，火电业绩展望乐观。截至 7 月 30 日当周，环渤海 Q5500 动力 煤价为 665 元/吨，同比去年同期下降 6.9%，较今年年初下降 5.4%，处于近三年的绝 对低位。从库存情况看，截至 8 月 2 日当周环渤海煤炭库存量平均水平为 2465 万吨， 较今年高点回落 26%，库存压力有所减弱但仍处于历史偏高位置。 增产保供下，原煤产量处于高位。2025 年 1-6 月我国原煤产量为 16.5 亿吨，同比增长 6.0%；6 月单月原煤产量 3.0 亿吨，同比增长 3.9%。同时全球煤价下行周期下，我国动 力煤进口规模仍保持高位，2025 年 1-6 月动力煤进口 6481.8 万吨，进口金额 52.2 亿美 元，同比去年同期分别下降 24%和 39%，但是整体仍处于历史高位。 短期煤价小幅反弹高度有限，后续高库存低需求仍对价格上行形成抑制。近期产区供应 整体较为平稳，下游有少量刚需补库支撑价格小幅探涨。从需求端角度看，在迎峰度夏 预期下，电厂释放部分建库需求，电厂日耗显著提升，叠加现货煤价倒挂长协煤价，企 业主动采购力度或短期加大，但高库存、高进口、低需求的核心矛盾仍未缓解，反弹高 度有限。从库存角度看，近期港口持续去库，但随着价格上涨，叠加部分贸易商看好迎 峰度夏，或持惜售情绪，或有囤货建库行为，不排除再次累积的可能。

火电仍为发电占比最高的电源，但其发电量占比呈现下降趋势。2025 年 1-6 月，火电、 水电、核电、风电、太阳能发电量同比增长分别为-2.4%、-2.9%、11.3%、10.6%、20.0%， 火电发电持续维持下降趋势。2025 年 1-6 月，火电、水电、核电、风电、太阳能发电量 占比分别为 64.8%、11.9%、5.9%、12.2%、5.9%，较去年年底火电发电占比继续收缩， 核电、风电与光伏发电占比逐步提升。在新能源逐步市场化以替代火电发电的进程下， 这一趋势预计延续。

2.2.电价区域分化整体承压，系统调节价值提升重塑火电盈利模式

2.2.1 中长期电量电价承压下跌，北方区域降幅较小

2025 年火电中长期电价整体承压下跌，北方区域降幅较小。2025 年各省份年度长协电 价普遍下跌，其中广东、浙江以及江苏跌价幅度较大，较 2024 年度交易价降低 16%、 11%以及 9%。从广东和江苏的月度交易电价来看，均显著低于去年同期水平，各月跌 幅均在 5%以上。从今年代理电价变化来看，北方区域电价降幅相对较小，北京、河北、 冀北以及河南与去年同期相比波动稳定在 5%以内，蒙东、蒙西、青海以及新疆等西北 地区部分月份代理电价涨幅超过 15%。而与之相比，安徽、浙江、四川、湖北以及福建等南方省份基本每个月代理电价均较去年有所下跌，其中部分月份跌幅超过 15%。另外， “136 号文”出台后引发新能源抢装热潮，江苏 6 月集中交易价格显著下跌至 312.8 元 /兆瓦时，同比-24%，触及中长期价格 20%浮动下限。下半年伴随绿电进入市场化交易， 预计火电交易价格仍将承压。

2.2.2 容量电价即将上调，系统调节需求提升重塑火电盈利模式

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。

2026 年容量电价将全面上调，甘肃省首发出台 100%火电容量电价。根据《《国家发展 改革委国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》，以 330 元/千瓦/年为煤电机组固 定成本，2024-2025 年多数地方补偿比例 30%；2026 年起各地补偿比例上调至不低于 50%。今年 7 月，甘肃发布《《甘肃省关于建立发电侧容量电价机制的通知（求求意稿））》， 首发执行 100%煤电容量电价，上调幅度超预期，暂定执行 2 年。2024 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。

系统调节需求提升，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。2023 年上半年，电力辅助服务收入达 278 亿元， 其中调峰、调频、备用，分别占比 60.0%、19.4%、16.2%。2024 年，我国电力辅助服 务市场费用为 402.5 亿元，其中调峰、调频、备用、其他费用分别为 330.4、68.9、2.9、 0.3 亿元，分别占比 82.09%、17.12%、0.72%、0.07%。

2.3 主线一：电价预期稳定的绩优公司

长协煤比例相对较低的企业后续燃料成本更有优势。成本的角度，近年燃料成本在火电 企业火力发电业务成本的占比基本在 70%以上，在不考虑电价端情况下，火电作为成本 敏感性资产，煤价波动直接影响火电业绩。由于当前现货煤价与长协价倒挂，煤炭长协 比例相对较低的企业，可以通过采购现货获得更低的燃料成本。 量价角度，北方区域整体火电发电波动较低，电价跌幅偏小，业绩预计相对稳定。发电 量的角度，统计 2015 年以来各省市火电发电量的波动情况，山东、河北、黑龙江、辽宁 以及河南等北方省市整体波动率相对较低，云南、四川、广西以及重庆等南方内陆地区 火电发电波动相对较大。电价的角度，如上节所述北方区域今年整体电价韧性较强，部 分省份还有一定程度的提升，将成为北方区域火电公司的业绩支撑。

建议关注量价整体稳定的华电国际、华能国际、建投能源等标的。华电国际火电发电出 力主要集中在山东、湖北、安徽省，三省发电量占比超过 60%，电量的角度山东、湖北、 安徽省今年 1-6 月发电量同比分别-6.9%、-0.1%以及-7.9%，代理电价山东省除 7 月受 新能源抢装影响降幅显著，其余月份相对降幅偏小，湖北省电价同比降幅逐月收窄，安 徽省电价降幅相对稳定在低位，整体盈利稳定。建投能源大部分火电发电集中在河北省， 发电量占比接近 90%，河北今年 1-6 月火电发电同比-4.2%，与其他省份相比降幅较小， 河北省电价基本与去年持平，预计公司今年整体受火电量价双跌的影响显著小于其他火 电企业。

2.4 主线二：关注中长期电价有望触底的华南区域

广东中长期电价底部已现。根据广东省《关于 2025 年电力市场交易有关事项的通知》， 广东省今年电价按照“基准价+上下浮动”的原则，根据燃煤基准价 0.453 元/千瓦时上 下浮动 20%形成年度交易成交均价上下限。2025 年，市场参考价为 0.463 元/千瓦时， 年度交易成交均价上限暂定为 0.554 元/千瓦时，下限暂定为 0.372 元/千瓦时。2025 年 广东年度交易成交均价为 0.392 元/千瓦时，距离下限仅 0.02 元/千瓦时。今年 7 月，广 东省月度综合成交电价已经跌至 0.372 元，触及中长期交易价格下限。 广东省煤电度电补偿约 20~25 厘/千瓦时，后续容量电价预期进一步提升，助力火电企 业盈利稳定性。2023 年国家发展改革委、国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制 的通知》，初步形成了容量电价回收固定成本、电量电价回收变动成本、辅助服务回收调 节成本的煤电价格新机制，推动火电盈利空间趋于稳定。广东省发布《关于我省煤电气 电容量电价机制有关事项的通知》，容量电价水平均为每年每千瓦 100 元（含税）。广东 省煤电气电机组总体容量电费回收程度较高，煤电度电补偿约 20~25 厘/千瓦时，全年 补偿费用约占电厂固定运营成本的 20%~30%。根据国家发改委“1501”号文，2026 年 起，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%，对应容量电价每年每 千瓦 165 元，进一步维持火电企业盈利稳定性。

从 2025 年一季度公司的经营情况来看，受 广东省整体电量电价双跌影响，广东省火电企业业绩整体承压。电量方面，今年广东 1- 6 月火电发电同比+1.9%，在全国用电需求相对偏弱的背景下广东省仍维持正增，在所 有省份中排名靠前，叠加今年高温天气下广东用电高峰抢跑，下半年预计发电量维持稳 定。电价方面，广东省 2025 年年度长协电价已定，7 月月度电价已触底，今年电价整体 风险基本已释出，在浮动电价框架下预期明年电价可跌空间有限。

3. 绿电：政策底已现，左侧布局

3.1 新能源装机高增，消纳问题加剧

新能源装机快速提升，消纳压力矛盾进一步加剧。今年“136”号文将 2025 年 6 月 1 日 作为“新老划段”的分水岭，存量项目和增量项目将以不同的价格方式结算，引发上半 年新能源显著抢装。今年上半年我国新能源装机整体高增，风电和光伏装机容量分别达 到 5.73、11.00 亿千瓦，较 2024 年底分别提升 5192 和 21337 万千瓦，风光装机比例占 比从去年底的 42.03%大幅提升至 45.85%。从增长率来看，今年 1-6 月风电装机与光伏 装机累计同比分别达到 22.7%、54.2%，呈现持续增长，显著高于总装机容量同比增幅。

供给快速增长下消纳问题进一步加剧。供给端的快速增长给电力储能、调峰、运输提出 了更高的要求。绿电供给加快与电力基础设施以及绿电需求难以匹配的矛盾浮现，使消 纳压力进一步加剧，对我国新能源产业可持续发展形成制约。从今年 1-6 月的消纳数据 来看，几乎所有省的风电与光伏利用率均较去年回落，光伏利用率下降幅度相比风电更 大，其中山东、蒙东、四川、甘肃、宁夏以及广西等内陆地区光伏利用率下降更为明显， 后续消纳难度相对更大。

3.2 “136”号文，新能源全面入市里程碑

“136 号文”全面推进新能源入市交易。2 月 9 日，国家发改委、国家能源局联合发布 《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，并要求各地要在 2025 年底前出台并实施具体方案。《通知》明确提出，新能源项目（风电、太阳能发电） 上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源项目可报量报 价参与交易，也可接受市场形成的价格。在现货市场中，现货市场放宽限价，允许电价 在工商业尖峰电价与新能源成本收益间浮动，由省级价格主管部门确定。在中长期市场 中，缩短交易周期至“周、多日、逐日”；绿电交易明确分立电能量价格与绿证价格。此 外，鼓励新能源企业与用户签订多年购电协议。 2025 年 6 月 1 日为节点新老项目划断，分类确定机制电量&电价。存量项目（2025 年 6 月 1 日以前投产）：①电量：各地确定机制电量规模，机制电量比例可自主确定，但不 得高于上一年。②电价：机制电价按现行价格政策结算、不高于燃煤基准价。③光热、 竞配海风项目具体执行按各地现行政策。增量项目（2025 年 6 月 1 日起投产）：①电量： 机制电量由上年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况决定。②电价：机制电 价由已投产和未来 12 月内投产且未纳入过机制执行的项目自愿竞价形成、由最高报价 确定，但不得高于竞价上限。初期成本差异大可按技术类型分类组织。竞价上限由各省 价格管理部门确定，初期可设置竞价下限。 各省因地制宜进行增量项目机制电价制度的市场化探索。5-6 月，各省份陆续出台地方 细则。山东承接方案（求求意稿））有守有攻，对于存量项目部分较为温和，对于增量项目细化竞争机制；蒙东地区使用全面市场化模式，政策相对严格，市场化竞争强度较 大；广东方案更加重视增量项目的竞价方案细化，对于存量项目的规定尚未细化明确。 而对于增量项目，明确了相对高比例的 90%的机制电量上限，以及 12-14 年的长周期执 行期限。

3.3 绿电直连、绿证政策推进，新能源盈利模式有望逐步清晰

绿电直连政策为新能源转型奠定政策基础，有望催化企业绿能用电。2025 年 5 月，国家 发展改革委、国家能源局发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，明确绿电 直连的定义、边界与操作路径，为可再生能源就近消纳和用户侧用能结构转型奠定了制 度基础，回应了绿电直连项目规划、投资建设、运行调度、市场交易与价格机制等关键 环节的操作难题，形成了较为完整、可复制的制度框架。

高耗能行业纳入绿电强制消费政策体系。3 月 18 日，国家发展改革委等部门发布《关于 促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意稿》，强调要加快提升钢铁、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。在有条件的地区分 类分档打造一批高比例消费绿色电力的绿电工厂、绿电园区等，鼓励其实现 100%绿色 电力消费。 我国绿证市场供需预计持续好转。2025 年 1-6 月，全国累计绿证交易量达到 2211.35 万 个，其中风电、光伏绿证交易量分别为 1043.32、1168.03 万个。今年 1 月，国家发展改 革委发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，明确“纳 入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益”，预计未来绿证供给会有所下 行，绿证市场供需有望持续好转。 今年绿电交易电量同比增长近 50%。全国市场化交易电量已由 2016 年的 1.1 万亿千 瓦时增长至 2024 年的 6.2 万亿千瓦时，占全社会用电量的比重由 17%提升至 63%。其 中，2024 年全国新能源市场化交易电量突破 1 万亿千瓦时，占全部新能源发电量的比重 达到 55%，超过半数的新能源入市交易，新能源已具备全面参与电力市场交易的条件。 绿电交易快速增长，新能源环境价值有望兑现。2024 年，全国绿电交易总量突破 2300 亿千瓦时，达到 2349 亿千瓦时，同比增长 237.9%。今年 1~5 月，中国绿电交易电量达 到 2209.45 亿千瓦时，同比增长 49.2%，已接近去年全年的交易电量。

3.4 优选电价稳定的风电运营商

风电电价相比光伏更稳定，后续降价幅度预计更小。一方面，今年全国各省市光伏利用 率下降幅度相比风电更大，其中蒙东、四川、甘肃以及宁夏、广西等内陆地区光伏利用 率下降更为明显，后续电价下降幅度可能更大。另一方面，风电发电分布更均匀，夜间 还可补充基荷，电价波动本身较小。2024 年光伏现货价同比下降幅度显著高于风电，除 浙江省外 2024 年各省风电现货价比光伏高出 0.19-0.98 元/度。

来风偏弱是压制风电业绩的主要因素，低基数下今年来风有望好转。2024 年我国传统风 能资源富集区，如宁夏、河北、青海、江苏、内蒙、新疆、甘肃等地区全年平均风功率 密度较均值有显著下降，宁夏、河北、青海等地区风功率密度变化较均值降幅超过 5%。 今年在低基数下来风有望修复，一定程度支撑风电运营商业绩表现。

海风整体储备项目充足，深远海开发加速。据 CWEA 统计，“十四五”期间，中国沿海省 份海上风电规划容量约 5000 万千瓦。由此推算，预计到 2025 年中国海上风电累计装机 容量将达到 0.8 亿~1 亿千瓦，到 2030 年达到 1.8 亿~2 亿千瓦。因此，“十五五”期间， 中国海上风电新增装机总规模约在 1 亿千瓦，其中很大比例的项目将位于深远海海域。 长期来看，技术更迭与产业链规模效应将逐步带来行业降本，至 2030 年海风度电成本 有望下降超过 20%。

关注低估值高股息的港股绿电运营商。对比 A 股与港股的主要绿电运营商，港股整体具 有更低的估值和更高的股息率，相比 A 股配置性价比更高。港股绿电运营商中优选龙源 电力（Pe 9.29，pb 0.75，股息率 5.1%）和新天绿色能源（PE 为 9.6，PB 为 0.8，股息 率为 5.2%）。

4. 水电：红利优势突出，盈利能力仍有提升空间

4.1 来水时空分布相对不均，流域联调效应下发电预计稳健

降水时空相对分布不均，短期来水有望高增。梅雨季于 5 月 8 日提前开启，较常年平均 入梅时间(6 月 8 日)提前一个月，6 月底之前主雨带维持在西南地区至长江中下游和江淮 一带，累计降雨量将较常年同期偏多 3～7 成，部分地区偏多 1 倍左右，可能导致短期 二季度发电量增加。长江水利委员会预测 2025 年汛期（4 至 10 月），长江流域气候年景 总体偏差，流域降水量正常偏少，降水时空分布不均，可能对中下游水电站的发电量和 调控能力形成一定压力。 长江上游蓄水高增，全流域预计发电稳健。长江电力、华能水电、川投能源和国投电力 发布公告，2025Q1 发电量同比+9.35%、+31.22%、+20.32%和-1.39%。根据长江水 利网，截至 2025 年 5 月末，长江流域重要水库总蓄水量 1285 亿 m³，较上月减少 11.76 亿 m³，其中三峡以上（不包括三峡水库）各重要水库蓄水量 652.7 亿 m³，较上月增加 8.514 亿 m³，三峡水库蓄水量 227.9 亿 m³，较上月减少 19.87 亿 m³，三峡以下各支流 重要水库蓄水量 404.0 亿 m³，较上月减少 0.4086 亿 m³。上游蓄水显著高于下游，考虑 到水电龙头联调运营能力，全流域发电预计稳健。

4.2.稳定经营叠加息差提升，红利属性优于其他行业

红利资产配置需求凸显叠加基金显著低配，后续配置增量空间较大。一方面，全球主要 经济体均进入低利率时代，不同国家利率中枢的大方向基本同步，只是节奏和幅度上存 在差异，同时特朗普的关税、地缘政策显著加大全球资本市场的不确定性，具备稳定分 红能力的优质资产稀缺性凸显；另一方面，2024Q2 起主动型基金对于公用板块配置明 显回落，截至今年二季度持仓占比 1.5%，同比下降 2.1 个百分点，主动型基金对于公用 板块显著低配，当前背景下后续有望增量配置。 水电企业经营稳定分红意愿较高，低利率下息差持续提升。水电企业的 ROE 较高且分红 比例时始终处于较高位置，盈利能力和收入稳定增长的同时具备较高分红意愿。以长江 电力为例，公司 2024 年 ROE 提升至 15.8%，上市以来分红比例保持在 55%以上。2024 年至今，我国利率持续下行，十年期国债收益率从 2024 年初的 2.52%下降至 2025 年 6 月底的 1.65%，2024 年长江电力息差也提升至 1.10%（以 2024 年底国债收益率计算）。

4.3 折旧到期叠加财务费用下降提升盈利能力

水电电价上涨趋势未变，今年电价整体下行中水电受影响程度预计相对较低。2024 年云 南市场化电厂省内市场累计成交电量2101.67亿千瓦时，其中清洁能源成交电量1664.71 亿千瓦时，平均成交价为 0.2318 元/千瓦时，价格较 2023 年上升 15.06 厘/千瓦时。随 着四川电力水电市场化交易规模扩大，2020-2024 年水电电价持续上涨。2024 年省内市 场化交易电量 1712.0 亿千瓦时，其中水电企业直接参与年度交易的交易电量 1259.16 亿 千瓦时，交易均价 0.3380 元/千瓦时。但今年来看，整体用电量相对增速一般，叠加煤 价下跌影响火电长协电价，水电电价可能也将小幅回落。四川省完成了 6 月省内水电月 度交易，成交均价为 0.113 元/千瓦时，比年度长协电价 0.133 元/千瓦时下降了 15%。

折旧和财务费用在水电企业成本端占比较大，水电龙头成本基本呈现逐年下降趋势。2022 年 长江电力折旧 111.7 亿元、财务费用 40.92 亿元，连续多年下降；收购乌白后公司折旧和财 务费用大幅增加，2024 年上升至 198.2、111.3 亿元，同比分别减少 88.4、14.3 亿元。川投 能源 2024 年折旧和财务费用分别为 3.0、4.6 亿元，同比分别减少 0、1.6 亿元。国投电力 2024 年折旧和财务费用分别为 96.8、34.1 亿元，同比分别+3.1、-5.6 亿元。华能水电 2024 年折旧和财务费用分别为 58.2、26.8 亿元，同比分别减少 98.9、0.6 亿元。 电站建设期基本结束，水电龙头资产负债率逐年走低。长江电力 2016 年收购溪洛渡、向家 坝电站后资产负债率逐年下降，2023 年完成乌东德、白鹤滩电站收购后，公司资产负债率 2024 年重回下行通道。华能水电与国投电力 2019 年至今资产负债率持续走低，2024 年分 别降至 63.1%以及 63.2%。川投能源资产负债率本身较低，伴随雅砻江水电建设开支结束负 债率有望进一步降低，2024 年资产负债率为 32.8%。 财务费用下降主要来源于利率走低带动水电企业利息支出持续下降。LPR 多次下调带动水电 企业平均债务成本下行。叠加水电经营现金流相对充沛，可通过提前还款、长短债结构优化 等方式减少利息支出，从而达到降费的效果。近年各水电龙头利息支出均呈现下降趋势，其 中长江电力 2023 年利息支出大幅提升主要来源于乌白注入，2024 年即开启下降趋势。 三峡电站机组陆续折旧到期，预计继续释放利润空间。根据长江电力年报，水电站主要资产 挡水建筑物、房屋建筑物、机器设备折旧年限在 50 年、30 年、20 年左右。而水电站大坝和 机器设备实际使用年限或远高于其折旧年限，未来固定资产折旧陆续到期将逐步释放利润。 长江电力下的三峡电站左岸和右岸机组机器设备预计分别在十四五、十五五期间陆续折旧到 期，释放利润空间。

5. 核电：加速发展，拥抱确定性

5.1.基荷能源的确定性提升

核能发电效率与稳定性显著强于其他发电形式。2024 年我国核电机组平均利用小时高 达 7683 小时（一年共 365*24=8760 小时），远超火电（4400h）、水电（3349h）、风电 （2127h）以及光伏（1211h），机组利用效率位列所有电源之首。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，同时发电稳定性和持续性较强，近年利用小时 数季度环比波幅维持在 10%之内，适合作为基荷能源将切实保障电力安全。 AI 催化的电力需求下，核电发展成为大国科技博弈的重要支撑。AI 催生对电力的巨大 需求，数据中心需要全天候的电力供应，核能作为高效、清洁、稳定的能源成为重要选 择。2024 年以来，微软、谷歌、亚马逊、Meta 等科技公司纷纷押注核能，后续各国核 能发展可能成为科技博弈过程中的重要支撑。 核电作为我国基荷能源的重要性也逐步提升。根据 Wind 数据，2024 年我国煤电发电量 占比已经从 2023 年的 70%降至 67%，电力系统绿色低碳转型逐步落地，核电发电空间 逐步显现。中国核能行业协会预测我国在碳达峰阶段（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（2030-2050 年），核电发电量占比 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。

5.2.在手项目锁定未来成长的确定性

核电供需提振，十四五目标引领今年核电装机高增。截至 2025 年 6 月，我国商运核电 总装机容量达 6091 万千瓦，累计同比增长 4.9%。截止 2024 年底，在建项目 27 台，在 建装机容量达 3231 万千瓦。十四五能源规划指出“2025 年，核电运行装机容量达到 7000 万千瓦左右”，今年核电装机有望维持高增。 核电机组核准已进入常态化。2022 年以来，我国已连续四年每年核准 10 台及以上核电 机组，保持了常态化审批节奏。按照以往核电机组核准规律，年内一般会分 2 次进行核 准，单次机组核准数量在 4—6 台，2025 年仅 4 月一次性核准 10 台机组，单批次核准 规模创历史新高，释放出明显超预期信号。

在建机组数量、容量双居世界第一，锁定未来成长性。截至 2024 年底，我国在建核电 机组 27 台，总装机容量 3230.9 万千瓦，连续第 18 年位居全球第一位。待建机组方面， 今年核准的 5 个核电项目具体为中核三门核电 5、6 号机组、中广核广西防城港核电 5、 6 号机组、广东台山核电 3、4 号机组，国家电投海阳核电 5、6 号，以及华能霞浦核电 1、2 号机组，合计 10 台机组。

5.3.盈利质量提升，股东回报彰显公司信心

上游成本端对公司盈利造成的波动可控。上游燃料价格是核电企业成本结构重要组成部 分，2024 年中国广核核燃料成本占比为 25%，中国核电为 17%。一方面，2024 年起由 于全球供给端恢复超预期，铀价稿顶回落；另一方面，核电企业与各自集团下铀业公司 签订燃料供应长协，上游成本端对公司盈利的影响整体可控。 还本付息，降低财务杠杆，减少财务成本，实现降本增效。2024 年，中国核电资产负债 率为 68.27%，同比下降 1.54%；利息支出 67.1 亿元，同比下降 3.2%。中国广核资产 负债率为 59.49%，同比下降 0.70%；利息支出 55.3 亿元，同比下降 4.1%。公司资产 负债与财务成本持续下降，盈利质量稳定提升。

电价波动对公司度电利润影响可控，市场化交易电量比例持续提升。2024 年，中国核电 上网电价 0.42 元/千瓦时，市场化交易比例提升至 53.3%，同比增长 8.7%；中国广核核 电上网电价 0.42 元/千瓦时，市场化交易比例达 50.9%，同比下降 6.4%。公司电价均与 市场化交易比例均处于相对较高位置，同时市场电价波动对公司度电利润影响整体可控， 公司度电利润持续处于较高位置。

在建工程持续攀升，保证未来成长性。2024 年，中国核电在建工程达 2150 亿元，同比 增长 40.22%，高基数下仍维持高增；中国广核在建工程达 449 亿元，同比下降 20.20%。 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。 中广核与中国核电分红稳健，持续回购体现信心。2024 年中国广核分红总额 48 亿元， 占公司规模净利润比例 44%，历年分红占净利润比例均高于 40%。今年 4 月，公司公 告将通过深港通系统增持公司 H 股股份，累计增持比例不超过 5%。2024 年中国核电分 红总额 37 亿元，占规模净利润比例 42%，近年分红规模随利润增长逐年提升明显。4 月 公司发布公告将以集中竞价交易方式进行股份回购，回购股份的资金总额约人民币 3 亿 元-5 亿元。

5.4.核聚变发展显著加速，商业化可期

全球核电商业化进展显著。近年全球核电投资与商业化明显加速，美国 2021 年核电权 益投资超过 25 亿美元，全球核电新成立公司数量也显著提升。根据 FIA 的公司调研，约 76%的商业公司预计在 2030 至 2040 年间实现首次并网发电，其中 70%公司目标定于 2035 年前，全球核电商业化未来可期。 我国核电投资与技术发展加速。2022 年以来我国对于核电的投资明显加速，远高于其他 国家。今年以来，我国核聚变装置持续取得关键技术进展。据财经杂志，1 月 20 日，等 离子所 EAST 装置首次完成一亿摄氏度 1000 秒的“高质量燃烧”，在实验装置上模拟出 未来聚变堆运行所需的环境。3 月 28 日，西物院环流 3 号首次实现原子核和电子温度都 突破一亿摄氏度。4 月 16 日，新奥玄龙-50U 装置实现等离子体电流达到一百万安培（兆 安），温度达到 4000 万度，这是全球首次实现兆安级氢硼等离子体放电。 中核集团牵头中国聚变能源成立，中国核电、浙电投资参股。2024 年．由中核集团牵头， 由 25 家央企、科研院所、高校等组成的可控核聚变创新联合体正式宣布成立，中国聚变 能源正式揭牌。2025 年 2 月 28 日，中国核电、浙能电力于同步宣布，拟以增资方式参 股中国聚变能源有限公司，两家公司投资金额分别为 10 亿元、7.5 亿元。4 月 1 日，上 海未来产业基金发布消息，拟战略投资中国聚变能源有限公司，该项目是未来展业基金 的首个直投项目，也是上海国投在未来能源领域的重大战略布局。

编辑：火腿肠