電力行業(yè)培訓框架匯報2025年3月29日11、電力公司研究框架：商業(yè)模式、核心跟蹤指標2、電力行業(yè)研究框架：供需平衡模型3、電力細分賽道研究框架：(1)火電:短期跟蹤燃煤成本、長期關(guān)注收益結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型(2)水電:短期跟蹤來水、長期關(guān)注穩(wěn)定盈利/分紅(3)

核電:短期跟蹤裝機、

市場電價,長期關(guān)注CAPEX、度電盈利曲線、新技術(shù)(4)新能源:短期跟蹤市場電價、長期關(guān)注綠色價值、風光資產(chǎn)間差異4、未來展望：新型電力系統(tǒng)建設(shè)與電改22025

3

29

2

框架摘要工商業(yè)用戶終端銷售電價構(gòu)成數(shù)據(jù)來源:國金證券研究所2025

3

293

電力行業(yè)商業(yè)模式數(shù)據(jù)來源:國金證券研究所4各類電源核心跟蹤指標體系電源屬性決定了核心跟蹤指標排序有差異52025

3

29

5

以電新產(chǎn)業(yè)鏈的"新三樣"

(動力電池、光伏組件、電動車)為代表的新興高耗能領(lǐng)域已成為用電量增長的重要驅(qū)動。

經(jīng)過測算,我們預(yù)計2023年"新三樣"的發(fā)展共新增耗電約1147億千瓦時、增速約59%、對2023年工業(yè)用電量的新增貢獻率達30%

;若假設(shè)24年各行業(yè)用電全年增速與1-9M24或1-10M24保持

一致,則預(yù)計2024年"新三樣"共新增耗電約910億千瓦時、增速約29%

對2024年工業(yè)用電量的新增貢獻率達

25%。資料來源:

富臨精工公司公告、

《鋰離子電池正極材料單位產(chǎn)品能源消耗限額及計算方法》、北極星儲能網(wǎng)、中證網(wǎng)、

《發(fā)改環(huán)資函2023〕

218號》、《Energyconsumption

ofcurrent

and

future

production

of

lithium

ion

and

postlithiumionbattery

cells》、陽光工匠光伏網(wǎng)公眾號、《鋰離子電池正極材

料單位產(chǎn)品能源消耗限額及計算方法》、SMM、金融界、國際

鋁協(xié)、東方財富網(wǎng)、

BT財經(jīng)、中國礦山設(shè)備網(wǎng)、

中國鋼鐵新聞

網(wǎng)、ifind、國金證券研究所

需求端:新興高耗能用電增量不可忽視62025

3

29

6

據(jù)此測算,四大高耗能24mm26年用電量增速2.3%

2.2%1.8%,

二產(chǎn)用電量增速5.6%3.7%

3.4%

雖然地產(chǎn)產(chǎn)業(yè)鏈相關(guān)需求下滑,但電新產(chǎn)業(yè)鏈、汽車制造等行業(yè)的快速發(fā)展對上游高耗能材料的需求支撐高耗能用電繼續(xù)穩(wěn)健增長。

綜上,預(yù)測全社會用電量24mm26年同比增速為7.0%

5.7%

5.3%.四大高耗能用電預(yù)測結(jié)果全社會用電量預(yù)測結(jié)果資料來源:ifind、國金證券研究所資料來源:ifind、國金證券研究所7

需求端:24-26年用電需求模型主要結(jié)論

四大高耗能用電量（左軸，億千瓦時）yoy-四大高耗能用電量（右軸）120000100000800006000040000200000300002500020000150001000050000

全社會用電量（左軸，

億千瓦時）yoy-全社會用電量（右軸）12%10%8%6%4%2%0%12%10%8%6%4%2%0%2025

3

29

在國家能源轉(zhuǎn)型的"雙碳"

目標以及地方電力保供的責任驅(qū)動下,2020~2023年,我國電源投資完成額年均負荷增速高達約32.5%。高投資即將轉(zhuǎn)化為實物量落地,

各電源類型裝機容量均將迎來增長。2020~2023年,

電源工程投資完成額年均復合增速達32.5%資料來源:ifind、

國金證券研究所8 供應(yīng)端:"十四五"以來電源工程的高投資將轉(zhuǎn)化為實物落地2025

3

29

812,00010,0008,0006,0004,0002,0000

電源投資完成額(左軸,億元)YOY

(右軸)40%30%20%10%-10%-20%

2022年,

國家有關(guān)部門提出煤電

"3個8000萬"

目標

,

即

"20222023年煤電各開工8000萬千瓦、兩年投產(chǎn)

8000萬千瓦"。

然而根據(jù)我們統(tǒng)計的火電項目開工信息,2022年火電項目實際開工量不及預(yù)期

3Q22電力行業(yè)在"缺電"背景下迎來一次"保供"社會責任驅(qū)使下的煤電項目開工小高峰,但4Q22市場煤價仍然居高不下導致行業(yè)經(jīng)營承壓火電企業(yè)主觀建設(shè)積極性不足,

開工量回落。2023年年初以來市場煤價持續(xù)回落,

帶來火電企業(yè)對于煤電項目的短期投資收益預(yù)期改善。2Q23市場煤價加速下行后開工量出現(xiàn)年內(nèi)第一次顯著提升,

且3Q23開工量穩(wěn)中有升。11M23《關(guān)于建立煤電容量電價機制的通知》出臺,

設(shè)立了能夠體現(xiàn)煤電對電力系統(tǒng)的

支撐調(diào)節(jié)價值的價格機制,增強了火電企業(yè)對于投資建設(shè)煤電項目回收合理回報的長期信心,4Q23煤電開工節(jié)奏

年內(nèi)第二次提速。市場煤價回落+容量電價機制出臺,4Q23迎來煤電項目開工潮進入2023年以后市場煤價回落,火電行業(yè)虧損面大幅收窄資料來源:北極星、國金證券研究所資料來源:

Ifind、國金證券研究所9

供應(yīng)端:23年開工煤電項目規(guī)模超80GW,2025

3

29

91Q222Q223Q224Q221Q232Q233Q234Q231Q2480%60%40%20%

火電行業(yè)虧損面

固定成本低而變動成本高,燃料成本占比七成以上。

以華電國際為例,2023年燃料成本占火電業(yè)務(wù)營業(yè)成本的約87%。

電價和燃料價格是火電業(yè)績的主要催化劑。傳統(tǒng)電力系統(tǒng)中,電廠發(fā)電量以"計劃"方式核定。即便是電力市場化改革后,燃煤電量市場化交易比例大幅提升,但中長期電量占比仍然較高。煤炭、天然氣價格市場化程度高,因此火電企業(yè)在

煤價上漲時仍然存在成本傳導不暢的問題、

業(yè)績彈性主要來自燃料成本波動。

短期:電價和燃料價格是火電主要業(yè)績催化劑以華電國際為例,上網(wǎng)電價波動幅度遠小于單位燃料成本波動幅度以華電國際為例,

2023年各類費用占比情況

(%)

燃料成本

煤炭銷售成本

折舊及攤銷

職工薪酬

運維費用

其他生產(chǎn)費用l,0008006004002000數(shù)據(jù)來源:華電國際公司公告、

國金證券研究所3%

2%10

行業(yè)阝:供需格局、行業(yè)政策等

公司α

:

用煤結(jié)構(gòu)

煤電一體(煤價上行周期),如國電電力

現(xiàn)貨為主

(煤價下行周期)

,如浙能電力數(shù)據(jù)來源:iFind、CCTD、國金證券研究所112025

329

11

短期:燃料成本分析煤價上行周期,煤電聯(lián)營企業(yè)表現(xiàn)更佳;煤價下行周期,

市場煤占比更高的火電企業(yè)表現(xiàn)更加3,0002,000l,00086420

煤價:25年市場煤價中樞繼續(xù)下移,預(yù)計全年煤價中樞在750~770元/噸區(qū)間。

增產(chǎn)保供政策指引下,4Q21以來存量煤礦產(chǎn)能核增、露天煤礦臨時用地批復持續(xù)推進;到2023年,我國煤炭供應(yīng)自主保障

能力已顯著提升。而2015年供給側(cè)改革后,煤炭行業(yè)競爭格局大幅改善,疊加安監(jiān)趨嚴常態(tài)化影響,l~3Q24煤炭開采和洗選行業(yè)產(chǎn)能利用率較22、

23年同期明顯下降,但1~9M24原煤累計產(chǎn)量仍然增長了0.9%

歷史上看,

11月煤價高點及次年淡季煤價低點決定次年煤價中樞。2021年以來,

由于動力煤供需格局持續(xù)偏緊,貿(mào)易商傾向于提前博弈下游冬儲補庫需求導致迎峰度冬市場煤價高點前移。若考慮24年10月動力煤市場價上行至865元/噸后止?jié)q,

并考慮市場煤價低于長協(xié)價后,

電煤長協(xié)履約或存在困難,預(yù)計25年煤價中樞約750~770元/噸。1~3Q24煤炭開采和洗選行業(yè)產(chǎn)能利用率較過去2年同期顯著下降歷史上看,

11月煤價高點及次年淡季煤價低點決定次年煤價中樞短期:預(yù)計25年市場煤價中樞繼續(xù)下移,年均價750~770元/噸122025

329

1276%74%72%70%

秦皇島動力煤平倉價(Q5500,元/噸)煤炭開采和洗選業(yè)產(chǎn)能利用率(%)來源:

ifind、國金證券研究所。

2019年,國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革的指導意見》,明確從2020年1月1日起,取消煤電價格聯(lián)動機制和燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價機制,改為"基準價+上下浮動"的市場化價格機制,市場交易

價格浮動范圍為上浮不超過10%、

下浮原則上不超過15%基準價沿用當時的煤電標桿電價,而煤電標桿電價最

后一次調(diào)價是在2017年。

煤電標桿電價核價時考慮了各地區(qū)煤炭價格差異及較先進機組的性能參數(shù)和單位造價,意義在于鼓勵煤電廠進行異帶來的電價浮動比例差異。2004~2020年,

煤電標桿電價共曾7次上調(diào)、4次下調(diào)8月，全國除西藏、新疆外上調(diào)

下調(diào)

上調(diào)數(shù)據(jù)來源:各政府官網(wǎng)、國金證券研究所等132025

329

132004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

20187月山，西上、調(diào)江西、重慶、陜西、甘

肅、青海、海南、云南上調(diào)；遼2010年1月、2011年4月和6月，上調(diào)寧、河南、上海、江蘇、浙江、

福建、廣東下調(diào)上調(diào)上調(diào)下調(diào)下調(diào)下調(diào)

煤電業(yè)績是"計劃電與市場煤"矛盾下對煤炭周期性的映射。電力作為民生必需品,其售價在我國長期受到嚴格

管控;即便在"1439號文"出臺后,燃煤發(fā)電量中長期電價的浮動區(qū)間也僅僅是放寬至上下不超過20%。反觀上

游,煤價雖也受行政干預(yù),但波動范圍明顯寬于電價,由此導致煤電企業(yè)的業(yè)績映射出煤炭的周期性。

平抑這種波動性的方法在于:從成本端控制煤價的波動性,

以及在銷售端將燃料成本的上漲向下疏導。

2023年,在"1439號文"規(guī)定的市場化交易電價范圍的基礎(chǔ)上出臺煤電容量電價,為煤電企業(yè)成本疏導能力的改

善提供了機制。煤電行業(yè)歷史利潤和ROA回顧 長期:電力市場化和煤電容量電價增強了電企成本疏導能力數(shù)據(jù)來源:iFind、國金證券研究所142,5002,0001,500l,0005000-500150%100%50%-50%14

電價:市場化還原電力的商品屬性,價格取決于成本和供需。伴隨電力市場化改革持續(xù)深化,適應(yīng)火電定位轉(zhuǎn)型的價格機制日漸完善?；痣娛杖霕?gòu)成由單一電量電費轉(zhuǎn)變?yōu)殡娏侩娰M+容量電費+輔助服務(wù)費用,對應(yīng)不同成本類型的合理收益回收。以山東電力現(xiàn)貨市場為例,《山東電力市場規(guī)則(試行)》

中提出為維護電力市場的有效性,市場運營機構(gòu)負責對市場力行為進行識別和監(jiān)管。當日前市場出清加權(quán)平均電價高于觸發(fā)安全約束經(jīng)濟調(diào)度(SCED)事前監(jiān)管機制的基準電價時,即觸發(fā)事前監(jiān)管條件。

該基準電價基于發(fā)電主體出清結(jié)果及其核定成本報價計算,各臺機組的核定成本報價為其核定

發(fā)電成本(含稅)疊加合理收益。在不同電力供需條件下,市場供需比與合理收益率πt的變化關(guān)系如下表所示。

根據(jù)我們對于25年市場煤價中樞的判斷,燃料成本下行所能覆蓋的25年電量電價降幅約在3分/kwh。2025年各省區(qū)年度電價長協(xié)已出爐,上海、山東、湖北、河北、安徽等地降幅在2分/kwh以內(nèi)。山東電力現(xiàn)貨市場中,不同供需條件下市場供需比與合理基于2025年市場煤價中樞下降約50元/噸的假設(shè),燃料成本下收益率nt的變化關(guān)系行對應(yīng)的電量電價降幅約在1~2分/kwh

rt

π

,DA

π

,

Art

≤1.12.02.51.15≥rt

>1.11.51.5≥rt

>1.150.50.5rt

>1.50.20.2DBtutB305.8306.8860780100%0.3350.305來源:i

find

、《山東電力市場規(guī)則

(試行)》

、《山東電力市場參數(shù)(試行)

》、國金證券研究所。152025

329

15

電力業(yè)績?nèi)貋砜?

成本:水電成本以折舊和財務(wù)費用為主、穩(wěn)定性較強。

發(fā)電量=裝機容量X利用小時。以長江電力為例,其股價主要受裝機容量增長驅(qū)動;

利用小時數(shù)反映短周期來水豐枯情況,但可以發(fā)現(xiàn)長江電力的股價/估值與利用小時數(shù)的相關(guān)性較弱,但與新機組投產(chǎn)預(yù)期和電價上漲預(yù)期關(guān)聯(lián)性較強。

電價因各電站發(fā)電量消納方案所決定的定價機制而異。

通常來講,

云川本地市場化電價<保障性收購電價<"網(wǎng)

對網(wǎng)"西電東送倒推上網(wǎng)電價<"點對網(wǎng)"西電東送倒推上網(wǎng)電價。162025

329

162015年起,長江電力股價受短周期來水豐枯情況的影響減弱2015年起,

長江電力PE與利用小時數(shù)無明顯相關(guān)性iFind

中國水能資源經(jīng)濟可開發(fā)空間有限,

目前水電開發(fā)率已過半。截至23年底,我國常規(guī)水電裝機規(guī)模已達約3.7億千瓦,

占技術(shù)可開發(fā)容量(約6.9億千瓦)的53.8%。剩余技術(shù)可開發(fā)水電資源主要集中在我國西部地區(qū),尤其是青藏高原及其周邊地區(qū);而高海拔地區(qū)水電工程普遍面臨地質(zhì)條件復雜、施工條件惡劣、生態(tài)環(huán)境脆弱等制約性

問題,常規(guī)開發(fā)模式借鑒價值有限,還需針對重點問題尋求水能發(fā)電方面的技術(shù)突破,使其滿足經(jīng)濟性要求。目前我國常規(guī)水電開發(fā)率已過半

常規(guī)水電裝機規(guī)模(萬千瓦)剩余可開發(fā)空間(萬千瓦)2019

2020

202l

2022

2023數(shù)據(jù)來源:中電聯(lián)、中國電力網(wǎng)、國金證券研究所17

長期:水能資源供應(yīng)量有限,行業(yè)先發(fā)優(yōu)勢明顯2025

329

17380003600034000320003000028000溪洛渡水電站糯扎水電站571.2-640.6239.12裝機容量

(萬千瓦)1260585總投資額

(億元)792611度電折舊成本

(元/度)0.040.07

水電開發(fā)前期資金需求高,三峽水電站總投資額超2000億;并且大型水電站建設(shè)周期約5mm10年,期間現(xiàn)金流持續(xù)

凈流出,因此有較高的資金壁壘

水電站規(guī)模經(jīng)濟效益顯著。以長江電力的溪洛渡水電站和公司的糯扎渡水電站為例,基于總投資成本中約20%為

機電設(shè)備購置和安裝費,以18年為基準計提折舊;剩余80%包括永久性建筑工程、臨時建筑工程和庫區(qū)移民費等其他費用均計入擋水建筑物,以45年為基準計提折舊,計算得出溪洛渡水電站度電分攤的折舊成本較糯扎渡水電

站低約48.8%。水力發(fā)電具備顯著的規(guī)模經(jīng)濟效益

長期:開發(fā)前期投資成本巨大,規(guī)模經(jīng)濟效益顯著數(shù)據(jù)來源:中國政府網(wǎng)、《水力發(fā)電設(shè)備和主要

建筑物腐蝕成本及費用》、國金證券研究所等182025

3

29序號水電基地名稱開發(fā)主體規(guī)劃裝機容量1金沙江水電基地上游中游下游華電集團898漢能控股、華能水電、華電集團、大唐集團、云南能投2096長江電力42152長江上游水電基地長江電力、湖北能源32113雅礱江水電基地國投電力、川投能源29714瀾滄江水電基地華能水電、國投電力（華能水電持有國投云南大朝山水電有限公司10%股權(quán)）25825大渡河水電基地上游中游下游國能大渡河（國電電力）、中國電建2552大唐國際、華電國際、華能集團、中旭投資國能大渡河（國電電力）、中國電建6怒江水電基地（尚無核準）云南華電怒江水電開發(fā)有限公司（華電集團）21327黃河上游水電基地國家電投（黃河公司）15558閩浙贛水電基地華電福新（華電國際）、閩東電力等14179南盤江、紅水河水電基地南方電網(wǎng)、桂冠電力120810東北水電基地/113211烏江水電基地貴州段重慶段貴州烏江水電開發(fā)有限責任公司（華電集團）1406大唐國際12湘西水電基地五凌電力（中國電力）、韶能股份、粵水電等66113黃河中游水電基地/597

出于水電行業(yè)的自然壟斷屬性,

《政府

核準的投資項目目錄(2016年本)

》

中

明確了在跨界河流、

跨省

(區(qū)、市)

河

流上建設(shè)的單站總裝機容量50萬千瓦及

以上項目由國務(wù)院投資主管部門核準

,

其中單站總裝機容量300萬千瓦及以上或

者涉及移民1萬人及以上的項目由國務(wù)院

核準其余項目由地方政府核準

中國十三大水電基地開發(fā)主體主要為五

大發(fā)電集團和國投集團、

三峽集團,僅

部分流域上的個別電站控股股東為民企,具有流域整體獨家開發(fā)權(quán)的上市公

司實際僅有長江電力、

國投電力與川投

能源、

華能水電

數(shù)據(jù)來源:北極星電力網(wǎng)、黃河公司官網(wǎng)、國家能源招標

網(wǎng)、貴州日報、國家能源局大壩安全監(jiān)察中心、桂冠電力

公司公告、

國金證券研究所等2025

3

29

19

長期:可比公司中最低的市場化電量占比和最高的平均上網(wǎng)電價。

云南和四川兩大水電大省過去棄水問題突出,因此留存云川本地消納的電量參與市場化交易,相比過去的水電標

桿電價折價幅度較大。2020~2023年長江電力與可比公司市場化電量占比

2020~2023年長江電力與可比公司水電平均上網(wǎng)電價（元/kWh）

長江電力因電站單體規(guī)模大(全球裝機規(guī)模前五大水電站中,長江電力獨占三席),因此所有電站均為"西電東送"

骨干電源、配套特高壓外送通道完備(特高壓直流單條投資成本約250+億、輸電能力800萬千瓦,利用率過

長期:水電行業(yè)的規(guī)模經(jīng)濟效益還體現(xiàn)在消納方式上數(shù)據(jù)來源:

各公司年報、

國金證券研究所202025

329

2080%60%40%20%

為了兼顧社會公平、實現(xiàn)電力普惠,政府價格主管部門會在地區(qū)之間、

電壓等級之間、用戶之間調(diào)劑電價,從而降低欠發(fā)達地區(qū)、

居民生活和農(nóng)業(yè)生產(chǎn)用電價格。截至目前,我國電價體系仍實行"雙軌制":推動工商業(yè)用戶

全部進入電力市場,但居民和農(nóng)業(yè)用電繼續(xù)執(zhí)行目錄銷售電價以云南和浙江為例,居民生活和農(nóng)業(yè)生產(chǎn)用電價格顯著低于工商業(yè)電價云南省浙江省數(shù)據(jù)來源:北極星、云南/

212025

329

21

居民生活用電(一戶一表、第一檔)農(nóng)業(yè)生產(chǎn)用電(不滿1kv)單一制工商業(yè)用電(1lM23電網(wǎng)代理購電電價、不滿1kv)10.80.60.40.20

我國居民人均用電量相比發(fā)達經(jīng)濟體仍有較大增長空間,居民生活水平改善、

電氣化水平持續(xù)提高下,居民和農(nóng)

業(yè)用電需求有望剛性增長

常規(guī)水電在所有電源中成本最低,適合用來滿足低價格承受能力的保障性需求居民和農(nóng)業(yè)用電目前仍執(zhí)行目錄

銷售電價,因此水電面對的是一個需求穩(wěn)中有增、

電價穩(wěn)定的下游。居民生活和農(nóng)業(yè)生產(chǎn)等保障性用電需求有望持續(xù)增長常規(guī)水電的度電成本在所有電源中最低數(shù)據(jù)來源:iFind、各公司公告、國金證券研究所

222025

329

22■■居民用電量

(億千瓦時,

左軸)

■■

一產(chǎn)用電量

(億千瓦時,

左軸)0.400.300.200.100.0040%20%

度電成本

(元

千瓦時)

水電站固定資產(chǎn)投資成本高,投運后成本以折舊費用為主、屬于非付現(xiàn)成本。

華能水電近年來折舊費用占公司總成本的40%左右,2013~2022年長江電力折舊費占營業(yè)成本的比重基本維持在

50%以上。2019~lH24華能水電折舊費用及財務(wù)費用占營業(yè)總成本比2018~2023年可比上市水電公司折舊費占營業(yè)成本比數(shù)據(jù)來源:

iFind、

國金證券研究所

232025

329

23

長期:運營期16000l4000l20001000080006000400020000

固定資產(chǎn)、油氣資產(chǎn)、

生產(chǎn)性物資折舊財務(wù)費用其他費用2018A2019A

2020A202lA

2022A2023A20192020202120222023lH24

國投電力長江電力

華能水電80%60%40%20%

水電獨特的高固定成本占比商業(yè)模式?jīng)Q定了水電站可源源不斷地創(chuàng)造充沛而穩(wěn)定的現(xiàn)金流,水電企業(yè)凈現(xiàn)比普遍大于1。

穩(wěn)定而充足的現(xiàn)金流不僅可以使水電企業(yè)維持較高的分紅比例,還能使其自然條件不利導致業(yè)績下滑的

情況下,通過適度提高分紅比例來兌現(xiàn)承諾,保持良好的分紅信譽。2018年以來,A股主要上市水電企業(yè)凈現(xiàn)比維持在1以上20年華能水電業(yè)績下滑,

但提高分紅比例維持每股股利數(shù)值增長300%250%200%150%100%2019

2020

2021

2022

2023數(shù)據(jù)來源:iFind、華能水電公司公告、國金證券研究所242025

329

24

華能水電

桂冠電力

國投電力

長江電力0.400.300.200.100.00■■每股股利

(元,

左軸)

■.

EPS

(元,左軸)80%60%40%20%

核電短期業(yè)績=裝機*利用小時數(shù)*（電價-成本）

利用小時數(shù)：按邊際成本出清的消納順位依次為:風光、水電、核電、火電,但考慮到核電出力穩(wěn)定性優(yōu)于風光水,且主要位于沿海負荷中心,消納壓力較小,利用小時數(shù)穩(wěn)定且更取決于換料大修節(jié)奏。

電價：市場化電價具有周期性的特點,往后看,核電代替火電成為重要的基荷電源,差價合約保障下核電電價降幅

相比煤電電價更小。

成本：鈾燃料產(chǎn)業(yè)鏈簽訂長協(xié),向集團內(nèi)其他子公司采購燃料組件,平抑原料價格波動。

裝機：決定業(yè)績彈性的主要變量

。

"十五五"

密集投產(chǎn)。

核電長期投資價值=資本開支達峰后自由現(xiàn)金流改善+連續(xù)投運帶來確定性裝機增長+貸款/折舊完成后度電利潤提升

風險提示：核電核準不及預(yù)期、核電建設(shè)進度不及預(yù)期、

電價下行超預(yù)期風險等。25

摘要

核電25

裝機視角：2027年中核機組集中投運。

僅中國核電與中廣核(含控股股東委托管理公司)兩家,當前在建三代機組容量合計已達20.8GW,平穩(wěn)投運、

24~26

年裝機容量年均增速約5%(考慮惠州l/2號機組如期并入上市公司體內(nèi))。短期看,

24年中核漳州1號與中廣核防城港

4號均有并網(wǎng)計劃,

有望帶來業(yè)績增量貢獻。24~26年裝機容量平均年增速約5.1%

24~26年裝機容量平均年增速約6.2%

裝機容量-中國廣核（左軸，萬千瓦） YOY-中國廣核（右軸）4000

8.0%3500

7.0%3000

6.0%2500

5.0%2000

4.0%1500

3.0%1000

2.0%500

1.0%0

0.0%2022A2023A

2024E

2025E

2026E

2027E2028E26數(shù)據(jù)來源:中國核電、

中國廣核公司公告、國金證券研究所

26

短期:關(guān)注裝機投運mm

裝機容量-中國核電（左軸，萬千瓦）

YOY-中國核電（右軸）4000350030002500200015001000500025%20%15%10%5%0%2022A2023A2024E2025E

2026E2027E2028E

電價視角：類比水電，核電市場化改革更激進，但對電價影響有限，電價整體維穩(wěn)。

核電將長期定位為穩(wěn)定的基荷電源,作為相比于水風光更可靠的低成本電源(優(yōu)先發(fā)電電源),來匹配低價購電用戶

需求

(優(yōu)先購電用戶)。

根據(jù)早年間發(fā)改委、能源局發(fā)布的《關(guān)于規(guī)范優(yōu)先發(fā)電優(yōu)先購電計劃管理的通知》(下稱"144號文"),要求確保核電按基荷滿發(fā)、

基荷容量之外的核電按保障核電安全消納的有關(guān)規(guī)定安排計劃。

因此,即使核電市場化逐步推行,"電量/電價雙穩(wěn)"

的定位預(yù)計不會改變。

/

/

/中廣核市場化電量占比均已超40%27數(shù)據(jù)來源:公司公告、國金證券研究所注:中廣核市場化電量占比為1Q24數(shù)據(jù)

27

大亞灣核電站

嶺澳核電站

寧德核電站

陽江核電站

臺山核電站

嶺東核電站

防城港核電站

短期:關(guān)注市場電價u

秦山一核

u

秦山二核

a

秦山三核

u

江蘇核電

u

三門核電

u

福清核電

u

海南核電

核電市場化電量占比-中國核電

核電市場化電量占比-中國廣核10.0%8.0%6.0%4.0%2.0%0.0%-2.0%-4.0%-6.0%-8.0%-10.0%50.0%40.0%30.0%20.0%10.0%0.0%-10.0%-20.0%60%55%50%45%40%35%30%19A20A21A22A

23A19A

20A

21A

22A

23A19A

20A21A22A

23A

牌照壟斷造就央企“雙寡頭”局面，地方國企多以參股形式投資

目前獲得牌照的僅有中國核電、中國廣核、國電投集團、華能集團,2023年CR2合計市占率95%

原材料加工許可、技術(shù)壟斷造就燃料端優(yōu)勢，中核集團擁有國內(nèi)唯一的核燃料制造、乏燃料處理產(chǎn)能

目前中廣核自購鈾礦,需依靠中核燃料代工組件核電CR2裝機占比95%

中核掌握核燃料循環(huán)全流程技術(shù)mm

裝機容量-中國核電（左軸，億千瓦）

CR2占比（右軸）

裝機容量-其他（左軸，億千瓦）mm

裝機容量-中國廣核（左軸，億千瓦）數(shù)據(jù)來源:中國核電公司公告、中國廣核公司公告、《中國核能科技"三步走"發(fā)展98.0%97.0%96.0%95.0%94.0%93.0%2019A2020A

2021A2022A2023A0.60.50.40.30.20.102828

類比水電，核電成本結(jié)構(gòu)穩(wěn)定，具有潛在高分紅能力

核電度電成本中折舊占比近40%,

目前大亞灣電站折舊完全,加之對港售電,度電凈利潤水平較高。

根據(jù)成本結(jié)構(gòu)拆分情況,度電燃料成本接近22%,使得市場將核電與水電資產(chǎn)對標時有所擔憂?？紤]到兩家運營+成本結(jié)構(gòu)決定核電經(jīng)營穩(wěn)定性

/KWh)大亞灣核電站嶺澳核電站

寧德核電站

陽江核電站臺山核電站嶺東核電站防城港核電站0.028

,

14%0.028

,

14%0.024

,

12%29數(shù)據(jù)來源:中電聯(lián)、中國廣核公司公告、國金證券研究所

29

度電固定資產(chǎn)折舊成本

度電燃料成本

度電運行維護成本

度電人員成本

度電其他成本19A

20A

21A

22A

23A0.30

0.20

0.100.000.080

,38%0.046

,22%核準時間核準機組情況年合計（臺）項目歸屬2019年廣東太平嶺核電站（1#

、

2#)4中國廣核福建漳州核電站（

1#

、2#)中國核電2020年海南昌江核電站（3#

、4#)4華能集團浙江三澳核電站（

1#

、2#)中國廣核2021年江蘇田灣核電站（7#

、8#)5中國核電遼寧徐大堡核電站（3#

、

4#)中國核電海南昌江小堆機組中國核電2022年浙江三門核電站（3#

、4#)10中國核電廣東陸豐核電站（5#

、6#）中國廣核山東海陽核電站（3#

、4#)國電投福建漳州核電站（3#

、4#）中國核電廣東廉江核電站（

1#

、2#）國電投2023年山東石島灣電站擴建一期（1#

、

2#）10華能集團福建寧德核電站（5#

、6#）中國廣核遼寧徐大堡核電站（1#

、

2#）中國核電廣東太平嶺核電站（3#

、

4#)中國廣核浙江金七門核電站（1#

、

2#）中國核電2024年浙江三澳核電站（3#

、4#)11中國廣核廣東陸豐核電站（

1#

、2#）中國廣核山東招遠核電站（

1#

、2#）中國廣核廣西白龍核電站（

1#

、2#）國電投江蘇徐圩核電站（

1#

、2#、氣冷堆）中國核電

2019年后核準重啟，行業(yè)再入發(fā)展期

日本福島事件影響消除+三代機首臺套并網(wǎng)+

"雙

碳"轉(zhuǎn)型,核準重啟。

未來接棒火電成為穩(wěn)定的“基荷電源”，電量占比若

向世界平均水平看齊，應(yīng)接近10%。19年后核準重啟核準+建設(shè)期影響下,核電于雙碳轉(zhuǎn)型的貢獻更多體現(xiàn)在"十五五"

后100.0%50.0%0.0%2019A

2020A

202lA2022A

2023A核電電量占比對標世界平均仍有提升空間30

資本開支達峰：2030年CAPEX達峰，“十六五”起進入CAPEX下降階段。伴隨新投產(chǎn)新開建規(guī)模達到平衡+新核準

。

假設(shè):(1)核電"十五五"年開建3臺、"十六五"年開建2臺;

投資成本15.9元/W、年降2%;(2)中國核電新能源年裝6GW,投資成本3元/W。

當前階段提高分紅比例仍有難度（中核當前分紅比例約35%，中廣核當前分紅比例約45%）。中核預(yù)計2030~2031年前后CAPEX達峰中廣核預(yù)計2030~2031年前后CAPEX達峰31數(shù)據(jù)來源:中國核電公司公告、

中國廣核公司公告、國金證券研究所

31

長期:關(guān)注CAPEX高峰800.0700.0600.0500.0400.0300.0200.0100.00.035%30%25%20%15%10%5%0%-5%-10%-15%60050040030020010002024E

2025E

2026E

2027E

2028E

2029E

2030E

2031E

2032E

2033E50%40%30%20%10%

新能源CAPEX

（當年轉(zhuǎn)固，億元）核電在建CAPEX（億元）-10%-20%

還貸20年+折舊25/35年完畢后度電利潤翻倍。投運前5年免收乏燃料處理費,并享受稅收三免三減半,第6年起計提乏燃料處理費增加運行成本。伴隨貸款還完、折舊完畢,度電利潤有翻倍空間。

公司分紅承諾錨定分紅比例，資本開支高峰期依然可隨度電利潤提升獲得度電分紅絕對值提升。投運前6年稅收優(yōu)惠+免收乏燃料處置費

分紅比例不變,度電分紅絕對值隨利潤提升

長期:關(guān)注度電盈利

"微笑曲線"32數(shù)據(jù)來源:中國核電公司公告、

中國廣核公司公告、國金證券研究所

32

度電分紅金額-二代機組(元/kwh)

度電分紅金額-三代機組(元/kwh)

度電凈利潤

二代機組

(元/kwh)

度電凈利潤-三代機組

(元/kwh)1

4

710131619222528313437

4043

46

495255581

4

7101316

192225283134374043

46

495255580.080.060.040.020.000.200.150.100.050.00長期:關(guān)注新技術(shù)發(fā)展

國內(nèi)核電新技術(shù)投資圍繞核電“三步走”戰(zhàn)略，從三代核電（熱堆）到四代核電（快堆）到聚變堆。國內(nèi)四代核電技術(shù)目前處于國際領(lǐng)先地位,

高溫氣冷堆已商用并完成了第二臺機組核準(電-汽聯(lián)供)

,落地最快;中核玲瓏一號SMR商用堆(全球首個)

預(yù)計于2026年

并網(wǎng),將是下一個重點落地項目。此外,聚變堆預(yù)計于2050年建成商用堆。

核電技術(shù)的發(fā)展來看,當前三代技術(shù)成熟、四代核電試點,均為核裂變路線下的技術(shù)迭代。

國際原子能機構(gòu)(IAEA)將電功率在300MW以下的核電機組定義為小型堆(SMR),SMR主要從裝機容量角度進行定義,所用技術(shù)路徑可

以是三代輕水堆、也可以是四代氣冷堆、快堆、熔鹽堆。核電技術(shù)路徑圖譜來源:中國能源報、中新網(wǎng)、國家能源局、國金證券研究所

33配

+仁二

燃煤基準電價

新能源分類集中式電站保障小時數(shù)外電量市場交易價保障小時數(shù)外電量市場交易價21年后帶補貼機組21年后平價機組21年前帶補貼機組非市場化仁二標桿-燃煤差價非市場化市場化市場化非市場化2025

3

2934

伴隨電力市場化的進程，我國綠電電量/電價的形成大致分為3個階段，變化趨勢明顯：（1）棄電風險增加；（2）產(chǎn)業(yè)鏈降本+出力不可控特性共同影響下，綠電降價。

保量保價階段(帶補貼機組):全電量根據(jù)所在資源區(qū)的"標桿電價"收購,"標桿電價"

與當?shù)厝济簶藯U電價(現(xiàn)稱燃煤基準電價)差值為財政補貼。"標桿電價"經(jīng)歷多輪下調(diào),使得機組在不同并網(wǎng)時點所獲補貼有別,但

原則上執(zhí)行該電價20年不變。通過對比十年間成本下降情況,可見電價降幅基本略小于成本降幅,但補貼回收風險

降低。9M13~6M20光伏補貼電價下降0.51~0.55元/KWh

2010~2020年光伏電價降幅略小于LCOE降幅(元/KWh)類資源區(qū)(元/kwh)類資源區(qū)(元/kwh)Il類資源區(qū)(元/kwh)9M13以后0.90.9512016年0.80.880.982017年0.650.750.851M18~5M0.550.650.756M18以后0.50.60.77M19以后0.40.450.556M20以后0.350.40.499M13~6M

20價格變動-0.55-0.55-0.51l

a2025

3

29

資料來源:、北極星電力網(wǎng)、、國金證券研究所 LCOE-

中國戶用屋頂光伏LCOE-

中國工商業(yè)屋頂光伏1.20

1.00

0.80

0.60

0.40

0.200.00IRENA

CPIA

35-0.7

-0.61原則上執(zhí)行該電價20年不變。

通過對比十年間成本下降情況,

可見電價降幅基本略小于成本降幅,但補貼回收風險

降低。8M09~2020年陸風補貼電價下降0.14~0.22元/kwh2010~2020年陸風電價降幅略小于LCOE降幅

(元/kwh)類資源區(qū)/kwh)類資源區(qū)(元/kwh)類資源區(qū)(元/kwh)IV類資源區(qū)(元/kwh)8M09以后0.510.540.580.612015年0.490.520.560.612016~2017年0.470.50.540.62018年0.40.450.490.572019年0.340.390.430.522020年0.290.340.380.478M09~2020年價格變動-0.22-0.20-0.20-0.14

伴隨電力市場化的進程，我國綠電電量/電價的形成大致分為3個階段，變化趨勢明顯：（1）棄電風險增加；（2）產(chǎn)業(yè)鏈降本+出力不可控特性共同影響下，綠電降價。

保量保價階段(帶補貼機組):全電量根據(jù)所在資源區(qū)的"標桿電價"收購,"標桿電價"與當?shù)厝济簶藯U電價2025

3

29

資料來源:IRENA、北極星電力網(wǎng)、CPIA、國金證券研究所360.60

0.50

0.40

0.30

0.20

0.100.00

LCOE-

中國陸風-0.23

燃煤基準價區(qū)間LCOE-22年集中式光伏IRENA、北極星電力網(wǎng)、CPIA、國金證券研究所2025

329

37

保量保價+保量限價結(jié)合階段（帶補貼機組+平價機組）：(1)保量保價部分:6M16明確了重點地區(qū)風、光保障利用小時數(shù),

1M19明確了保障利用小時數(shù)內(nèi)的電量由電網(wǎng)保量

保價收購。價格為政府定價--21年前帶補貼機組為綠電標桿電價,21年后平價機組為當?shù)厝济夯鶞蕛r。由于各地價

格分化、

搶占優(yōu)質(zhì)資源區(qū)位變得重要。(2)保量限價部分:保障利用小時數(shù)外的電量由電網(wǎng)保量收購、但要參與市場定價。由于綠電邊際成本更低而出力波

動性更大,若不考慮環(huán)境溢價,則市場化電量電價低于燃煤基準價(燃煤基準價反映當?shù)孛弘娺呺H成本+穩(wěn)定出力價值)。21年前帶補貼機組可額外獲得"綠電標桿電價-當?shù)厝济弘妰r"的固定財政補貼)。各地燃煤基準價分化、搶占優(yōu)勢資源區(qū)位的重要性上升382025

3

29政策名稱政策內(nèi)容9M24《可再生能源綠色電力證

書核發(fā)和交易規(guī)則》(1)明確綠證有效期為兩年(2)綠證既可單獨交易;也可隨可再生能源電量一同交易,

并在交易合同中單獨約定綠證數(shù)量、價格及交割時間等條款?，F(xiàn)階段綠證僅可交易一次7M24《電力中長期交易基本規(guī)

則-綠色電力交易專章》(1)

不得以綠電名義,

組織以變相降價為目的的專場交易(2)鼓勵簽訂多年期綠電中長期合同9M24《北京電力交易中心綠色電力交易實施細則

(2024年修訂稿)》(1)分布式發(fā)電由聚合商代理參與綠電交易(2)綠電交易合同的購方、售方僅可分別轉(zhuǎn)讓一次(3)環(huán)境價值不納入峰谷分時機制及力調(diào)電費結(jié)算,不設(shè)置價格上下限(4)提供綠電交易憑證

環(huán)境溢價(統(tǒng)計口徑為:綠電交易結(jié)算均價

-燃煤基準價,元/Mwh)

環(huán)境溢價

綠電交易結(jié)算均價(右軸)黑龍江安徽天津冀北

遼寧

江蘇

吉林山東四川15.0%10.0%5.0%0.0%39