行業(yè)評級：看好（維持）證券研究報告|行業(yè)專題報告公用事業(yè)2025年08月07日下半場？新賽季？----2025年公用事業(yè)行業(yè)中期策略主要內(nèi)容1.

電力供需：電量電力分化，消納壓力日益嚴峻2.

綠電：收益率大分化聚焦優(yōu)質(zhì)風電資產(chǎn)3.

傳統(tǒng)電源：尋找穩(wěn)定性標的紅利風格仍具性價比4.

投資意見：當下的版本答案——守正、出奇1.1十五五供需展望：電量由緊到平，電力仍然緊張n

十四五到十五五期間，全國電量供需由局部緊張轉(zhuǎn)為緊平衡與平衡，雙碳戰(zhàn)略下中期維度煤電利用小時或向下?“十四五”期間我國電力系統(tǒng)經(jīng)歷從整體緊張到逐步寬松的轉(zhuǎn)變，與過往的電力供需錯配不同，雙碳轉(zhuǎn)型是一個中長期戰(zhàn)略，在2025年用電增速4.5%假設下，我們預計2025年煤電利用小時數(shù)回落至2020年水平；在十五五期間5%用電增速假設下，預計煤電利用小時數(shù)在十五五進一步降至三千多小時。圖表：2025-2030年國內(nèi)電源結(jié)構(gòu)預測表（電量平衡，倒算煤電利用小時數(shù)，用煤電利用小時數(shù)反映電量供需格局）n

電源結(jié)構(gòu)預測表核心假設指標202020212022202320242025E2026E2027E2028E2029E2030E總發(fā)電量=全社會用電量（億千瓦時）

7623683768869419224198521102954108102113507119183125142131399?“十五五”全社會用電增速：主流

經(jīng)

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十

五五”GDP增速中樞在4.5%，考慮到算力以及城鄉(xiāng)居民用電，假設十五五電力彈性系數(shù)均值在1.1附近，對應用電增速5%左右。同比增速累計裝機容量（億千瓦）常規(guī)水電4.07%21.313.399.88%22.983.540.533.283.0711.091.093.79%24.613.680.563.653.9311.241.156.10%28.133.710.574.416.1011.651.266.81%32.313.780.615.218.8711.951.444.50%37.163.800.676.3111.4712.851.595.00%40.563.820.737.3112.8713.651.695.00%43.893.870.798.3114.4714.151.795.00%47.483.920.919.3116.2714.651.895.00%51.324.025.00%55.414.17核電0.501.031.15風電2.8210.3118.2715.151.9911.3120.4715.652.09太陽能發(fā)電煤電天然氣發(fā)電生物質(zhì)發(fā)電裝機容量凈增加（億千瓦）常規(guī)水電2.5310.800.98?“十五五”各電源裝機：考慮風資源與運營商裝機意愿，假設風電年增100gw；考慮盈利能力與雙

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增140~220gw；結(jié)合“十三五”煤電新增以及當前電力系統(tǒng)備用率（煤電調(diào)節(jié)性價值），假設煤電年增50-80gw。0.300.380.410.440.460.480.500.520.540.560.580.130.020.720.480.400.080.060.150.030.460.540.290.110.080.140.030.370.860.150.060.030.030.010.762.170.410.110.030.070.040.802.770.300.100.020.020.061.102.600.900.150.020.020.061.001.400.800.100.020.050.061.001.600.500.100.020.050.121.001.800.500.100.020.100.121.002.000.500.100.020.150.121.002.200.500.100.02核電風電太陽能發(fā)電煤電天然氣發(fā)電生物質(zhì)發(fā)電利用小時數(shù)常規(guī)水電核電風電太陽能發(fā)電煤電天然氣發(fā)電生物質(zhì)發(fā)電40007453207812814422261070003800780222321281465228147000341776162221133746902650700031337670222512864809243670003349768321271211471725007000340076632150113043752500700034007633210010504168250070003400758321001100398225007000340075332050115038562500700034007473205012003684250070003400744320501200356525007000?“十五五”各電源利用小時數(shù)：水電維持平水年，核電隨電力供需變動，風電考慮風資源與技術進步，光伏考慮限電與技術進步。資料：wind、中電聯(lián)，華源證券研究所。注：電量供需平衡表恒等式采用用電量=各電源發(fā)電量之和，未考慮線損率；考慮發(fā)電量的時候沒有考慮抽水蓄能裝機1.1十五五供需展望：電量由緊到平，電力仍然緊張n

較大容量煤電新增裝機下，電力系統(tǒng)備用率依然處于較低水平，全國電力供給（負荷平衡）仍然緊張?在十五五期間每年新增50-80GW煤電的假設下，我國的系統(tǒng)備用率有所提升但仍低于十三五水平，電力供給仍面臨較大壓力。三產(chǎn)、城鄉(xiāng)居民用電占比持續(xù)提升、電動車等新興用電主體大規(guī)模發(fā)展或?qū)⑼苿幼罡哂秒娯摵稍鏊匍L期高于用電量增速，傳統(tǒng)電源在保證能源安全上的作用不可或缺。圖表：我國2025-2030年負荷平衡缺口測算（夏季晚高峰，億千瓦，電力平衡，用備用率變化趨勢反映負荷緊缺程度）指標夏季最大負荷最大負荷增長率累計裝機容量（億千瓦）常規(guī)水電202010.772.26%223.390.502.822.5310.830.980.300.31202111.9210.64%233.550.533.283.0711.101.090.38202212.908.23%253.680.563.653.9311.241.150.410.46202313.393.84%293.710.574.416.0911.651.260.440.51202414.518.35%333.780.615.218.8711.951.440.460.582025E15.245.00%383.800.672026E16.005.00%413.820.732027E16.805.00%453.870.792028E17.645.00%493.920.912029E18.525.00%534.021.0310.3118.2715.151.990.561.282030E19.445.00%574.171.1511.3120.4715.652.090.581.50備注?核電風電太陽能發(fā)電煤電天然氣發(fā)電生物質(zhì)發(fā)電抽水蓄能6.317.318.319.3111.4712.851.590.480.6212.8713.651.690.500.7414.4714.151.790.520.9116.2714.651.890.541.090.36?保證容量系數(shù)0.70電力平衡測算（億千瓦）水電（夏季）核電2.330.492.430.522.530.542.590.562.620.592.650.642.670.702.690.762.730.852.780.972.871.091.00風電0.250.300.350.400.480.580.680.780.880.981.080.10太陽能發(fā)電0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00煤電氣電（夏季）生物質(zhì)發(fā)電10.620.940.2710.961.040.3411.171.120.4011.451.200.4311.801.350.4512.401.510.4713.251.640.4913.901.740.5114.401.840.5314.901.940.5515.402.040.571.001.001.00抽水蓄能0.310.340.410.480.540.600.680.831.001.191.391.00需求響應比例需求響應能力實際備用率0.00%0.0041.2%0.00%0.0033.6%0.00%0.0028.1%1.00%0.1328.8%2.00%0.2924.9%3.00%0.4626.7%4.00%0.6429.7%4.00%0.6730.2%4.00%0.7130.0%4.00%0.7429.8%4.00%0.7829.6%?最大負荷增長率與備用率敏感性分析2025年負荷增速實際備用率2%30.35%3%29.11%4%27.90%5%26.71%6%25.54%7%24.40%8%23.28%9%22.17%10%21.09%26.71%資料：中電聯(lián)，《中國電力年鑒》，華源證券研究所。注：考慮電力平衡的時候，考慮了抽水蓄能裝機1.2新能源啟動全面入市，十四五收官之年裝機大幅增長n

2025年上半年新能源新增裝機創(chuàng)歷史，新能源入市影響仍在延續(xù)圖表：2018-2025年光伏單月新增裝機情況（萬千瓦）?2025年上半年全國風電新增裝機52GW，同比增長105%；全國太陽能新增裝機213GW，同比增長105%。風電光伏上半年新增裝機創(chuàng)歷史新高。10000900080007000600050004000?2025年單5月光伏新增裝機（92.4GW）創(chuàng)歷史單月新高；5月單月風電新增裝機（26.3GW）創(chuàng)單5月新增新高，逼近單月最高（28.5GW）。今年5月新能源裝機明顯受“531新政”影響，雖然風電的投產(chǎn)節(jié)奏長期受到市場詬病，由于土地、環(huán)評等問題導致項目周期超預期，但5月風電裝機數(shù)據(jù)仍說明主觀能動性的重要。

30002000?結(jié)合技術以及入市趨勢，我們預計今年下半年新能源仍有較大體量規(guī)模投產(chǎn)，全年投產(chǎn)或創(chuàng)歷史新高；但下半年新增在建新能源項目或斷崖式下降，主要系運營商們對于136號文影響的觀望與分析，明年新能源裝機或顯著下降。100001-2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2018

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2025圖表：2021-2025年風電與光伏單月累計裝機增速（%）圖表：2021-2025年風電單月新增裝機情況（萬千瓦）60504030201003000250020001500100050001-2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月風電光伏2021

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2025資料：wind，華源證券研究所。注：風電單月數(shù)據(jù)從2021年開始披露1.3新能源消納壓力嚴峻，利用小時或比利用率指標更為準確圖表：各省2024年底新能源裝機占比以及2025年1-5月新能源利用率（萬千瓦）n

全新統(tǒng)計口徑下新能源利用率持續(xù)下降，消納壓力日益嚴峻地區(qū)青海河北甘肅寧夏新疆蒙西蒙東吉林江西河南山東黑龍江安徽陜西山西廣西江蘇海南湖南遼寧湖北浙江云南天津貴州廣東福建上海重慶四川北京總裝機6982171419993風電126738093215150947088599859915736572334266915068991495261618082321421121175595264916712197481808803107241光伏36637202319126245680482148215832564434976137174311343334772052616574118731214351047273723724新能源占比

風電利用率

光伏發(fā)電利用率71%64%64%55%54%52%52%46%46%46%44%44%43%42%42%42%42%41%39%37%36%36%36%33%30%27%23%17%17%14%11%92.40%88.80%91.60%94.30%90.00%91.40%90.80%91.20%99.20%95.90%92.30%91.60%98.30%93.40%94.20%96.50%96.80%99.00%98.20%93.90%99.00%100.00%97.50%96.80%99.00%98.30%100.00%100.00%100.00%98.90%88.50%85.20%90.20%88.90%92.40%88.50%87.20%90.60%95.70%97.00%97.70%94.80%93.00%97.40%89.10%98.00%94.90%98.50%96.30%99.30%96.20%95.80%100.00%95.10%94.00%96.30%99.70%100.00%100.00%100.00%98.90%98.60%?新的統(tǒng)計口徑，更市場化的利用率。國家能源局在2024年4月發(fā)布國能發(fā)電力〔2024〕44號明確新能源利用率按“僅考慮系統(tǒng)原因受限電量的情況計算”，根據(jù)在2025年2月發(fā)布的發(fā)改價格〔2025〕136號，明確“新能源參與市場后因報價等因素未上網(wǎng)電量，不納入新能源利用率統(tǒng)計與考核”。新能源入市后，“1-利用率”與“真實棄電率”愈發(fā)遙遠。75111920725772257724696?全國新能源利用率持續(xù)下降盡顯消納壓力，部分區(qū)域利用率跌破90%目標線。根據(jù)國能發(fā)電力〔2024〕44號，“部分資源條件較好的地區(qū)可適當放寬新能源利用率目標，原則上不低于90%”，較此前的要求放寬5個百分點，而2025年1-5月，北京、河北兩地風電利用率跌破90%，青海、甘肅、新疆、蒙西、陜西五地光伏利用率跌破90%。光伏消納壓力大的區(qū)域集中在新能源裝機占比較高的三北省份。70621466623229503612143116971451792462040919197648圖表：2021年至今全國風電、光伏月度利用率（左圖為年度累計，右圖為1-5月累計）98.3%99%98%97%96%95%94%93%92%91%90%98.0%98.0%99%98%97%96%95%94%93%92%91%90%98.0%97.7%97.5%96.8%95.9%810396.7%95.9%123611495615188283890322218388643060326213906140897.3%96.9%96.8%96.6%96.2%94.0%93.2%95.6%198641161258411310108213020212022202320242025202120222023202489024風電利用率光伏利用率風電利用率光伏利用率資料：ifind、中電聯(lián)、國家、國家能源局，華源證券研究所。注：1）分省情況暫不考慮西藏；2）十四五期間新能源的利用率，僅考慮系統(tǒng)原因受限電量的情況計算，與早期口徑不一致，僅看十四五期間情況；3）右表按照各省新能源裝機占比從高到低排序1.3新能源消納壓力嚴峻，利用小時或比利用率指標更為準確圖表：2024年至今代表省份光伏月度累計利用率（%）n

緩慢變動的利用率與加速下跌的利用小時，新口徑下利用小時數(shù)指標更具指導意義1009896949290888684828078?我們在前文分析并明確，當前新能源的利用率與真實棄電率嚴重失真，核心在于新能源入市比例提升，不納入“分母”統(tǒng)計范圍的電量日益增加。考慮到風資源存在季度以及年度波動，但年度間光照強度差別不大，我們在此分析光伏利用小時數(shù)。?考慮到2025年冬季偏暖以及夏季較2024年溫度略高，在棄電率同等情況下，全國太陽能電站利用小時數(shù)應當較2024年更高。但事實是，2025年光伏利用小時數(shù)下滑幅度持續(xù)擴大，全國1-5月光伏累計利用小時數(shù)較去年同期下滑10%（同期利用率僅下滑2.7個pct），新疆、青海兩地利用小時數(shù)下滑超過20%，而同期利用率僅下降6個pct，對應下降7%，典型省份棄電率日益嚴重。新疆青海甘肅圖表：2024年至今全國及代表省份月度累計光伏利用小時數(shù)同比變動情況圖表：2024年至今全國及代表省份月度累計光伏利用小時數(shù)0%-5%月份?2024-022024-032024-042024-052024-062024-072024-082024-092024-102024-112025-022025-032025-042025-05全國16827939051362674086295910521132166263364460新疆1602683794896077198219069821038143225298363青海20331842854164675886795410491143171265338419甘肅19530541353165578089997110631130173279386492內(nèi)蒙古207-7%344-10%-15%-20%-25%-30%-10%465615751-17%8891034113212631370183-23%-26%294411全國新疆青海甘肅內(nèi)蒙古508資料：wind，華源證券研究所1.4電力現(xiàn)貨：建設全面提速

通過價格信號反映實時供需圖表：全國各省現(xiàn)貨進展（按時間進展排序）n

電力現(xiàn)貨市場建設全面提速，旨在通過高頻價格信號反映實時供需連續(xù)結(jié)算試運行2021.4模擬/調(diào)電試運行省份電網(wǎng)正式運行???電量市場作為電力市場中最核心的一環(huán)，中長期市場基本成熟，十四五前期現(xiàn)貨建設緩慢。我國在發(fā)改體改〔2022〕118號中明確2025年全國統(tǒng)一電力市場體系初步建成，但是在十四五前期，我國電力供給緊張，新能源消納壓力不突出，電力現(xiàn)貨市場建設緩慢。山西廣東華北南方華北西北華北華中華東西北華東東北華北??????????2023.122023.122024.062024.092025.022025.062025.122026.062026.062021.112021.122021.5山東國家明確現(xiàn)貨建設時點，要求全面提速。2025年4月國家發(fā)布發(fā)改辦體改甘肅〔2025〕394號，要求全面加快電力現(xiàn)貨市場建設，除京津冀區(qū)域，其他區(qū)域于2025年底全面開展連續(xù)結(jié)算運行，充分發(fā)揮現(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)價格、調(diào)節(jié)供需的關鍵作用。蒙西2022.6湖北2024.4浙江2024.5現(xiàn)貨市場的鋪開是電力市場化的進一步深化，不同電源盈利模型將發(fā)生根本改變。我們分析現(xiàn)貨市場將在兩個維度影響中長期合約，1）電價上，現(xiàn)貨市場后電價更加高頻與透明，實時反映市場供需格局，預計越是臨近現(xiàn)貨市場的中長期市場電價將往現(xiàn)貨電價靠攏。2）電量上，不同比例（制度限制）的中長期合約，或?qū)⒅苯釉斐苫痣姴煌膱髢r策略。陜西2024.122024.122025.3安徽遼寧河北南網(wǎng)??2025.3廣西、云南貴州、海南南方2025.6圖表：現(xiàn)貨市場與中長期市場的銜接（中長期鎖定部分電量價格，日前和實時兩次偏差結(jié)算）湖南福建寧夏新疆重慶青海江蘇四川江西河南上海黑龍江吉林蒙東京津冀華中華東西北西北華中西北華東華中華中華中華東東北東北華北華北?????2025.122025.122025.122025.122025.122025.122025.122025.122025.122025.122025.122025.122025.122025.12??????????2025.12?資料：國家、《風電企業(yè)參與電力現(xiàn)貨交易的探索和實踐》景志林等，華源證券研究所。注：1）粉紅色填充為已發(fā)生，白色填充為國家要求啟動時點；2）394號文要求電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行一年以上，為電力現(xiàn)貨轉(zhuǎn)正的必要條件。主要內(nèi)容1.

電力供需：電量電力分化，消納壓力日益嚴峻2.

綠電：收益率大分化聚焦優(yōu)質(zhì)風電資產(chǎn)3.

傳統(tǒng)電源：尋找穩(wěn)定性標的紅利風格仍具性價比4.

投資意見：當下的版本答案——守正、出奇2.1綠電：136號文銜接新能源全面入市，壓力下孕育行業(yè)拐點n

136號文推動新能源全面入市

新周期新起點?存量項目承擔的電力市場化壓力減少，而增量項目壓力陡增，市場化效益決定投資與否，或為新能源運營商市場走向良性循環(huán)的開端。136號文明確2025年6月1日以前投產(chǎn)的新能源項目為存量項目，往后為增量項目。為了銜接新能源全面入市與當前新能源入市困境，引入“差價機制”結(jié)算機制。?136號文合理規(guī)范了新能源入市交易規(guī)則，對于存量新能源運營商的估值或有所提升。對于增量項目而言，更加凸顯其市場化效益，對于沒有經(jīng)濟性的電廠（取決于電源種類、資源稟賦）不再給予保護，或提升新能源供給的質(zhì)量。我們認為，136號文并非鼓勵躺平，而是在改革的過程中，盡可能地協(xié)調(diào)好經(jīng)濟市場波動，讓有能力、有效益的電站多發(fā)電。從各省細則看：?

山東細則：給存量項目的電價政策較為友好，保障電量比例仍有商榷空間，預計存量保障比例在70%-90%。?

廣東細則：僅披露增量項目細則，細化電源分類鼓勵良性競爭，預計存量項目基本維持原樣（70%保障比例）。圖表：136號文與機制電價的相關內(nèi)容圖表：山東、廣東兩省136號文配套細則?科目內(nèi)容分類科目山東廣東-由各地妥善銜接現(xiàn)行具有保障性質(zhì)的相關電量規(guī)模政策。新能源項目在規(guī)模范圍內(nèi)每年自主確定執(zhí)行機制的電量比例、但不得高于上一年電量規(guī)模上限參考外省新能源非市場化比例，適當優(yōu)化保障電量存量項機制電價

按現(xiàn)行價格政策執(zhí)行，不高于當?shù)孛弘娀鶞蕛r目存量項目機制電價機制期限燃煤標桿電價0.3949元全生命周期利用小時數(shù)--按照現(xiàn)行相關政策保障期限確定。光熱發(fā)電項目、已開展競爭性配置的海上風電項目，按照各地現(xiàn)執(zhí)行期限行政策執(zhí)行由各地根據(jù)國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況，以及用戶承受能力等因素確定。……通知實施后第一年新增納入機制的電量占當?shù)卦隽宽椖啃履茉瓷暇W(wǎng)電量的比例，要與現(xiàn)有新能源價格非市場化比例適當銜接、避免過度波動。單個項目申請納入機制的電量，可適當?shù)陀谄淙堪l(fā)電量單個項目申報不超過90%，扣除中長期、綠電電量電量規(guī)模機制電量機制電價機制期限2025年申報充足率不低于125%不低于先進電站造價水平，不高于上

海風、其他風電、光伏分類由各地每年組織已投產(chǎn)和未來12個月內(nèi)投產(chǎn)、且未納入過機制執(zhí)行范圍的項目自愿參與競價形成，初期對成本差異大的可按技術類型分類組織。競價時按報價從低到高確定入選項目，機制電價原則機制電價

上按入選項目最高報價確定、但不得高于競價上限。競價上限由省級價格主管部門考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定，初期可考慮成本因素、避免無序競爭等設定競價下限增量項目年電量競價結(jié)果競價增量項目海上風電項目14年、其他新能源項目12年-最后一個項目入

若邊際機組入選電量小于40%，取消

成交的最后一個項目申報比最后入選項目結(jié)果

例全額成交按照同類項目回收初始投資的平均期限確定，起始時間按項目申報的投產(chǎn)時間確定，入選時已投產(chǎn)的項目按入選時間確定執(zhí)行期限：國家圍資料、各省能源局等，華源證券研究所2.1綠電：136號文銜接新能源全面入市，壓力下孕育行業(yè)拐點n

136號文推動新能源全面入市

新周期新起點?

新疆細則：存量項目基本延續(xù)現(xiàn)有政策（區(qū)別補貼與平價），入市比例有所提升；增量項目風光分類競價，競價上下限（0.15~0.262元/千瓦時）與機制電量（50%）比例超預期。新疆于2022年推出“262政策”支持新能源發(fā)展，體現(xiàn)政府對其重視程度。?

蒙西細則：蒙西作為我國第五個轉(zhuǎn)入正式運行的電力現(xiàn)貨市場，在2024年新能源市場化交易電量占比已達到92%以上。目前蒙西存量項目仍有部分保障小時數(shù)，此次方案后，保障小時數(shù)進一步下滑；而增量項目則全部入市（現(xiàn)貨）交易。?

蒙東細則：2024年蒙東新能源市場化交易電量占比已達到91%以上，雖然未達到電力現(xiàn)貨轉(zhuǎn)正，但其市場化比例已經(jīng)全國領先。目前蒙東存量常規(guī)新能源項目無保障小時數(shù)，此次方案延續(xù)老辦法，并且增量項目則全部入市交易?，F(xiàn)貨市場運行后，將推動全部新能源電量參與現(xiàn)貨市場中的實時市場。圖表：新疆136號文要點（電價單位：元/千瓦時，含稅）圖表：蒙西136號文要點（電價單位：元/千瓦時，含稅）??存量項目?存量2025.5.31及之前?增量2025.6.1及之后?增量項目補貼項目2020年及之前?平價項目2021-2025.5.31?投產(chǎn)時間投產(chǎn)時間2025.6.1及之后?136號文之前136號文之前保障部分：0.2829+國補未保障部分：交易電價+國補風電390，光伏320?上網(wǎng)電價-保障部分：0.25+國補市場交易電價+（0.262-市場交易均價）上網(wǎng)電價-未保障部分：交易電價+國補保障利用小時數(shù)136號文之后-?保障利用小時數(shù)136號文之后競價風電895，光伏500全部電量，全部入市-競價-現(xiàn)貨交易，申報-0.05~1.5元/千瓦時?-?-?0.15~0.262風電、太陽能兩類-競價電源分類機制電價---競價電源分類機制電價??0.28290.2530%0.26250%機制電量比例風電215，光伏250保障小時0%機制電量比例50%取項目剩余全生命周期合理利用小時數(shù)對應年限和投產(chǎn)滿20年剩余年限中的較小值機制電價年限-取項目剩余全生命周期合理利用小時數(shù)對應年限和投產(chǎn)滿20年剩余年限中的較小值機制電價年限10年資料：各省能源局，華源證券研究所。注：僅討論常規(guī)（普通）集中式風電、集中式光伏項目，故不在此分析其他項目2.1綠電：136號文銜接新能源全面入市，壓力下孕育行業(yè)拐點n

136號文推動新能源全面入市

新周期新起點?136號文之前，老項目面臨被動入市比例提升、真實棄電率提升雙重壓力。上網(wǎng)電量分為保障電量與市場化電量，保障電量即為未入市部分，由各省評估其消納能力、優(yōu)購電量給出保障利用小時數(shù)，歷史上各省保障利用小時數(shù)呈現(xiàn)下降趨勢（即存量新能源入市比例被動提升）。市場化交易電量與當年風光資源以及棄電率有關。值得注意的是，參與市場化部分而未中標的電量，不再計入新能源利用率的統(tǒng)計口徑，即未來利用率與電廠真實棄電率脫鉤。圖表：當前新能源入市交易情況?136號文下新能源迎來全新收益模型。機制電量不參與中長期交易、日前交易與綠電交易，機制電量入市僅為被動接受價格。而非機制電量可自愿參與中長期市場、日前市場以及綠電市場。單個項目的收益=機制電量部分+市場化部分，其中市場化交易部分將會是電廠資源稟賦以及運營商電力交易的Alpha體現(xiàn)。圖表：引入機制電價后的市場化收益模型資料：大地量子TerraQuanta公眾號、華源證券研究所繪制。注：部分環(huán)節(jié)簡化考慮，如未考慮廠用電率等2.2綠電：風電類似水電，壓力中凸顯中長期投資價值圖表：三省2023年3月—2024年12月電力現(xiàn)貨價格從資產(chǎn)屬性與商業(yè)模式維度，看好風電中長期投資價值（元/MWh，自上而下為山西、山東、甘肅）n40035030025020015010050???從資產(chǎn)屬性看，風電相比光伏的核心優(yōu)勢是：1）優(yōu)質(zhì)資源稀缺，優(yōu)劣級差明顯，資源存在壁壘；2）出力曲線平滑，帶來更低的全社會綜合成本。新能源出力不穩(wěn)定的問題帶來了日益增長的系統(tǒng)成本，在很多區(qū)域甚至超過了發(fā)電成本。光伏集中出力特性成為最大劣勢，而在大數(shù)定律下多個風場集群平滑了總輸出功率，降低了風電的不可預測性和波動性。045040035030025020015010050??因此，中期維度看，風電的收益率將顯著高于光伏。而且從商業(yè)模式看，新能源與水電類似，但風電與水電同樣具備較高的度電利潤墊，在136號文政策背景下的新能源全面入市過程中，預計光伏最低回報率的市場電價為風電電價提供支撐。035030025020015010050?從投資邏輯看，風電擁有先發(fā)優(yōu)勢（優(yōu)質(zhì)風資源與技術降本有限），而光伏往往擁有后發(fā)優(yōu)勢，因此風電運營商股價更容易走出長牛走勢。0風電均價光伏均價燃煤標桿電價13資料：蘭木達電力現(xiàn)貨公眾號，華源證券研究所2.3綠電：風電看歷史傳承

優(yōu)質(zhì)資源先占先得n

對于依托自然資源稟賦的行業(yè)，歷史傳承格外重要。風電行業(yè)先行者往往擁有大量后來者難以尋覓的優(yōu)質(zhì)風場???我國風電發(fā)展早期競爭格局穩(wěn)定，很少存在因爭搶項目而導致“地租飆升”的情況，從而使得早期公司以低成本獲得優(yōu)質(zhì)風場綜合早期優(yōu)質(zhì)風場持有量和當下估值，重點推薦港股龍源電力。龍源電力在我國風電發(fā)展史上，很大程度上扮演了探路者的角色截至2024年底，龍源電力擁有風電裝機3041萬千瓦，規(guī)模位列A+H股上市公司第二位。但是現(xiàn)有裝機是日積月累“攢”出來的結(jié)果，每年新增裝機數(shù)量有限，并不盲目追求規(guī)模。尤其是2020年后，龍源電力在資本開支上的克制與行業(yè)整體的大干快上形成鮮明對比圖表：A+H股主要綠電及火電轉(zhuǎn)型公司歷年風電累計裝機圖表：A+H股主要綠電及火電轉(zhuǎn)型公司歷年風電累計裝機（萬千瓦）占2023年底裝機的比例（萬千瓦）350030002500200015001000500100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%02005

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2024龍源電力大唐新能源金開新能三峽能源新天綠色能源全國華潤電力(權益）節(jié)能風電華能國際龍源電力大唐新能源金開新能三峽能源華潤電力(權益）節(jié)能風電華能國際中廣核新能源(權益）新天綠色能源華電新能中廣核新能源(權益）華電新能資料：各公司公告，華源證券研究所142.4綠電：風機大型化、以大代小與資源價值釋放n

風機技術水平是限制老舊風場盈利釋放的重要因素，當前老舊風場“以大代小”進行時，有望充分釋放優(yōu)質(zhì)資源稟賦???早期小風機技術水平較低，難以充分發(fā)揮優(yōu)質(zhì)風場潛力。2020年以來我國風機大型化陡然加速，2023年新增風機平均單機容量達到5.6MW，其中6MW以上占比接近50%。但是在存量風機中，截至2023年底，3MW以下風機在我國在運風機中的占比仍超過60%。風機大型化可以帶來4重好處：1）零部件成本非等比例增長，帶動單位功率整機成本下降（本身技術成本也在下降）；2）攤薄土地、安裝成本，帶動單位功率投資成本下降；3）更好的利用風場資源，提升裝機容量；4）更好的利用風力，顯著提升利用小時數(shù)。根據(jù)新疆新聞網(wǎng)報道，龍源電力新疆達坂城二場“以大代小”項目投產(chǎn)后，年發(fā)電量增加近1.5倍，倒算利用小時數(shù)接近4000小時。圖表：我國歷年風電新增裝機和累計裝機機組平均單機容量圖表：2023年不同單機容量陸上風電新增裝機容量占比

圖表：截至2023年底不同單機容量陸上風電累計占比資料：三張圖均來自《風能》雜志2024年第5期《2023年中國風電吊裝容量統(tǒng)計簡報》，作者中國可再生能源學會風能專業(yè)委員會，華源證券研究所152.5綠電：可再生能源補貼第二批名錄或發(fā)布

緩解資金壓力圖表：綠電企業(yè)應收賬款情況（按“補貼拖欠/市值”排序）n

可再生能源補貼拖欠有望緩解，補貼缺口或來自專項資金；第二批項目核查進行中，補貼發(fā)放將大幅緩解資金壓力?從“十三五”后期開始，由于新能源高速增長，可再生能源附加基金缺口擴大，新能源補貼拖欠問題日益嚴重。?2022年3月，國家、財政部、國家能源局下發(fā)《關于開展可再生能源發(fā)電補貼自查工作的通知》，開啟全面核查，核查主要圍繞合規(guī)性、規(guī)模、電量、電價、補貼資金、環(huán)保展開。??2022年10月，信用中國發(fā)布《關于公示第一批可再生能源發(fā)電補貼核查確認的合規(guī)項目清單的公告》，第一批合規(guī)項目共計7344個，2023年綠電公司補貼回收進展明顯加速。2022年8月，國家、財政部、國務院國資委《關于授權設立北京、廣州可再生能源發(fā)展結(jié)算服務有限公司統(tǒng)籌解決可再生能源發(fā)電補貼問題的復函》。國家電網(wǎng)和南方電網(wǎng)將成立二級公司進行專項融資，解決可再生能源補貼年度增量缺口；在財政撥款基礎上，補貼資金缺口按照市場化原則專項融資，專項融資本息在可再生能源發(fā)展基金預算中列支。資料：wind，華源證券研究所2.6綠電：建議關注低估值具備成長性的風電運營商?

展望后市，136號文后，短期存量業(yè)績壓力減緩，理性裝機下增量機組有望貢獻增量業(yè)績。隨著新能源開發(fā)回歸理性、可再生能源歷史拖欠補貼有望解決、綠電綠證等新能源環(huán)境價值釋放機制逐步健全，我們判斷2025年末或2026年初綠電板塊可能出現(xiàn)板塊性機會。?

但是在板塊內(nèi)部，考慮到當前風電消納及現(xiàn)貨市場電價均優(yōu)于光伏，預計未來一段時間內(nèi)風電估值將高于光伏，建議優(yōu)先選擇風電在存量裝機以及未來資本開支中占比較高的公司，尤其是早期風場較多的公司應享有溢價。?

除本身估值和資產(chǎn)質(zhì)地因素外，精選綠電公司還需要考慮的三個維度：ü

其一是補貼彈性（拖欠金額/市值）；ü

其二是風電成長（陸上風電以大代小提供高收益成長機遇；海風消納問題較小，收益率具備一定保障）；ü

其三是并購重組預期（央國企迎來提高資產(chǎn)證券化率的窗口期）。?

建議關注港股低估值綠電龍源電力、大唐新能源、中廣核新能源、新天綠色能源等；A股新天綠能、甘肅能源、嘉澤新能、云南能投、節(jié)能風電；A股海風標的中閩能源、福能股份、廣西能源。?

港股優(yōu)勢在于1）估值低；2）補貼彈性大；3）老項目多且以風電為主，roe高；4）風電存在以大代小的資源價值。172.7綠電：直連政策出臺

關注部分小而美綠電公司n

首個國家級綠電直連政策出臺，消納壓力下提高綠電運營商自主性?國家、能源局發(fā)布《關于有序推動綠電直連發(fā)展有關事項的通知》（簡稱《通知》），以下兩點值得注意：1）明確綠電直供在現(xiàn)貨連續(xù)運行區(qū)域可反送電網(wǎng)，提高綠電直供模式經(jīng)濟性?！锻ㄖ吩谝笞杂秒姳壤坏陀?0%的基礎上，允許現(xiàn)貨市場連續(xù)運行地區(qū)可采取整體自發(fā)自用為主，余電上網(wǎng)為輔的模式（即允許反送），這對提高綠電直供模式的經(jīng)濟性和可行性將帶來較大幫助。2）合理繳納相關費用且不得減免。綠電直供項目應按相關規(guī)定繳納輸配電費、系統(tǒng)運行費用、政策性交叉補貼、政府性基金及附加等費用，各地不得違反國家規(guī)定減免有關費用。直供項目的經(jīng)濟性主要取決于自用電比例、直供線路的成本。?投資分析意見：對于綠電企業(yè)而言，直供用戶端意味著用電量需求長期穩(wěn)定，有望簽署帶有固定電價性質(zhì)的多年期長協(xié)，保障項目盈利性和穩(wěn)定性優(yōu)于其他企業(yè)，推薦韶能股份、銀星能源，建議關注山高新能源、金開新能。圖表：《通知》與典型地方源網(wǎng)荷儲一體化規(guī)定對比（廣西為例）項目《通知》主要規(guī)定《廣西電力源網(wǎng)荷儲一體化發(fā)展試點建設實施意見》規(guī)定適用電源風電、太陽能發(fā)電、生物質(zhì)發(fā)電主要為新能源（1）負荷應符合國家和產(chǎn)業(yè)政策（1）新增負荷；（2）存量負荷在已有燃煤燃氣自備電廠足額清繳可再生能源發(fā)展基金的前提下開展綠電直連，通過壓減自備電廠出力，實現(xiàn)清潔能源替代；（3）有降碳剛性需求的出口外向型企業(yè)利用周邊新能源資源探索開展存量負荷綠電直連適用負荷（2）新增符合年累計用電量不低于2億千瓦時綠電直連項目主責單位

原則上由負荷作為主責單位（1）電源：負荷投資，也可由發(fā)電企業(yè)或雙方成立合資企業(yè)投資投資主體運行模式（1）源網(wǎng)荷儲業(yè)主原則上為同一投資主體（2）直連線路：負荷、電源主體投資（1）現(xiàn)貨市場連續(xù)運行地區(qū)：自發(fā)自用為主，余電上網(wǎng)為輔（2）現(xiàn)貨市場未連續(xù)運行地區(qū)：不允許反送電網(wǎng)（1）原則上不向公用電網(wǎng)反送電（2）若要向公用電網(wǎng)反送電須在電力市場購買調(diào)節(jié)能力或儲能服務（1）新能源自發(fā)自用電量占總發(fā)電量比例不低于60%（1）新能源電量占比不低于總用電量20%，不低于50%的列為發(fā)展重點（2）新能源綜合利用率不低于95%電量規(guī)定儲能配置（2）新能源自發(fā)自用電量占總用電比例不低于30%，2030年前不低于35%（3）上網(wǎng)電量占總可用發(fā)電量比例上限一般不超過20%（1）風光儲能配置不低于（2）儲能設施及可調(diào)節(jié)電源、可中斷負荷等總的調(diào)節(jié)能力應不低于整體最高用電負荷的20%儲能配置要求并網(wǎng)型綠電直連項目應通過合理配置儲能挖掘負荷靈活調(diào)節(jié)潛力等方式，充分提升項目靈活性調(diào)節(jié)能力，盡可能減小系統(tǒng)調(diào)節(jié)壓力相關費用按規(guī)定繳納輸配電費、系統(tǒng)運行費用、政策性交叉補貼、政府性基金及附加等費用

按規(guī)定向用戶收取政府性基金及附加資料：國家、廣西，華源證券研究所主要內(nèi)容1.

電力供需：電量電力分化，消納壓力日益嚴峻2.

綠電：收益率大分化聚焦優(yōu)質(zhì)風電資產(chǎn)3.

傳統(tǒng)電源：尋找穩(wěn)定性標的紅利風格仍具性價比4.

投資意見：當下的版本答案——守正、出奇3.1水電：成本最左側(cè)，盈利穩(wěn)定性或超市場預期圖表：主要水電公司電價機制情況n

成本最左側(cè)，盈利穩(wěn)定性超出市場預期公司電站定價方法?目前水電市場化程度最低，約30%；而這其中的市場化，大部分為省間外送，協(xié)議定價，與普通意義的市場化有異，即其電價穩(wěn)定性超出市場預期。大部分留湖北、湖南，成本加成法，電價較低，未來預計保持穩(wěn)定，下行壓力較小，長期有上漲潛力葛洲壩三峽送華南多個省份，標桿電價，由國務院直接核定，未來預計保持穩(wěn)定?長期趨勢看，水電作為全電源成本最左側(cè)，在市場化交易中享有最厚的利潤墊。而當前大部分水電站上網(wǎng)電價低于本地平均電價。長江電力溪洛渡送廣東、浙江，向家壩送上海，落地端倒推電價，但是市場化比例較低。預計未來預計保持穩(wěn)定溪洛渡、向家壩烏東德、白鶴灘錦官電源組白鶴灘送江蘇、浙江，烏東德送廣東、廣西，落地端倒推電價，全部參與市場化交易，有一定下行壓力外送江蘇部分落地端倒推，與江蘇電價聯(lián)動，2025年有下行壓力；留四川執(zhí)行豐枯電價，預計整體穩(wěn)定圖表：現(xiàn)貨市場邊際出清法示意雅礱江水電雅礱江下游電站兩河口、楊房溝瀾滄江上游電站留四川部分執(zhí)行豐枯電價，預計整體穩(wěn)定核準電價且與受電端聯(lián)系，預計整體穩(wěn)定送深圳，執(zhí)行落地端倒推電價，3年一核定，預計整體穩(wěn)定通過西電東送協(xié)議定價，一年一定，參考落地端電價參與云南本地市場化交易，需看月度供需格局，與用電需求和來水相關標桿電價，省級政府核定，地方政府降電價訴求較強華能水電

瀾滄江下游電站送廣東瀾滄江下游電站留云南中國電力

五凌電力桂冠電力

紅水河留廣西、外送廣東

省內(nèi)部分標桿電價，外送部分與廣東協(xié)商，近年來整體穩(wěn)定均為標桿電價，統(tǒng)計價格結(jié)算，外送部分由貴州省網(wǎng)與廣東談判，近年來整體黔源電力

留貴州，送廣東穩(wěn)定資料：華源證券研究所繪制3.2水電：公募新規(guī)落地

收益-風險比角度增配水電??證監(jiān)會發(fā)布《推動公募基金高質(zhì)量發(fā)展行動方案》，特別強調(diào)改革基金公司績效考核機制，要求基金公司全面建立以基金投資收益為核心的考核體系，適當降低規(guī)模排名、收入利潤等經(jīng)營性指標的考核權重。要建立與基金業(yè)績表現(xiàn)掛鉤的浮動管理費收取機制。相比簡單地與指數(shù)權重對比，尋找“被低配的行業(yè)”，更重要以及更長期的趨勢，是回歸最佳“收益-風險比”選股思路，提升組合的夏普比率。四大水電過去5年“收益-風險比”全部位于全A市場96%+分位，火電龍頭也位于市場80%+分位。圖表：公用環(huán)保上市公司公募基金2024年底持倉比例以及在指數(shù)中的權重（指數(shù)日期為2025年5月9日）2024Q4全部基金持股

持股市值占基金股票投A500權重5年年化收益率/年化波動率占全A樣本分位數(shù)所屬行業(yè)股票名稱滬深300權重相較滬深300低配比例相較A500低配比例市值(億元)496.6273.6256.5519.42129.6940.3資市值比(%)0.73%0.11%0.08%0.03%0.19%0.06%0.05%0.05%0.03%0.06%0.07%0.00%0.03%0.01%0.04%0.04%0.01%0.01%0.01%0.02%0.00%0.00%水電水電長江電力國投電力川投能源華能水電中國核電中國廣核華電國際國電電力浙能電力華能國際三峽能源龍源電力新奧股份環(huán)保1.78%0.18%0.17%0.09%0.38%0.14%0.10%0.20%0.11%0.16%0.31%0.01%0.09%?1.05%0.07%0.08%0.06%0.19%0.08%0.05%0.15%0.08%0.11%0.23%0.01%0.06%?1.66%0.17%0.15%?0.93%0.06%0.07%?99.00%96.10%97.30%98.40%98.00%73.80%86.90%97.10%86.90%80.70%水電水電核電0.35%0.13%0.09%0.18%0.16%0.07%0.04%0.13%核電火電32.2736.1319.6937.4150.182火電火電火電0.15%0.28%?0.09%0.21%?風電風電?燃氣23.489.680.08%0.06%0.06%0.05%0.04%0.04%0.04%0.03%0.03%0.03%0.05%0.05%0.02%0.02%0.03%0.03%0.03%0.02%0.03%0.02%96.50%50.90%46.00%45.60%2.10%水務固廢治理固廢治理水務偉明環(huán)保瀚藍環(huán)境碧水源25.4124.228.22????????固廢治理環(huán)保設固廢治理固廢治理熱力服務浙富控股盈峰環(huán)境中國天楹高能環(huán)境聯(lián)美控股4.2822.00%36.70%24.10%16.60%0.30%5.1810.5831.64資料：wind，華源證券研究所3.3雅礱江：在建4GW預計十五五投產(chǎn)，待開發(fā)仍有7GWn

國內(nèi)第三大水電基地，水風光基地高規(guī)格布局?雅礱江流域在十三大水電基地中裝機容量排名第三，規(guī)劃共22級梯級電站合計約3000萬千瓦裝機，由雅礱江水電公司負責建設和管理，幾乎全部位于四川境內(nèi)。目前已投產(chǎn)水電站1920萬千瓦，在建372萬千瓦，剩余規(guī)劃715萬千瓦。?雅礱江水電公司水風光基地發(fā)展戰(zhàn)略：2030年以前，力爭新能源裝機達到2000萬千瓦左右，抽水蓄能力爭規(guī)模達到500萬千瓦左右。圖表：雅礱江流域梯級開發(fā)規(guī)劃區(qū)位項目名稱投產(chǎn)裝機容量（萬千瓦）

裝機結(jié)構(gòu)（萬千瓦）投產(chǎn)時間溫波寺仁青嶺熱巴阿達格尼通哈英達新龍共科龔壩溝牙根一級牙根二級楞古孟底溝卡拉兩河口楊房溝錦屏一級錦屏二級官地規(guī)劃規(guī)劃規(guī)劃規(guī)劃規(guī)劃規(guī)劃規(guī)劃規(guī)劃規(guī)劃規(guī)劃在建規(guī)劃規(guī)劃在建在建√153025252020505040------------------上游（甘孜以上）5030--3*104*55-預計2028-2029-22017024010230015036048024033060-中游（甘孜至大河灣）下游（大河灣以下）4*604*25.56*504*37.56*608*604*606*554*15預計2031-2032預計20292021-20222021年2013-20142012-20142012-20131998-19992015-2016√√√√√√二灘桐子林資料：雅礱江水電公司官網(wǎng)。注：標紅為在建裝機3.4金沙江：2025年及十五五或投產(chǎn)10GW，仍有9GW待開發(fā)n

國內(nèi)最大的水電基地，多主體參與投資開發(fā)?金沙江為長江上游河段，其裝機規(guī)模位居十三大水電基地首位。金沙江上段流經(jīng)青海、西藏、云南、四川四省，規(guī)劃12級左右，總裝機約為1400萬千瓦；金沙江中游河段主要流經(jīng)云南省境內(nèi)，規(guī)劃8級，總裝機約2200萬千瓦。目前上游與中游已投產(chǎn)20GW（2025年投產(chǎn)3GW），在建7.4GW預計十五五投產(chǎn)，剩余9GW待開發(fā)。?流域橫跨三省，多主體開發(fā)共同攻克地域與資金難題。金沙江流經(jīng)青海、四川、西藏、云南等省區(qū)，同時地形地質(zhì)、氣候復雜，開發(fā)成本高昂。為加快流域開發(fā)，國家鼓勵多主體參與，目前，華電、華能、國能、三峽以及蜀道集團均有參與。圖表：金沙江梯級電站開發(fā)情況（萬千瓦）圖表：金沙江流域水電站分布圖流域電站名稱崗托省份西藏投產(chǎn)規(guī)劃規(guī)劃√裝機規(guī)模12030裝機結(jié)構(gòu)-?投產(chǎn)時間前期工作巖比西藏、四川西藏、四川西藏、四川西藏、四川西藏、四川西藏、四川西藏、四川云南、四川云南、四川云南、四川云南-前期工作波羅963*324*51+1*204*503*254*30-2015年投產(chǎn)2025年投產(chǎn)預計2026年投產(chǎn)2025年投產(chǎn)2022年投產(chǎn)預計2030年投產(chǎn)預計2029年投產(chǎn)預計2029年投產(chǎn)前期工作葉巴灘拉哇√22420075在建√金沙江上游巴塘蘇洼龍昌波√12083在建在建在建規(guī)劃規(guī)劃√旭龍240220420300240200240180216300564*604*656*70-奔子欄龍盤兩家人梨園前期工作云南4*605*404*605*366*365*604*146*6.52014年投產(chǎn)2012年投產(chǎn)2011年投產(chǎn)2013年投產(chǎn)2013年投產(chǎn)2014年投產(chǎn)2020-20212024-2025阿海云南√金安橋龍開口魯?shù)乩^音巖金沙云南√金沙江中游云南√云南√云南、四川四川√√銀江四川√39資料：水利部、唐鳳嬌等《金沙江溪洛渡庫區(qū)水庫誘發(fā)滑坡時空分布規(guī)律及易發(fā)性研究》、華電金沙江上游水電開發(fā)有限公司官網(wǎng)等。注：標紅為在建裝機3.5核電：十五五期間或為核電投產(chǎn)高峰期

廣東新增裝機最多n

十五五期間或為核電投產(chǎn)高峰期，廣東新增投產(chǎn)裝機最高，超過9GW?按照核電機組核準、開工節(jié)奏，預計十五五期間為核電投產(chǎn)高峰期，

2025-2030年將投產(chǎn)42.5GW核電裝機，其中十五五期間累計將投產(chǎn)37GW，投產(chǎn)高峰期分布于2027-2030年（對應2021-2025年核準機組）。??從裝機分布來看，廣東未來6年新增投產(chǎn)裝機最高，總規(guī)模超過9GW，其次為山東、浙江、福建，其新增投產(chǎn)裝機為6-8GW。受此影響，核電運營商未來幾年均處于資本開支高峰期，但隨著2027-2029年投產(chǎn)高峰期的到來，十五五末核電企業(yè)自由現(xiàn)金流有望轉(zhuǎn)正，為分紅提高奠定基礎。圖表：截至2025年核準核電裝機數(shù)量（臺）圖表：2025-2030年預估新增裝機規(guī)模圖表：2025-2030年預估新增裝機分布（萬千瓦）1614121081,000900800700600500400300200100012,00010,0008,0006,0004,0002,0000920.4765.6716.6665.6513439.864232.52020232024

2025E

2026E

2027E

2028E

2029E

2030E累計裝機（萬千瓦）

新增裝機（萬千瓦）廣東山東浙江福建遼寧江蘇海南資料：中電聯(lián)，國務院，華源證券研究所243.6火電：點火價差仍存變數(shù)，中期尋求業(yè)績確定增量n

電量市場主導下跨年維度仍存不確定性，短期或受益于煤電剪刀差，中期容量電價提升或維系確定性?從盈利模式出發(fā)，當前火電收入仍然存在年度調(diào)整，成本仍然受到煤價影響。根據(jù)當前中長期電力市場交易規(guī)則，煤電在年度電量中仍然鎖定大比例，預計四大主流火電運營商2025年年度電量占上年發(fā)電量比例超過50%，年度長協(xié)鎖量鎖價，同時高比例中長期合約占比為煤電現(xiàn)貨套利提供空間。?復盤火電股價，2022年至今連續(xù)三次的上半年上漲行情，本質(zhì)是尋求業(yè)績增長與確定性。1）現(xiàn)貨煤價與龍頭火電代表企業(yè)華能國際走勢相反；2）2023h1、2024h1華能國際漲幅較2025h1更大，背后是對于煤價的下降預期；3）華潤電力股價表現(xiàn)更優(yōu)，系業(yè)績表現(xiàn)與穩(wěn)定性更優(yōu)；4）華能國際h股在2025h1比華能國際a股股價表現(xiàn)更優(yōu)，背后是港股市場的紅利資產(chǎn)受到更多資金關注。?展望下半年與明年，1）2025年煤電剪刀差擴大或維系，業(yè)績持續(xù)修復；2）2026年電量電價仍存不確定性，容量電價比例提升與增量機組或提供確定性。圖表：2020/10至今華能國際（A）、華潤電力、滬深300走勢圖表：2023年初至今秦皇島5500大卡動力末煤平倉價（元/噸）300%250%200%150%100%50%0%-50%華能國際華潤電力滬深300資料：wind，華源證券研究所。注：現(xiàn)貨煤價為秦皇島5500大卡動力末煤平倉價3.6火電：點火價差仍存變數(shù)，中期尋求業(yè)績確定增量圖表：主流火電運營商2025年一季度經(jīng)營情況（億元）n

2025Q1表現(xiàn)：京津冀>全國性火電>長三角火電營業(yè)收入2025q1歸母凈利潤2025q1ROE?火電運營商2025年一季度業(yè)績持續(xù)改善，但分化更加嚴重，北方機組業(yè)績改善明顯，長三角等傳統(tǒng)電價高地區(qū)域內(nèi)再分化。電價方面，主流火電運營商中，華能國際、華電國際一季度綜合電價分別為488.19、505.71元/兆瓦時，分別下降2.0%、0.7%，一季度火電公司電價降幅好于預期主要系電量下滑過程中，容量電價提升以及火電在現(xiàn)貨市場的市場力體現(xiàn)。證券簡稱華能國際華電國際國電電力大唐發(fā)電中國電力華潤電力江蘇國信浙能電力申能股份上海電力皖能電力淮河能源yoy-7.7%-14.1%-12.6%-1.7%-yoy8.2%3.7%1.5%68.1%-攤薄3.5%2.9%3.1%2.8%?-603266398302-49.7319.3018.1122.38-全國性?從盈利能力看，京津冀區(qū)域一季度ROE在4%上下，高于全國性火電（3%左右），而長三角區(qū)域火電公司ROE最低（均值2.4%）。----?-75-15.0%-12.1%-9.1%-1.6%-8.1%-1.6%8.6410.7410.118.294.442.6611.0%-40.8%-12.8%30.8%-2.0%-14.1%2.6%?1.4%2.5%?2.8%2.7%2.3%n

投資意見：低估值+優(yōu)質(zhì)增量裝機，推薦皖能電力、華潤電力、廣州發(fā)展17673?投資邏輯：自2021年1439號文發(fā)布以來，疊加我國近年各省的年度中長期市場交易方案運行情況，火電從2022年至今的股價表現(xiàn)，持續(xù)經(jīng)歷上半年看煤價、下半年看電價的模式。雖然明年容量電價有所提升，但電量電價的下滑不可避免，年底仍然為電價觀察窗口。長三角1046472由盈轉(zhuǎn)虧?在全國供電格局由緊張走向?qū)捤傻倪^程中，疊加新能源出力對于火電電量的擠壓，火電利用小時數(shù)下滑在短期內(nèi)或成為趨勢。從確定性出發(fā)，展望下半年與明年：粵電力A106-17.3%-1.7%-3.832.994.4410.637.441.930.761.81珠三角京津冀寶新能源建投能源京能電力內(nèi)蒙華電贛能股份華銀電力天富能源20669951152322-6.9%-0.5%8.5%43.3%76.4%2.4%4.1%3.7%4.0%3.2%4.6%2.4%?

建議關注低估值且有裝機增量的火電公司，裝機增量對沖利用小時數(shù)下滑，推薦皖能電力、華潤電力、廣州發(fā)展。126.8%-16.3%-5.2%894.6%22.7%-9.3%-13.2%5.1%?

在現(xiàn)有電價政策下，關注部分電價無下降空間的區(qū)域，如廣東、甘肅，建議關注寶新能源、甘肅能源。華中新疆?

關注謀求電價穩(wěn)定的上海地區(qū)與京津冀地區(qū)。-3.1%資料：wind，華源證券研究所主要內(nèi)容1.

電力供需：電量電力分化，消納壓力日益嚴峻2.

綠電：收益率大分化聚焦優(yōu)質(zhì)風電資產(chǎn)3.

傳統(tǒng)電源：尋找穩(wěn)定性標的紅利風格仍具性價比4.

投資意見：當下的版本答案——守正、出奇下半場？新賽季？當下的版本答案——守正、出奇??十四五即將結(jié)束，新能源沖鋒式開發(fā)放緩、火電投產(chǎn)高潮或?qū)⒌絹?；?024年央國企開始市值考核以來，央國企上市公司更加注重市值指標，注重股東利益。展望2025年下半年乃至2026年，電力板塊到底是迎來過去老投資邏輯延續(xù)后的下半場，還是改弦更張迎來新賽季？我們認為，當前市場對于容量電價轉(zhuǎn)型下火電的盈利前景存在分歧，容量電價與年度電量電價變動影響孰大尚不明朗；同時市場對于新能源盈利何時見底仍存迷茫。雖然當前電力市場改革帶來的新變化新沖擊仍然較多，但我們預計在2025年年底將會為新一年的趨勢帶來判斷依據(jù)。建議在市場周期的優(yōu)質(zhì)資產(chǎn)與優(yōu)質(zhì)企業(yè)，以及低關注度的區(qū)域公司。期持續(xù)關注穿越?另一方面，即便是經(jīng)過兩年多的紅利風格，但我們認為市場對于央國企改革認知依然不足。強預期、弱現(xiàn)實，紅利策略依然是當前市場具備性價比的選擇。經(jīng)歷兩年時間的充分挖掘，一眼可見的優(yōu)質(zhì)高股息資產(chǎn)早已處于估值高位。下階段紅利投資的重點——尋找預期中的高股息/挖掘分紅提升潛力。預計十五五期間，電力行業(yè)建設將從大沖鋒變?yōu)楦哔|(zhì)量發(fā)展，上市公司減少資本開支提升分紅、集團層面減少資產(chǎn)擴張?zhí)岣咦C券化率，有望成為國企改革的重要發(fā)力點。??綜合以上，我們建議關注以下兩條選股思路：1）持有穿越周期的優(yōu)質(zhì)龍頭。華潤電力、龍源電力、川投能源。三者在火電、風電、水電板塊都具備穿越周期的核心alpha，優(yōu)質(zhì)項目具備成長性，分紅比例存在潛在提升空間，有望成為上述公司的護城河。?2）深度精研布局市場低關注、有望率先走出業(yè)績底部的區(qū)域小龍頭。嘉澤新能、銀星能源，兩者地處寧夏，電價壓力釋放充分。以大代小、新建風電產(chǎn)能有望帶來扎實的業(yè)績增量。黔源電力，地處貴州，低分紅低關注度，潛在資產(chǎn)整合空間。4.1低利率時代，繼續(xù)看好優(yōu)質(zhì)紅利資產(chǎn)，類水電資產(chǎn)圖表：國債收益率、信用利差與長江電力股價走勢n

內(nèi)外多因素下中長期維度看好紅利資產(chǎn)?政策鼓勵長線資金入市，險資為重要增量資金。2024年4月國務院印發(fā)新國九條，除傳統(tǒng)權益類基金外，未來指數(shù)基金、保險資金等長期資金有望大幅擴容，新規(guī)對電力板塊更直接的影響在于吸引更低風險偏好的中長期資金入場。?低利率與資產(chǎn)荒，必須重視權益資產(chǎn)配置價值。一方面是國債收益率持續(xù)下降，一方面是全社會資產(chǎn)回報率下降與宏觀不確定性增加，長線資金的優(yōu)質(zhì)分紅類權益資產(chǎn)配置不得不增加，以長江電力為典型的業(yè)績穩(wěn)定高比例分紅（確定的股息率）公司或持續(xù)獲得長線資金青睞。圖表：2024年險資舉牌情況（部分）日期保險公司被舉牌公司華光環(huán)能無錫銀行城發(fā)環(huán)境江南水務秦港股份贛粵高速龍源電力證券代碼600475.SH600908.SH000885.SZ601199.SH3369.HK公司屬性國企國企國企國企國企國企央企央企央企國企國企央企所屬行業(yè)公用事業(yè)銀行PE-TTM股息率3.12%3.64%2.55%2.35%4.19%3.35%3.56%5.47%5.53%6.47%2.03%4.38%2024/1/42024/1/122024/5/162024/5/172024/5/312024/6/122024/7/222024/7/302024/7/302024/7/312024/8/7紫金財產(chǎn)保險長城人壽保險長城人壽保險長城人壽保險長城人壽保險長城人壽保險瑞眾人壽保險216環(huán)保8環(huán)保137交通運輸交通運輸公用事