《公用事業行業2025年度策略報告-250112（73頁）.pdf》由會員分享，可在線閱讀，更多相關《公用事業行業2025年度策略報告-250112（73頁）.pdf（73頁珍藏版）》請在三個皮匠報告上搜索。

1、1證券研究報告作者：行業評級：上次評級：行業報告：請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明公用事業公用事業強于大市強于大市維持2025年01月12日（評級）分析師 郭麗麗 SAC執業證書編號：S1110520030001分析師 裴振華 SAC執業證書編號：S1110524050003分析師 王鈺舒 SAC執業證書編號：S1110524070006分析師 趙陽 SAC執業證書編號：S1110524070005聯系人 楊嘉政 2025年度策略報告年度策略報告行業投資策略摘要2請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明（1 1）火電：）火電：在當前時點展望25年煤電盈利能力，市場的預期差主要在于煤價和月度

2、電價。截至12月17日，秦皇島港動力末煤平倉價Q5500已降至780元/噸，目前中下游煤炭供給和庫存保障仍較為充足，短期煤價走勢或仍將偏弱，我們認為火電板塊的機會或在于交易煤炭價格超預期下跌。推薦標的：推薦標的：【華電國際華電國際】【】【申能股份申能股份】【】【浙能電力浙能電力】【】【皖能電力皖能電力】（2 2）水電：）水電：雖然市場化電價的波動，對水電公司的業績略有影響，但是考慮到融資貸款利率下行等因素，預期2025年水電公司的業績整體保持平穩。雖然當下水電公司的估值水平處于歷史中高位，但國內的無風險利率的下行速度很快。25年的水電不會有太大的基本面變化，主要看外圍的環境變化，看市場的增量資

3、金的預期收益率水平，25年水電公司的估值或再創新高。推薦標的：推薦標的：【長江電力長江電力】【】【川投能源川投能源】【華能水電華能水電】【】【國投電力國投電力】（3）核電：）核電：從整體業績預判來看，中國核電和中國廣核2025年的業績有望表現平穩。但從股價來看，核電股價雖有所回調、但幅度有限。我們認為對核電的估值不應過度悲觀：一方面，核電新機組的不斷投產，或將熨平市場化推進帶來的業績波動，同時市場化比例或有上限；另一方面，當利率持續下降，水電估值提升時，核電的估值水平也有望相應跟隨。建議關注：建議關注：【中廣核電力中廣核電力H】【】【中國核電中國核電】【】【中國廣核中國廣核】（4）綠電：）綠電

4、：綠電的估值近幾年一直處于相對低位，主要原因有兩點：可再生能源補貼基金+新能源電價全面入市。我們認為，在2025年大的“化債”背景下，可再生能源補貼基金的解決或加速。新能源電價全面入市是大勢所趨，但入市不是電價的顯著下滑，綠電的估值處于相對低位，我們認為具備較高的投資性價比。建議關注：建議關注：【龍源電力龍源電力H】【】【大唐新能源大唐新能源】【】【新天綠色能源新天綠色能源H】【】【太陽能太陽能】（5）燃氣：）燃氣：2024年，天然氣行業面臨著房地產下行帶來接駁業務的增長壓力，同時能源價格高位對天然氣消費需求增長也形成抑制。我們預計2025年國內天然氣總體供需形勢平穩，隨著下游順價的持續推進，

5、毛差或將持續改善。推薦標的：推薦標的：【新奧股份新奧股份】【】【華潤燃氣華潤燃氣】【】【新奧新奧能源能源】（以上三個標的均與能源組聯合覆蓋）（以上三個標的均與能源組聯合覆蓋）風險提示風險提示：宏觀經濟大幅下滑的風險、政策推進不及預期或調整的風險、電價下調的風險、燃料成本大幅上漲的風險、新能源裝機增速不及預期風險、電站造價提高風險、來水不及預期的風險、天然氣上游價格超預期波動的風險、測算存在主觀性（僅供參考）請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明電力板塊復盤電力板塊復盤134請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明電力板塊上半年走勢較強，下半年回落后有所震蕩。電力板塊上半年走勢較強，下半年回落后有

6、所震蕩。從細分板塊來看，火火/水水/核核年內最大漲幅為28.0%（7月2日）/32.6%（7月18日）/65.2%（7月25日）；截至12月13日，火火/水水/核核/風風/光光年初以來累計漲幅分別為10.9%/20.9%/28.7%/1.3%/-8.1%。1.電力板塊復盤電力板塊復盤圖：電力板塊走勢資料來源：WIND、天風證券研究所-40%-20%0%20%40%60%80%2024/1/22024/2/22024/3/22024/4/22024/5/22024/6/22024/7/22024/8/22024/9/22024/10/22024/11/22024/12/2上證指數電力(申萬)火力

7、發電(申萬)水力發電(申萬)風力發電(申萬)光伏發電(申萬)中國核電中國廣核注：火/水/核/風/光分別采用火力發電(申萬)/水力發電(申萬)/中國核電和中國廣核算數平均值/風力發電(申萬)/光伏發電(申萬)5請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明火/水/核年初年初PEPE（2024E2024E）分別為10.1x/16.3x/12.9x；截至1212月月1313日，日，PEPE（2024E2024E）分別為11.7x/20.1x/16.9x。截至12月13日，年內年內PEPE（2024E2024E）最高點）最高點分別為12.9x（7月2日）/21.9x（7月24日）/21.0 x（7月25日）。

8、1.電力板塊復盤電力板塊復盤0 5 10 15 20 25 2024/1/22024/2/22024/3/22024/4/22024/5/22024/6/22024/7/22024/8/22024/9/22024/10/22024/11/22024/12/2電力(申萬)火力發電(申萬)水力發電(申萬)風力發電(申萬)中國核電中國廣核圖：電力板塊PE（2024E）資料來源：WIND、天風證券研究所注：火/水/核/風/光分別采用火力發電(申萬)/水力發電(申萬)/中國核電和中國廣核算數平均值/風力發電(申萬)/光伏發電(申萬)6請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明火/水/核年初年初PBPB分別為

9、1.0 x/2.4x/1.5x；截至截至1212月月1313日，日，PBPB分別為1.1x/2.6x/1.8x；截至12月13日，年內年內PBPB最高點最高點分別為1.3x（4月）/3.0 x（7月）/2.5x（7月25日）。1.電力板塊復盤電力板塊復盤0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 2024/1/22024/2/22024/3/22024/4/22024/5/22024/6/22024/7/22024/8/22024/9/22024/10/22024/11/22024/12/2電力(申萬)火力發電(申萬)水力發電(申萬)風力發電(申萬)光伏發電(申萬)中國核電

10、中國廣核圖：電力板塊PB資料來源：WIND、天風證券研究所注：火/水/核/風/光分別采用火力發電(申萬)/水力發電(申萬)/中國核電和中國廣核算數平均值/風力發電(申萬)/光伏發電(申萬)請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明火電火電278請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明2.1 回顧回顧電價電價圖：24年12月各地區用戶側煤電容量電價折合度電水平資料來源：北極星售電網公眾號、天風證券研究所圖：24年江蘇用戶側煤電容量電價折合度電水平資料來源：北極星售電網公眾號、天風證券研究所電改政策頻出，目前我國初步形成了容量電價回收固定成本、電量電價回收變動成本、輔助服務回收調節成本的煤電價格新機制容

11、量電價回收固定成本、電量電價回收變動成本、輔助服務回收調節成本的煤電價格新機制。容量電價：容量電價：23年11月印發的關于建立煤電容量電價機制的通知中明確，20242025年多數地方通過容量電價回收的固定成本比例為30%左右，部分地方為50%左右。2026年起，將各地通過容量電價回收固定成本的比例提升至不低于50%。從發電側來看，假設煤電利用小時為4500小時，不考慮日最大出力與銘牌容量的差異、容量電費考核等的影響，100元/千瓦年的容量電價對應度電水平為2.2分/千瓦時。據皖能電力，容量電費每月隨電量電費等一并結算，度電水平約2分/千瓦時。從用戶側來看，大多數地區的用戶側煤電容量電費分攤在1

12、分-2分/千瓦時區間。00.010.020.030.04河南湖南吉林重慶廣西陜西河北安徽山東廣東蒙東冀北江蘇黑龍江福建江西上海山西天津湖北甘肅遼寧浙江新疆寧夏北京蒙西四川青海用戶側煤電容量電價折合度電水平（元/兆瓦時）0.016 0.023 0.016 0.018 0.017 0.016 0.014 0.014 0.015 0.017 0.017 0.016 00.0050.010.0150.020.025M1M2M3M4M5M6M7M8M9M10M11M12江蘇用戶側煤電容量電價折合度電水平（元/兆瓦時）9請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明輔助服務：輔助服務：24年2月印發的關于建立健全

13、電力輔助服務市場價格機制的通知提出，從國家層面統一建立健全電力輔助服務市場價格機制，明確由用戶側承擔的輔助服務成本，應當為電能量市場無法補償的因提供輔助服務而未能發電帶來的損失。政策發布后，各區域、省份也陸續調整完善輔助服務相關價格機制，促進輔助服務價格合理形成。2.1 回顧回顧電價電價表：各省輔助服務政策資料來源：各能監局、各能源辦、各交易中心、北極星售電網、北極星儲能網、中國電力網、遼寧工信廳、黑龍江發改委、天風證券研究所區域區域/省份省份時間時間名稱名稱南方2024/7/10關于公開征求南方區域“兩個細則”主要修訂條款（修訂征求意見稿）意見的通知西北2024/7/8國家能源局西北監管局關

14、于公開征求西北區域電力并網運行管理實施細則西北區域電力輔助服務管理實施細則補充規則意見建議的通知貴州2024/8/30貴州電力爬坡輔助服務市場交易規則（征求意見稿）云南2024/8/14云南電力調峰輔助服務市場交易規則（試行）（征求意見稿）陜西2024/12/10陜西電力調頻輔助服務市場實施細則（暫行）（征求意見稿）甘肅2024/11/19甘肅電力輔助服務市場運營規則修訂研討會青海2024/4/29青海省內調峰輔助服務需求計算方法山東2024/3/1山東電力爬坡輔助服務市場交易規則(試行)湖南2024/6/20湖南電力輔助服務管理實施細則（征求意見稿）四川2024/8/16川渝一體化電力調峰輔

15、助服務市場交易規則（征求意見稿）湖北、江西、重慶2024/11/20湖北、江西、重慶電力調頻輔助服務市場運行規則（征求意見稿）河南2024/8/28河南電力輔助服務市場交易細則（征求意見稿）冀南2024/11/24河北南部電網輔助服務市場交易實施細則（結算試運行V2.1版）吉林2024/9/2吉林省電力輔助服務（調頻）市場實施細則（試行2.0版征求意見稿）黑龍江2024/11/4黑龍江省電力市場運營規則及配套實施細則（試行2.0版）遼寧2024/6/27遼寧省電力輔助服務（調頻）市場實施細則（試行3.0版）浙江2024/11/29浙江電力調頻輔助服務市場交易實施細則（2.0版）上海2024/8

16、/30華東區域電力輔助服務管理實施細則安徽2024/3/13安徽電力調峰輔助服務市場運營規則部分條款征求修改意見10請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明我國煤價中樞同比進一步下行。我國煤價中樞同比進一步下行。20242024年秦皇島港動力末煤平倉價年秦皇島港動力末煤平倉價Q5500Q5500（考慮（考慮1 1個月庫存）為個月庫存）為868868元元/噸，同比下降噸，同比下降129129元元/噸，降幅噸，降幅為為12.9%12.9%。分季度來看：同比：同比：除Q3外，秦皇島港動力末煤平倉價Q5500（考慮1個月庫存）同比均有明顯下降。具體來看，四個季度分別為924、852、851、848元/噸

17、，分別同比-273、-173、+26、-106元/噸。環比：環比：Q1為全年煤價高點，Q2快速下行，Q3、Q4環比基本持平。2.1 回顧回顧煤價煤價圖：秦皇島港動力末煤平倉價Q5500（元/噸）資料來源：WIND、天風證券研究所表：考慮1個月庫存秦皇島港動力末煤平倉價Q5500（元/噸）資料來源：WIND、天風證券研究所0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 1/12/13/14/15/16/17/18/19/110/111/112/120222023202420232024同比同比Q11197924-273Q21024852-173Q382585

18、126Q4954848-106全年997868-12911請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明我國進口煤量持續保持高位。我國進口煤量持續保持高位。從量上來看從量上來看，2024年1-11月我國煤及褐煤進口量達4.9億噸，同比增長14.8%。從價上來看從價上來看，2024年廣州港印尼煤場地價Q3800（考慮1個月庫存）為576元/噸，同比下降92元/噸，降幅為13.7%。其中第一、二季度降幅分別達到24.1%、18.9%，第三、四季度降幅相對較低。2.1 回顧回顧煤價煤價圖：我國煤及褐煤進口量（萬噸）資料來源：WIND、天風證券研究所圖：廣州港印尼煤場地價Q3800（元/噸）資料來源：WIND

19、、天風證券研究所0 200 400 600 800 1000 1200 1/12/13/14/15/16/17/18/19/110/111/112/12022202320244077 3375 4138 4525 4382 4460 4621 4584 4759 4625 5498 0100020003000400050006000M1M2M3M4M5M6M7M8M9M10M11M1220222023202412請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明20242024年年1111月，國家發改委印發月，國家發改委印發關于關于20252025年電煤中長期合同簽訂履約工作通知年電煤中長期合同簽訂履約工

20、作通知，或反映出，或反映出2525年煤炭市場供需趨松。年煤炭市場供需趨松。相較于24年，本文件下調了產煤省區和煤炭生產企業簽約比例要求，由24年“不低于自有資源量的80%”調整為“不低于自有資源量的75%”，放寬了履約要求，由24年“全年足額完成履約任務”調整為“全年原則上足額履約，最低不得低于90%”。2.1 回顧回顧煤價煤價20242025簽約方式簽約方式電煤中長期合同原則上由煤炭生產企業和用煤企業直接簽訂；確有困難需要通過第三方簽訂合同的，必須在合同中明確煤源企業和用煤企業，共同簽訂權責明晰的三方合同。第三方企業應由省級主管部門書面推薦并承擔監管責任，銜接資源總量原則上不應低于20萬噸。

21、電煤中長期合同原則上由煤炭生產企業和用煤企業通過市場化方式通過市場化方式自主銜接、直接簽訂；確有困難需要通過第三方簽訂合同的，必須在合同中明確煤源企業和用煤企業，共同簽訂權責明晰的三方合同，中央預算內投資支持的政府可調度煤炭儲備基地可優先作為第三方企業參與上下游資源銜接。第三方企業應由省級主管部門書面推薦并承擔監管責任。發電企業簽約數量發電企業簽約數量要求要求以本企業 2024 年全年耗煤量（總耗煤量扣除進口煤使用量）為基數，根據上網電量按比例核算，新投產機組按并網后計劃發電量測算。發電企業合同簽訂量最低不低于簽約需求量的最低不低于簽約需求量的 80%，鼓勵，鼓勵 100%簽約簽約。以本企業

22、2023 年 11 月-2024 年 10 月的國內耗煤量（總耗煤量扣除進口煤使用量）為基數核算。各省區市和中央發電企業合同簽訂量不應低于簽約需不應低于簽約需求的求的 80%，鼓勵多簽、簽實，且國家將簽約需求的 80%納入履約監管范圍，配置鐵路運力的原則上全部納入重點監管。配置鐵路運力的原則上全部納入重點監管。產煤省區和煤炭生產煤省區和煤炭生產企業簽約要求產企業簽約要求原則上每家煤炭企業任務量不低于自有資源量的不低于自有資源量的 80%。原則上每家煤炭企業任務量不低于自有資源量的不低于自有資源量的75%。價格機制價格機制以港口價格計算的電煤中長期合同應按照“基準價+浮動價”價格機制簽訂和執行，

23、不超過明確的合理區間?！盎鶞蕛r+浮動價”由全國煤炭交易中心根據價格機制定期測算和發布。對于在車板、到廠等環節銷售的煤炭，扣除流通環節合理費用后，折算的出礦價、港口價也應在合理區間內。以港口價格計算的電煤中長期合同按照“基準價+浮動價”價格機制簽訂和執行，不超過明確的合理區間。其中，浮動價采用全國煤炭交易中心綜合價格指數(NCEI)、環渤海動力煤綜合價格指數(BSPI)、秦皇島動力煤綜合交易價格指數(CCTD)、中國電煤采購價格指數(CECI)綜合確定?！盎鶞蕛r+浮動價”由全國煤炭交易中心根據價格機制按月測算和發布。履約監管履約監管履約要求，月度履約率不低于80%，季度履約率不低于90%，全年足

24、額完成履全年足額完成履約任務約任務，迎峰度夏、度冬期間要進一步提高履約比例，供需企業對合同履約具有同等責任。履約要求，月度履約率不低于80%，季度履約率不低于90%。全年原則上足額全年原則上足額履約，最低不得低于履約，最低不得低于90%。確因外在不可抗力因素影響合同履約的，按有關標準和程序可不納入履約監管范圍。迎峰度夏、度冬期間要進一步提高履約比例，供需企業對合同履約具有同等責任。表：24年和25年電煤中長期合同簽訂履約工作通知重點內容對比資料來源：煤炭寶公眾號、榆林煤炭網公眾號、天風證券研究所13請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明受益于煤價下行，前三季度火電盈利能力總體有所提升。受益于煤

25、價下行，前三季度火電盈利能力總體有所提升。以華能國際為例：利潤總額方面，前三季度煤電板塊實現利潤總額65.7億元，同比增長91.2%。分季度來看，Q1同比扭虧為盈，貢獻28.3億元，Q2同比增長74.2%至11.6億元，Q3同比下滑9%至25.9億元。度電盈利方面，前三季度煤電板塊度電利潤總額為2.4分/千瓦時，上年同期為1.2分/千瓦時。分季度來看，Q1、Q2、Q3分別為3.1、1.5、2.4分/千瓦時。2.1 回顧回顧火電板塊盈利火電板塊盈利圖：華能國際煤電板塊利潤總額（億元）資料來源：華能國際公告、天風證券研究所圖：華能國際煤電板塊度電利潤總額（分/千瓦時）資料來源：華能國際公告、天風證

26、券研究所-32.7-57.9-28.5-54.1-0.76.628.4-30.028.311.625.9-60-50-40-30-20-10010203040Q1Q2Q3Q4202220232024-3.5-7.8-2.6-6.1-0.10.82.6-3.33.11.52.4-8-6-4-2024Q1Q2Q3Q420222023202414請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 江蘇江蘇：2025年年度交易總成交電量3282.2億千瓦時，加權均價412.45元/兆瓦時。其中：火電總成交電量2838.53億千瓦時，加權均價413.15元/兆瓦時，核電總成交電量154.42億千瓦時，加權均價409

27、.66元/兆瓦時，風電總成交電量252.78億千瓦時，加權均價4 07.03元/兆瓦時，光伏總成交電量36.47億千瓦時，加權均價407.59元/兆瓦時。廣東廣東：2025年度交易總成交電量3410.94億千瓦時，成交均價391.86元/兆瓦時。其中雙邊協商成交電量3310.08億千瓦時，成交均價 391.87元/兆瓦時；年度掛牌交易成交電量59.48億千瓦時，成交均價390.80元/兆瓦時。2.2 展望展望電價電價15請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明n 20252025年火電板塊的交易機會：年火電板塊的交易機會：在當前時點展望25年煤電盈利能力，市場的預期差主要在于煤價和月度電價。煤價

28、煤價：截至12月17日，秦皇島港動力末煤平倉價Q5500已降至780元/噸，同比下降170元/噸。目前中下游煤炭供給和庫存保障仍較為充足，短期煤價走勢或仍將偏弱。月度電價月度電價：市場預期有望隨著年度交易工作的推進而逐步調整，電力供需、煤價、年度長協電價及比例等或將反映在2025年月度電價表現中，進而影響煤電盈利情況。n 我們認為火電板塊的機會或在于交易煤炭價格超預期下跌，但是在此過程中如果煤價降幅不能超過我們認為火電板塊的機會或在于交易煤炭價格超預期下跌，但是在此過程中如果煤價降幅不能超過150150元，元，2525年火電度電盈利能年火電度電盈利能力同比提升或較難。力同比提升或較難。n 火電

29、推薦標的：火電推薦標的：【華電國際華電國際】【】【申能股份申能股份】【】【浙能電力浙能電力】【】【皖能電力皖能電力】2.2 展望展望盈利能力及預期差盈利能力及預期差表：50%長協煤下，現貨煤價、電價變動對度電凈利影響資料來源：華能國際年報、中電聯、發改委、wind、天風證券研究所注：電價（含稅）、煤價（含稅）、度電凈利單位為元/千瓦時、元/噸、元/千瓦時，假設所得稅率為25%、供電煤耗為290克/千瓦時表：70%年度長協電下，年度及月度等電價變動對度電凈利影響資料來源：華能國際年報、中電聯、發改委、wind、天風證券研究所注：電價（含稅）、度電凈利單位均為元/千瓦時、元/千瓦時，假設所得稅率為

30、25%、供電煤耗為290克/千瓦時 煤價煤價 電價電價0 0-25-25-50-50-75-75-100-100-125-125-150-1500 00.0000.0030.0060.0090.0120.0140.017-0.01-0.01-0.006-0.0030.0000.0020.0050.0080.011-0.02-0.02-0.012-0.010-0.007-0.004-0.0010.0020.005-0.03-0.03-0.019-0.016-0.013-0.010-0.007-0.004-0.001-0.04-0.04-0.025-0.022-0.019-0.016-0.013-

31、0.011-0.008 月度月度 等等 年度年度-0.03-0.03-0.02-0.02-0.01-0.010.000.000.010.010.020.020.030.030 0-0.006-0.004-0.0020.0000.0020.0040.006-0.01-0.01-0.010-0.008-0.006-0.004-0.002-0.0010.001-0.02-0.02-0.014-0.012-0.011-0.009-0.007-0.005-0.003-0.03-0.03-0.019-0.017-0.015-0.013-0.011-0.009-0.007-0.04-0.04-0.023-0

32、.021-0.019-0.017-0.016-0.014-0.012請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明水電水電31617請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明十年期國債收益率持續下行：十年期國債收益率持續下行：截至2024年12月12日，十年期國債利率收于1.817%，相較于年初（2024年1月2日）的2.56%已下降74bp。2024年12月9日，中共中央政治局會議指出，明年要實施適度寬松的適度寬松的貨幣政策。此前多年我國貨幣政策主要強調“穩健”，此次調整為“適度寬松”。在流動性進一步釋放的背景下，十年期國債收益率或有進一步下降的空間。3.1 無風險收益率持續下行無風險收益率持續下行圖：

33、中國十年期國債收益率走勢（單位：%）資料來源：wind、天風證券研究所18請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 板塊表現復盤：板塊表現復盤：20242024年絕大部分時間，水電板塊相較于大盤超額收益均為正。年絕大部分時間，水電板塊相較于大盤超額收益均為正。2024年1月和5-8月，大盤收益率均單邊下行。水電板塊由于來水相對穩定，業績相對平穩；同時高分紅屬性使得頭部水電標的能夠獲得不錯的股息收益率，水電資產往往在市場震蕩下行時跑出超額收益。2024年7月，水電板塊相較于大盤的超額收益最高達到32.5%。個股表現復盤個股表現復盤長江電力、華能水電、川投能源和國投電力股價年內最大漲幅分別為32.4

34、%38.6%32.9%41.5%；下半年由于市場風格原因有一定回調。年內四家公司股價累計漲幅分別為19.9%9.4%11.5%18.8%。（截至2024年12月12日）3.2 2024年水電股價走勢復盤年水電股價走勢復盤圖：2024年申萬水電指數與大盤收益率對比資料來源：wind、天風證券研究所圖：2024年水電個股收益率變化資料來源：wind、天風證券研究所19請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明EPSEPS漲幅普遍低于股價漲幅漲幅普遍低于股價漲幅水電整體板塊表現：水電整體板塊表現：截至2024年12月11日，申萬水電板塊EPS(ttm)相較于年初的漲幅為12.6%（同期板塊收益率漲幅18

35、.7%）；水電個股表現：水電個股表現：截至2024年12月11日，長江電力、華能水電、川投能源和國投電力的EPS(ttm)年內漲幅分別為41.2%8.2%2.7%20.4%。其中華能水電、川投能源的EPS漲幅低于其同時間段內的股價漲幅。3.2 2024年水電股價走勢復盤年水電股價走勢復盤圖：水電板塊以及主要水電個股EPS（TTM）變化情況資料來源：wind、天風證券研究所20請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明水電板塊年內上漲原因分析：估值提升是主要原因水電板塊年內上漲原因分析：估值提升是主要原因板塊方面，板塊方面，截至2024年12月12日，水電板塊2024年的PE(ttm)分位點均值為8

36、3.2%，處于十年內的估值高位。年初至今，有近七成的時間，估值分位點超過80%。個股方面，個股方面，截至2024年12月12日，長江電力/華能水電/國投電力/川投能源在年內PE（2024預測）估值的最高點分別為22.8x/25.3x/17.9x/19.2x，相較于年內估值最低點的漲幅分別達到38.5%/45.2%/48%/50.4%。3.2 2024年水電股價走勢復盤年水電股價走勢復盤圖：申萬水電板塊PE(ttm)歷史分位點（單位：%）資料來源：wind、天風證券研究所圖：2024年主要水電個股PE（2024預測）變化資料來源：wind、天風證券研究所注：PE（2024預測）采用的是wind一

37、致預期21請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明1.3.1 1.3.1 長江電力長江電力 葛洲壩電站：葛洲壩電站：2019年7月后送湖北上網電為0.188元/千瓦時，送其余省份電價為0.246元/千瓦時；電量不參與市場化；三峽電站：三峽電站：電量不參與市場化；溪洛渡、向家壩電站：溪洛渡、向家壩電站：合約電量上網電價按照國家相關文件執行，市場化電量電價在年度補充協議中明確。白鶴灘電站：白鶴灘電站：白鶴灘電站送江蘇落地電價采用“基準落地電價+浮動電價”形成機制。3.3 水電外送電價機制分析水電外送電價機制分析表：2016-2020年長江電力溪向電站 市場化交易電量執行情況（單位：億千瓦時）資料來源

38、：長江電力官網、長江電力公告、天風證券研究所消納省市2016年2017年2018年2019年2020年備注上海-44.780.280.765.7向家壩電站浙江50.4385.683.6108.4136.3溪洛渡左岸廣東-35.268.596.14113.5溪洛渡右岸（21年市場化交易電量包含送云南電量）占向家壩電量比例-13.6%24.2%23.9%19.8%占溪洛渡電量比例8.3%19.7%24.3%33.7%39.4%22請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明1.3.2 1.3.2 雅礱江水電雅礱江水電由于雅礱江主要外送區域為江蘇省，下面我們主要分析雅礱江錦官電源組外送江蘇的電價機制。錦官

39、電源組電站送江蘇落地電價采用“基準落地電價+浮動電價”形成機制。落地電價機制：（江蘇電力市場交易年度交易成交均價+煤電容量電價度電標準-燃煤發電基準上網電價）50%+燃煤基準價上網電價機制：落地電價-輸電價-線損結論：結論：20252025年江蘇火電市場化電價年江蘇火電市場化電價0.41350.4135元元/千瓦時，同比下降千瓦時，同比下降0.0330.033元元/千瓦時，對雅礱江的利潤影響為千瓦時，對雅礱江的利潤影響為3.83.8億元，占億元，占20232023年雅年雅礱江利潤的比例約礱江利潤的比例約4.4%4.4%（錦官電源組年送江蘇的電量約（錦官電源組年送江蘇的電量約330330億千瓦時

40、）。億千瓦時）。3.3 水電外送電價機制分析水電外送電價機制分析表：2023-2025年 錦官電源組送江蘇電價形成機制 分解表（單位：元/千瓦時）資料來源：江蘇省發改委官網、天風證券研究所202320242025E錦官電源組落地電價0.42860.42840.4119江蘇燃煤基準價0.3910.3910.391江蘇年度中長協電價0.46660.44610.4132容量電價0.01970.01970.0197錦蘇直流輸電電價0.05110.05110.0511錦蘇直流線損7%7%7%四川電網分享0.01730.01730.0173錦蘇直流送側節點電價0.33500.33480.3255四川電網輸

41、出電價0.01440.01440.0144四川電網輸出線損0.40%0.40%0.40%上網側電價0.31930.31910.303823請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明1.3.3 1.3.3 華能水電華能水電瀾滄江上游電站外送廣東：瀾滄江上游電站外送廣東：根據瀾滄江上游水電送電廣東購售電合同公告，瀾滄江上游水電站點對網送廣東分為優先發電計劃電量和市場化電量兩部分。電量安排：優先發電計劃：包含保量保價電量200億千瓦時（上網側）和保量競價電量36億千瓦時（上網側）；超過年度優先發電計劃電量的上網電量全部認定為市場化交易電量。電價安排：1.保量保價電量電價：0.3元/千瓦時（含稅）；2.保

42、量競價電量電價：保量競價電量上網電價參照廣東省內當月市場化交易電量（包括年度長協和月度競價）的加權平均降幅確定具體公式：各月保量競價電量上網電價=0.3元/千瓦時當月廣東省內市場化交易電量（包括年度長協和月度競價）的加權平均降幅。3.市場化交易電量電價：送廣東市場化交易電量采用“基準+浮動”價格機制，落地電價由順加形成。市場化交易電量落地電價=市場化交易電量上網電價+輸電方一輸電價+輸電方二輸電價+輸電方二線損電價。瀾滄江中下游電站外送瀾滄江中下游電站外送廣東：廣東：電量安排：根據云南省能源局關于印發2024年云南電網優先發電計劃安排的通知，根據“十四五”云電送粵、云電送桂框架協議，2024年

43、云南省西電東送計劃電量計劃1307億千瓦時。其中瀾滄江中下游小灣、糯扎渡、景洪、功果橋、龍開口電站計劃網對網送電廣東167.46億千瓦時，約占2023年五座電站發電量的30.2%。3.3 水電外送電價機制分析水電外送電價機制分析24請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明1.3.3 1.3.3 華能水電華能水電我們用2023年上游電站實際發電量扣除保量保價部分，對廣東市場化電價的影響進行量化。2023年瀾滄江上游五座電站實際發電量263.4億千瓦時，扣除保量保價電量后，市場化電量約63億度電。結論：結論：20252025年廣東年度雙邊協商交易成交年廣東年度雙邊協商交易成交均價為均價為0.3918

44、0.3918元元/千瓦時，對華能水電的利潤影響約千瓦時，對華能水電的利潤影響約3.33.3億元，占億元，占20232023年華能水電利潤年華能水電利潤的比例約的比例約4.4%4.4%。3.3 水電外送電價機制分析水電外送電價機制分析表：華能水電上游電站送廣東電量結構拆分資料來源：華能水電公告、天風證券研究所上游五座電站發電量（億千瓦時）保量保價電量（億千瓦時）保量競價+市場化電量（億千瓦時）所得稅率263.4120063.4115%25請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 川投能源：川投能源：2024年11月公告，四川省人民政府擬啟動川投能源控股股東川投集團與四川省能源投資集團有限責任公司的

45、戰略重組。華能水電：華能水電：華能硬梁包水電總裝機容量111.6萬千瓦，公司預計2025年全部投產發電。國投電力：國投電力：2024年9月公告，擬向全國社?；鹄硎聲ㄏ蛟霭l募集不超過70億元用于孟底溝和卡拉水電站建設。遠達環保：遠達環保：2024年9月公告，擬以發行股票或者發行股票以及現金的方式購買中國電力旗下五凌電力和國電投旗下長洲水電。交易完成后，遠達環保將成為國電投的水電資產整合平臺。3.4 2025年水電板塊邊際變化年水電板塊邊際變化圖：國家電投集團水電資產情況（截至2023年末）資料來源：五凌電力有限公司2024 年度第一期資產擔保債務融資工具（科創票據）募集說明書、光伏們微信公眾

46、號、國家電力投資集團有限公司微信公眾號、國家電力投資集團有限公司2024 年度第二十三期中期票據募集說明書、天風證券研究所注：黃河水電的裝機規模統計口徑截至2024年6月末交易細節遠達環保置入資產五凌電力有限公司和廣西長洲水電開發有限公司控股股權置出資產-主要交易對手方中國電力國際發展有限公司、國家電力投資集團廣西電力有限公司交易方式發行股份及支付現金購買資產同時募集配套資金資料來源：遠達環保公告、天風證券研究所表：遠達環保資產重組情況梳理26請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明25年水電受市場化電價年水電受市場化電價的影響或弱的影響或弱于來水波動影響于來水波動影響從以上數據可以看到，雖然市

47、場化電價的波動，對水電公司的業績略有影響，但是考慮到融資貸款利率下行等因素，預期2025年水電公司的業績整體保持平穩。雖然當下水電公司的估值水平處于歷史中高位，但是我們要看到國內的無風險利率的下行速度。從基本面預判，25年的水電不會有太大的基本面變化，主要看外圍的環境變化，看市場的增量資金的預期收益率水平。我們認為25年水電公司的估值有可能會再創新高。推薦標的：推薦標的：【長江電力長江電力】【】【川投能源川投能源】【】【華能華能水電水電】【】【國投電力國投電力】3.5 展望展望25年水電受市場化電價年水電受市場化電價的影響或弱的影響或弱于來水波動影響于來水波動影響請務必閱讀正文之后的信息披露和

48、免責申明核電核電42728請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明p 一廠一價：一廠一價：核電上網電價期初實行經營期電價（一廠一價）政策，電價按原規定執行。p 標桿電價：標桿電價：2013年之后投產的機組實行標桿上網電價政策，核定全國核電標桿上網電價為每千瓦時0.43元，對比當地燃煤基準價，執行其中較低價格。此外，承擔核電技術引進、自主創新、重大專項設備國產化任務的首臺或首批核電機組或示范工程，其上網電價可在全國核電標桿電價基礎上適當提高；p 標桿電價標桿電價+市場化交易定價：市場化交易定價：目前已有部分核電參與電力市場化交易。2023年中國核電、中國廣核市場化交易電量占比分別為44.6%、57

49、.3%。4.1 展望展望2025年電價簽約對核電的業績影響年電價簽約對核電的業績影響圖：我國在運核電機組的上網電價與所在地區燃煤標桿電價情況（單位：元圖：我國在運核電機組的上網電價與所在地區燃煤標桿電價情況（單位：元/千瓦時）千瓦時）資料來源：中國核電公告、中國廣核公告、北極星火力發電網、國家原子能機構、國家核應急中心、國務院國資委官網、中國能源報公眾號、天風證券研究所29請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明中國核電的核電機組主要分布在浙江、江蘇、福建、海南四個省份中國核電的核電機組主要分布在浙江、江蘇、福建、海南四個省份，2024M12權益裝機占比分別為40%、25%、30%、5%；從電價

50、梳理的維度來看，我們嘗試梳理我們嘗試梳理20252025年江蘇省電價對于中國核電的影響。年江蘇省電價對于中國核電的影響。4.1.1 中國核電：江蘇電價平穩落地，中國核電：江蘇電價平穩落地，25年年度長協電價影響有限年年度長協電價影響有限圖：圖：中國核電中國核電24M1224M12分省份在運核電權益裝機（萬千瓦）及占比分省份在運核電權益裝機（萬千瓦）及占比資料來源：wind、國家原子能機構、國家核應急中心、中國核電公告、中國核電網、國家能源局公眾號、國家核安全局、天風證券研究所公司公司機組機組裝機容量裝機容量 （萬千瓦）（萬千瓦）堆型堆型型號型號控股裝機控股裝機（萬千瓦）（萬千瓦）持股比例持股比

51、例權益裝機權益裝機（萬千瓦）（萬千瓦）秦山一核秦山核電站135壓水堆CP30035.072.0%25.20秦山一核方家山核電2108.9壓水堆CP1000217.872.0%156.82秦山二核1、2號6765壓水堆CP600134.050.0%67.00秦山二核3、4號266壓水堆CP600134.050.0%67.00秦山三核1、2號272.8重水堆CANDU-6145.651.0%74.26江蘇核電1、2號2106壓水堆WWER212.050.0%106.00江蘇核電3、4號2112.6壓水堆WWER225.250.0%112.60江蘇核電5、6號2111.8壓水堆M310改進223.6

52、50.0%111.80三門核電1、2號2125壓水堆AP1000250.056.0%140.00福清核電1至4號4108.9壓水堆CP1000435.651.0%222.16福清核電5、6號2116.1壓水堆華龍一號232.251.0%118.42海南核電1、2號265壓水堆CP600130.051.0%66.30漳州核電1號1121.2壓水堆華龍一號121.251.0%61.81表：表：中國核電中國核電24M1224M12在運核電機組在運核電機組資料來源：wind、國家原子能機構、國家核應急中心、中國核電公告、中國核電網、國家能源局公眾號、天風證券研究所30請務必閱讀正文之后的信息披露和免責

53、申明江蘇江蘇20252025年電力交易方案平穩落地，江蘇核電市場化電量穩步提升。年電力交易方案平穩落地，江蘇核電市場化電量穩步提升。p 20242024年方案：年方案：江蘇核電有限公司所屬核電機組全年市場交易電量270270億千瓦時左右，其中億千瓦時左右，其中#1-2#1-2機組不低于機組不低于7070億千瓦時億千瓦時；華東區域統配機組中，秦山核電年度交易電量10億千瓦時。p 20252025年方案：年方案：江蘇核電有限公司所屬核電機組全年市場交易電量300300億千瓦時左右億千瓦時左右(其中其中#1-2#1-2機組機組100100億千瓦時億千瓦時)，除此以外上網電量均為保量保價電量；華東區域

54、統配機組中，秦山核電年度交易電量10億千瓦時左右。4.1.1 中國核電：江蘇電價平穩落地，中國核電：江蘇電價平穩落地，25年年度長協電價影響有限年年度長協電價影響有限圖：江蘇規劃核電市場化電量（億千瓦時）圖：江蘇規劃核電市場化電量（億千瓦時）資料來源：太倉政府網、江蘇發改委官網、微能網公眾號、北極星售電網、天風證券研究所31請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明江蘇江蘇20252025年年度長協電價如期發布，我們測算江蘇核電的收入、歸母凈利潤影響分別為年年度長協電價如期發布，我們測算江蘇核電的收入、歸母凈利潤影響分別為-10.73-10.73、-4.65-4.65億元。億元。p 電量：電量：相

55、較于2024年方案，2025年江蘇核電市場化電量新增30億千瓦時（江蘇田灣核電1/2號機組）；p 電價：電價：2024年年度江蘇長協市場化加權平均電價為0.4529元/千瓦時，2025年為0.4125元/千瓦時；江蘇田灣1/2號機組計劃電價為0.4390元/千瓦時。4.1.1 中國核電：江蘇電價平穩落地，中國核電：江蘇電價平穩落地，25年年度長協電價影響有限年年度長協電價影響有限圖：江蘇電力年度市場化電價（元/kWh）資料來源：江蘇發改委官網、海瀾電力公眾號等、天風證券研究所項目項目單位單位數值數值降價部分影響降價部分影響2024年市場化電量（江蘇田灣+秦山機組）億千瓦時2802024年年度市

56、場化電價元/千瓦時0.45292025年年度市場化電價元/千瓦時0.41252025年電價下降的收入影響億元-10.02市場化新增電量影響市場化新增電量影響2025年年度“新增”市場化電量億千瓦時30江蘇核電1/2號計劃電價元/千瓦時0.43902025年年度市場化電價元/千瓦時0.41252025年新增市場化電量收入影響億元-0.70綜合綜合2025年方案收入影響億元-10.732025年方案歸母利潤影響億元-4.65表：表：20252025年江蘇年度長協影響測算年江蘇年度長協影響測算資料來源：江蘇電力交易中心、天風證券研究所注：利潤測算默認核電成本不變，僅考慮51%股權和15%所得稅影響3

57、2請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明中國廣核的核電機組主要分布在廣東、廣西、福建、遼寧四個省份中國廣核的核電機組主要分布在廣東、廣西、福建、遼寧四個省份，2024M12權益裝機占比分別為65%、10%、8%、17%；從電價機制的梳理維度，我們嘗試梳理我們嘗試梳理20252025年廣東省電價對于中國廣核的影響。年廣東省電價對于中國廣核的影響。4.1.2 中國廣核：廣東市場化電量快速擴容，電價機制更加友好中國廣核：廣東市場化電量快速擴容，電價機制更加友好圖：圖：中國廣核中國廣核24M1224M12分省份在運核電權益裝機（萬千瓦）及占比分省份在運核電權益裝機（萬千瓦）及占比資料來源：wind、國

58、家原子能機構、國家核應急中心、中國廣核公告、中廣核電力公告、中國核電網、天風證券研究所公司公司機組機組裝機容量裝機容量（萬千瓦）（萬千瓦）型號型號管理裝機管理裝機（萬千瓦）（萬千瓦）持股比例持股比例權益裝機權益裝機（萬千瓦）（萬千瓦）控股子公司控股子公司大亞灣核電1、2號298.4M310196.887.5%172.20嶺澳核電站1、2號299M310198100%198.00嶺東核電站1、2號2108.7CPR1000217.4100%217.40陽江核電站1、2號2108.6CPR1000217.259%128.15陽江核電站3、4號2108.6CPR1000+217.259%128.15

59、陽江核電站5、6號2108.6ACPR1000217.259%128.15防城港核電站1、2號2108.6CPR1000217.237%79.50防城港核電站3、4號2118.76華龍一號237.537%86.93臺山核電站1、2號2175EPR35051%178.50寧德核電站1至4號4108.9CPR1000435.634%147.07聯營公司聯營公司紅沿河核電站1至4號4111.9CPR1000447.645%201.42紅沿河核電站5、6號2111.9ACPR1000223.845%100.71表：表：【中國廣核中國廣核】2024M122024M12在運核電機組在運核電機組資料來源：w

60、ind、國家原子能機構、國家核應急中心、中國廣核公告、中廣核電力公告、中國核電網、天風證券研究所33請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明20252025年廣東電力交易方案出臺，市場化電量快速增長，但電價機制相對年廣東電力交易方案出臺，市場化電量快速增長，但電價機制相對20242024年更加友好。年更加友好。p 市場化電量：市場化電量：2025年，安排嶺澳、陽江核電年度市場化電量約273億千瓦時（2024年僅安排195億千瓦時）；p 電價機制：單向差價合約機制：電價機制：單向差價合約機制：按照年月中長期市場交易均價與政府授權合約價格之差（為負置零）對授權合約電量進行單向差價結算回收，其中授權合

61、約電量為核電當月實際市場電量的90%，合約價格為核電核定上網電價；成本補償機制：成本補償機制：當年月中長期市場交易均價低于市場參考價時，核電機組按照核定上網電價、年月中長期市場交易均價中的較大值與市場參考價之差乘以系數k（暫取0.85）執行變動成本補償機制。4.1.2 中國廣核：廣東市場化電量快速擴容，電價機制更加友好中國廣核：廣東市場化電量快速擴容，電價機制更加友好圖：圖：20252025年核電電價機制相對更加友好（元年核電電價機制相對更加友好（元/千瓦時）千瓦時）資料來源：韶關市人民政府官網、儲能經緯公眾號、天風證券研究所注：橫軸為市場平均簽約電價，縱軸為相對應的核電結算電價34請務必閱讀

62、正文之后的信息披露和免責申明根據廣東電力交易中心，2025年廣東年度長協加權均價為0.3919元/千瓦時。我們由此測算嶺澳我們由此測算嶺澳/嶺東嶺東/陽江陽江1010臺機組市場化電量對收入、歸母凈利潤的影響分別為臺機組市場化電量對收入、歸母凈利潤的影響分別為-15.55-15.55、-9.91-9.91億元。億元。4.1.2 中國廣核：廣東市場化電量快速擴容，電價機制更加友好中國廣核：廣東市場化電量快速擴容，電價機制更加友好圖：圖：2022-20252022-2025年廣東年度長協電價年廣東年度長協電價資料來源：廣東電力交易中心公眾號、廣東省能源協會公眾號、儲能經緯公眾號、天風證券研究所35請

63、務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明除了電力交易方案的改變，我們認為核電行業除了電力交易方案的改變，我們認為核電行業20252025年值得期待的點有：年值得期待的點有：p 中國核電：中國核電：漳州1號+福清4號+漳州2號，協同貢獻2025年核電增量；p 中國廣核：中國廣核：惠州核電資產注入+遼寧輔助服務費用調降，或為2025年變量；p 電投產融：電投產融：國電投集團核電資產平臺，資產重組穩步推進。4.2 2025年核電行業邊際變化：裝機增長、輔助服務費用調降、資產重組年核電行業邊際變化：裝機增長、輔助服務費用調降、資產重組圖：我國核電行業在運核電機組資料來源：中國核能發展與展望(2021 年)

64、、中國經濟周刊、國家核安全局、中國核協公眾號、天風證券研究所圖：2008-2024年核電行業新增核準核電機組臺數資料來源：立鼎產業研究網、和訊新聞、中國核能行業協會、核電那些事公眾號、中國核電網、核能號公眾號、天風證券研究所36請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明中國核電中國核電20252025年核電新增電量可觀：年核電新增電量可觀：一、漳州一、漳州1 1號：號：2024年11月正式投產，預計2025年全年發電貢獻增量；二、福清二、福清4 4號：號：2024年由于小修長時間停機，并已于2024年10月成功并網恢復發電，預計2025年貢獻發電量；三、漳州三、漳州2 2號：號：公司2025年新增

65、機組，預計2025年投產。4.2.1 中國核電：漳州中國核電：漳州1號號+福清福清4號號+漳州漳州2號，協同貢獻號，協同貢獻2025年核電增量年核電增量核電機組核電機組裝機容量裝機容量 核準待建核準待建土建土建設備安裝設備安裝調試階段調試階段并網階段并網階段計劃商運時間計劃商運時間持股比例持股比例權益裝機權益裝機（萬千瓦）（萬千瓦）（萬千瓦）（萬千瓦）福建漳州核電福建漳州核電2 2號號121.2121.220252025年年51%51%61.8161.81海南小堆12.52026年100%12.50江蘇核電田灣7號126.52026年50%63.25遼寧核電徐大堡3號127.42027年54%

66、68.8江蘇核電田灣8號126.52027年50%63.25遼寧核電徐大堡4號127.42027年54%68.8浙江三門核電3號125.12027年56%70.06浙江三門核電4號125.12027年56%70.06遼寧核電徐大堡1號129.12028年54%69.71福建漳州核電3號121.22028年51%61.81徐大堡2號機組129.12029年54%69.71金七門1號機組121.5-50%60.75金七門2號機組121.5-50%60.75漳州4號機組121.2-51%61.81江蘇徐圩1號機組120.8-51%61.61江蘇徐圩2號機組120.8-51%61.61江蘇徐圩3號高溫

67、氣冷堆66.0-51%30.66圖：中國核電在建及核準待建核電機組資料來源：wind、中國核電公告、國際能源網、天風證券研究所注：部分項目進度根據公開資料整理，與實際情況或有偏差37請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明中國廣核中國廣核20252025年變量：惠州核電資產注入年變量：惠州核電資產注入+遼寧輔助服務費用調降。遼寧輔助服務費用調降。一、惠州核電資產注入：一、惠州核電資產注入：2025年從新增裝機的維度來看，惠州1號機組是中國廣核唯一新增商運機組。此外，根據同業競爭承諾，預計惠州核電需于2025年底前注入上市公司平臺、蒼南核電需于2026年底注入上市公司平臺。4.2.2 中國廣核：惠

68、州核電資產注入中國廣核：惠州核電資產注入+遼寧輔助服務費用調降，或為遼寧輔助服務費用調降，或為2025年變量年變量核電機組核電機組裝機容量裝機容量核準待建核準待建土建施工階段土建施工階段設備安裝階段設備安裝階段調試階段調試階段并網階段并網階段預期商運時間預期商運時間持股比例持股比例權益裝機權益裝機（萬千瓦）（萬千瓦）（萬千瓦）（萬千瓦）來自子公司來自子公司陸豐5號機組1202027年100%120.0陸豐6號機組1202028年100%120.0陸豐1號機組124.5-100%124.5陸豐2號機組124.5-100%124.5招遠1號機組121.4-100%121.4招遠2號機組121.4-

69、100%121.4來自合營企業來自合營企業寧德5號機組121.02029年51%60.5寧德6號機組121.0-51%60.5來自控股股東委托管理公司來自控股股東委托管理公司惠州1號機組112.62025年82%92.3惠州2號機組112.62026年82%92.3惠州3號機組120.9-100%120.9惠州4號機組120.9-100%120.9蒼南1號機組112.62026年46%51.8蒼南2號機組112.62027年46%51.8蒼南3號機組121.5-51%62.0蒼南4號機組121.5-51%62.0圖：中國廣核在建及核準待建核電機組資料來源：wind、國家原子能機構、國家核應急中

70、心、中國廣核公告、中廣核電力公告、中國核電網、中國新聞網、廣核惠州核電公司官網、天風證券研究所38請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明二、遼寧紅沿河核電輔助服務費用或下降二、遼寧紅沿河核電輔助服務費用或下降：東北擬重新制定輔助服務市場規則，或將降低輔助服務價格。p 2024年2月，國家發展改革委、國家能源局聯合印發關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知，文件提出：按照新能源項目消納成本不高于發電價值的原則，合理確定調峰服務價格上限，調峰服務價格上限原則上不高于當地平價調峰服務價格上限原則上不高于當地平價新能源項目的上網電價；新能源項目的上網電價；p 2024年9月東北能監局研究制定東北電

71、力輔助服務市場建設實施方案，以匹配頂層設計要求。4.2.2 中國廣核：惠州核電資產注入中國廣核：惠州核電資產注入+遼寧輔助服務費用調降，或為遼寧輔助服務費用調降，或為2025年變量年變量圖：東北輔助服務市場建設實施方案政策進度資料來源：國家能源局東北監管局、天風證券研究所39請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明2024年10月電投產融公告，擬通過發行股份方式購買 電投核能控股股權，同時置出電投資本控股控股股權，并將視具體情況募集配套資金。若資產重組順利完成，電投產融將實現金若資產重組順利完成，電投產融將實現金融資產置出、核電資產置入，成為國家電融資產置出、核電資產置入，成為國家電投集團核電運

72、營資產整合平臺，主業將聚投集團核電運營資產整合平臺，主業將聚焦焦“能源能源”領域。領域。4.2.3 電投產融：國電投集團核電資產平臺，資產重組穩步推進電投產融：國電投集團核電資產平臺，資產重組穩步推進圖：電投產融資產重組方案資料來源：電投產融公告、天風證券研究所40請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明2025年核電新機組有望抹平市場化電價導致的業績波動年核電新機組有望抹平市場化電價導致的業績波動從整體業績預判來看，中國核電和中國廣核的25年的業績有望表現平穩。2024年核電漲幅在子行業中排前列，我們認為主要系在紅利市場風格下，核電運營商的成長性和穩定性被市場充分認知；但進入四季度，下一年度的

73、市場化電價簽約時點逐步臨近，市場對核電投資情緒大幅回落。但從股價來看，核電股價雖有所回調、但幅度有限。我們認為對核電的估值不應過度悲觀：一方面，核電新機組的不斷投產，或將熨平市場化電量的擴容帶來的業績波動，同時市場化比例或有上限；另一方面，當利率持續下降，水電估值提升時，核電的估值水平也有望相應跟隨。建議關注：建議關注：【中廣核電力H】【中國核電】【中國廣核】4.3 展望展望2025年核電新機組年核電新機組有望有望抹平市場化電價導致的業績波動抹平市場化電價導致的業績波動請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明綠電綠電54142請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明電力企業主要依靠銷售電能量以獲取

74、收入：標桿電費部分由電網公司直接支付，通常在結算的次月支付，不存在應收賬款問題；可再生能源補貼收入部分通常無固定發放周期、且賬款回收的周期較長，已對部分綠電公司報表帶來顯著拖累。截至截至2424年三季年三季報，申萬光伏發電板塊的應收賬款周轉天數已達到報，申萬光伏發電板塊的應收賬款周轉天數已達到430430天，遠高于水電、火電行業。天，遠高于水電、火電行業。5.1.1 難題：可再生能源補貼基金的欠款金額不斷升高難題：可再生能源補貼基金的欠款金額不斷升高圖：過去五年申萬水/火/風/光板塊的現金收入比資料來源：Wind、天風證券研究所圖：過去三年申萬水/火/風/光板塊的應收賬款周轉天數資料來源：Wi

75、nd、天風證券研究所43請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明以太陽能（以太陽能（000591.SZ000591.SZ）為例，）為例，過去三年，公司各季度收取的國補資金情況波動非常明顯，通常下半年多于上半年；截至24年三季報，公司發電業務對應的應收賬款中，國補欠款占比高達94%。我們認為，靴子未落地（補貼核查工作未完全結束）和盤子不夠大（可再生能源基金補貼收支缺口較大），是補貼持續拖欠問題的一體兩面。換言之，解決可再生能源的補貼拖欠，既要加快落實存量項目的合規審查，也要持續拓展可再生能源基金的資金來解決可再生能源的補貼拖欠，既要加快落實存量項目的合規審查，也要持續拓展可再生能源基金的資金來源。

76、源。5.1.1 難題：可再生能源補貼基金的欠款金額不斷升高難題：可再生能源補貼基金的欠款金額不斷升高圖：太陽能（000591.SZ）過去三年各季度補貼發放情況資料來源：公司公告、天風證券研究所圖：截至24年三季報，太陽能（000591.SZ）發電業務對應的應收賬款結構分布資料來源：公司公告、天風證券研究所44請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明2022年3月，三部委聯合下發關于開展可再生能源發電補貼自查工作的通知，在全國范圍內開展可再生能源發電補貼核查工作，通過企業自查、現場檢查、重點督查相結合的方式，進一步摸清補貼底數，嚴厲打擊可再生能源發電騙補等行為。20222022年年1010月，月，

77、三部委曾發布了關于明確可再生能源發電補貼核查認定有關政策解釋的通知。從自查通知和解釋文件來看，沒有進入合規清三部委曾發布了關于明確可再生能源發電補貼核查認定有關政策解釋的通知。從自查通知和解釋文件來看，沒有進入合規清單的風光項目可能在合規性、建設指標、電量、電價、補貼資金和環保等六方面存在瑕疵，具體內容及潛在影響如下：單的風光項目可能在合規性、建設指標、電量、電價、補貼資金和環保等六方面存在瑕疵，具體內容及潛在影響如下：5.1.2 關注關注第二批可再生能源合規清單發放節奏第二批可再生能源合規清單發放節奏圖：未進入合規清單的項目的原因和潛在影響資料來源：風電順風耳公眾號、中國產業發展促進會生物質

78、能產業分會、天風證券研究所45請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明2023年1月，國家電網和南方電網公布了關于公布第一批可再生能源發電補貼合規項目清單的公告，共有7335個可在能源項目被納入第一批合規清單，其中國網6821個、南網514個。具體看各細分行業，以國網數據為例，光伏、風電、生物質項目的占比分具體看各細分行業，以國網數據為例，光伏、風電、生物質項目的占比分別為別為51%51%、36%36%、13%13%。我們核查項目總數？靜待第二批合規清單發放我們核查項目總數？靜待第二批合規清單發放5.1.2關注關注第二批可再生能源合規清單發放節奏第二批可再生能源合規清單發放節奏圖：國網公布的第一

79、批合規清單中，各類型項目個數資料來源：國網新能源云、天風證券研究所圖：國網公布的第一批合規清單中，各類型項目占比資料來源：國網新能源云、天風證券研究所46請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明我們認為，拉長時間來看，伴隨社會用電量增長，可再生能源附加收入將會持續增加，疊加存量項目的陸續退補，可再生能源基金的補貼缺口有望持續下降。但是，對蓬勃發展、快速放量的綠電行業來說，缺少的恰恰也是時間。當前，伴隨可再生能源行業高速發展，欠補問題已在制約可再生能源企業健康發展。當前，伴隨可再生能源行業高速發展，欠補問題已在制約可再生能源企業健康發展。部分企業應收賬款不斷提高，經營現金流持續緊張，資產負債率維持

80、高位，財務成本抬升；行業信心減弱，系統性風險加劇。5.1.2 綠電交易疊加專項融資，多措并舉補充可再生能源補貼資金綠電交易疊加專項融資，多措并舉補充可再生能源補貼資金圖：2023年申萬水/火/風/光板塊的自由現金流資料來源：Wind、天風證券研究所圖：過去三年申萬水/火/風/光板塊的應收賬款占凈資產資料來源：Wind、天風證券研究所47請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明我們認為，解決可再生能源企業發展困境，關鍵在于解決可再生能源補貼的資金來源。我們認為，解決可再生能源企業發展困境，關鍵在于解決可再生能源補貼的資金來源。而增量的資金，一方面可以依靠綠電交易，將部分補貼傳導至用戶側；另一方面則

81、可以通過兩網的可再生能源發展結算服務有限公司，以發債或貸款的形式，解決可再生能源發電補貼問題。5.1.2 綠電交易疊加專項融資，多措并舉補充可再生能源補貼資金綠電交易疊加專項融資，多措并舉補充可再生能源補貼資金圖：可再生能源補貼問題如何解決資料來源：天風證券研究所48請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明綠電交易相關機制逐步完善，綠電交易相關機制逐步完善，自2018年起綠電交易逐步在我國推行，后續多項政策出臺，其相關機制逐步完善。據關于享受中央政府補貼的綠電項目參與綠電交易有關事項的通知，享受國家可再生能源補貼的綠色電力，參與綠電交易時據關于享受中央政府補貼的綠電項目參與綠電交易有關事項的通知

82、，享受國家可再生能源補貼的綠色電力，參與綠電交易時高于項目所執行的煤電基準電價的溢價收益等額沖抵國家可再生能源補貼或歸國家所有；發電企業放棄補貼的，參與綠電交易的高于項目所執行的煤電基準電價的溢價收益等額沖抵國家可再生能源補貼或歸國家所有；發電企業放棄補貼的，參與綠電交易的全部收益歸發電企業所有。伴隨綠電交易的持續增長，有望對可再生能源基金的缺口帶來一定補充。全部收益歸發電企業所有。伴隨綠電交易的持續增長，有望對可再生能源基金的缺口帶來一定補充。5.1.2 綠電交易疊加專項融資，多措并舉補充可再生能源補貼資金綠電交易疊加專項融資，多措并舉補充可再生能源補貼資金圖：綠電交易歷史沿革資料來源：中國

83、能源信息網、中華人民共和國國家發展和改革委員會、北極星售電網、國家能源網、天風證券研究所49請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明從綠電交易的量上來看，從綠電交易的量上來看，自2021年9月開始，我國綠電交易市場不斷擴大。2023年綠電交易量相較2022年同比增長284.2%，2024年前10個月的交易量同比增長317%。從綠電交易的價格上來看，從綠電交易的價格上來看，綠電價格由兩部分組成，一是電能量的價格，二是其所具有的環境價值，后者就以環境溢價的形式展現。從購電企業的角度，購買綠電可以完成可再生能源消納任務，樹立企業綠色形象，生產具有綠色環境屬性的產品，在對外出口或向有綠電消納比例要求的采

84、購方供貨時增加競爭力。以江蘇省近三年為例，綠電價格均高于燃煤基準價，溢價在18%到20%之間。5.1.2 綠電交易疊加專項融資，多措并舉補充可再生能源補貼資金綠電交易疊加專項融資，多措并舉補充可再生能源補貼資金圖：2021年9月-2024年10月，我國綠電交易量資料來源：中電聯、天風證券研究所圖：江蘇省近三年綠電價格資料來源：北極星售電網、江蘇省發改委、天風證券研究所50請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明目前新能源發電消納方式包括三類：保障性收購、常規電能量市場化交易、綠色電力市場化交易。目前新能源發電消納方式包括三類：保障性收購、常規電能量市場化交易、綠色電力市場化交易。2021年4月，

85、兩部委發布關于進一步做好電力現貨市場建設試點工作的通知，提出引導新能源項目 10%的預計當期電量通過市場化交易競爭上網，市場化交易部分可不計入全生命周期保障收購小時數，盡快研究建立綠色電力交易市場，推動綠色電力交易。標志著開始正式從國家層面推動新能源電量入市。據國家能源局數據，截止截止2022023 3年底，國內年底，國內新能源市場化交易電量達到新能源市場化交易電量達到68456845億千瓦時，占新能源總億千瓦時，占新能源總發電量的發電量的47.347.3%。5.2 趨勢：新能源入市節奏加快，交易電量占比近半趨勢：新能源入市節奏加快，交易電量占比近半圖：當前國內新能源發電消納模式資料來源：北極

86、星太陽能光伏網、電力網、天風證券研究所51請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明我國新能源市場化交易進程或迎來進一步提速。我國新能源市場化交易進程或迎來進一步提速。目前，廣東、江蘇、浙江、山西、湖北、河北、新疆、陜西等區域均已公布2025年電力交易方案或優先購電計劃，我們對上述省份進行梳理，可以看到其文件中均對“新能源市場化交易”進行了較明確的表述。5.2.1“十四五末十四五末”將近，新能源市場化交易節奏或進一步加快將近，新能源市場化交易節奏或進一步加快圖：部分省份2025年新能源市場化交易相關規則資料來源：廣東省能源局、中國能源新聞網、浙江省發改委、中國儲能網、新疆發改委、河北省發改委、北極

87、星售電網、我的鋼鐵網、天風證券研究所區域區域相關表述相關表述廣東220kV及以上電壓等級的中調調管風電場站、光伏電站全部作為市場交易電源，參與中長期、現貨和綠電交易，原則上按實際上網電量的70%安排基數電量。有序推動滿足技術條件的110kV電壓等級集中式風電場站、光伏電站參與現貨，原則上按實際上網電量的90%安排基數電量；2025年底前實現全部110kV電壓等級的集中式風電場站、光伏電站參與市場交易。對于2025年1月1日起新增并網的110kV及以上電壓等級集中式光伏，原則上按實際上網電量的50%安排基數電量。鼓勵分布式新能源以聚合虛擬電廠方式參與現貨電能量交易和綠電交易。江蘇集中式光伏、風電

88、:優先組織未納入國家可再生能源電價附加補助政策范圍內的風電和光伏發電企業參與綠電交易，不參加綠電交易的集中式光伏、風電全年保量保價發電小時數分別為400、800小時。分布式光伏、分散式風電:成功核發綠證后，可直接參加綠電交易，或由分布式發電聚合商聚合參與綠電交易。浙江統調風電、光伏90%電量（暫定）分配政府授權合約，執行政府定價，10%電量通過現貨市場交易，自愿參與綠電交易。非統調風電、光伏自愿參與綠電交易，其中分布式以聚合方式參與山西支持新能源參與市場交易，自2025年1月起，分布式新能源可自愿選擇以獨立或聚合方式參與綠電、綠證交易，暫不承擔相關市場運營費用。湖北110千伏及以上新能源電站須

89、直接參與中長期及現貨交易，110千伏以下新能源場站直接參與市場交易或作為價格接受者。風電、光伏發電企業各月中長期交易凈合約電量(含綠電交易)折合利用小時數分別不超過35、60小時。新疆風電機組優先發電計劃電量248.82億千瓦時，普通風電項目保量保價優先小時數895小時，計劃電量241.56億千瓦時。太陽能發電機組優先發電計劃電量181.85億千瓦時，普通光伏項目保量保價優先小時數500小時，計劃電量176.01億千瓦時。冀南電網省調直調光伏省內市場化電量比例暫定為 60%，風力發電場站省內市場化電量比例暫定為30%。2025年10 千伏及以上工商業分布式光伏分階段參與市場，其中，1月1日開始

90、，首次并網的增量分布式光伏參與市場，7月1日開始，存量分布式光伏參與市場，上網電量入市比例暫定為20%。分布式光伏以聚合(直接)或接受市場價格模式參與市場。陜西納入規劃的集中式風電企業、集中式光伏發電企業及統調水電企業上網電量，除保障居民、農業用電及線損電量等對應的優先發電合同電量外，全部參與市場交易。光伏扶貧項目、光伏領跑者項目等按有關政策可暫不入市。鼓勵分布式新能源（含分布式光伏、分散式風電，下同）上網電量自愿參與電力市場交易，擴大綠色電力供給。省調調管的分布式新能源可直接參與批發市場交易，其他分布式新能源原則上主要以聚合方式參與交易。52請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明我們對上述省

91、份我們對上述省份20252025年和年和20242024年文件中年文件中“新能源市場化交易新能源市場化交易”的相關表述進行對比，可以看到，其入市節奏均有明顯的加快趨勢，的相關表述進行對比，可以看到，其入市節奏均有明顯的加快趨勢，具體來看：具體來看：集中式電站：集中式電站：規定市場化電量比例提高或保障性小時數（優發電量）降低；分布式電站：分布式電站：新增或明確電站參與市場機制，鼓勵分布式發電項目入市。5.2.1“十四五末十四五末”將近，新能源市場化交易節奏或進一步加快將近，新能源市場化交易節奏或進一步加快圖：部分省份20252025年和年和20242024年文件中年文件中“新能源市場化交易新能源

92、市場化交易”的相關表述對比的相關表述對比資料來源：廣東省能源局、中國能源新聞網、浙江省發改委、中國儲能網、新疆發改委、河北省發改委、北極星售電網等、天風證券研究所53請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明宏觀來看，國內經濟增速及投資壓力仍存宏觀來看，國內經濟增速及投資壓力仍存 根據十四屆全國人大二次會議審議的政府工作報告，2024年國內GDP增速目標為5%，根據Wind 數據，國內前三季度GDP同比增速為4.8%，同比降低0.4pct，單三季度GDP同比增速為4.6%，環比Q2降低0.1pct，同比降低0.3pct。根據Wind數據，2024年前11月社會融資規模為29.4萬億，同比增速為7.

93、8%，從增速來看，前11月與前10月持平，但同比下滑1.6pct。5.3 方向：央企投資力度有望加大，關注（海上）風電建設進展方向：央企投資力度有望加大，關注（海上）風電建設進展圖：國內GDP增速資料來源：Wind、天風證券研究所圖：2024年國內累計社會融資規模及增速資料來源：Wind、天風證券研究所54請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明細分至風電、光伏發電板塊：細分至風電、光伏發電板塊：從收益水平來看，從收益水平來看，一方面，在風機價格持續下滑的背景下，風電造價水平已顯著降低，根據國電投2024年新能源電站單位千瓦造價標準值，2024年平原地區風電站平均造價約4000-4500元/KW

94、，約為光伏電站的1.5倍，而根據Wind數據，2023年全國風電平均利用小時數約2225小時，約為光伏發電的1.7倍，因此我們認為風電項目運營效益優于光伏發電項目。5.3.1 風電投資收益率表現相對較優，投資力度有望繼續加大風電投資收益率表現相對較優，投資力度有望繼續加大圖：風、光發電成本造價（平原地區）及利用小時數對比資料來源：建材在線 服務號、Wind、天風證券研究所20242024年造價（元年造價（元/KW/KW）50MW50MW100MW100MW200MW200MW500MW500MW1000MW1000MW風電45244341420141214080光伏發電299628242806

95、27312712比例比例1.511.511.541.541.501.501.511.511.501.5020232023年利用小時數（年利用小時數（h h）風電2225光伏發電1328比例比例1.671.6755請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明細分至風電、光伏發電板塊：細分至風電、光伏發電板塊：另一方面，在新能源市場化交易持續推進及各省份普遍采取分時電價的背景下，新能源發電項目的電價不確定性增強，而對比風、光發電曲線，光伏發電出力曲線特征更為突出，僅日間可以進行出力發電，且大發時段多集中于午間，而夜間時段出力基本為零，在此情況下，一些省份的光伏發電市場化交易電價表現或相對較弱。根據我們整

96、理，20242024年上半年新疆、甘肅、冀南、黑龍江、年上半年新疆、甘肅、冀南、黑龍江、山東風電交易均價分別為山東風電交易均價分別為213.45213.45、270.87270.87、429429、312.01312.01、354.5354.5元元/MWh/MWh，光伏發電交易均價分別為，光伏發電交易均價分別為165.43165.43、181.92181.92、353353、308.78308.78、341.39341.39元元/MWh/MWh，風電交易電價具備明顯優勢。，風電交易電價具備明顯優勢。5.3.1 風電投資收益率表現相對較優，投資力度有望繼續加大風電投資收益率表現相對較優，投資力度

97、有望繼續加大圖：典型日內風光出力情況（MW）資料來源：考慮風光出力波動性的實時互補性評價方法劉永前等、天風證券研究所圖：2024年上半年部分省份風光發電交易均價資料來源：上海市太陽能學會、天風證券研究所56請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明細分至風電、光伏發電板塊：細分至風電、光伏發電板塊：分布式光伏方面，分布式光伏方面，20242024年年1010月分布式光伏發電開發建設管理辦法（征求意見稿）發布，分布式光伏入市節奏加快，電價及收月分布式光伏發電開發建設管理辦法（征求意見稿）發布，分布式光伏入市節奏加快，電價及收益不確定性增強。益不確定性增強。根據征求意見稿內容，分布式光伏發電項目可以獨

98、立或通過微電網、源網荷儲一體化、虛擬電廠聚合等方式公平參與電能量、輔助服務等各類電力市場交易，各地結合分布式光伏發電發展情況、電力市場建設進展等制定相應的配套政策。在當前戶用光伏基本不參與市場的情況下，未來分布式光伏項目收益率可能面臨較大沖擊。5.3.1 風電投資收益率表現相對較優，投資力度有望繼續加大風電投資收益率表現相對較優，投資力度有望繼續加大圖：分布式光伏參與市場化交易情況資料來源：低碳網、國際能源網、天風證券研究所57請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明當前存量海上風電裝機與預期目標差距較大，裝機空間仍待釋放當前存量海上風電裝機與預期目標差距較大，裝機空間仍待釋放根據2022全球海

99、上風電大會倡議，到“十四五”末，我國海上風電累計裝機容量目標達到1億千瓦以上，到2030年累計達2億千瓦以上，到2050年累計不少于10億千瓦。我們整理各省份“十四五”海上風電裝機規劃，合計目標新增規模超過50GW。而截至截至20242024年年9 9月，我國海上風電累計裝機規模僅月，我國海上風電累計裝機規模僅39.10GW39.10GW，20212021年至年至20242024年年9 9月新增月新增30.1GW30.1GW，與目標值仍有較大差距。，與目標值仍有較大差距。5.3.2 海上風電空間仍待釋放，未來投資有望推進海上風電空間仍待釋放，未來投資有望推進圖：全國及各省份海上風電裝機目標資料

100、來源：北極星風力發電網、廣東省人民政府、浙江省發改委、江蘇省中小企業公共服務平臺、上海市人民政府等、天風證券研究所區域時間文件表述裝機目標（GW）對應文件全國2022/11/11綜合當前發展條件以及我國實現碳達峰碳中和目標的要求，到“十四五”末，我國海上風電累計裝機容量需達到1億千瓦以上，到2030年累計達2億千瓦以上，到2050年累計不少于10億千瓦。1002022全球海上風電大會倡議廣東2022/4/13規?；_發海上風電，推動項目集中連片開發利用，打造粵東、粵西千萬千瓦級海上風電基地?！笆奈濉睍r期新增海上風電裝機容量約1700萬千瓦。17廣東省能源發展“十四五”規劃浙江2021/5/7

101、十四五”期間，全省海上風電力爭新增裝機容量450萬千瓦以上，累計裝機容量達到500萬千瓦以上.4.5浙江省能源發展“十四五”規劃江蘇2021/9/10江蘇省“十四五”規劃海上風電項目場址共28個，總規模909萬千瓦，規劃總面積為1444平方公里，場區均離岸10公里以上9.09江蘇省“十四五”海上風電規劃環境影響評價第二次公示上海2022/4/16風電發展海上為主、陸上為輔，因地制宜推動分散式風電開發，力爭新增規模180萬千瓦1.8上海市能源發展“十四五”規劃山東2022/2/10打造山東半島千萬千瓦級海上風電基地，聚焦渤中、半島北、半島南三大片區。到2025年，山東省海上風電力爭開工1000萬

102、千瓦、投運500萬千瓦5山東省可再生能源發展“十四五”規劃福建2022/5/21“十四五”期間增加并網裝機410萬千瓦，新增開發省管海域海上風電規模約1030萬千瓦，力爭推動深遠海風電開工480萬千瓦4.1福建省“十四五”能源發展專項規劃廣西2022/7/17“十四五”期間，力爭核準開工海上風電裝機規模不低于750萬千瓦，其中并網裝機規模不低于300萬千瓦3廣西可再生能源發展“十四五”規劃遼寧2022/1/1到2025年，全省海水淡化日產能力達到45萬噸以上，力爭海上風電累計并網裝機容量達到405萬千瓦4.05遼寧省“十四五”海洋經濟發展規劃河北2024/1/11要求2025年前省管并網60萬

103、千瓦，國管并網100萬千瓦1.6-合計50.14-58請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明受電價、用海問題等因素制約，受電價、用海問題等因素制約，20212021年搶裝潮后海上風電裝機增速顯著降低年搶裝潮后海上風電裝機增速顯著降低根據國家發展改革委關于2021年新能源上網電價政策有關事項的通知，2021年起新核準（備案）海上風電項目上網電價由當地省級價格主管部門制定，具備條件的可通過競爭性配置方式形成，上網電價高于當地燃煤發電基準價的，基準價以內的部分由電網企業結算。海上風電由國補逐漸走向平價，顯著影響其收益率水平。海上風電由國補逐漸走向平價，顯著影響其收益率水平。5.3.2 海上風電空間仍

104、待釋放，未來投資有望推進海上風電空間仍待釋放，未來投資有望推進圖：2019-2024年9月國內海上風電裝機及增速資料來源：國網新能源云、天風證券研究所59請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明受電價、用海問題等因素制約，受電價、用海問題等因素制約，20212021年搶裝潮后海上風電裝機增速顯著降低年搶裝潮后海上風電裝機增速顯著降低根據風芒能源，目前海上風電場開發進展緩慢的另一主要原因是用海沖突問題。目前海上風電場開發進展緩慢的另一主要原因是用海沖突問題。根據中華人民共和國軍事設施保護法規定，在劃定的軍事禁區和軍事管理區域內，禁止建造、設置非軍事設施，項目的開發建設不應影響、妨礙軍事設置的正常運

105、行，應按照有關規定對軍事保護區域進行規避。而海上風電場一旦涉及軍事區域，一般只能選擇避讓或重新規劃。除了軍事用海外，漁業海上風電場一旦涉及軍事區域，一般只能選擇避讓或重新規劃。除了軍事用海外，漁業用海、工礦通信用海、交通運輸用海、游憩用海等其他領域也在與海上風電爭奪用海權，用海沖突問題凸顯。用海、工礦通信用海、交通運輸用海、游憩用海等其他領域也在與海上風電爭奪用海權，用海沖突問題凸顯。5.3.2 海上風電空間仍待釋放，未來投資有望推進海上風電空間仍待釋放，未來投資有望推進圖：2019-2024年9月國內海上風電裝機及增速資料來源：國網新能源云、天風證券研究所60請務必閱讀正文之后的信息披露和免

106、責申明展望未來，伴隨海上風電造價降低及用海等制約問題逐步緩解，未來投資有望加速推進展望未來，伴隨海上風電造價降低及用海等制約問題逐步緩解，未來投資有望加速推進從經濟性來看，從經濟性來看，根據中國能源報數據，2021年底國內海上風電單位造價約15000元/KW，而根據國電投2024年新能源電站單位千瓦造價標準值，2024年國內海上風電單位造價已降至約9400-12000元/KW。海上風電造價成本降低有望帶動項目收益率水平提高。5.3.2 海上風電空間仍待釋放，未來投資有望加速推進海上風電空間仍待釋放，未來投資有望加速推進圖：2024年國內海上風電單位造價水平資料來源：建材在線 服務號、天風證券研

107、究所區域區域單位單位300MW300MW500MW500MW1000MW1000MW遼寧、河北及山東區域元/KW1097799819399江蘇、浙江區域元/KW11052100449455福建、粵東區域元/KW121321104910393粵西、廣西及海南區域元/KW1149010461983661請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明展望未來，伴隨海上風電造價降低及用海等制約問題逐步緩解，未來投資有望加速推進展望未來，伴隨海上風電造價降低及用海等制約問題逐步緩解，未來投資有望加速推進從推進節奏來看，2024年9月，江蘇省發布2024年江蘇省重大項目名單，其中明確將已競配完成的鹽城國信海上風電

108、、三峽海上風電、龍源海上風電列為全省標志性項目，我們認為用海問題等制約因素或將逐步得到緩解。我們認為用海問題等制約因素或將逐步得到緩解。我們整理各省份競配公告，我們整理各省份競配公告，20242024年浙江、上海、福建、遼寧等區域均有新增海上風電項目競配，未來海上風電投資有望提速。年浙江、上海、福建、遼寧等區域均有新增海上風電項目競配，未來海上風電投資有望提速。5.3.2 海上風電空間仍待釋放，未來投資有望加速推進海上風電空間仍待釋放，未來投資有望加速推進圖：部分省份“十四五”期間海上風電項目競配公告（不完全統計）資料來源：北極星風力發電網、舟山市發改委、象山縣人民政府、江蘇省發改委、上海市發

109、改委、福建省發改委等、天風證券研究所區域時間競配方案規模（GW）廣東2023/5/20廣東省2023年海上風電項目競爭配置工作方案23浙江2024/3/19舟山市普陀2#海上風電場項目競爭性配置公告0.42024/3/24象山3#海上風電項目配置公開詢比公告0.452024/4/6象山4-6#海上風電項目配置公開詢比公告1.65江蘇2021/11/19江蘇省2021年度海上風電項目競爭性配置公告2.65上海2022/9/28杭州灣海上風電項目競爭配置工作方案0.82024/3/20上海市2024年度海上風電項目競爭配置工作方案5.8福建2023/6/29福建省2023年海上風電市場化競爭配置公

110、告22024/11/23福建省2024年海上風電市場化競爭配置公告2.4廣西2022/6/17廣西海上風電示范項目投資主體競爭性配置公告2.7海南2022/2/28海上風電項目招商(競爭性配置)方案12.3遼寧2022/6/2大連市莊河海上風電場址V項目競爭配置工作方案0.252024/2/19-1.3山東2019/12/17山東省海上風電項目競爭配置方案-62請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明投資建議：綠電板塊具備投資性價比投資建議：綠電板塊具備投資性價比綠電的估值近幾年一直處于相對低位，主要原因有兩點：可再生能源補貼基金+新能源電價全面入市。我們認為，在2025年大的“化債”背景下，可

111、再生能源補貼基金的解決或加速。新能源電價全面入市是大勢所趨，但我們認為這種入市不是電價的顯著下滑，因為西部地區省份入市比例已處于較高水平，東部地區的新能源發電量占比低，入市電價的影響也較為有限。而綠電的估值處于相對低位，市場對不利因素的理解或已經基本反映，我們認為具備較高的投資性價比。建議關注：建議關注：【龍源電力龍源電力H】【】【大唐新能源大唐新能源】【】【新天綠色能源新天綠色能源H】【太陽能【太陽能】。5.4 展望展望2025年綠電具備投資性價比年綠電具備投資性價比請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明燃氣燃氣66364請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 20242024年氣量增速回顧

112、：年氣量增速回顧：根據國家發改委統計，2022年國內天然氣消費量同比增速自2000年以來首次轉負之后，2023年氣量增速實現同比+7.2%，2024年110月,全國天然氣表觀消費量3537.2億立方米，同比增長9.9%（其中2024年10月天然氣表觀消費量353.4億立方米，同比增長10.9%）。由此可見，國內天然氣需求在逐步恢復。6.1 氣量增速回顧與展望氣量增速回顧與展望圖：全國天然氣表觀消費量年度變化（單位：億立方米）資料來源：wind、天風證券研究所圖：全國天然氣表觀消費量月度結構（單位：億立方米）資料來源：wind、天風證券研究所65請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 20252

113、025年氣量增速展望：工業和天然氣發電或將是拉動天然氣消費量增長的主力（年氣量增速展望：工業和天然氣發電或將是拉動天然氣消費量增長的主力（20232023年兩個板塊用氣結構占比年兩個板塊用氣結構占比59%59%）。）。根據中國天然氣發展報告（2024），2023年全國天然氣消費結構中，工業燃料用氣恢復較快，同比增長8%，占比達到42%。主要受到工業生產提速的影響：其中輕工、冶煉、機械等傳統行業持續向好，鋰電池、光伏板等新興產業快速發展；氣電方面，2023年國內新增氣電裝機超過1000萬千瓦，總裝機規模達到1.3億千瓦，2023年發電用氣同比增長7%，用氣量占比達到17%。我們判斷2025年國內

114、天然氣消費的主要增量或將主要來自工業和氣電兩個板塊。6.1 氣量增速回顧與展望氣量增速回顧與展望圖：2023年國內天然氣消費量結構資料來源：中國天然氣發展報告（2024）、天風證券研究所圖：2010-2023年國內氣電發電量與氣電電量占比（單位：億千瓦時）資料來源：中電聯、wind、中國能源報微信公眾號、天風證券研究所66請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明在國家層面順價意見的指導下，2024年以來各省市紛紛開啟或加快價格聯動改革。截至2024年3月15日，粗略統計已出臺價格聯動機制文件或價格調整通知，涉及調整的市、縣級行政單位達約125個。2024年5月-11月，已發布順價政策的重點省會城

115、市包括南昌、烏魯木齊、鄭州、長沙等，省會城市的順價推進或將加快該省其他市縣的順價進度。6.2 順價情況梳理順價情況梳理表：2023年以來國內部分省份天然氣順價政策梳理資料來源：各省市發改委官網等、天風證券研究所發布時間級別區域政策名稱實施日期居民價格調整（元）2023.9省江蘇關于建立健全天然氣上下游價格聯動機制的實施意見自發布之日起-2023.10.6市蘇州調價通知2023.10.16一二三檔分別調整：0.27/0.32/0.412023.11.30省福建關于進一步做好建立健全我省天然氣上下游價格聯動機制工作的通知自發布之日起-2024.03.12市福州調價通知2024.04.120.452

116、024.03.15市深圳調價通知2024.03.160.312024.5.15市南昌管道天然氣上下游價格聯動機制的實施辦法(征求意見稿)2024.8.31-2024.6.12市烏魯木齊關于印發烏魯木齊市居民生活用氣階梯價格制度實施方案的通知2024.6.130.132024.8.15市天津關于公布城市燃氣管網居民天然氣銷售價格的通知2024.9.10.072024.10.8市鄭州調價通知2024.10.210.362024.11.21市長沙湖南省發展和改革委員會關于聯動調整長沙市中心城區居民用氣終端銷售價格的通知2024.12.10.1667請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 國際天然氣價

117、格回顧：國際天然氣價格回顧：根據中國天然氣發展報告數據，2023年中國天然氣進口占比42.4%，其中進口LNG占比25.2%，對外依存度較高。因此，國際天然氣價格的變動會對國內天然氣的進口成本產生影響。2024年JKM價格在一季度出現大幅下行，最低觸及7.7美金/mmbtu，打開了國內進口窗口；但是二季度開始，國際天然氣市場受到頻繁擾動，價格整體震蕩回升。二季度以來至11月末，JKM價格均值在12.6美金/mmbtu。預計2025年國際氣價仍會對供應端和地緣政治局勢保持較高的敏感性，價格或將維持震蕩趨勢。6.3 氣價、毛差回顧與展望氣價、毛差回顧與展望圖：2023年中國天然氣資源池結構資料來源

118、：中國天然氣發展報告（2024）、天風證券研究所圖：東北亞氣價JKM近兩年左右的走勢（單位：美元/mmbtu）資料來源：Bloomberg、天風證券研究所68請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 國內天然氣價格：國內天然氣價格：包括華潤燃氣、中國燃氣在內的部分全國大型城燃公司公布的24年上半年天然氣采購成本均有不同程度的下滑，其中華潤燃氣24年上半年的采購成本同比下降0.14元/方至2.94元/方，或從側面反映出以三大油為主的國內天然氣供應商在國內天然氣供應價格方面的松動。毛差變化：毛差變化：華潤燃氣/中國燃氣/香港中華煤氣在2024年上半年的毛差分別同比提升0.04/0.02/0.05元/

119、方。我們預計2025年國內天然氣總體供需形勢平穩，隨著下游順價的持續推進，毛差或將持續改善。6.3 氣價、毛差回顧與展望氣價、毛差回顧與展望圖：部分城燃公司天然氣采購成本變化（單位：元/方）資料來源：各家城燃公司官網、天風證券研究所圖：部分城燃公司銷氣毛差的變化（單位：元/方）資料來源：各家城燃公司官網、天風證券研究所69請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明2024年，天然氣行業面臨著房地產下行帶來接駁業務的增長壓力，同時能源價格高位對天然氣消費需求增長也形成抑制。我們預計2025年國內天然氣總體供需形勢平穩，隨著下游順價的持續推進，毛差或將持續改善。推薦標推薦標的：的：【華華潤燃氣潤燃氣】

120、【】【新奧能源新奧能源】【新奧股份新奧股份】（以上三個標的均與能源組聯合覆蓋）（以上三個標的均與能源組聯合覆蓋）6.展望展望2025年燃氣板塊年燃氣板塊請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明風險提示風險提示77071請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明宏觀經濟大幅下滑的風險宏觀經濟大幅下滑的風險：用電量與宏觀經濟息息相關，若宏觀經濟大幅下行，短期內全社會用電量增速恐會放緩，同時也會對天然氣需求量造成負面影響；政策推進不及預期或調整的風險政策推進不及預期或調整的風險：電力行業發展和政策走向具有較強的相關性，若未來容量電價、輔助服務、可再生能源補貼等政策推進不及預期或者有所調整，將會對行業及公司

121、情況產生一定影響。電價下調的風險電價下調的風險：電力是各公司主要銷售產品，若電價大幅下行，在同樣的電力銷售情況下，營收會受其影響而大幅下降。燃料成本大幅上漲的風險燃料成本大幅上漲的風險：若煤炭/天然鈾等原材料供給出現較大收縮，則可能導致價格大幅上漲，運營商盈利能力將出現較大幅度的下滑。新能源裝機增速不及預期風險：新能源裝機增速不及預期風險：伴隨新能源裝機規模和占比的持續擴張，其消納問題可能逐漸突出，疊加用海問題等邊際因素影響，后續裝機增速可能面臨下滑風險。電站造價提高風險：電站造價提高風險：風光電站上游設備價格存在波動性，同時面臨配儲帶來的成本抬升，未來電站造價可能出現波動。來水不及預期的風險

122、：來水不及預期的風險：降雨和來水對于水電發電量有重要的影響，若來水不及預期，會對水電企業的發電量和收入利潤造成一定影響。天然氣上游價格超預期波動的風險：天然氣上游價格超預期波動的風險：2025年國內外氣價若持續維持高位或者超預期波動，將會一定程度上對城燃企業的采購成本造成影響。測算存在主觀性，僅供參考：測算存在主觀性，僅供參考：本報告測算部分為通過既有假設進行推算，僅供參考。7.風險提示風險提示72請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 股票投資評級 自報告日后的6個月內，相對同期滬 深300指數的漲跌幅 行業投資評級 自報告日后的6個月內，相對同期滬 深300指數的漲跌幅 買入 預期股價相對

123、收益20%以上 增持 預期股價相對收益10%-20%持有 預期股價相對收益-10%-10%賣出 預期股價相對收益-10%以下 強于大市 預期行業指數漲幅5%以上 中性 預期行業指數漲幅-5%-5%弱于大市 預期行業指數漲幅-5%以下投資評級聲明投資評級聲明類別類別說明說明評級評級體系體系分析師聲明分析師聲明本報告署名分析師在此聲明：我們具有中國證券業協會授予的證券投資咨詢執業資格或相當的專業勝任能力，本報告所表述的所有觀點均準確地反映了我們對標的證券和發行人的個人看法。我們所得報酬的任何部分不曾與，不與，也將不會與本報告中的具體投資建議或觀點有直接或間接聯系。一般聲明一般聲明除非另有規定，本報

124、告中的所有材料版權均屬天風證券股份有限公司（已獲中國證監會許可的證券投資咨詢業務資格）及其附屬機構（以下統稱“天風證券”）。未經天風證券事先書面授權，不得以任何方式修改、發送或者復制本報告及其所包含的材料、內容。所有本報告中使用的商標、服務標識及標記均為天風證券的商標、服務標識及標記。本報告是機密的，僅供我們的客戶使用，天風證券不因收件人收到本報告而視其為天風證券的客戶。本報告中的信息均來源于我們認為可靠的已公開資料，但天風證券對這些信息的準確性及完整性不作任何保證。本報告中的信息、意見等均僅供客戶參考，不構成所述證券買賣的出價或征價邀請或要約。該等信息、意見并未考慮到獲取本報告人員的具體投資

125、目的、財務狀況以及特定需求，在任何時候均不構成對任何人的個人推薦?？蛻魬攲Ρ緢蟾嬷械男畔⒑鸵庖娺M行獨立評估，并應同時考量各自的投資目的、財務狀況和特定需求，必要時就法律、商業、財務、稅收等方面咨詢專家的意見。對依據或者使用本報告所造成的一切后果，天風證券及/或其關聯人員均不承擔任何法律責任。本報告所載的意見、評估及預測僅為本報告出具日的觀點和判斷。該等意見、評估及預測無需通知即可隨時更改。過往的表現亦不應作為日后表現的預示和擔保。在不同時期，天風證券可能會發出與本報告所載意見、評估及預測不一致的研究報告。天風證券的銷售人員、交易人員以及其他專業人士可能會依據不同假設和標準、采用不同的分析方法而口頭或書面發表與本報告意見及建議不一致的市場評論和/或交易觀點。天風證券沒有將此意見及建議向報告所有接收者進行更新的義務。天風證券的資產管理部門、自營部門以及其他投資業務部門可能獨立做出與本報告中的意見或建議不一致的投資決策。特別聲明特別聲明在法律許可的情況下，天風證券可能會持有本報告中提及公司所發行的證券并進行交易，也可能為這些公司提供或爭取提供投資銀行、財務顧問和金融產品等各種金融服務。因此，投資者應當考慮到天風證券及/或其相關人員可能存在影響本報告觀點客觀性的潛在利益沖突，投資者請勿將本報告視為投資或其他決定的唯一參考依據。THANKS73