【國金證券】電力行業培訓框架匯報

電力行業培訓框架匯報2025年3月29日11、電力公司研究框架：商業模式、核心跟蹤指標2、電力行業研究框架：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、長期關注收益結構轉型(2)水電:短期跟蹤來水、長期關注穩定盈利/分紅(3)

核電:短期跟蹤裝機、

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

3

29

2

框架摘要工商業用戶終端銷售電價構成數據來源:國金證券研究所2025

3

293

電力行業商業模式數據來源: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

以電新產業鏈的"新三樣"

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

經過測算,我們預計2023年"新三樣"的發展共新增耗電約1147億千瓦時、增速約59%、對2023年工業用電量的新增貢獻率達30%

;若假設24年各行業用電全年增速與1-9M24或1-10M24保持

一致,則預計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品能源消耗限額及計算方法》、北極星儲能網、中證網、

《發改環資函2023〕

218號》、《Energyconsumption

ofcurrent

and

future

production

of

lithium

ion

and

postlithiumionbattery

cells》、陽光工匠光伏網公眾號、《鋰離子電池正極材

料單位產品能源消耗限額及計算方法》、SMM、金融界、國際

鋁協、東方財富網、

BT財經、中國礦山設備網、

中國鋼鐵新聞

網、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

據此測算,四大高耗能24mm26年用電量增速2.3%

2.2%1.8%,

二產用電量增速5.6%3.7%

3.4%

雖然地產產業鏈相關需求下滑,但電新產業鏈、汽車制造等行業的快速發展對上游高耗能材料的需求支撐高耗能用電繼續穩健增長。

綜上,預測全社會用電量24mm26年同比增速為7.0%

5.7%

5.3%.四大高耗能用電預測結果全社會用電量預測結果資料來源: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

在國家能源轉型的"雙碳"

目標以及地方電力保供的責任驅動下,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 供應端:"十四五"以來電源工程的高投資將轉化為實物落地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

8000萬千瓦"。

然而根據我們統計的火電項目開工信息,2022年火電項目實際開工量不及預期

3Q22電力行業在"缺電"背景下迎來一次"保供"社會責任驅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經營承壓火電企業主觀建設積極性不足,

開工量回落。2023年年初以來市場煤價持續回落,

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

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

設立了能夠體現煤電對電力系統的

支撐調節價值的價格機制,增強了火電企業對于投資建設煤電項目回收合理回報的長期信心,4Q23煤電開工節奏

年內第二次提速。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

供應端:23年開工煤電項目規模超80GW,2025

3

29

91Q222Q223Q224Q221Q232Q233Q234Q231Q2480%60%40%20%

火電行業虧損面

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務營業成本的約87%。

電價和燃料價格是火電業績的主要催化劑。傳統電力系統中,電廠發電量以"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,因此火電企業在

煤價上漲時仍然存在成本傳導不暢的問題、

業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績催化劑以華電國際為例,上網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

其他生產費用l,0008006004002000數據來源:華電國際公司公告、

國金證券研究所3%

2%10

行業阝:供需格局、行業政策等

公司α

:

用煤結構

煤電一體(煤價上行周期),如國電電力

現貨為主

(煤價下行周期)

,如浙能電力數據來源: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,煤電聯營企業表現更佳;煤價下行周期,

市場煤占比更高的火電企業表現更加3,0002,000l,00086420

煤價:25年市場煤價中樞繼續下移,預計全年煤價中樞在750~770元/噸區間。

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

能力已顯著提升。而2015年供給側改革后,煤炭行業競爭格局大幅改善,疊加安監趨嚴常態化影響,l~3Q24煤炭開采和洗選行業產能利用率較22、

23年同期明顯下降,但1~9M24原煤累計產量仍然增長了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偏緊,貿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/噸后止漲,

并考慮市場煤價低于長協價后,

電煤長協履約或存在困難,預計25年煤價中樞約750~770元/噸。1~3Q24煤炭開采和洗選行業產能利用率較過去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:預計25年市場煤價中樞繼續下移,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)煤炭開采和洗選業產能利用率(%)來源:

ifind、國金證券研究所。

2019年,國家發改委發布《關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》,明確從2020年1月1日起,取消煤電價格聯動機制和燃煤發電標桿上網電價機制,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

后一次調價是在2017年。

煤電標桿電價核價時考慮了各地區煤炭價格差異及較先進機組的性能參數和單位造價,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、4次下調8月，全國除西藏、新疆外上調

下調

上調數據來源:各政府官網、國金證券研究所等132025

329

132004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

20187月山，西上、調江西、重慶、陜西、甘

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

福建、廣東下調上調上調下調下調下調

煤電業績是"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,燃煤發電量中長期電價的浮動區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,但波動范圍明顯寬于電價,由此導致煤電企業的業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"規定的市場化交易電價范圍的基礎上出臺煤電容量電價,為煤電企業成本疏導能力的改

善提供了機制。煤電行業歷史利潤和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據來源: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深化,適應火電定位轉型的價格機制日漸完善。火電收入構成由單一電量電費轉變為電量電費+容量電費+輔助服務費用,對應不同成本類型的合理收益回收。以山東電力現貨市場為例,《山東電力市場規則(試行)》

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

該基準電價基于發電主體出清結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的變化關系如下表所示。

根據我們對于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年各省區年度電價長協已出爐,上海、山東、湖北、河北、安徽等地降幅在2分/kwh以內。山東電力現貨市場中,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,燃料成本下收益率nt的變化關系行對應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

、《山東電力市場規則

(試行)》

、《山東電力市場參數(試行)

》、國金證券研究所。152025

329

15

電力業績三要素來看:

成本:水電成本以折舊和財務費用為主、穩定性較強。

發電量=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動;

利用小時數反映短周期來水豐枯情況,但可以發現長江電力的股價/估值與利用小時數的相關性較弱,但與新機組投產預期和電價上漲預期關聯性較強。

電價因各電站發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

對網"西電東送倒推上網電價<"點對網"西電東送倒推上網電價。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與利用小時數無明顯相關性iFind

中國水能資源經濟可開發空間有限,

目前水電開發率已過半。截至23年底,我國常規水電裝機規模已達約3.7億千瓦,

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

問題,常規開發模式借鑒價值有限,還需針對重點問題尋求水能發電方面的技術突破,使其滿足經濟性要求。目前我國常規水電開發率已過半

常規水電裝機規模(萬千瓦)剩余可開發空間(萬千瓦)2019

2020

202l

2022

2023數據來源:中電聯、中國電力網、國金證券研究所17

長期:水能資源供應量有限,行業先發優勢明顯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周期約5mm10年,期間現金流持續

凈流出,因此有較高的資金壁壘

水電站規模經濟效益顯著。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%。水力發電具備顯著的規模經濟效益

長期:開發前期投資成本巨大,規模經濟效益顯著數據來源:中國政府網、《水力發電設備和主要

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主體規劃裝機容量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）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、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、市)

河

流上建設的單站總裝機容量50萬千瓦及

以上項目由國務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主體主要為五

大發電集團和國投集團、

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權的上市公

司實際僅有長江電力、

國投電力與川投

能源、

華能水電

數據來源:北極星電力網、黃河公司官網、國家能源招標

網、貴州日報、國家能源局大壩安全監察中心、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電價（元/kWh）

長江電力因電站單體規模大(全球裝機規模前五大水電站中,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:水電行業的規模經濟效益還體現在消納方式上數據來源:

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、實現電力普惠,政府價格主管部門會在地區之間、

電壓等級之間、用戶之間調劑電價,從而降低欠發達地區、

居民生活和農業生產用電價格。截至目前,我國電價體系仍實行"雙軌制":推動工商業用戶

全部進入電力市場,但居民和農業用電繼續執行目錄銷售電價以云南和浙江為例,居民生活和農業生產用電價格顯著低于工商業電價云南省浙江省數據來源:北極星、云南/

212025

329

21

居民生活用電(一戶一表、第一檔)農業生產用電(不滿1kv)單一制工商業用電(1lM23電網代理購電電價、不滿1kv)10.80.60.40.20

我國居民人均用電量相比發達經濟體仍有較大增長空間,居民生活水平改善、

電氣化水平持續提高下,居民和農

業用電需求有望剛性增長

常規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業用電目前仍執行目錄

銷售電價,因此水電面對的是一個需求穩中有增、

電價穩定的下游。居民生活和農業生產等保障性用電需求有望持續增長常規水電的度電成本在所有電源中最低數據來源: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)

水電站固定資產投資成本高,投運后成本以折舊費用為主、屬于非付現成本。

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費用占營業總成本比2018~2023年可比上市水電公司折舊費占營業成本比數據來源:

iFind、

國金證券研究所

232025

329

23

長期:運營期16000l4000l20001000080006000400020000

固定資產、油氣資產、

生產性物資折舊財務費用其他費用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模式決定了水電站可源源不斷地創造充沛而穩定的現金流,水電企業凈現比普遍大于1。

穩定而充足的現金流不僅可以使水電企業維持較高的分紅比例,還能使其自然條件不利導致業績下滑的

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

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

2020

2021

2022

2023數據來源: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%

核電短期業績=裝機*利用小時數*（電價-成本）

利用小時數：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定性優于風光水,且主要位于沿海負荷中心,消納壓力較小,利用小時數穩定且更取決于換料大修節奏。

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：鈾燃料產業鏈簽訂長協,向集團內其他子公司采購燃料組件,平抑原料價格波動。

裝機：決定業績彈性的主要變量

。

"十五五"

密集投產。

核電長期投資價值=資本開支達峰后自由現金流改善+連續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：核電核準不及預期、核電建設進度不及預期、

電價下行超預期風險等。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)。短期看,

24年中核漳州1號與中廣核防城港

4號均有并網計劃,

有望帶來業績增量貢獻。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數據來源: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。

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

需求

(優先購電用戶)。

根據早年間發改委、能源局發布的《關于規范優先發電優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、

基荷容量之外的核電按保障核電安全消納的有關規定安排計劃。

因此,即使核電市場化逐步推行,"電量/電價雙穩"

的定位預計不會改變。

/

/

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

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、技術壟斷造就燃料端優勢，中核集團擁有國內唯一的核燃料制造、乏燃料處理產能

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全流程技術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）數據來源: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，核電成本結構穩定，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。

根據成本結構拆分情況,度電燃料成本接近22%,使得市場將核電與水電資產對標時有所擔憂。考慮到兩家運營+成本結構決定核電經營穩定性

/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數據來源:中電聯、中國廣核公司公告、國金證券研究所

29

度電固定資產折舊成本

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，行業再入發展期

日本福島事件影響消除+三代機首臺套并網+

"雙

碳"轉型,核準重啟。

未來接棒火電成為穩定的“基荷電源”，電量占比若

向世界平均水平看齊，應接近10%。19年后核準重啟核準+建設期影響下,核電于雙碳轉型的貢獻更多體現在"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。伴隨新投產新開建規模達到平衡+新核準

。

假設:(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%）。中核預計2030~2031年前后CAPEX達峰中廣核預計2030~2031年前后CAPEX達峰31數據來源: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:關注度電盈利

"微笑曲線"32數據來源: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:關注新技術發展

國內核電新技術投資圍繞核電“三步走”戰略，從三代核電（熱堆）到四代核電（快堆）到聚變堆。國內四代核電技術目前處于國際領先地位,

高溫氣冷堆已商用并完成了第二臺機組核準(電-汽聯供)

,落地最快;中核玲瓏一號SMR商用堆(全球首個)

預計于2026年

并網,將是下一個重點落地項目。此外,聚變堆預計于2050年建成商用堆。

核電技術的發展來看,當前三代技術成熟、四代核電試點,均為核裂變路線下的技術迭代。

國際原子能機構(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。核電技術路徑圖譜來源:中國能源報、中新網、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外電量市場交易價保障小時數外電量市場交易價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）產業鏈降本+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):全電量根據所在資源區的"標桿電價"收購,"標桿電價"

與當地燃煤標桿電價(現稱燃煤基準電價)差值為財政補貼。"標桿電價"經歷多輪下調,使得機組在不同并網時點所獲補貼有別,但

原則上執行該電價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(元/kwh)類資源區(元/kwh)Il類資源區(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、、國金證券研究所 LCOE-

中國戶用屋頂光伏LCOE-

中國工商業屋頂光伏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/kwh)類資源區(元/kwh)類資源區(元/kwh)IV類資源區(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）產業鏈降本+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):全電量根據所在資源區的"標桿電價"收購,"標桿電價"與當地燃煤標桿電價2025

3

29

資料來源:IRENA、北極星電力網、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

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

329

37

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

1M19明確了保障利用小時數內的電量由電網保量

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年后平價機組為當地燃煤基準價。由于各地價

格分化、

搶占優質資源區位變得重要。(2)保量限價部分:保障利用小時數外的電量由電網保量收購、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(燃煤基準價反映當地煤電邊際成本+穩定出力價值)。21年前帶補貼機組可額外獲得"綠電標桿電價-當地燃煤電價"的固定財政補貼)。各地燃煤基準價分化、搶占優勢資源區位的重要性上升382025

3

29政策名稱政策內容9M24《可再生能源綠色電力證

書核發和交易規則》(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量、價格及交割時間等條款。現階段綠證僅可交易一次7M24《電力中長期交易基本規

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、售方僅可分別轉讓一次(3)環境價值不納入峰谷分時機制及力調電費結算,不設置價格上下限(4)提供綠電交易憑證

環境溢價(統計口徑為:綠電交易結算均價

-燃煤基準價,元/Mwh)

環境溢價

綠電交易結算均價(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