电力行业电改加速深化预期有望趋稳

目 录1、行业回顾：红利风格整体表现不佳，电力需求维持高景气 4、市场表现：红利风格整体表现不佳，公用事业板块跑输沪深300 4、电力供需：预计十五五维持“宽电量、紧电力，综合电价有望企稳 4、工程投资：电源投资维持高位，电网投资持续高增 72、火电：动力煤价格触底回升，有望带动电价企稳 83、水电：经营稳健，低利率环境下具备长期配置价值 134、核电：市场化比例逐渐提升，天然铀价格波动影响较小 165、绿电：市场化改革进入深水区，风电政策底已现 206、电网设备：国内投资结构分化，一次设备出口同比高增 257、受益标的：关注火电盈利弹性、优质风电和电力设备出海机会 288、风险提示 30图表目录图1：2025年初至月25日，公用事业行业累计涨幅2.9% 4图2：2025年初至月25日，火电和光伏发电行业涨幅居前 4图3：2025M1-10我国全社会用电量8.62万亿千瓦时，同比增长4.8%（单位：亿千瓦时） 5图4：2025M1-10我国第二产业用电量在全社会用电量中占比63.5%（单位：亿千瓦时） 5图5：截至2025M10，全国新能源装机容量占比46.1%（单位：GW） 5图6：2025M1-10全国新能源发电量占比16.4%（单位：万亿千瓦时） 5图7：2025Q1-3我国主要发电企业电力工程投资完成额5987亿元，同比增长0.5% 7图8：2025Q1-3我国电网投资完成额4378亿元，同比增长9.9% 7图9：截至月21日，CCI动力煤大宗价格831元吨，较6月末上升200元吨（单位：元吨） 8图10：2025年月，广东月度交易均价372.41元兆瓦时，环比提高0.05元兆瓦时 8图2025年月，江苏月度集中竞价出清价格355.95元/兆瓦时，环比提高15.18元/兆瓦时 8图12：2025年9月，山东月度交易均价354.16元/兆瓦时，环比降低10.55元兆瓦时 9图13：2025年9月，甘肃省内中长期交易均价221.65元/兆瓦时，环比提高4.48元/兆瓦时 9图14：2025Q3多数省份点火价差环比下降（单位：元兆瓦时） 10图15：2025Q3多数省份单位装机点火差收益环比提升（单位：元千瓦） 图16：2025年三季度三峡水库入库流量均值2.07万立方米秒，同比偏丰0.76%（单位：万立方米/秒） 13图17：截至2025年三季度末，三峡水库水位171.26米，同比提高9.02米（单位：米） 13图18：2025年前三季度，长江电力发电量2351.26亿千瓦时，同比基本持平 13图19：2025年前三季度，华能水电所属水电站发电量916.49亿千瓦时，同比增长10.3% 14图20：2025年前三季度，雅砻江水电发电量713.08亿千瓦时，同比减少0.8% 14图21：IRI预计2026年初ENSO恢复中性的概率较大 14图22：2018-2024年，多数时间水电股息率与国债到期收益率表现出较强的相关性 15图23：2024H2水电股息率与国债收益率净息差开始走阔 15图24：2021-2024年天然铀长协价格大幅上涨（美元磅） 16图25：2024年中国广核核燃料成本占营业成本的25.6% 17图26：2024年中国广核核燃料成本占营业收入的14.4% 17图27：核电上市公司燃料成本与铀价呈现一定的相关性（美元/磅，元兆瓦时） 17图28：中国核能行业协会预计未来十年天然铀价格进入缓慢上涨通道（美元/磅） 18图29：可再生能源补贴未能足额征收，2016年起每年未征收资金约300亿元 23图30：截至20251125，国网输变电设备集招金额累计787.47亿元，同比增长19.6% 25图31：截至20251125，国网特高压设备集招金额累计203.19亿元，同比增长13.3% 25图32：截至20251125，国网电能表集招金额累计93.13亿元，同比减少54.15% 25图33：2025Q1-3，三类电力设备出口总金额674.44亿元，同比增长35.2% 26图34：2025Q1-3，液体介质变压器出口金额315.82亿元，同比增长54.9%（亿元） 26图35：2025Q1-3，高压开关出口金额280.03亿元，同比增长32.6%（亿元） 26图36：2025Q1-3，电能表出口金额78.58亿元，同比减少6.0%（亿元） 27表1：考虑电力供需平衡，我们预计未来一段时间内燃煤发电与燃气发电装机容量维持平稳增长 6表2：考虑电量供需平衡，火电利用小时数或将于2030年前后下降至3500小时左右 7表3：现役火电大多为2019年之前的存量机组，设备折旧到期时间在2030年前后（单位：万千瓦、亿元、年） 12表4：2026年，广东岭澳、阳江核电市场化电量进一步提升，变动成本补偿机制取消 16表5：天然铀价格每提高5美元磅，核电燃料成本增加1.87元/兆瓦时（美元/磅、元兆瓦时） 19表6：2016-2024年，中国广核单位发电燃料成本平均值为50.29元/兆瓦时（元兆瓦时） 19表7：136号文明确新能源可持续发展价格结算机制的电量规模、机制电价和执行期限 20表8：根据《关于调整风力发电等增值税政策的公告，陆上风电、核电增值税补贴退坡 21表9：山东、甘肃、新疆、云南4省完成136号文增量项目机制电价竞价（单位：亿千瓦时） 22表10：山东、甘肃增量项目机制电价竞价结果较燃煤基准价下浮较多（单位：元千瓦时） 22表汇总16家新能源发电板块上市公司2025中报披露的应收账款，约占当前市值的60.0% 24表12：多家上市公司8月收到大量可再生能源补贴（单位：亿元） 24表13：受益标的估值表 291、行业回顾：红利风格整体表现不佳，电力需求维持高景气、市场表现：红利风格整体表现不佳，公用事业板块跑输沪深30020251月5（2.9（1.9300（14.1+15.光伏发电（+4.0%）行业涨幅居前，核电（7.9、水电（5.9%、风电（3.1%）图1：2025年初至11月25日，公用事业行业累计涨幅2.9%80.0%70.0%60.0%50.0%40.0%30.0%20.0%10.0%有色金属有色金属电力设备计算机沪深300房地产-10.0%图2：2025年初至11月25日，火电和光伏发电行业涨幅居前沪深300 电力 火电 水电 核电 风电 光伏30.0%25.0%30.0%25.0%20.0%15.0%10.0%5.0%0.0%-5.0%-10.0%-15.0%、电力供需：预计十五五维持宽电量、紧电力，综合电价有望企稳电力需求平稳增长。2025M1-108.624.8%0.13、5.481.671.3510.6%3.9%8.9%6.9%202510月，857210.4%23.9%。图3：2025M1-10我国全社会用电量8.62万亿千瓦时，同比增长4.8%（单位：亿千瓦时）

图4：2025M1-10我国第二产业用电量在全社会用电量中占比63.5%（单位：亿千瓦时）0

全社会用电量 YoY

12.0%10.0%8.0%6.0%4.0%2.0%0.0%

第一产业 第二产业 第三产业 城乡居民生活02025101514.73443.8862.48590.39、88.7613.004.40104.22347.07GW40.4%1.7%15.7%新能源发电装机容量占比46.1%20251-108.065.21、1.13、0.40、0.840.4864.7%、14.0%4.9%、10.4%6.0%，新能源发电量占比16.4%。图5：截至2025M10，全国新能源装机容量占比46.1%（单位：GW）

图6：2025M1-10全国新能源发电量占比16.4%（单位：万亿千瓦时）0

火电 水电 核电 风电 光伏

火电 水电 核电 风电 光伏1086420从电力电量供需平衡表来看，十五五乃至更长时期里全国将呈现电量（能量）供需宽松，电力（功率）供需偏紧的格局，综合电价有望企稳。假设十五五期间全国最大用电负荷CAGR约为4.1%；此处引入保证出力系数（可控功率维度表征机组顶峰发电能力），假设火电、水电、抽水蓄能、核电、生物质能发电的置信容量系数均为1.0，风电、光伏发电保证出力系数分别为0.1、0.0；随着新能源装机维持快速增长、装机占比逐年提升，电力系统备用率（保证出力容量/最大电力负荷-1）此外，在惯性机组中，火电选址要求低于水电和核电且建设周期较短，从电力供需增长，通过新建60到100万千瓦的大型机组和淘汰30万千瓦以下机组来实现。电力供需平衡表单位 202020212022电力供需平衡表单位 202020212022202320242025E 2026E2027E2028E2029E2030E全社会用电量亿千瓦时 83128863729224198521103940109085113944118513122790126777/3.1%10.3%3.6%6.7%6.8%5.5%5.0%4.5%4.0%3.6%3.2%用电量年增长 亿千瓦时8018324458696280541951454860456942773988统调最大负荷 亿千瓦10.7611.9212.9013.4014.5015.5016.5217.5418.5819.6220.67/2.3%10.8%8.2%3.9%8.2%6.9%6.6%6.2%5.9%5.6%5.3%最大负荷年增长 亿千瓦1.160.980.501.101.001.021.031.041.041.05火水核备用率/51.1%39.5%33.2%4.4%25.5%23.2%20.8%18.1%14.8%11.9%9.2%全电源备用率（含风/61.0%49.8%44.0%8.3%36.7%35.1%33.5%31.5%28.9%26.5%24.4%累计装机容量亿千瓦（全电源合计）21.6223.3525.0828.6432.8837.4941.8445.8449.4752.8556.01燃煤 亿千瓦10.8011.0911.2411.6511.9512.5513.0513.4513.7514.0514.35燃气 亿千瓦0.981.091.151.261.441.641.842.042.142.242.34常规水电 亿千瓦3.393.553.683.713.773.823.924.024.124.224.32抽水蓄能 亿千瓦0.310.360.460.510.590.690.790.890.991.091.19核电 亿千瓦0.500.530.560.570.610.650.710.770.891.011.13风电 亿千瓦2.823.283.654.415.216.317.468.679.9511.2912.69光伏 亿千瓦2.533.073.936.098.8711.3713.5715.4717.0718.3719.37生物质能 亿千瓦0.300.380.410.440.460.480.510.540.570.600.63年新增装机容量亿千瓦（全电源合计）1.911.731.733.564.254.614.354.003.623.393.15燃煤 亿千瓦0.390.290.150.410.300.600.500.400.300.300.30燃气 亿千瓦0.080.110.060.110.180.200.200.200.100.100.10常规水电 亿千瓦0.140.160.130.030.060.050.100.100.100.100.10抽水蓄能 亿千瓦0.010.050.100.050.080.100.100.100.100.100.10核电 亿千瓦0.010.030.020.010.040.040.060.060.120.120.12风电 亿千瓦0.720.470.370.760.791.101.161.211.271.341.40光伏 亿千瓦0.490.530.862.172.772.502.201.901.601.301.00生物质能 亿千瓦0.070.080.030.030.020.020.030.030.030.030.03（不含抽蓄）电抽蓄生物质能、国家能源局、中电联化和海风开发，利用小时数趋于稳定；光伏受限于消纳条件，利用小时数逐年小幅下降。从电量供需平衡角度测算，考虑容量市场和辅助服务市场顺利建成且机制公允，预计十五五期间火电利用小时数逐年小幅下降，预计将于2030年下降至3500小时左右。电量供需平衡表单位202020212022202320242025E 2026E 2027E电量供需平衡表单位202020212022202320242025E 2026E 2027E2028E 2029E 2030E全社会发电量（全社会用电量）亿千瓦时7511083128863729224198521103940109085 113944118513122790126777燃煤亿千瓦时4546250430523125407353930533205257351928511695042649662燃气亿千瓦时25663056279030603395458351435703598362636543常规水电亿千瓦时1295512858125461161112627126061293613266135961392614256核电亿千瓦时37184155422943654673495953835800666275118349风电亿千瓦时583673328116982011077132441567018217208912369926647光伏亿千瓦时324636605249783810736133081534116871179331856518801生物质能亿千瓦时13261637112914752083192020402160228024002520利用小时数（全电源综合）小时34743560344532212996277226072486239623232264燃煤小时42104547465346424513424940293861372135893461燃气小时26182814242924362363280028002800280028002800常规水电小时38273622341231333349330033003300330033003300核电小时74537802761676707683765076007550750074507400风电小时20732232222122252127210021002100210021002100光伏小时1281119413371286121111711131109110511011971生物质能小时44924310273233414529400040004000400040004000、国家能源局、中电联、工程投资：电源投资维持高位，电网投资持续高增202559870.5%水电//风电/1269/634/991/1489/1604+45.8%/+1.5%/+23.4%/+9.9%/-30.4%。2025年前三季度，我国电网投资完成额4378亿元，同比增长9.9%。图7：2025Q1-3我国主要发电企业电力工程投资完成额5987亿元，同比增长0.5%

图8：2025Q1-3我国电网投资完成额4378亿元，同比增长9.9%0

电源工程投资额（亿元）

60%50%40%30%20%10%0%-10%-20%-30%

0

电网工程投资额（亿元）

20%15%10%5%0%-5%-10% 2、火电：动力煤价格触底回升，有望带动电价企稳2025Q3反）694元/189元/吨。2025Q3反弹，CCI动力煤（5500）677元/34元吨；截至11月21日，CCI动力煤（5500）大宗价格831元/吨，较6月末上升200元/吨。电煤中长期合同价格采用基准+浮动的形成机制，基准价与浮动价权重各50%；2023-2025年下水动力煤（5500）中长期合同基准价为675元/吨，浮动价取几种煤炭综合价格指数均值，长协价格波动较小。图：截至月21动力煤大宗价格831元6月末上升200元（单位：元吨）CCI动力煤长协指数:5500 CCI动力煤综指数:5500 CCI动力煤大指数:55002020-012020-042020-012020-042020-072020-102021-012021-042021-072021-102022-012022-042022-072022-102023-012023-042023-072023-102024-012024-042024-072024-102025-012025-042025-072025-102023年底至20252025年795.0元2.80元2025372.41元/0.05元/2025年155.5元5.18元20259354.16元/10.55元/9221.65元/4.48元/送电量交易均价239.73元/兆瓦时，环比降低19.14元/兆瓦时。图10：2025年11月，广东月度交易均价372.41元/兆瓦时，环比提高0.05元/兆瓦时

图11：2025年11月，江苏月度集中竞价出清价格355.95元/兆瓦时，环比提高15.18元/兆瓦时600.0550.0500.0450.0400.0350.0300.0

广东省电力市场月度综合价（元/兆瓦时）广东省电力市场年度长协价（元/兆瓦时）

江苏省电力市场月度集中竞价出清价格（元/兆瓦时）江苏省电力市场年度长协价格（元/兆瓦时） 广东电力交易中心公众号 中电售电公众号图12：2025年9月，山东月度交易均价354.16元/兆瓦时，环比降低10.55元/兆瓦时

图13：2025年9月，甘肃省内中长期交易均价221.65元/兆瓦时，环比提高4.48元/兆瓦时

山东电力市场中长期交易平均电价（元/兆瓦时）2025-12025-22025-32025-42025-52025-62025-72025-82025-9

甘肃省内中长期交易均价（元/兆瓦时）甘肃外送电量交易均价（元/兆瓦时）奥信光智能公众号 甘肃电力交易中心有限公司公众号2015年，国家发改委发布《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》（发改价格〔2015〕3169号）明确以中国电煤价格指数2014年各省（价区）平均价格作为基准煤价，与之对应的上网电价为基准电价；各省电煤到厂价指数（5000动力煤）按月发布。2019年，国家发改委发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价格规〔2019〕1658号），明确从2020年1月1日起不再实行煤电标杆电价，改为基准价+上下浮动的市场化价格机制，各省电煤到场价停止披露。为量化各省煤电燃料成本，我们以2019年12月为基期，假设到厂煤中85%为长协煤，15%为现货煤，通过CCI大宗和CCI长协价格指数区间变动幅度来估算2020年至今各省电煤到厂价水平，即：=85%×CCI长协变动幅度+15%×CCI大宗变动幅度尽管电力市场中年度长协交易占比更高，但是由于该电价数据不透明，点关注变化方向和幅度而非绝对额，除山东、江苏、广东三省使用市场化交易均价20242024-2025/从历史数据来看，各省点火价差数据存在较大差异。北方产煤区（古、新疆、陕西、环渤海地区（河北、天津、辽宁、中部地区（北）以及东部地区（上海、江苏、浙江、广东）广西点火价差偏低且波动较大。从边际变化来看，2025Q3多数省份点火价有所下降。图14：2025Q3多数省份点火价差环比下降（单位：元/兆瓦时）省（市、区）2022202320242025Q12025Q22025Q32025Q3环比海南192.66210.89208.82213.81250.21278.9528.74上海192.72156.82154.93147.14189.56193.674.11天津152.87139.78126.33172.45206.72184.99-21.73冀北115.92121.39132.03174.17188.33178.59-9.74重庆69.70101.02118.12130.57164.26190.4526.19蒙西122.79118.15120.87150.44191.50175.97-15.53辽宁67.2867.17105.44157.77173.89164.61-9.29河北96.90119.77125.31168.01176.73164.75-11.98山西139.77143.71136.93196.38169.15156.77-12.38蒙东110.14102.5994.45121.64152.78149.14-3.64河南107.35115.92103.98134.20180.43150.06-30.37新疆79.5185.2491.86108.52144.24144.780.54吉林86.4496.33101.30140.15146.40142.86-3.54贵州50.5690.9762.8795.40127.04141.7514.71湖南65.38101.4797.57115.27170.12133.72-36.40陕西111.21120.03126.64106.27127.93125.06-2.87黑龙江62.9961.1275.64104.24129.62117.39-12.23浙江136.99142.35129.4594.73128.66114.93-13.73江西77.1187.0281.4794.57115.88110.60-5.27安徽84.7287.1690.3682.86112.59104.50-8.09福建82.3589.48104.4294.79135.35102.12-33.23江苏118.50116.85105.46108.04107.1295.65-11.48湖北114.57119.06104.4175.88114.75101.55-13.20宁夏53.5949.3277.4893.48104.0493.67-10.36山东27.8322.2653.0979.76106.2690.31-15.94广西-98.83-5.4013.95-1.0857.32104.6547.33广东148.69137.3080.7962.7792.0985.97-6.12青海-98.50-60.04-19.2627.4694.7198.884.17甘肃14.2825.9724.5543.7869.9835.23-34.76云南-103.70-73.2915.9316.9952.7160.888.17四川6.5710.3020.9681.5986.32-26.57-112.89、中电售电、广东电力交易中心等 （注：不同颜色的突出显表示北方产煤区、环渤海地区、东部地区三类地区）从单位装机的点火差收益（点火差×利用小时）的边际变化来看，2025Q3多数省份火电利用小时数的提高冲抵了点火差下降的影响，机组单位盈利环比向好。图15：2025Q3多数省份单位装机点火差收益环比提升（单位：元/千瓦）省（市、区）2022202320242025Q12025Q22025Q32025Q3环比海南739.62777.75758.95164.11187.56219.3431.78上海699.00590.26621.17149.97154.80226.7571.94天津563.93534.81477.05146.14142.04174.2632.22冀北489.39528.07578.55191.69172.66200.2227.56重庆332.19496.10612.56174.07178.32215.3136.99蒙西614.82598.30617.49171.00204.01238.7534.75辽宁228.89217.82315.55129.89112.76134.6721.91河北409.11521.02549.11184.91162.02184.7022.68山西627.56657.47607.53211.61152.27178.2325.96蒙东551.47519.54482.54138.26162.76202.3539.59河南389.25408.29385.64116.30139.97173.2833.31新疆407.55454.99480.10139.40144.08167.6523.58吉林297.52348.41340.25127.4993.39123.8130.42贵州195.46413.03271.40122.33129.68111.56-18.12湖南269.94427.09343.13104.40114.90123.578.67陕西536.59572.31597.54116.84119.10155.5736.47黑龙江207.67215.98258.07102.7194.8897.302.42浙江646.59679.60635.36102.65143.17169.1125.94江西372.60404.04377.78105.41119.02143.5724.55安徽414.60443.66461.3494.92117.60148.1030.51福建359.87428.17535.9086.35162.98152.98-10.00江苏526.04530.72484.64107.94107.29128.9321.64湖北529.67476.96425.3271.0299.18110.3811.20宁夏263.53242.27374.27115.10110.47119.448.98山东122.8996.44226.7879.6391.47100.328.85广西-388.12-25.1448.08-0.8543.9769.3725.40广东619.00571.04319.1649.6989.8693.183.32青海-400.12-241.77-62.0324.2350.3449.19-1.15甘肃72.58121.47106.8157.2260.8637.43-23.44云南-311.19-337.0068.2120.1653.4530.66-22.80四川28.4150.70100.60108.7572.03-24.94-96.97、中电售电、广东电力交易中心等 （注：不同颜色的突出显表示北方产煤区、环渤海地区、东部地区三类地区）中期来看，煤电机组折旧到期后有望释放较多利润。根据中电联《煤电机组灵302019122019-2024年，1.5414.8%折旧年限为20年，则我国大部分现役煤电机组折旧到期时间集中在2027年前后。20192019各公司2031年前后。2019-2024（20194.0元/220年5%4.8%200元千瓦。火电装机 火电装机火电装机增幅发电设备账面原值发电设备当期折旧发电设备累计折旧火电装机 火电装机火电装机增幅发电设备账面原值发电设备当期折旧发电设备累计折旧发电设备剩余折旧年限发电设备折旧到期时间（2019）（2024）（2019）（2019）（2019）（2019）（2019）华能国际9,92510,6657.5%4,8832012,412122031华电国际5,0115,73514.5%1,69379.5614142033华润电力3,0973,82623.5%1,57684599122031大唐发电5,1285,3814.9%1,945921,07592028建投能源8151,17744.4%24412111122031国电电力6,8747,4638.6%2,7861371,296112030内蒙华电1,0541,1408.2%43919230112030浙能电力3,1933,69515.7%8564353082027皖能电力9531,73682.2%1991089112030江苏国信1,1781,64339.5%33513133152034申能股份1,0481,18312.9%39117156142033合计/平均38,27415,3462031各公司3、水电：经营稳健，低利率环境下具备长期配置价值2.07/0.76%2003-202412.2%2025171.269.022003-202413.352058.896.4；2988.804.54%20252351.26图16：2025年三季度三峡水库入库流量均值2.07万立方米/秒，同比偏丰0.76%（单位：万立方米/秒）2020 2021 2022 2023 2024 20256.00-1月1日 2月1日 3月1日 4月1日 5月1日 6月1日 7月1日 8月1日 9月1日10月1日11月1日12月1日12月11月10月9月8月12月11月10月9月8月7月6月5月4月3月2月1月180.0170.0160.0150.0140.0130.0202520242023202220212020图18：2025年前三季度，长江电力发电量2351.26亿千瓦时，同比基本持平40003000200010000

长江电力-水电发电量（亿千瓦时） YoY2020 2021 2022 2023 2024

60%40%20%0%-20%长江电力公告澜沧江流域：根据华能水电公告，2025年前三季度澜沧江流域糯扎渡断面来水0.92025916.49838.410.9%。雅砻江流域：根据国投电力公告，2025年前三季度，雅砻江水电发电量713.08亿千瓦时，同比减少0.8%。图19：2025年前三季度，华能水电所属水电站发电量916.49亿千瓦时，同比增长10.3%

图20：2025年前三季度，雅砻江水电发电量713.08亿千瓦时，同比减少0.8%120010000

华能水电-水电发电量（亿千瓦时） YoY5%0%-10%

10000

雅砻江水电发电量（亿千瓦时） YoY5%0%-10% 华能水电公告 国投电力公告IRI预计2026年初ENSO恢复中性的概率较大。ENSO（厄尔尼诺-南方涛动）事件对我国气候具有重要影响。厄尔尼诺（ElNiño）事件通常导致中国南方地区冬季降水增加，北方地区出现干旱和寒冷天气；拉尼娜（LaNiña）事件则会带来中国北方地区的夏季降水增多和南方的干旱。NINO3.4指数是用来监测和分析ENSO事件的重要气候指标。据哥伦比亚大学国际气候与社会研究所IRI预测，2025年四季度拉尼娜概率持续降低，2026年一季度ENSO恢复中性概率较大。图21：IRI预计2026年初ENSO恢复中性的概率较大IRI（注：横轴坐标代表自2025年9月起的每三个连续月。）2018年起（2017年报发布后）水电行业盈利与分红趋稳，其后多数时间水电行业股息率与国债到期收益率之间表现出较强的相关性，呈现出类债券特征。为5t年的分红计算t+15t+242018年5月至2024年4月水电股息率与100.22%。图22：2018-2024年，多数时间水电股息率与国债到期收益率表现出较强的相关性水电行业股息率与10年期国债收益率息差 中债国债10年期到期收益率中债国债30年期到期收益率 水电行业股息率6.0%5.0%4.0%3.0%2.0%1.0%2014-012014-042014-012014-042014-072014-102015-012015-042015-072015-102016-012016-042016-072016-102017-012017-042017-072017-102018-012018-042018-072018-102019-012019-042019-072019-102020-012020-042020-072020-102021-012021-042021-072021-102022-012022-042022-072022-102023-012023-042023-072023-102024-012024-042024-072024-102025-012025-042025-072025-10-1.0%-2.0%-3.0%20242023.5-2024.469bp202510年期国债收益率均值较22Q4高点已下降46b8p图23：2024H2水电股息率与国债收益率净息差开始走阔水电行业息率10年期国债收益率息差 中债国债10年期期收率 中债国债30年期期收率 水电行股息率4.0%3.5%4.0%3.5%3.0%2.5%2.0%1.5%1.0%0.5%0.0%-0.5%4、核电：市场化比例逐渐提升，天然铀价格波动影响较小202510202620263122025年提升14.3%；项目 2025 2026表4：2026项目 2025 2026岭澳、阳江市场化电量 273亿千瓦时 312亿千瓦时按照年月中长期市场交易均价与政府授权合约价 按照年月中长期市场交易均价与政府授权合约价政府授权单向差价合约

格之差（为负置零）对授权合约电量进行单向差价格之差（为负置零）对授权合约电量进行单向差价结算回收，其中授权合约电量为核电当月实际市场结算回收，其中授权合约电量为核电当月实际市场变动成本补偿偏差考核

90%，合约价格为核电核定上网电价。k（暂取0.85）执行变动成本补偿机制。1.1。

电量的90%，合约价格为核电核定上网电价。核电机组不再执行变动成本补偿机制。继续执行发电侧中长期交易偏差考核。发电计划

在满足系统安全和电力平衡的基础上，按照多发满在满足系统安全和电力平衡的基础上，按照多发满发原则安排核电机组发电计划。广东电力交易中心公众号、广东省能源局官网

发原则安排核电机组发电计划。近期天然铀现货价格波动较大。2023年中至2024年中，长协铀价由56美元/磅大幅上涨至近80美元/磅，之后直至2025年中基本维持平稳运行；现货铀价波动较大。图24：2021-2024年天然铀长协价格大幅上涨（美元/磅）Cameco以中国广核为例，核电营业成本主要包含折旧、燃料、乏燃料处置、运维及其他四2044.425.61；2024659.32（假设其他业务毛利润=营业利润，此算法下核电毛利率较实际值偏低，核电业务营业利32.1%。图25：2024年中国广核核燃本占营业成本的25.6% 图26：2024年中国广核核燃本占营业收入的14.4%运维及其他,32.1%

固定资产折旧,31.4%

营业利润,32.1%其他费用和损益,-0.4%管理费用,

固定资产折旧,17.7%核燃料成本,14.4%乏燃料处

核燃料成本乏燃料处置运维及其他财务费用管理费用乏燃料处置,10.9%

核燃料成本,25.6%

4.1%财务费用,7.8%

运维及其他,18.1%

置,6.2%

其他费用和损益营业利润、中国广核公告 、中国广核公告核电企业与各自集团下铀业公司签订燃料供应长协，短期铀价波动影响有限。总产量的7202年产量255U，占5%102017-2024年，22.096.69215，而9.1%（Cameco）2021-2024铀价格大幅上涨，区间内现货价最大涨幅258.3%，长期价最大涨幅143.3%。而202120249.82.8。图27：核电上市公司燃料成本与铀价呈现一定的相关性（美元/磅，元/兆瓦时）

铀价-年度均值（左轴） 中国核电-单位燃料成本（右轴中国广核-单位燃料成本（右轴）20082009201020112012201320142015201620172018201920202021202220232024

60.055.050.045.040.035.030.0、各公司公告（025年1月浓缩供应短缺对铀市场的持续影响以及矿山成本中枢上涨的压力将为铀价起托底作用。预计现货、长期价格在未来均将保持向上态势，呈现有节奏的阶段性上涨，并在2030年前后突破90.00美元/磅。图28：中国核能行业协会预计未来十年天然铀价格进入缓慢上涨通道（美元/磅）

现货价格 长期价格969692857820242025E2026E2027E2028E2029E2030E2031E2032E2033E2034E2035E中国核能行业协会7.3。算法1g89kgUO81204013001kg360225505/6.2美元/3.8美元/兆瓦时；天然铀价格每上涨25美元，单位成本提高1.2美元/兆瓦时。120016000元/7500，3026元/60元/340元/下同5美元1.87元8038.5%天然铀价格6065707580859095100105110115120单位发电天然铀成本22.4天然铀价格6065707580859095100105110115120单位发电天然铀成本22.424.326.228.129.931.833.735.537.439.341.243.044.9单位发电燃料成本44.646.548.450.352.154.055.957.759.661.563.365.267.1单位发电营业成本201.8203.6205.5207.4209.2211.1213.0214.8216.7218.6220.5222.3224.2天然铀成本/营业成本11.1%11.9%12.7%13.5%14.3%15.1%15.8%16.5%17.3%18.0%18.7%19.4%20.0%燃料成本/营业成本22.1%22.8%23.5%24.2%24.9%25.6%26.2%26.9%27.5%28.1%28.7%29.3%29.9%天然铀成本/营业收入6.6%7.2%7.7%8.3%8.8%9.4%9.9%10.5%11.0%11.6%12.1%12.7%13.2%燃料成本/营业收入13.1%13.7%14.2%14.8%15.3%15.9%16.4%17.0%17.5%18.1%18.6%19.2%19.7%毛利率40.7%40.1%39.6%39.0%38.5%37.9%37.4%36.8%36.3%35.7%35.2%34.6%34.1%WNA从运营商历史发电成本来看，单位燃料成本变动幅度较小，且燃料成本倒算出的天然铀价格已经处于较高水平。2016-2024年中国广核单位发电燃料成本平均值为50.29元/75/10元/2016-202410元/201620172018201920202021202220232024单位发电收入349.78337.01201620172018201920202021202220232024单位发电收入349.78337.01336.38334.78335.08319.37349.73350.83345.54单位折旧50.4750.8550.7958.8858.4355.2656.0258.6561.12单位燃料成本52.4054.8953.5851.1447.6545.4650.3347.2449.91单位乏燃料处置13.219.639.7310.5712.1915.4419.7519.4021.28单位运维及其他57.8959.6156.9355.3762.5161.5962.4164.6862.59单位发电成本173.97174.98171.03175.96180.79177.75188.51189.97194.89毛利率50.3%48.1%49.2%47.4%46.0%44.3%46.1%45.9%43.6%中国广核公告5、绿电：市场化改革进入深水区，风电政策底已现20252（2025136后，在市场外建立差价结算的机制，纳入机制的新能源电价水平（价由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。连续运行地区，市场交易均价原则上按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定；电力现货市场未连续运行地区，市场交易均价原则上按照交易活跃周期的发电侧中长期交易同类项目加权平均价格确定。2025年6月11（2）机制电价，按现行价格政策执行，（3）目、已开展竞争性配置的海上风电项目，按照各地现行政策执行。2025年6月1（1户承受能力等因素确定。超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模可适当减（2）机制电价，组织已投产和未来12项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。竞价上限由省级价格主管部门考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，（3）期限，按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，间确定，入选时已投产的项目按入选时间确定。项目类型 2025年6项目类型 2025年6月1日以前投产的存量项目 2025年6月1日起投产的增量项目机制电量

各地妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策。新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年

各地根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定。各地每年组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制电价 按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价

机制执行范围的项目自愿参与竞价形成执行期限 按照现行相关政策保障期限确定。 按照同类项目回收初始投资的平均期限确国家发改委202510政策的公告》（财政部海关总署税务总局公告2025年第10号），2025年11月1日起，陆上风电不再实行增值税先征后退政策，风电或迎来政策底；2025年11月1日至2027年12月31日，海上风电增值税即征即退50%。2025年10月31日前已2008382025103110年11月1日后核准的核电机组，不再实行增值税先征后退政策。电源类型 新政策 原政策表8：根据《关于调整风力发电等增值税政策的公告》，陆上风电、核电增值税补贴退坡电源类型 新政策 原政策陆上风电 不再实行增值税先征后退 增值税即征即退50%（财税〔2015〕74号海上风电 2025年月1日至2027年12月31日增值税即征即退50% 增值税即征即退50%（财税〔2015〕74号）2025年10月31日前商运的机组按照原有政策执行；2025年1031正式商运起10核电征后退50%；20251日后核准的核电机组，不再实行增值税先征后退政策。国家税务总局

556100；第11至第15年返还55%；满15年以后，不再实行增值税先征后退政策。（财税〔2008〕38号）20251019413694.6781.7312.940.350.094元，0.123风电入选电量59.670.319元/千瓦时；光伏入选电量12.48亿千瓦时，出清价格为0.225元/千瓦时。云南光伏项目申报电价区间为0.22-0.3358元/千瓦时，风电项目申报电价区间为：0.18-0.3358元/千瓦时。出清结果为，光伏项目出清机制电价0.33元/kWh，风电项目出清机制电价0.332元/kWh；中标项目数量占总申报数量的96.22%，中标价格均接近最高限价。0.15~0.262元/0.252元/360.235元千瓦时。2025202561202512318.32026112026123115.20.2447元/下限0.1954元/千瓦时。第一批次竞价结果风光均为竞价下限0.1954元/kWh。表9：山东、甘肃、新疆、云南4省完成136号文增量项目机制电价竞价（单位：亿千瓦时）省份竞价范围风电光伏合计完成第一轮竞价-248.153.3301.4山东202559.6712.4872.2甘肃20253.46644.83368.3新疆2025～202618536221云南----正在竞价-471.5199.6824.2青海20256.3316.0822.41河北2025～2026465.18183.56648.74安徽2025～2026--90黑龙江2025～2026--63.04北极星电力市场网公众号表10：山东、甘肃增量项目机制电价竞价结果较燃煤基准价下浮较多（单位：元/千瓦时）省份燃煤基准价风电光伏机制电价降幅机制电价降幅山东0.39490.31919.20%0.22543.00%甘肃0.30780.195436.50%0.195436.50%新疆0.2620.2523.80%0.23510.30%云南0.33580.3321.10%0.331.70%北极星电力市场网公众号、北极星售电网根据现行政策，享受国家补贴的可再生能源项目，标杆电价与各地煤电标杆电价之差，由从全国销售电量中收取的可再生能源电价附加补足（农业生产和西藏用电免征，居民生活用电减征政策各地执行标准不同，为0~8厘/千瓦时）。《可再生能源法》实施以来，可再生能源电价附加标准历经五次调整，2006年最初征收标准0.001元/千瓦时，2016年提高至0.019元/千瓦时，这一标准维持至今。这使得十三五以来可再生能源电价附加征收额远低于实际需求，导致补贴缺口持续加大。同时，可再生能源附加电费未能足额征收，2015-2019年征收率不到85%，每年约有20009260亿元，2020年底缺口或突破3000亿元。当前补贴总需求已经收口。按照《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策20〕882号221年1月120222021风电光伏补贴需求的总盘子基本可以收口。224改委制定电价政策时依据的合理利用小时数核定中央财政补贴额度，同时明确了总补贴资金额度是合理利用小时数乘以年限20年。单个项目每年需要的补贴资金和未来项目寿命周期内所需要的全部补贴资金量基本明确，补贴资金上限收口。图29：可再生能源补贴未能足额征收，2016年起每年未征收资金约300亿元0

理论征收金额（亿元） 实际征收金额（亿元） 补贴征收比例100.0%80.0%60.0%40.0%20.0%0.0%20122013201420152016201720182019202020212022202320242022年三部委授权两大电网成立可再生能源发展结算公司，统筹解决补贴问题。2022年8月，国家发展改革委、财政部、国务院国资委授权两大电网公司设立北京、广州可再生能源发展结算服务有限公司，统筹解决可再生能源发电补贴问题。结算公司市场化运作，在财政拨款基础上，补贴资金缺口按照市场化原则通过专项融资解决，专项融资本息在可再生能源发展基金预算中列支。获得新能源补贴电费的结算。11-316202533.2%25.4%20252561.4%。当期新增应股票代码公司简称企业类型总市值 应收账款（与票据）营业收入累计应收/总市值当期新增应股票代码公司简称企业类型总市值 应收账款（与票据）营业收入累计应收/总市值收/当期营收1798.HK大唐新能源中央国有企业150.29243.7168.4540.7%162.2%2380.HK中国电力中央国有企业387.32363.91238.5819.9%94.0%0916.HK龙源电力中央国有企业527.31494.55156.5737.9%93.8%0579.HK京能清洁能源地方国有企业178.60159.72109.0017.9%89.4%000591.SZ太阳能中央国有企业175.33142.5226.9752.4%81.3%600821.SH金开新能地方国有企业105.8586.9319.2236.7%82.1%1811.HK中广核新能源中央国有企业102.6970.668.5780.8%68.8%601778.SH晶科科技民营企业120.3469.4021.2422.3%57.7%600032.SH浙江新能地方国有企业178.1995.1724.5538.7%53.4%0956.HK新天绿色能源地方国有企业185.2580.35109.044.8%43.4%601016.SH节能风电中央国有企业191.9283.7724.4431.2%43.6%600905.SH三峡能源中央国有企业1194.96496.51147.3633.2%41.6%000537.SZ中绿电中央国有企业172.9770.8123.3335.6%40.9%600163.SH中闽能源地方国有企业103.3333.577.9437.7%32.5%601619.SH嘉泽新能民营企业125.2438.8113.1035.5%31.0%600956.SH新天绿能地方国有企业349.7378.76109.046.6%22.5%合计4,249.342,609.141,107.4025.4%61.4%（注：总市值取2025年11月25日收盘价数据，应收账款、营业收入取2025中报数据）2025年9月，太阳能、吉电股份、林洋能源、晶科科技、金开新能等多家上市公司公告称，8月收到大量可再生能源补贴资金，同比大幅增长。可再生能源补贴有望陆续补发，缓解上市公司现金流压力。8月收到补贴1-8月累计收到补贴1-8月累计收到 8月收到补贴1-8月累计收到补贴1-8月累计收到 1-8月累计收到补贴占股票代码公司简称补贴同比2024全年补贴总额000591.SZ太阳能16.9223.19232.2%169.8%000875.SZ吉电股份9.1312.71154.2%135.4%601222.SH林洋能源2.033.06210.1%177.1%601778.SH晶科科技6.468.91248.0%166.0%600821.SH金开新能9.3912.14341.7%190.1%各公司公告6、电网设备：国内投资结构分化，一次设备出口同比高增202525543787479.6，////66.65/56.13/20.43/12.84/7.93亿元，同比增长47.1%/63.4%/34.9%/50.9%/45.0%；特高压设备集招金额累计203.1993.1354.15%，图30：截至20251125，国网输变电设备集招金额累计787.47亿元，同比增长19.6%国网输变电设备集招金额（亿元）250.00200.00150.00100.00-国家电网、电网设备公众号等图31：截至20251125，国网特高压设备集招金额累计203.19亿元，同比增长13.3%国网特高压设备集招金额（亿元）200.00150.00100.00-图32：截至20251125，国网电能表集招金额累计93.13亿元，同比减少54.15%140.00120.00100.000.00

国网电能表集招金额（亿元）2023-1 2023-2 2024-1 2024-2 2024-3 2025-1 2025-2 2025-3国家电网、中国仪器仪表协会公众号等2025Q1-3一次设备出口金额同比保持高增长。考虑液体介质变压器、高压开关、2025Q1-3674.4435.2%315.82280.0332.6%78.586.0%。图33：2025Q1-3，三类电力设备出口总金额674.44亿元，同比增长35.2%100.000.00

电力设备出口金额（亿元） 同比 环

250.0%200.0%150.0%100.0%50.0%0.0%-50.0%202101202103202101202103202105202107202109202111202201202203202205202207202209202211202301202303202305202307202309202311202401202403202405202407202409202411202501202503202505202507202509海关总署图34：2025Q1-3，液体介质变压器出口金额315.82亿元，同比增长54.9%（亿元）0.00

2021 2022 2023 2024 20251月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月11月12月海关总署图35：2025Q1-3，高压开关出口金额280.03亿元，同比增长32.6%（亿元）5.000.00

2021 2022 2023 2024 20251月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月11月12月海关总署图36：2025Q1-3，电能表出口金额78.58亿元，同比减少6.0%（亿元）8.006.004.000.00

2021 2022 2023 2024 20251月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月11月12月海关总署7、受益标的：关注火电盈利弹性、优质风电和电力设备出海机会电力行业：电改加速深化，预期有望趋稳，关注火电