一、行业总览——电动化尖峰化促容量稀缺，并购重组与电改深化

1.1 2019-2026年电力供需平衡测算

尖峰负荷/总有效装机容量从2019年91%升至2026年103%，供需逐年趋紧。假设火电有效系数90%、水电65%、风电5%、光伏0%、核电100%，总有效装机容量增速（4.6%-5.3%）持续低于尖峰负荷增速（6%-8%），预计尖峰负荷缺电现象更加常态化，火电作为支撑电源价值将得到体现。

1.2 累计装机容量增速VS用电量增速

江苏、浙江、安徽、山东、上海等区域电力供需更偏紧张。比较2024年1-10月累计装机容量增速与用电量增速，蓝色实线以下区域供需紧张，距离实线越远代表电力供需越紧。优质区域需求旺盛有成长，供需偏紧电价有支持，区域火电公司基本面更强劲。

1.3 公用事业各细分板块PB-ROE情况

截至2024年12月6日，公用事业板块PB 2.1，处于3年25%分位、5年35%分位、10年27%分位。2021年以来板块ROE持续提升（火电从-6.1%升至8.1%，水电从11.1%升至11.8%），资产质量持续向好，估值性价比显著，布局优质资产迎价值重估。

1.4 近期八大发电集团旗下资产重组案例

华电国际拟收购华电集团8处火电资产（约1597万千瓦），注入后装机提升至7442万千瓦；电投产融拟成为国电投核电资产整合平台；远达环保拟成为国电投水电资产整合平台。央国企加速整合优质电力资产，地方能源集团战略重组同样提速，公用优质资产价值重估进行时。

1.5 2023年以来电改重点政策梳理

2024年7月三中全会《决定》首次提出优化居民阶梯电价，推进竞争性环节市场化改革，建立全国统一电力市场。中电联发布《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》，明确2025年初步建成、2029年全面建成、2035年完善提升“三步走”战略。山西、广东、山东、甘肃和省间电力现货市场已转入正式运行。

二、火电——顶峰发电价值稀缺，关注区域电价α

2.1 2025年中国火电利用小时数增速敏感性测算

综合考虑2025年用电量增速与水电机电小时数，测算火电利用小时变动范围-1.0%至+3.0%。水电利用小时数3200-3600小时、用电量增速5.0%-6.6%情景下，火电利用小时增速在-1.0%至+3.0%之间，火电发电量增长有支持，利用小时数维持稳定。

2.2 全国各地区容量电价分布

2024-2025年煤电容量电费补偿比例各地差异明显，湖南0.035元/度、吉林0.031元/度、重庆0.029元/度、广西/陕西0.022-0.023元/度。预计全国煤电平均容量电费收益0.027元/度，2026年补偿比例提升后预计达0.04元/度，火电收益模型优化，盈利稳定性持续提升。

2.3 累计装机容量增速VS用电量增速

从各省用电量看，广东、山东、江苏为用电大省（占比各约9%），用电增速方面新疆24M1-10同比+11%、安徽+13%成长性突出。比较装机增速VS需求增速，江苏、浙江、安徽、山东、上海等区域电力供需更偏紧张，区域火电公司基本面更为强劲。

2.4 2019-2023年中美各公司核电度电成本拆分比较

2023年中国核电、中国广核度电成本约0.2元/KWh，美国CEG约0.265元/KWh。中国运维成本优势显著（中核0.078元 vs CEG 0.196元），未来进入延寿期后假设度电折旧降至0.04元/KWh，核电总度电成本将下行10-20%。

三、绿电——消纳压力缓解，化债解决国补欠款

3.1 可再生能源消纳情况梳理

2024年《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》明确非水可再生能源电量分为保障性收购和市场化交易。2023年新能源参与市场比例已达47.3%，目标2024-2025年有序推动新能源进入市场，2026-2029年实现全面参与。中长期合约电量占90%+，是收益压舱石。

3.2 绿电公司应收账款拆分

三峡能源、华电新能、大唐新能源可再生能源电价附加形成的应收账款占公司应收账款总额超90%。绿电公司应收类科目占总资产比例达15.0%，信用减值对归母净利润影响-6.5%。化债加大力度推进，历史国补应收款有望得到解决，绿电资产质量触底回升。

3.3 考虑国补欠款回收对公司影响

若历史国补欠款回收20%，龙源电力自由现金流可由-50亿元改善至+15亿元、可撬动新资本开支219亿元（较2023年+116%）；三峡能源自由现金流由-267亿元改善至-199亿元、可撬动新资本开支225亿元。回收现金用于偿债可节约财务费用，龙源净利润贡献1.8亿元（+3%），三峡净利润贡献1.7亿元（+2%）。

3.4 海上风电项目全生命周期度电盈利测算

300MW海上风电项目，单位投资11850元/KW，0.3932元/KWh含税电价、4000h利用小时数、30%自有资本金假设下，资本金IRR达9.3%，年化净利1.2亿元，度电净利0.110元/KWh。考虑过网费分摊0.05元/度情况下，资本金IRR 6.3%，度电净利0.074元/KWh。

四、核电与水电——确定性成长与红利资产

4.1 中国核电核准机组数量

2022-2024年连续3年核准10台及以上核电，2024年8月核准11台（含1台四代核电），核准提速趋势明确。“十五五”期间中国核电预计仍维持常态化核准，参考2030年核电发电量占比8%目标，预计年均需维持8台以上核准节奏。

4.2 2025-2030年中国核电投运节奏预测

中国核电2030年较2024年确定性规模成长78%（2024-2030装机CAGR 10.1%），中国广核成长61%（CAGR 8.3%），国家电投成长114.7%（CAGR 13.6%）。2025年起逐步进入加速投产期，核电行业确定性成长即将加速释放。

4.3 2024-2035年中国核电FCFF测算

预计2027-2029年核电行业达到资本开支顶峰（约700-800亿元/年），资本开支增速放缓而装机容量加速增长，ROE从2027年开始进入上行通道。最快2028年有望看到自由现金流转正，分红有望继续提升。

4.4 主要流域水电项目筹建情况

澜沧江、雅砻江、大渡河、金沙江筹建规模相较于在建规模仍有50%、38%、31%、22%成长弹性。澜沧江流域筹建1156万千瓦（如美260、古水220等），雅砻江筹建735万千瓦（卡拉102、孟底沟240等），优质水电稀缺资产长期成长值得期待。

4.5 四川与云南水电市场化电价

2021年全国水电市场化率达到31.9%，同比增加约18%。2023年随四川、云南供需改善，省内、外送水电市场化电价持续抬升。水电作为低成本电源受益市场化推进，电价稳健上行，现金流价值持续彰显。