一、用电需求与电源结构演变

1.1 2013-2024年1-10月全社会用电量及增速

2024年1-10月全社会用电量同比增长7.6%，高于过去十年复合增长率5.65%，主要受益于居民用电增速大幅提升及二三产用电增速维持。电力消费弹性系数2024年前三季度达1.65，预计2025年用电量增速6.8%至10.59万亿千瓦时，终端电气化与电能替代仍有巨大空间。

1.2 2024年1-10月用电量分布

二产用电量占比64.42%，相比2013年73.55%下降9.12个百分点；三产用电量占比18.71%，上升6.93个百分点。用电结构持续优化，第三产业和居民用电占比提升反映经济结构转型与终端电气化趋势。

1.3 2013-2024年1-10月全国发电量

2024年1-10月全国发电量7.80万亿千瓦时，同比增长5.2%，增量主要由水风光提供。2023年发电量相比2013年增长69.86%，年复合增长率5.44%，发电量增速与用电量增速基本匹配。

1.4 2013年与2024年分电源发电量占比变化

火电发电量占比从2013年的80.37%下降至2024年1-10月的66.94%，下降13.43个百分点；风电+光伏发电量占比从2.49%升至14.17%，提升11.68个百分点。新能源发电量占比持续提升但增量贡献仍小于装机增速，消纳压力逐步显现。

二、电力市场改革——现货市场与省间交易

2.1 全国省级电力现货市场建设进度

截至2024年9月底，全国33个省级电力市场中29个启动现货市场建设（占比88%），山西、广东、山东、甘肃及省间市场已正式运行，蒙西即将转入正式运行，11个市场按周期结算试运行。2025年大部分省份有望正式运行电力现货市场。

2.2 省间电力现货市场正式运行

省间电力现货市场于2024年10月15日正式运行，累计交易电量超880亿千瓦时（清洁能源占比超44%），交易主体超6000个。省间现货市场正式运行将更好促进新能源消纳，提升跨省区电力资源配置效率。

2.3 2024年1-10月省内绿电交易电量及增速

2024年1-10月省内绿电直接交易电量7955亿千瓦时，同比增长294%，占省内直接交易电量的3.91%。绿电交易规模显著提升主要受政策引导驱动，节能目标考核中将绿电纳入核算推动企业绿电采购意愿增强。

2.4 绿证核发结构

截至2024年10月底，全国累计核发绿证35.51亿个，其中风电占37%、太阳能发电占19%、常规水电占36%、生物质发电占7%。绿证累计交易3.8亿个（随绿电交易2.0亿个），绿证与碳市场协同机制逐步完善。

三、各电源业绩与基本面分化

3.1 SW公用事业细分板块营收同比变化

2024年前三季度火力发电营收同比-1.18%（受水电大发挤压），水力发电+8.98%，光伏发电-11.98%，风力发电+4.00%，核力发电+2.87%。来水偏丰导致水电挤压火电出力，新能源装机高增但电价承压致光伏营收下滑。

3.2 SW公用事业细分板块净利润同比变化

火电归母净利润同比+12.08%（煤价下行+容量电价），水电+22.50%（来水偏丰），光伏-61.36%（电价承压+消纳困难），风电-5.34%，核电-0.58%。传统能源业绩表现显著优于绿电，火电在燃料成本下行与容量电价支撑下盈利能力明显修复。

3.3 火电装机与发电量趋势

截至2024年10月火电装机14.23亿千瓦（+3.8%），过去十年复合增长率4.86%。2024年1-10月火电发电量52231亿千瓦时（+1.9%），增速下降受水电大发挤压。火电利用小时数3631小时同比下降47小时，煤电定位正从主力电源向辅助电源转变。

3.4 水电装机与发电量趋势

截至2024年10月水电装机4.3亿千瓦，过去十年复合增长4.2%。2024年1-10月水电发电量同比大幅增长（受益来水偏丰），利用小时数2937小时同比+233小时。主要流域资源（除西藏）基本开发完毕，流域一体化与风光水储多能互补成为发展方向。

3.5 风电与光伏装机及发电量

风电累计装机4.86亿千瓦（+20.3%），光伏7.93亿千瓦（+48%），风光合计装机首次超40%。2024年1-10月风电新增4580万千瓦（+22.76%），光伏新增18130万千瓦（+27.17%）。光伏发电量增速27.5%落后于装机增速48%，消纳压力与利用小时数下滑趋势明显。

四、核电发展与投资主线

4.1 2008-2024年核电新核准机组数

2019年以来核电审批重启并加速，过去6年核准机组数量稳中有升，2024年新增核准11台。截至2024年9月末，在运56台、在建30台、核准待建15台（含2024年新增11台），预计2030年前每年审批有望保持6台以上。

4.2 2013-2024年前三季度核电累计装机容量

2024年9月末核电装机约5808万千瓦，2023年发电量4334亿千瓦时（全球第二），但发电量占比仅4.9%（美国18.6%、法国64.8%）。“十五五”开始核电进入密集投产期，预计每年投产4台以上，2035年发电量占比目标10%。

4.3 中国核电市场化交易电量及占比

核电市场化电量占比持续提升，但基荷能源稀缺性保障上网电价维持合理水平。核电成本中折旧占比38.67%、燃料22.19%，长周期看折旧及财务费用呈下降趋势，运营成本稳中有降。

4.4 各电源投资建议汇总

火电：基本面有望维持，央企账面利润稳健增长，商业模式转变抬升估值（华电国际、华润电力、国电电力）；水电：利润长期稳步增长，分红率持续提升（国投电力、川投能源、长江电力）；核电：成长性与确定性兼具，竞争格局稳固（中国核电、中国广核、电投产融）；绿电：短期承压但长期向好，头部企业开启存量整合（龙源电力、三峡能源、中闽能源、福能股份）。