长城证券产业金融研究院报告指出，火电与核电是2025年电力板块中确定性较高的投资方向。2024年前三季度火电归母净利润同比+12.08%，受益于煤价下行与容量电价政策支撑。煤电商业模式正从主力电源向辅助电源转变，盈利稳定性提升有望抬升估值。核电方面，在建30台、核准待建15台（2024年新增核准11台），“十五五”进入密集投产期，成长性与确定性兼具。两大电源均具备投资价值。
火电——商业模式转变，盈利稳定性持续提升
2024年1-10月火电装机14.23亿千瓦（+3.8%），过去十年复合增长率4.86%。2024年前三季度火电归母净利润同比+12.08%（营收同比-1.18%），利润逆势增长主要受益于煤价震荡下行（山西动力煤5500平仓价从年初923元/吨降至11月底820元/吨，-11%）及容量电价政策执行。2024-2025年多数地区通过容量电价回收固定成本比例约30%，2026年起提升至不低于50%（云南、四川等煤电转型较快地区不低于70%）。火电固定成本与电价逐步解耦，利用小时数下降不再直接等同于盈利恶化，综合结算电价（交易电价+度电容量电费+度电辅助服务+其他）将成为更全面衡量指标。随着火电容量电价回收固定成本不断提升，火电将回归公用事业属性，行业盈利由大亏大赚转变为稳定合理收益，估值有望系统性提升。
核电——最佳基荷能源，成长与确定性兼具
2023年中国核电发电量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%），2035年目标10%，发展空间广阔。截至2024年9月末，在运56台（5808万千瓦）、在建30台、核准待建15台（2024年新增核准11台），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，预计2030年前每年审批有望保持6台以上。“十五五”开始核电进入密集投产期，每年有望投产4台以上。核电利用小时数长期维持7000小时以上（2023年7661小时），受政策保护及沿海省份用电紧张双重保障。核电运营资质牌照仅中核、中广核、国电投、华能四家，竞争格局稳固。成本侧，折旧（中国核电38.67%）和燃料（22.19%）是主要成本，长周期看折旧及财务费用呈下降趋势，运营成本稳中有降。
容量电价与市场化——火电核电价值重估
容量电价政策是火电商业模式转变的核心驱动力。2023年《关于建立煤电容量电价机制的通知》明确，2024-2025年多数地区通过容量电价回收固定成本比例约30%，2026年起不低于50%。容量电费核心作用在于使煤电固定成本回收与售电收入脱钩，保证煤电利用小时数大幅下降后企业正常经营。百万千瓦煤电机组按利用小时3500-4500小时计算，容量电费收入约0.99-2.31亿元，对应度电收益0.022-0.066元/度。火电经营稳定性随容量电价政策推进不断上升，行业估值有望向公用事业板块靠拢。核电方面，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，核电不参与现货市场低价竞争。
投资建议——火电核电双主线布局
2025年火电基本面有望维持或略微下降，但央企账面利润有望稳健增长，主要支撑因素：电力供需整体偏紧、保供需求对火电投资诉求、现货市场正式运行后可调节电源价值更好兑现、水电来水回落对火电挤压减少。建议关注华电国际（A+H，火电龙头，估值修复弹性大）、华润电力（H，火电+新能源双轮驱动）、国电电力（火电+水电协同）、福能股份（福建区域龙头）。核电方面，行业未来10-15年明确增长预期，竞争格局稳固，企业具备长牛慢牛基本面。建议关注中国核电（行业龙头，在建项目充足）、中国广核（稳健运营，高分红）、电投产融（新晋核电平台，资产注入预期）。
火电核电核心指标对比| 指标 | 火电 | 核电 |
|---|
| 2024年前三季度利润同比 | +12.08% | -0.58% |
| 装机/机组规模 | 14.23亿千瓦 | 在运56台、在建30台 |
| 利用小时数 | 3631小时（1-10月） | 7661小时（2023年） |
| 商业模式趋势 | 主力电源→辅助电源 | 基荷能源地位巩固 |
| 估值驱动 | 盈利稳定性提升 | 成长确定性 |
