1. 全球電力市場供需分析：中國電力消費占比增長最快

1.1. 2025 年，中國在全球電力消費中的份額將上升至三分之一

2022 年全球電力消費增速放緩，歐洲降幅最大。自 2020 年受新冠疫情影響，全球電力需 求在當年下降約 1%。2021 年和 2022 年，全球電力需求已經連續兩年恢復增長。2022 年全球經 濟仍處在從新冠疫情的復蘇過程中，受到能源價格上漲影響，2022 年全球電力需求為 26,776TWh, 同比增長 1.9%。2022 年增長率 1.9%低于 2021 年的 5.7%，是由于 2022 年地緣政治事件引發了 天然氣和煤炭等能源產品價格大幅上漲，發電成本的上漲使得電價也隨之上漲，抑制了全球大 部分地區的電力需求，并導致通脹迅速上升。受能源價格高企影響，工業電力消費萎縮，歐洲 及歐盟 2022 年電力消費大幅下滑，分別下降了 3.7%和 3.5%，這是自 2009 年全球金融危機以 后，歐盟發生的第二次電力消費大幅下降。

到 2025 年，中國電力消費將占全球消費總量的三分之一。電力行業是國民經濟發展的重 要先行行業，是經濟快速發展的先導。電力消費與國民經濟息息相關。2022 年，我國 GDP 增速 為 3%。預計 2023 年中國經濟將啟動全面復蘇，聯合國報告預測，在 2023 年世界經濟增速將降 至 1.9%的背景下，中國經濟增速將達到 4.8%。國際貨幣基金組織將 2023 年中國經濟增長預期 上調至 5.2%，高出此前預測值 0.8 個百分點。2023 年 3 月 5 日政府工作報告提出今年發展主 要預期目標，其中國內生產總值增長 5%左右。根據 IEA 預測，到 2025 年，中國電力消費將達 到 9790TWh，在全球電力消費中的份額將上升至三分之一；亞太地區電力消費將達到 15428 TW， 在全球電力消費中的份額占比大約二分之一。

1.2. 2025 年，綠色清潔能源將滿足全球電力需求的絕大部分增長

2023—2025 年，全球電力系統將加速低碳轉型。根據 IEA 預測，到 2025 年，可再生能源 在全球電力結構中的占比將從 2022 年 29%增長至 2025 年 35%，核能將占比 9%，核能和可再生 能源在全球電力結構中的占比將達到 44%。2022-2025 年，可再生能源發電量年均復合增速最 高，達到 9%，全球核能發電量的年均增長率將達到近 4%，而煤炭和天然氣發電量接近零增長， 年均復合增速分別為-0.3%和 0.1%，其他非可再生能源發電量年均復合增速最低，僅為-8%。因 此，可再生能源和核能等綠色清潔能源將在全球未來三年的全球電力結構中占據更加重要的地 位，全球電力系統正加速綠色低碳轉型。

全球發電碳排放在 2022 年達到峰值，2025 年或下降。全球能源發電是碳排放的主要來源， 根據國際能源署 2023 年 3 月份發布的全球 2022 年碳排放報告，2022 年全球與能源有關的碳排 放為 368 億噸，同比增長 0.9%，主要來自能源發電與供熱、制造業、交通運輸與建筑業。其中 發電碳排放在 2022 年達到 132.07 億噸，同比增長 1.3%。國際能源署預計到 2025 年全球發電 碳排放為 130.43 億噸，未來三年年均復合增速為-0.4%。

2. 我國電力市場供需分析：綠色低碳轉型在加速

2.1. 我國電力需求形勢分析：電力消費持續增長

2023 年我國經濟有望整體回升，預計電力消費同比增長 6%。近年來，隨著國內經濟快速發 展，電力行業也發展迅速，我國發電裝機容量、發電量及用電量呈現增長態勢。從我國電力需 求面看，五年來我國總體電力消費持續增長，其中 2020、2022 年受疫情影響增速略低，2022 年 全年累積用電量 8.64 萬億千瓦時，同比增長 3.60%。隨著 2023 年我國經濟穩健復蘇，根據中 電聯預測，2023 年我國全社會用電量有望增長 6%，達到 9.15 萬億千瓦時。

2018-2022 年，我國三大產業用電量均呈增產態勢。第一產業用電量占比最小，但是保持 較為穩定的增長趨勢，2020-2022 年增速均在 10%以上；第二產業用電量占比最高，但是增速最 小，其 2022 年增長率僅有 1.2%；第三產量用電量在 2018、2022 年增速最高，2020 年增速最 小，僅有 1.91%。2022 年，第一產業用電量 1146 億千瓦時，同比增長 10.4%；第二產業用電量 5.70 萬億千瓦時，同比增長 1.2%；第三產業用電量 1.49 萬億千瓦時，同比增長 4.4%。

2.2. 我國電力供應形勢分析：綠色低碳轉型在加速

我國電力裝機結構持續綠色低碳轉型。從電力供應情況看，截至 2022 年底，全國累計裝機 容量約 25.6 億千瓦，同比增長 7.8%，新增裝機總量 1.87 億千瓦時。其中，火電裝機量 13.3 億 千瓦，同比增長 2.7%；水電 4.14 億千瓦，同比增長 5.8%；核電 5553 萬千瓦，同比增長 4.3%；風電 3.65 億千瓦，同比增長 11.2%；太陽能 3.93 億千瓦，同比增長 28.1%。截至 2022 年底， 我國可再生能源累計裝機占比達 45.87%，新能源累計裝機占比達 29.56%。我國新能源發電快速 發展，預計 2023 年新投產總發電裝機量及非化石能源發電裝機規模將再創新高。根據中電聯預 測，2023 年底，全國發電裝機容量將達到 28.1 億千瓦，同比增長 9.8%。

2022 年太陽能發電設備利用小時同比提高 56 小時。2022 年全國發電設備平均利用小時數 3687 小時，較 2021 年下降 3.4%，分類型看，除太陽能發電利用小時數增長外，水電、核電、 風電、火電均有不同程度的下降。水電 3412 小時，為 5 年以來年度最低，核電 7616 小時，并 網風電 2221 小時，同并網太陽能發電 1337 小時，同比提高 56 小時。火電 4379 小時，其中煤 電 4594 小時，氣電 2429 小時。近五年來，2022 年和 2020 年全國發電設備平均利用小時數同 比降幅最大，這與全國電力消費增速情況具有關聯性。

新能源發電量持續快速增長，2022 年風光發電量同比分別增長 16.3%和 30.8%。2022 年， 全國規模以上工業企業發電量 8.39 萬億千瓦時、同比增長 2.2%，其中，規模以上工業企業火 電、水電、核電、風電、太陽能發電量同比分別增長 0.9%、1.0%和 2.5%、16.3%和 30.8%。全口 徑非化石能源發電量同比增長8.7%，同比提高1.7個百分點。全口徑煤電發電量同比增長0.7%， 同比降低 1.7 個百分點。當前，煤電仍是全國電力供應的最主要電源，在我國來水明顯偏枯的 三季度，充分發揮了煤電保供作用。

3. 我國加快構建新型能源體系，綠色能源發電空間廣闊

3.1. 電力行業概述

電力工業是將煤炭、天然氣、核燃料、水能、海洋能、風能、太陽能、生物質能等一次能 源經發電設施轉換成電能,再通過輸電、變電與配電系統供給用戶作為能源的工業部門，主要包 括發電、輸電、配電和供電四個環節。電能的生產過程和消費過程是同時進行的，既不能中斷， 又不能儲存，需要統一調度和分配。

發電是將一次能源通過生產設備轉換為電能的過程，包括火力發電、水力發電、核能和風 光等其他能源發電；輸電是將發電設備生產的電能經過升壓，再通過高壓輸電線路進行傳輸的 過程，包括交流輸電和直流輸電；配電是將高壓輸電線上的電能降壓后分配至不同電壓等級用戶的過程；供電是將電能最終供應和出售給用戶的過程。可用于發電的一次能源分為不可再生能源和可再生能源，不可再生能源主要有石油、煤炭、 天然氣等化石能源，可再生能源包括風能、太陽能、水能、生物質能等在自然界可以循環再生 的非化石能源。

3.2. 構建新型能源體系上升為國家戰略，支持綠色能源發電政策密集發布

構建新型能源體系上升為國家戰略。黨的二十大報告明確指出，“深入推進能源革命，加強 煤炭清潔高效利用，加大油氣資源勘探開發和增儲上產力度，加快規劃建設新型能源體系，統 籌水電開發和生態保護，積極安全有序發展核電，加強能源產供儲銷體系建設，確保能源安全”。2023 年政府工作報告，提出“推進煤炭清潔高效利用和技術研發，加快建設新型能源體系。” 構建新型能源體系，是實現“雙碳”目標的基礎與關鍵，協同能源低碳轉型與能源安全，逐步 推動能源供應體系由傳統化石為主體向可再生能源和非化石能源為主體、安全可持續的方向轉 變。

支持綠色能源發電政策密集發布。近年來全球能源結構加速調整，新能源技術水平、經濟 性大幅提升，風能和太陽能實現快速發展。為應對全球氣候變化，《巴黎協定》得到國際社會廣 泛支持和參與，世界主要經濟體積極推動經濟綠色發展，綠色產業已成為重要投資領域，清潔 低碳能源發展迎來重大新機遇。2020 年 9 月，我國明確提出 2030 年“碳達峰”與 2060 年“碳 中和”目標。2021 年 10 月，《中共中央國務院關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳 中和工作的意見》明確指出，到 2025 年，非化石能源消費比重達到 20%左右；到 2030 年，非化石 能源消費比重達到 25%左右，風電、太陽能發電總裝機容量達到 12 億千瓦以上，二氧化碳排放量達 到峰值并實現穩中有降；到 2060 年，非化石能源消費比重達到 80%以上，碳中和目標順利實現。在 “雙碳”戰略大背景下，近年來，多部門協同發布一系列政策文件，多次強調積極深入推進能 源革命，加快規劃建設新型能源體系。從《“十四五”能源領域科技創新規劃》、到《“十四五” 現代能源體系規劃》，再到《“十四五”可再生能源發展規劃》等，均明確了建設新型能源體系的 分階段發展目標。

3.3. 我國加快發展風電、太陽能發電

3.3.1. 我國風電規模大，增長快

我國風能資源豐富。風力發電是通過轉子葉片將風能轉化為機械動能，再通過發電機將機 械動能轉化為電能的過程。發電機產生的電能通過升壓變壓站升壓后輸送至電網，通過電網輸 電線路將電能傳輸到用電端。我國幅員遼闊，陸疆總長達 2 萬多公里，還有 18,000 多公里的海 岸線，邊緣海中有島嶼 5,000 多個，風能資源豐富。根據《中國風電發展路線圖 2050》（2014 版）顯示，我國風能資源潛力在 30 億千瓦以上，主要集中在“三北”（西北、華北和東北）地 區，其中陸上風電 70m 高度的潛在開發量在 26 億千瓦，海上（5-10m 水深）100m 高度的潛在開 發量在 5 億千瓦左右。《我國 2021 年風能太陽能資源年景公報發布》顯示，風能資源方面，2021 年我國東北地區西部和東北部、華北北部、內蒙古中東部、新疆北部和東部、西北地區西北部、 西藏大部、華東東南部沿海等地高空 70 米風力發電機常用安裝高度的風能資源較好，有利于風 力發電。

風電無公害、儲量足、可以在能源缺乏和交通不便地區建設發展。風是沒有公害的能源之一， 而且它取之不盡，用之不竭，對于缺水、缺燃料和交通不便的沿海島嶼、草原牧區、山區和高原地 帶，因地制宜地利用風力發電，非常適合，大有可為。海上風電是可再生能源發展的重要領域，是 推動風電技術進步和產業升級的重要力量，是促進能源結構調整的重要措施。我國海上風能資源豐 富，加快海上風電項目建設，對于促進沿海地區治理大氣霧霾、調整能源結構和轉變經濟發展方式 具有重要意義。

風電行業技術特點：風機設備容量持續提升、風機控制穩定運行、高塔架技術提升風電機組發 電量。風能大規模開發有效降低風電成本，風電機組逐步大型化。隨著我國大型風電機組開發技術 不斷提升，風電機組尺寸的進一步大型化已成為風電技術的重要發展方向，隨著海上風電開發得以 加強，相關技術發展將成為未來風電技術的重要趨勢。

預計未來陸上風電中，6MW 以上機組將成為 主流機型；海上風電將以 10MW 以上大容量海上風機作為主流機型，后續海上風電將進入高速發展階 段。風機控制方面，風力發電控制技術和控制系統的發展對優化風電機組運行具有重要影響。近年 來，我國通過將先進的控制技術與計算機技術應用到風電領域，使得風電控制技術發展迅速，控制 方式從基本單一的定槳距失速控制向變槳距和變速恒頻控制方向發展，并進一步向智能型控制發展。

采用高塔架技術提升機組發電量是當今世界流行且成熟的一種技術手段，高塔架技術切實地改善了 地區風電資源條件較差的現狀，通過提升風電塔架高度，將輪轂托舉在風速更高的空中，使東北、 山東、江蘇、河南、安徽、湖南、湖北、廣東、福建等風切變指數較高的地區，也能充分利用風電 資源，實現綠色發電。

上個世紀 50 年代以來，我國風電行業快速發展。我國風電建設始于 20 世紀 50 年代后期， 為解決海島等偏遠地區供電困難，我國開始修建一些非并網小型風電機組。70 年代末期，我國 開始研究并網風電，并計劃通過引入國外風電機組建設示范電場。1986 年，我國第一座并網運 行的風電場在山東榮成建成，從此并網運行的風電場建設進入了探索和示范階段。1996 年，我 國風電進入擴大規模建設階段，風電裝機規模及單機容量顯著增長，最大裝機容量達到 1,500kW。在 2005 年國家發改委出臺的《關于風電建設管理有關要求的通知》中關于“風電設備國產化率要達到 70%以上”等系列政策的推動下，開啟了風電設備國產規模化進程。2006 年，我國實施 《可再生能源法》，風電正式進入大規模開發應用的階段。2010 年，經過多年高速增長，我國 開始出現明顯的棄風限電現象。2010 年，我國風電新增裝機容量超過 18.9GW，占全球新增裝機 48%，風電累計裝機容量首次超過美國，躍居世界第一。2013 年起，棄風現象出現好轉。2015 年，受風電標桿電價下調影響，風電項目出現明顯搶裝潮，新增裝機規模明顯。

我國風電規模居全球首位。最近 10 年，我國風電裝機規模保持快速增長，截至 2022 年底， 我國風電裝機規模已達 3.65 億千瓦，其中陸上風電 3.35 億千瓦,海上風電 3046 萬千瓦。目前， 我國已經成為全球風力發電規模最大、增長最快的市場。根據全球風能理事會發布的《2022 年 全球風能報告》，2021 年中國是海陸風電新增和累計裝機容量最多的國家。

3.3.2. 我國快速發展太陽能發電

我國屬于太陽能資源豐富的國家之一。光伏發電是利用半導體界面產生的光生伏特效應， 將光能直接轉變為電能的過程。發電機產生的直流電能通過逆變器轉化為交流電能，通過升壓 變壓站升壓后輸送至電網，通過電網輸電線路將電能傳輸到用電端。根據中國可再生能源學會 光伏專業委員會統計數據，我國太陽能總輻射資源豐富，總體呈“高原大于平原、西部干燥區 大于東部濕潤區”的分布特點。其中，青藏高原最為豐富，年總輻射量超過 1800 千瓦時每平方 米，部分地區甚至超過 2000 千瓦時每平方米。

光伏電站向智能化運維發展、光伏組件效率提升。光伏電站的運維方式正從傳統的人工運維向 智能運維方向轉變。智能運維是基于大數據、云計算等技術，對電站實施線上數據監控、線下專業 管理的一種方式。隨著光伏電站規模逐漸擴大，電站巡檢工作更加復雜，智能運維系統可以實現實 時監控電站設備，及時發現設備故障，有效提高光伏電站的發電效率。隨著我國光伏領域研究能力 的不斷增強，光伏組件技術不斷提升，有效提升了光伏效能利用率，從而進一步提升了光伏電站發 電量。2022 年 12 月，晶科能源 N 型 TOPCon 電池效率轉換效率可以達到 26.4%。

我國太陽能發電起步晚，但發展迅速。2008 年我國光伏發電新增裝機容量僅占全球 0.60%。2013 年以來，隨著光伏發電支持政策陸續出臺，特別是 2013 年 8 月，國家發改委頒布了《關 于發揮價格杠桿作用促進光伏產業健康發展的通知》，明確了光伏發電項目自投入運營起執行 標桿上網電價或電價補貼標準，投資光伏電站可以取得較好投資收益，以此促進我國光伏發電 行業的快速發展。2013-2017 期間，我國光伏發電行業經歷了快速發展后，在 2018 年進入了行 業低谷，“531 政策”出臺，行業逐步開始由過去的追求規模、粗放式增長向精細化發展、追求 質量進行轉變。光伏發電裝機容量方面，據中國電力企業聯合會顯示，2013 年以來，我國光伏發電累計裝機容量增長迅速。2020 年后，受益于國家光伏行業補貼、金融扶持等政策影響，光 伏裝機量大幅回升，致使我國光伏市場再次實現顯著增長。2013 年，全國光伏發電累計裝機容 量僅為 1589 萬千瓦，到 2022 年已經增長至 3.9 億萬千瓦，位居全球第一。2013-2022 年，全 國光伏發電累計裝機容量有將近 24 倍增長。

我國加快發展風電、太陽能發電。到 2030 年，我國風電、太陽能發電總裝機容量達將到 12 億千瓦以上。我國全面推進風電、太陽能發電大規模高質量發展，優先就地就近開發利用， 加快負荷中心及周邊地區分散式風電和分布式光伏建設，推廣應用低風速風電技術。在風能和 太陽能資源稟賦較好、建設條件優越、具備持續整裝開發條件、符合區域生態環境保護等要求 的地區，有序推進風電和光伏發電集中式開發，加快推進以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大 型風電光伏基地項目建設，積極推進黃河上游、新疆、冀北等多能互補清潔能源基地建設。積 極推動工業園區、經濟開發區等屋頂光伏開發利用，推廣光伏發電與建筑一體化應用。開展風 電、光伏發電制氫示范。鼓勵建設海上風電基地，推進海上風電向深水遠岸區域布局。我國在 “三北”地區優化推動風電和光伏發電基地化規模化開發，在西南地區統籌推進水風光綜合開 發，在中東南部地區重點推動風電和光伏發電就地就近開發，在東部沿海地區積極推進海上風 電集群化開發。

3.4. 我國因地制宜開發水電

水力發電是將勢能轉換為電能的過程。水力發電的原理是利用水位落差，配合水輪發電機產生電力，也就是利用水的位能轉為水輪的機械能，再以機械能推動發電機，而得到電力。主 要步驟有：具有較高勢能的水體經過壓力管道或壓力隧洞進入水輪機轉輪流道或直接進入水輪 機；水輪機的轉輪在水流沖擊作用下旋轉，水能轉換為機械能；水輪機轉輪帶動同軸發電機旋 轉；發電機定子切割轉子繞組產生的磁場磁力線，機械能轉換為電能；產生的電經升壓變壓器 后與電力系統聯網，送至電網。

水電具有節能減排、出力穩定、可存蓄、運營周期長、現金流穩定和發電成本低等優勢。首先水電具有節能減排優勢。作為技術最成熟、供應最穩定的可再生清潔能源，水電僅利用大 自然所賦予的能量，不消耗水，也不產生污染。另外，中大型水電站出力穩定、具有可存蓄性。電是瞬間消費品，難以存儲，而中大型水電站可形成水庫庫容，部分水庫具有調節能力，將不 均勻的來水進行調節，起到削峰填谷、誰能存儲的作用。運營周期長，現金流穩定。我國水工 建筑通常按 50-100 年壽命進行設計，水電運營期內的主要成本為電站資產計提的折舊，在整個 運營期間內，水電站可以提供較為充沛、穩定的現金流，水電資產的折舊年限通常不超過 50 年， 當水電資產提足折舊之后，全部的電費收入都將最大程度的體現為利潤。發電成本低，未來競 價上網后優勢明顯。隨著電力系統深化改革，“競價上網”政策完全實施后，水電價格優勢明顯。

我國水電產業優勢明顯，已成為全球水電建設的中堅力量。水電作為全球最大的清潔能源 發電來源之一，一直以來受到世界各國的重視。在最近 30 年里，巴西和中國已逐漸發展成為世 界水電行業的領導者。由巴西和巴拉圭兩國共同建設的伊泰普水電站，1991 年全部建成，總裝 機容量 1,400 萬千瓦，是當今世界裝機容量第三大的水電站。目前世界上裝機容量第一大的水 電站是中國的三峽水電站，于 2012 年全部建成，總裝機容量 2,250 萬千瓦。2022 年 12 月，世 界裝機容量第二大的烏東德水電站投產，總裝機容量達到 1,600 萬千萬。白鶴灘水電站 16 臺機 組全部建成投產，長江干流上的烏東德、白鶴灘、溪洛渡、向家壩、三峽、葛洲壩形等 6 座巨 型梯級水電站，成世界最大“清潔能源走廊”。中國的水電行業發展速度很快，水電建設的綜合 技術水平也邁入世界前列。我國水電具備百萬千瓦級水輪機組自主設計制造能力，特高壩和大 型地下洞室設計施工能力世界領先。

因地制宜開發水電，到 2025 年，我國水電總裝機容量有望達到 4.42 億千瓦。我國大型流 域水電站主要分布在金沙江、雅礱江、大渡河、烏江、長江上游、南盤江紅水河、湘西、瀾滄 江干流、黃河上游、黃河北干流、閩浙贛、東北、怒江十三大水電基地，這十三大基地集中了 我國近一半的水力資源。“十四五”期間，我國將積極推進水電基地建設，推動金沙江上游、雅 礱江中游、黃河上游等河段水電項目開工建設。實施雅魯藏布江下游水電開發等重大工程。實 施小水電清理整改，推進綠色改造和現代化提升。推動西南地區水電與風電、太陽能發電協同 互補。截至 2022 年末，我國累計水電裝機規模達 4.1 億千瓦，同比增長 4.88%，位居全球第一。近年來我國全球水電裝機規模一直保持緩慢增長狀態，增長速度有下降趨勢，但在全球氣候變 暖的背景下，水電在實現“雙碳”目標方面承擔了重要作用，預計未來將繼續保持緩慢增長態 勢。預計到 2025 年，常規水電裝機容量達到 3.8 億千瓦左右，抽水蓄能裝機達到 6200 萬千瓦 以上。

3.5. 我國積極安全有序發展核電

核電利用鈾核裂變所釋放出的熱能進行發電。在核裂變過程中，中子撞擊鈾原子核，發生 受控的鏈式反應，產生熱能，生成蒸汽，從而推動汽輪機運轉，產生電力。核反應堆是裝配核 燃料以實現大規模可控制裂變鏈式反應的裝置，是核電站的核心裝置。反應堆冷卻劑將熱量由 核反應堆堆芯轉移至發電機及外部環境。中子慢化劑會降低快中子的速度，生成可維持核鏈式 反應的熱中子。商用核電反應堆根據反應堆冷卻劑/慢化劑和中子能分類。按照冷卻劑/慢化劑 的不同，反應堆一般可分為輕水堆（包括壓水堆和沸水堆等）、重水堆及氣冷堆。按照所用的中 子能量，反應堆一般可分為慢（熱）中子堆或快中子堆。全球范圍內大多數用于發電的在運及 在建核反應堆采用壓水堆技術。壓水堆核電站由核島和常規島組成，核島中的大型設備主要包 括蒸發器、穩壓器、主泵等，是核電站的核心裝置；常規島主要包括汽輪機組及二回路其他輔 助系統，與常規火電廠類似。

核電具有環保性、經濟可靠性及高效性的特點。核電為低碳清潔能源，可減少溫室氣體排 放。核電站不會污染空氣或直接排放二氧化硫、氮氧化物或溫室氣體。核電比水電、風電、太 陽能發電及其他可再生能源更加穩定，很少受天氣季節或其他環境條件的影響。相比于使用可 再生能源的發電站，核電站具有較大容量及低成本發電的特點，能滿足對大量電力的需求。與 火電等常規能源相比，核電站因燃料生產成本低廉不易受能源價格波動影響。此外，核電是極 為高效的發電方式，據歐洲核能協會公布的統計數據，1,000 克標準煤、礦物油及鈾分別產生 約 8 千瓦時、12 千瓦時及 24 兆瓦時的電力。

我國已成為全球少數幾個擁有較完整核工業體系的國家之一。20 世紀 80 年代初，我國首 次制定核電發展政策，決定發展壓水堆核電廠，先引進外國先進技術，再逐步實現設計自主化 和設備國產化，我國的核電產業開始起步。1991 年秦山一期核電站投用，這是中國大陸自主設 計、建造和運營管理的第一座壓水堆核電站，實現了中國大陸核電的零突破，我國核工業發展 上了一個新臺階，使中國成為繼美國、英國、法國、前蘇聯、加拿大、瑞典之后世界上第 7 個 能夠自行設計、建造核電站的國家；1994 年大亞灣核電站投用，成功實現了中國大陸大型商用 核電站的起步，實現了我國核電建設跨越式發展、后發追趕國際先進水平的目標。

我國積極安全有序發展核電,到 2025 年，核電運行裝機容量有望達到 7000 萬千瓦左右。我國“十四五”期間建成華龍一號、國和一號、高溫氣冷堆示范工程，積極有序推進沿海三代 核電建設。推動模塊式小型堆、60 萬千瓦級商用高溫氣冷堆、海上浮動式核動力平臺等先進堆 型示范。建設核電站中低放廢物處置場，建設乏燃料后處理廠。開展山東海陽等核能綜合利用 示范。國常會 2021 年全年和 2022 年全年分別核準核電機組 5 臺和 10 臺，我國核電機組有望 繼續按照每年 5-10 臺的核準節奏穩步推進，正在兌現“積極”發展。截至 2022 年末，我國累 計核電裝機規模達 5553 萬千瓦，同比增長 4.26%。

4. 投資分析

4.1. 長江電力

公司是中國最大的電力上市公司和全球最大的水電上市公司。公司于 2002 年成立，2003 年上市。在成立之初僅管理運營葛洲壩電站，之后三峽集團于 2009 年開啟三峽電站注入流程、 于 2015 年開啟溪洛渡、向家壩電站注入流程。2021 年底，長江電力開啟金沙江下游流域的烏 東德、白鶴灘電站注入流程。2023 年 1 月，長江電力完成云川公司 100%股權的過戶，烏、白水 電站資產注入完成，公司擁有了烏東德、白鶴灘、溪洛渡、向家壩、三峽、葛洲壩形等 6 座長 江流域梯級電站，水電裝機量躍升至 7169.5 萬千瓦，水電裝機 110 臺。

公司以大型水電運營為主要業務。公司同時開展產業鏈上下游和相關新興領域戰略投 資，有序推進金沙江下游風光水儲一體化可再生能源開發，積極布局抽水蓄能、“源網荷儲” 一體化發展。2021 年，公司來自電力行業的營業收入占比 87.61%，10.58%的營業收入來自其 他行業。公司營業成本中，57.96%為折舊費、各項財政規費，13.99%為材料費及人工成本。

公司業績穩定，盈利能力強勁。公司近五年營收均在 500 億元以上，凈利潤在 200 億元以 上。2021 年和 2022 年長江流域年度來水偏枯，其中 2022 年來水嚴重偏枯， 公司 2022 年營業 收入和凈利潤下滑較明顯，分別為 520 億元和 214 億元。公司水電業務盈利能力突出，近五年 毛利率都在 60%以上，凈利率在 40%以上。公司近五年 ROE 保持在 15%左右，經營管理能力優異。

公司調度能力進一步增強，有利于業績釋放。今年 1 月份，公司完成烏、白水電站的收 購后，公司由四庫聯調增至六庫聯調，調度能力進一步增強，可進一步平滑來水波動，增加效 益，預計今年將通過調度能力提升增強發電能力，提升業績。2022 年長江流域來水偏枯非常態。2022 年是長江流域嚴重干旱，公司水電站來水偏枯， 業績受到影響。2023 年預計來水情況將得到改善，公司收購烏、白電站后裝機量大幅增長， 發電量將得到大幅改善，另外隨著電力市場化改革的推進，水電作為穩定的可再生能源，公司 的價值將得到進一步的認可。

4.2. 華能水電

公司是目前是國內第二大流域水電公司。公司成立于 2001 年，于 2017 年上市。公司是中 國華能集團控股和管理的大型流域水電企業，擁有瀾滄江全流域干流水電資源開發權，資源優 勢突出。瀾滄江水能資源豐富，總可開發裝機容量約 3,200 萬千瓦。公司已建成投產的小灣電 站裝機 420 萬千瓦（6 臺 70 萬千瓦），水庫庫容 149 億立方米。糯扎渡電站裝機 585 萬千瓦（9 臺 65 萬千瓦），水庫庫容 237 億立方米，兩個電站水庫均為多年調節水庫。

公司水電站分布在云南、緬甸、柬埔寨，風電、太陽能發電在云南省內。公司專注主業， 2021 年絕大部分營業收入來自水力發電，占比 98.46%，風力發電營業收入占比 0.88%，太陽能 發電占比 0.52%，其他業務營業收入占比 0.14%。公司 2021 年境內業務均在云能省內開展，營 業收入占比 92.12%，柬埔寨營業收入占比 4.34%，緬甸營業收入占比 3.40%。

公司盈利能力穩中向好。公司近五年來營業盈利能力整體呈穩步增長趨勢，其中 2022 年前 三季度歸母凈利潤已超過 2021 年全年水平。公司近五年毛利率和凈利率水平整體保持增長，凈 資產收益率在 2020 年降至 8.47%后，近兩年逐漸觸底回升。

公司優化調度釋放梯級蓄能。2022 年瀾滄江流域來水同比偏枯近 1 成，公司通過發揮梯級 調度優勢，發電量和上網電量同比增加近 7%，根據公司業績預告，2022 年度實現歸母凈利潤同 比增加 10.71%到 28.18%。公司通過運用春季融雪日徑流預報模型、衛星數據反演、分布式水文 模型、實用水文預報模型、融雪徑流模型等技術，持續優化梯級調度算法等，提高聯合調度能 力，增加發電量。公司“十四五”期間水電與新能源發電協同發展。公司在聚焦水電主業基礎上，“十四五” 期間，擬在瀾滄江云南段和西藏段規劃建設“雙千萬千瓦”清潔能源基地，以瀾滄江水電項目 為依托，積極開展“風光水儲一體化”可持續發展。

4.3. 南網儲能

公司是南方電網公司旗下唯一的抽水蓄能和電網側獨立儲能運營平臺。公司于 2022 年 4 季度完成重大資產重組，置入南方電網持有的調峰調頻公司 100%股權，證券簡稱由“文山電力” 變更為“南網儲能”，公司主營業務轉變為抽水蓄能、調峰水電和電網側獨立儲能業務的開發運 營。截至 2022 年 9 月末，公司已投運儲能電源和水電裝機規模合計裝 1,234 萬千瓦。其中抽水 蓄能裝機 1,028 萬千瓦，新型儲能裝機 3 萬千瓦，常規調峰水電裝機 203 萬千瓦。

公司業務范圍覆蓋廣東、廣西、云南、貴州和海南等南方五省。重組完成后，公司大部分 營業收入來自抽水蓄能業務，按下屬調峰調頻公司口徑，2022 年前三季度公司抽水蓄能業務營 收占比 65.15%，調峰水電營收占比 34.41%，獨立儲能營收占比 0.44%。

重組后公司經營業績明顯改善。2018-2022 年，公司營收均在 20 億元左右，歸母凈利潤呈 現下滑趨勢，重組后 2022 年前三季度營業收入達到 63.92 億元，歸母凈利潤達到 13.18 億元。公司重組后毛利率、凈利率和凈資產收益率均大幅提升。

公司背靠南方電網央企股東背景，具備較強項目資源獲取能力和融資能力。公司控股股東 為南方電網，公司為南方五省唯一抽水蓄能電站運營商，作為國內抽水蓄能行業龍頭企業，具 有優質的融資信用，獲得債務融資的渠道較為暢通。公司規劃十四五/十五五/十六五分別新增 投產抽蓄 600 /1500/1500 萬千瓦，分別新增投產新型儲能 200/300/500 萬千瓦。截至 2022 年 末，公司在抽水蓄能行業按裝機容量口徑市場占有率為 22.45%。公司于 2022 年 12 月通過募集 配套資金融資約 80 億元，均用于建設抽蓄和新型儲能項目，資本實力進一步獲得提升。峰谷電價價差擴大，及兩部制電價改革，為公司帶來新的利潤增長點。國家發改委發布完 善分時電價的通知后，我國多地陸續執行新的峰谷電價政策。公司抽蓄電站通過高峰價格與低 估價格的差價賺取利潤，在用電低谷期以低谷價從電網購買電力進行消納，在用電高峰期再以 高峰或尖峰價格進行出售，當峰谷價差擴大，公司抽蓄業務收入會相應得到提高。自 633 號文 件發布后，公司 2022 年建成投產的電站直接執行兩部制電價，部分抽蓄電站 2023 年起從單一 容量電費收入轉變為容量電費和電量電費兩部分收入。

4.4. 中國核電

公司與中國廣核是國內核電領域的“雙寡頭”。公司是中核集團下屬主營核能發電及新能源 發電運營的上市平臺。公司 2008 年正式成立，2011 年股份制改制。2015 年，公司正式登陸 A 股；2021 年，公司完成對中核匯能的收購，初步完成核能發電、新能源發電并行的布局。公司 的秦山核電站是中國第一座依靠自己力量研究、設計、建造和管理的核電站，實現了我國大陸 核電“零的突破。截至 2022 年 12 月 31 日，公司控股核電在運機組 25 臺，裝機容量 2375 萬千 瓦，占全國核電裝機容量比例為 42.77%。公司控股新能源在運裝機容量 1,253.07 萬千瓦，包 括風電 420.74 萬千瓦、光伏 832.33 萬千瓦，另控股獨立儲能電站 21.1 萬千瓦。

公司聚焦電力主業。公司 2021 年營業收入中 98.13%來自電力銷售，公司收入與發電量高 度相關。2021 年公司營業成本由固定資產折舊、燃料及其他材料成本、運行維護費、人員費用、 其他成本構成，其中折舊、燃料成本和運行維護費用占比合計 73.70%。

公司盈利能力穩健，盈利質量持續提升。公司近五年營業收入保持穩健增長，近三年凈利 潤保持較高增長。公司毛利率、凈利率和凈資產收益率均保持增長。

公司成為中核集團旗下唯一新能源發電上市平臺。公司 2021 年完成對中核集團旗下新能 源發電平臺中核匯能的收購，正式形成“核能發電+新能源發電”的格局。公司核電站主要集中 在風光條件較好的東部沿海地區，廣闊灘涂及土地儲備為新能源項目建設奠定基礎；另一方面， 中核集團接連取得新能源開發項目，成為未來公司新能源項目拓展的重要儲備。公司目標 2050 年成長為具有全球競爭力的世界一流清潔能源服務商。公司明確短（“十四 五”期間）、中（2035 年）、長（2050 年）期發展目標，著力于低碳綠色能源發展，為公司 2050 年成長為具有全球競爭力的世界一流清潔能源服務商打下堅實基礎。

4.5. 中國廣核

公司是中廣核核能發電的唯一運營平臺，2022 年核電機組發電量占全國比例超過五成。公 司于 2014 年在港交所上市，2019 年在深交所上市，截至 2022 年年報，中廣核集團持有公司 58.91%的股權。公司主營建設、運營及管理核電站，銷售該等核電站所發電力，組織開發核電 站的設計及科研工作。公司在運的核電機組分布在六大核電基地，包括廣東大亞灣核電基地（大 亞灣、嶺澳和嶺東核電站）、廣東陽江核電基地、廣東臺山核電基地、福建寧德核電基地、廣西 防城港核電基地和遼寧紅沿河核電基地。截至 2022 年 12 月 31 日，公司管理 26 臺在運核電機 組，裝機容量分別為 2938 萬千瓦。截至 2022 年 12 月 31 日，我國投入商業運行的核電機組共 53 臺，全國商運核電機組上網電量為 3,917.87 億千瓦時。2022 年，公司管理的核電站的總上 網電量為 1,983.75 億千瓦時，占全國核電機組上網電量的 50.63%。

2022 年，公司營業收入主要由銷售電力、建筑安裝和設計服務構成。2022 年，公司 70%營 業收入來自銷售電力，27%營業收入來自建筑安裝和設計服務。2022 年，公司營業成本主要包 含建筑安裝和設計服務、核燃料成本、固定資產折舊、運維及其他、計提乏燃料處置金等。

公司具備較強的盈利能力。公司受益于廣東高電價，公司核電機組主要集中在廣東省， 2022 年來自廣東省的營業收入占比 62.83%。公司近 5 年營業收入和凈利潤持續增長，從 2018 年的 508 億增長到 2022 年的 828 億元，凈利潤從 87 億增長到 99 億。公司近五年毛利率和凈 利率下滑，主要是公司建筑安裝和設計服務業務毛利率較低造成。

公司近年來業績受部分機組首次大修及停機檢修拖累。2020 年臺山 1 號機組進行首年大 修，全年發電利用小時數下降和首次大修費用對臺山核電盈利能力造成一定影響。2021 年 7 月 公司對臺山 1 號機組進行停機檢修，更換破損燃料，2022 年 8 月完成歷時一年的停機檢修工 作。停機檢修對臺山核電 2021 及 2022 年的業績形成較大拖累，這也成為公司近兩年業績增速 放緩的核心因素。公司新增機組投產有望提升發電量。2022 年 6 月，紅沿河 6 號機組投產；2023 年 1 月 10 日，防城港 3 號機組首次并網成功，即將投入商業運行。

2023 年紅沿河 6 號機組全年投產運營， 疊加防城港 3 號機組即將投產，今年公司發電量有望再上新臺階，帶動公司業績增長。