（来源：华泰证券研究所）
电价风险可控，建议长期布局优质资产穿越周期
电价是电力板块最重要的影响因素，我们通过对2025-30年的长周期测算，认为2026与“十五五”电价下降风险可控，火电在“十五五”供需底部ROE或可维持6%-9%。煤价700元/吨时火电周期低点的电价，对应水电核电DCF价值相对目前市值还有可观空间。冷热电直供的开拓或成为核电与火电重要的开源手段，AIDC或带动供电与供热的需求超预期，甚至带动整个能源领域迎来模式的突破。短期推荐煤价弹性较大的相关公司，建议长期布局优质资产。毕竟，煤价与电价都有自身的波动，而优质资产可以穿越周期。
电价：“十五五”风险可控，供热或是重要开源手段
回溯历史，煤价对电价的解释力度远超供需。按照华泰煤炭组的观点煤价2026年可以恢复到800元/吨，我们测算明年电价下降空间不大。在“十五五”利用小时的低点，假设现货煤价700元/吨，我们判断全国电价比2025年可能还有3-4分/度的降幅。假设光伏加装6小时储能，几乎没有省份的项目可以在我们预测的供需低点的电价盈利（侧面佐证我们预测的电价低点很难长期持续）。碳市场的推进可能会推升电价，德国火电在不到2000利用小时的情况下都可以通过电价传导碳排放成本。此外，我们测算供热可以给火电和核电增厚6.9/2.0pct的全投资IRR，或成为电力公司重要的开源手段。
火电：供需低点ROE或可维持6%-9%
根据我们测算，煤电的利用小时会在2028年前后见底，并且底部4300左右。参照德国能源转型过程与我国“十三五”电力宽松时期的经验，在供需压力最大的年份，年度长协对应的点火价差或可维持0.08-0.1元/度。2024年广东与江苏两省统调煤电利用小时均已下降至不足4300，但2025年来两省高频月度电价对应的点火价差都已经恢复到0.08元/度。在容量电价加持下，火电ROE或可维持6%-9%。此外，火电受益其调节能力，在中长期分时、现货交易和辅助服务等方面，或还可以获取额外1-2分/度的结算电价；这在新能源渗透率较高的省份，已经开始逐步体现。
核电水电：最悲观电价预测下，当前市值或仍有绝对收益潜力
在6%的折现率假设下，我们测算了在最悲观的供需环境下电价（煤价700元/吨）对相关公司的市值支撑空间。对于四代高温气冷堆（假设造价49元/W），在我们假设的最悲观的电价、热价下，资本金IRR仍达8.2%。
短期看煤价弹性，长期关注优质资产，AIDC可能会带动需求超预期
电力供需由2022年的紧张转向宽松是影响电力行业基本面和估值最重要的因素，我们对火电周期底部不悲观，短期考虑煤价下行的弹性角度我们的推荐公司名单，请见研报原文。长期来看，我们看好优质资产穿越周期的能力。根据我们测算，AIDC的用电量或可从2H25开始体现，每年可有1000亿度增量，带动用电量增长1pct；假设其制冷需求中20%由余热满足，可以给蒸汽市场带来32%的增量——可能给我们的供需预测与盈利预测带来超预期的惊喜。
风险提示：实际交易过程中的“行为金融学”影响，各地交易规则变化，煤价超预期波动，电力供需超预期恶化。
不同于市场的观点
我们对火电盈利周期底部不悲观。根据我们测算，煤电的利用小时会在2028年前后见底，参照德国能源转型过程与我国“十三五”的经验，在供需压力最大的年份，年度长协对应的点火价差或可维持0.08-0.1元/度，在容量电价加持下，对应火电ROE在6%-9%。此外，新能源的发展大概率不会剥夺火电中长期的定价权，火电受益其调节能力，在中长期分时、现货交易和辅助服务等方面，或还可以获取额外1-2分/度的结算电价。广东和江苏火电在统调跌破4300后，2025年2-3月月度电价的点火价差也都超过了0.08元/度，是值得关注的高频数据。
我们觉得未来电价下降幅度可控。按照华泰煤炭组对2026年煤价恢复到800元/吨的判断，2026年年度长协电价没有太大下行风险；如果现货煤价跌破700元/吨，我们判断全国层面电价在可能还有1-2分/度左右的下降空间。在煤价700元/吨的前提假设下，“十五五”利用小时的低点我们测算电价整体比2025年度长协可能还有3-4分/度的下降空间，整体降价程度有限。假设光伏需要装6小时的储能，几乎没有省份的项目可以在我们前述的低点电价盈利；从侧面说明该电价长期很难持续。碳市场的推进有可能会推升电价水平，德国火电报价的CDS考虑碳排放成本，在利用小时不足2000时都可以通过电价传导碳价。
核电和水电回调至今股价或已经具有绝对收益潜力。我们测算了在6%的折现率假设下，在最悲观的供需环境下电价（煤价700元/吨）对相关公司市值的支撑空间。对于四代高温气冷堆（假设造价49元/W），在我们假设的最悲观的电价、热价下，资本金IRR仍达8.2%。
供热或成为电力公司重要的开源手段。根据我们的测算，供热会带给火电、垃圾焚烧和核电6.9/2.1/2.0pct的全投资IRR增厚。2023年我国供热市场规模或达3240亿元，其中工业供热市场规模472亿。据我们测算除我国少数北方地区以外，热电联产+IDC具备经济性；我们预测2025年我国IDC用电量3847亿度，若PUE为1.5，制冷需求中20%由余热制冷满足，可以增加2023年蒸汽供应量的32%。
“十五五”低点测试：火电中长期电价与ROE压力可控
根据我们测算，煤电的利用小时会在2028年前后见底，参照德国能源转型过程与我国“十三五”的经验，在供需压力最大的年份，年度长协对应的点火价差或可维持0.08-0.1元/度，在容量电价加持下，对应火电ROE在6%-9%。此外，火电受益其调节能力，在中长期分时、现货交易和辅助服务等方面，或还可以获取额外0.01-0.02元/度的结算电价。
电力供需：2028年前后可能迎来拐点，煤电利用小时底部或在4300左右
正如我们在2025年2月27日发布的报告《AI+能源系列：电力篇——AI能否带动电力提前跨越周期底部？》所述，我们预测2025-30年数据中心用电量CAGR达25%，带动用电量增速从4.5%增加至5.3%（“十五五”CAGR），煤电的利用小时会在2028年提前见底。
根据IDC的预测2024-28年算力增速35%-40%，我们测算用电量增速2026-28年达20%以上。需要说明的是，因为芯片、能耗、冷却技术及数据中心位置的不同，美国单位用电量远低于中国，我们假设未来我国单位能耗持续下降，所以用电量增速显著低于算力增速。
在上述数据中心的用电量测算下，2026年用电量增速会达到6%左右，相比2025年有所提升。2025-30年数据中心用电量CAGR高达25%，带动“三产”用电量增速从6%增加至9%，全社会用电量增速从4.5%增加至5.3%（“十五五”CAGR）。
在这种情形下，煤电的利用小时会在2028年见底，并且底部（4327-4330）会明显高于“十三五”供需最差的时候（2016-2017:4255-4287）。
火电的定价权：中长期交易的点火价差，周期底部或在8分/度
虽然随着发电结构转型与现货市场的运行，中长期签约的影响力在减弱，更多在发挥金融合同的作用（从forward向future转变），现货实际交易才最终决定发电企业的量和价。但是，在新能源渗透率不高的省份（尤其是华南、华东和大部分特高压调度），中长期签约依然决定了火电的电量，这也是为什么在需求走弱的情况下沿海省份电价下降幅度可能比内陆新能源占比高的省份更明显的原因之一。
中长期合同意味着提前锁定量价，对实际运行期燃料成本并不可能做准确估计，尤其是年度合同。所以站在前一年年底当年年初签约第二年年度合同时，往往都会根据当时的煤价报价，也就是当时的电价vs煤价的剪刀差，代表了火电公司的议价能力。而实际新一年获得的点火价差，其实取决于电价签订后煤价的走势。短期来看，大部分省份中长期合同覆盖的电量比例较高，所以中长期市场火电在供需相对宽松时，电价谈判可以获得的点火价差可以集中体现区域市场火电的议价能力。
参照我国“十三五”的经验：2016-17年利用小时不足4300时，年度长协对应的点火价差0.08-0.1元/度
作为边际成本最高的机组，火电中长期的报价必然是结合边际成本（燃料成本+运行费用+材料费用）与一定的利润空间，最极端情况下边际利润=0。根据我们对2015年电改以来华东、华南、西北、华中、东北、华北的典型10个省份的年度交易电价进行研究，在2016-17年利用小时不足4300时，煤电年度长协报价对应的点火价差在0.08-0.1元/度；理论分析，倘若2028年前后我国煤电利用小时底部在4300，那么我们煤电年度报价对应的点火价差可能也不会低于0.08元/度。
参照广东/江苏两大用电省份月度交易：3月报价的点火价差恢复到0.08元/度
高频的月度价格也是个很好的佐证：广东省2021年后利用小时就下降至不足4,200，2024年火电利用小时更跌破4000，但是广东2025年3月的月度电价（价格通常更低的集中竞价）对应的点火价差已经恢复到0.08元/度，当然这有淡季火电厂检修的原因，但是在煤价持续下降的过程中，火电电价可以环比回升，至少部分反映了火电的定价权。同理，江苏火电统调利用小时2024年已经下跌至4230（江苏能监办官网），但是2025年2-3月月度电价的点火价差也都超过了0.08元/度，月度电价的下降幅度显著低于煤价下降的幅度。
广东和江苏两省月度电量占比均不高，所以通过年度交易回收固定成本的火电厂理论上可以在月度交易中让出更多的边际利润来获取增量收入，也就意味着点火价差可以在正数前提下相对下降。不同于年度长协，月度交易在每月月末的时候已经可以相对精准预测下个月的燃料成本了（库存20天左右），所以其实不需要特别高的边际利润去防范煤价波动的风险。但是实际上，在电力供给相对宽松的2017-20年（广东利用小时3764-4096），广东省月度集中竞价对应的点火价差高达0.12元/度；2024-25年来，集中竞价点火价差平均0.04元/度，双边协商电价对应的点火价差为0.06元/度，同时期的利用小时不到4000。
参照德国转型经验：硬煤利用小时跌破4300时，点火价差约0.11人民币元/度
参照德国能源转型的经验，2015年成本最高的硬煤电厂利用小时下降至4300以下，当年德国的煤电点火价差CDS（clean dark spread）大约0.007欧元/度（考虑同期碳价作为碳排放成本），也就是0.11人民币元/度（平均汇率6.91）。需要说明的是，我们测算的点火价差用的是德国当年的批发电价与燃料成本；欧洲电力市场的金融合约较多，根据Vattenfall等公司的披露，通常年内的电量50%以上都被本年度之前签订衍生品工具、1-5年的多年合约与Base load power prices（领先一年）等覆盖，所以实际电价与燃料成本也存在一定程度上的错配（当然成本端肯定也有久期不同的长协甚至套保）。
可能的pushback：中长期交易的点火价差为什么不能无限趋近于零？
可能会有投资者不理解为什么供需宽松的情况下，点火价差不会无限接近于零。从纯粹的理论经济学角度肯定是成立的，固定所有沉没成本和收入（包括容量电价），电量报价上只需要考虑边际收入与成本，只要两者价差为正就可以发电，所以为什么我们认为点火价差在4300利用小时还可以有8分/度呢？接下来我们就可能出现的几个重要因素做分析。
参照德国转型经验：唯一出现过负CDS在2020年，煤电盈利创阶段性新高
和中国不同，德国能源转型前的传统电源装机充裕度较高，导致了他们新能源发展过程中的电力过剩更为严重：同样在风光电量占比15%左右的时候（德国的2011年vs中国的2022年），德国电力市场剩余发电规模为21%（稳定的火电核电水电/最高负荷-1）1，而同期中国剩余规模仅11%，于是2022年来水偏枯的背景下发生了缺电事件——所以中国电力转型过程中的电力过剩不会有德国那么严重。
德国在讨论良久后于2015年决定不仿照英国开设容量市场，因为电力容量极度过剩；但是中国却在2023年底颁布了火电容量电价政策，这也侧面反映出了两国基荷电源的充裕度有本质不同。更有甚者，德国“十三五”开始了对煤电提前退役的拍卖，所以煤电倘若盈利较高会增加政府与用电企业的成本，与我国需要稳定煤电的盈利恰恰相反。
不考虑碳排放成本的话，欧洲煤电的点火价差见底在2016-27年大约在0.001欧元/度，对应0.07-0.08人民币元/度（平均汇率7.49）。2018-24年碳价波动较大，2020年后批发侧电价也因为需求和成本扰动波动较大，这才会出现2020年我们看到的批发侧电价对应的点火价差低于零（图表17）。在此之前，即便德国硬煤利用小时只有3000左右，考虑碳排放的点火价差最低也有0.03人民币元/度（汇率8.44）。
但是我们要说明2020年疫情导致全球需求低于预期（硬煤利用小时1878），进而导致电价突发性下降及高频的负电价，但其实2020年德国电力公司的收入大部分在2020年之前就通过长期合同锁定了。以德国最大的电力公司莱茵集团的利润对比（图表18），不难发现：2020年虽然疫情导致需求偏弱，利用小时骤降，批发电价大幅度下降，理论测算的点火价差为负（图表17），但其实发电企业因为电价提前锁定，燃料成本下降，实际的盈利非常高。
煤电自身的成本曲线：支撑约5分/度的最基本点火价差（以安徽为例）
我们以安徽省火电成本为例拟合成本曲线，假设所有机组按照边际成本+5%利润率报价（大部分省份偏差5%以内不考核），从低到高排序出清；假设利用小时4300，也就是从最低到86%分位的电厂可以出清，那么对应的边际价格也=全市场出清价格=0.48元/度，相对于出清的86%的机组的平均成本0.33元/度，平均点火价差为度电5分。所以当地火电成本曲线越陡峭，新、老机组效率相差最大，火电成本曲线本身所支持的点火价差也就越大。
低边际成本新能源的挤压：火电在新能源大省定价权依然突出，且交易价格远高于风光
近年来，市场最担心的就是低边际成本的风电光伏越来越多入市，可能拉低中长期与现货的电价。我们在下一段会进行具体阐述现货对火电的利好，本段我们先集中分析为什么新能源对中长期电价没有定价权。首先大家很容易理解边际出清的定价原则决定了只要非火电的发电量不比需求多，大概率新能源都会报低价甚至零价以保障中标，而依靠火电的高报价跟随定价，所以新能源在中长期尤其是年度交易中定价的先决条件就是当地新能源发电量接近或高于需求。
根据中电联披露，2024年各省组织的中长期直接交易电量占全国工商业电量的57%，我们预计随着低电压等级的用户不断直接入市，整体市场化交易电量还是会不断增加。假设这一比例不变，我们测算2030年新能源占比高于中长期直接交易电量有6个省份（新疆、青海、甘肃、吉林、宁夏、河北），原因是这些区域有大量外送电。在极端情况下，倘若外送电无法顺利送出，这些省份的新能源有可能成为中长期电价的主导因素，进而在供需宽松的条件下有可能把边际电价拖累至火电的边际成本以下。
我们以新疆2024-25年度交易为例来说明新能源不断增加后对火电电价的影响。新疆电力市场有两大特点：1）新疆2024年风光发电量1162亿度已经接近2025年度交易整体1175亿度，根据能源局公布的数据2024年风电和光伏消纳率仅93%和92%，在全国所有省份中仅高于青海与西藏；2）新疆火电的煤炭采购多为坑口，煤电成本稳定且低，所以煤价对电价本身的影响不大。
随着风光的渗透率提升，2025年年度交易量中光伏同比增长81%，风电同比增长46%，风光占比从2024年的27%提升至30%，火电占比从66%下降至63%。光伏的高速增长拉低了谷段和深谷段电价，火电在谷段和深谷段报价分别同比下降1.0%和10.5%，但是调节能力相对较弱的径流式水电两段报价分别下降12.8%和18.6%，体现了火电在低价时段对价格和电量的控制能力。火电平段报价虽然略降，但是峰段和高峰期报价均同比上调。同时，火电下调了谷段和深谷的电量比例（从33%至32%），从而实现整体加权平均交易均价同比上涨0.3%。光伏虽然除了尖峰段其余时间的成交均价均有所提升，但是因为谷段和深谷的电量占比从38%增加至50%，尖峰和峰段电量占比从14%下降至12%，所以整体出清均价从165.69元/兆瓦时下降0.6%至164.77元/兆瓦时。
风电和光伏因为不稳定性，在中长期电量中激进获取高峰期电量其实反而有可能产生负面影响，因为一旦在实际运行中无法履约，可能需要按照较高的现货电价反向结算或者做偏差考核，所以即便风光发电量高于总体需求，也不可能把火电在大部分时间尤其是峰值挤出边际定价者。从上图我们也可以看出，光伏增加的过程中拉低了深谷和谷段的电价，只有坑口煤电联营的机组才可以盈利；火电在两段低价报量中显著低于日内相对稳定的水电，基本体现了报价策略或火电的开机需求。
以市场化先锋省份山西为例，作为第一个正式上线电力现货市场的地区，2025年山西年度交易中新能源电量占比已经低于0.7%；新能源考虑到自己波动的风险，对曲线事前分解要求较高的年度合约不会过多暴露头寸，而是等到月度和日前再做交易。这本身也会增加火电在中长期交易中的定价权。和新疆一样，因为年度交易有时间段要求，所以整体新能源中长期电价与火电趋势一致，但始终低于火电。
以甘肃为例，2024年统调常规火电和热联联产的电厂利用小时已经下降至4122和4128，火电市场化交易执行均价显著高于风电光伏水电，且通过现货、两个细则与辅助服务市场度电还可以获得0.011、0.0054、0.0001元的额外收益。
火电底部盈利：容量电价加持下6%-9%的ROE
按照我们此前的论述，火电在“十五五”底部利用小时4300的时候还可以保持8分/度的点火价差，那么火电供需底部的盈利是多少呢？
火电源于现货或辅助服务市场的优势，结算电价或可能高于交易电价1-2分/度
基于我们可以获取的煤电交易与结算电价数据，煤电结算电价相对煤电交易电价平均溢价在1-2分/度，这部分差别主要是由于现货市场、分摊考核补偿、“两个细则”辅助服务等因素产生的。这个差值涵盖了盈余阻塞分摊、不平衡资金分摊等科目，所以波动较大，但是至少部分体现火电因为其调节能力而获得的溢价，参考甘肃省的结算情况也可以得出类似结论（图表33）.
单纯举电能量电价这部分为例，火电可以降低负荷不发电而是从现货市场买电履约中长期合同，这时候火电公司的结算电价=中长期电价-现货市场电价；倘若现货市场电价为负，那么火电的实际结算电价就会高于中长期电价。所以，现货电价的高低不代表发电企业收入的多少，我们建议更多关注年度和月度电价（通常头寸为正）。
未来调峰功能会更多通过现货实现，但是调频需求依然很大。参考德国终端电价的构成，随着新能源占比持续增加，调频等费用在购电成本中不断上升，加上电网费与可再生能源补贴的持续上升，是德国终端电费攀升的主要原因。
考虑容量电费，火电公司周期底部或还可以维持6%-9%的ROE
我们建立DCF模型对煤电公司的盈利进行预测，参考《火电工程限额设计参考造价指标》假设煤电单位投资为3.2元/瓦，发电煤耗我们参考能源局公布的2024年数据288千克度，火电机组寿命30年会计折旧20年（净残值5%），厂用电率5%。收入端灰渣固废收入与成本端的人工、材料、维修等费用参考甘肃能源、华电国际、淮河能源等资产注入的公告。融资方面，假设项目资本金20%，贷款利率4%，等本还款。
假设该项目容量电价每瓦165元（中央规定2026年开始全国最低标准）或330元（中央规定全部容量电价标准），根据不同的点火价差假设电价，我们可以算出不同情景下的火电盈利。在利用小时4300左右，假设火电的点火价差8-9分/度（考虑火电因为其调节能力可以获得的额外结算电费），没有容量电价的条件下火电企业很难盈利；考虑165-330的容量电价，火电平均ROE在6.5%-8.6%；事实上，如果火电公司谈判电价的时候可以保住5分/度的点火价差（对应德国当年利用小时大约4000），只要容量电价可以给足330元/瓦，火电有7%的ROE和3分/度的净利。对比以下图表可以发现，容量电价是否给足对利润率的影响程度非常高。
需要说明的是，我们这里测算的是火电厂的盈利情况，上市公司作为电厂的控股公司，母公司层面还有大量成本与费用，会导致实际盈利能力低于旗下实体电厂的盈利。
煤价下降如何影响水电、核电和新能源
我们对2017-25年度长协电价做了历史回归，煤价对电价的解释力度在大部分省份都达到了90%以上，但是利用小时在时间上与区域上的解释力度都不高（相关性低于50%）。所以煤价下行的过程中电价大概率会随之下行，利用小时高低并不必然导致电价高低，或者说利用小时高的区域并不一定电价或点火价差高。随着我国碳市场的建立及碳配额的需求增加，碳排放成本的增长会带给电价向上的支撑。
煤价下降过程中电价大概率下降，决定火电盈利的是点火价差，电价下降火电不一定受损；但是对核电、水电和新能源却有影响。要说明的是，虽然按照纯微观经济学理论边际成本最高的火电通常是交易电价决定者，但是交易机制倘若规定其他电源的结算电价与交易电价脱钩（例如新能源机制电价政策），那么其他电源对电价的敏感性也会随之降低。
电价预测：煤价700元/吨的假设下，火电电价下行幅度可控
假设“十五五”利用小时低点火电可以支撑0.08元/度的点火价差（相比2025年度长协的时候低0.02-0.03元/度），我们根据各省煤价、运费、历史点火价差与未来利用小时的变化测算电量电价如下图43；我们的理论测算考虑目前基准上下浮动20%的规则不变。
按照华泰煤炭组对2026年煤价恢复到800元/吨的判断，2026年年度长协电价没有太大下行风险；如果现货煤价跌破700元/吨，我们判断全国层面电价在可能还有1-2分/度左右的下降空间，结合容量电价2026年会带来度电1-2分的增量收入（中央发改委对容量电价的规定是2024-25年至少每瓦每年100元，2026年开始至少每瓦每年165元），2026年火电整体全国层面电价下行的压力不大。“十五五”利用小时的低点我们测算电价整体比2025年度长协可能还有3-4分/度的下降空间，在煤价700元/吨的前提假设下。
核电：LCOE优势显著，以中核为例最悲观电价预期下DCF高于现在市值
根据我们2023年9月的报告《核电：从DCF视角看估值提升空间》，综合含税电价在0.37-0.38元/度以上，三代核电全投资IRR可以达到6%以上。三代核电在标准假设下的LCOE在0.25-0.3元/度之间，相比沿海的火电、陆风和光伏，都具备相当显著的竞争优势。
根据我们的DCF模型，贴现率7%的假设下，我们测算了2025年各地交易规则下中国核电全部已获核准的项目可以支撑的市场空间；以及如果电价参照图表43（700元/吨煤价假设下），“十五五”利用小时低点，公司全部项目可以支撑的市场空间，假设核电全部电量入市，在最悲观的供需环境下电价可以支撑的市值空间，具体结果请见研报原文。
除广东广西外，其余省份2025年年度长协电价对应的核电全投资IRR依然高于6%。随着火电定价的中长期电价下降，核电盈利能力会有负面影响，所以各地核电入市规则会需要逐步与火电电价脱钩，例如给予核电政府合约价格来保障核电盈利的稳定性。
水电：最悲观电价预期下三大水电公司的DCF空间
长江电力、华能水电和雅砻江都有部分电量与落地端火电电价，所以煤价下降、火电电价下降的过程中也会受到一定程度的影响。我们测算了电价参照图表43（利用小时低点，700元/吨煤价假设下），以及2024年价格的不同价格水平下，三大水电公司2028年的利润相对2023年的实际利润的增长空间。具体结果请见研报原文。
新能源：考虑6h储能，我们测算的低点电价已经不支撑光伏收回成本
剔除外送消纳的新能源，2024年大约80%的风光电量是在省内消纳的（能源局公布的2024年消纳的非水可再生能源电量是1.8万亿度，通过直流特高压输送的清洁能源电量是0.32亿度，考虑两个数字内各有部分生物质和水电），所以省内的电价对风光投资的影响程度还是比较显著的。
我们对各省风光项目建立DCF模型测算LCOE，利用小时参照2024年能源局公布数据，建设成本参照国家电投《新能源电站单位千瓦造价标准值（2024）》；按照最新的中央政策我们不考虑配储，各地陆上风电和光伏的LCEO相比煤电在700元每吨的煤价下报价的低点折价比例较高，除部分海风外几乎都没有太大盈利压力。需要说明的是，我们这里尚且还没有考虑风光因为时间曲线导致中长期交易电价可能低于火电，和新能源因自身不稳定性在现货和辅助服务市场上的额外损失。
倘若我们考虑风光的不稳定性，假设光伏需要装6小时的储能，按照0.5元/wh的储能成本，就几乎没有光伏可以在我们预测的供需低点的电价（煤价700元/吨）下盈利。从侧面说明，国家出台的机制电价政策非常及时有效，同时市场化的风光在当前造价下也不支撑市场化电价明显低于我们的测算。
热/冷直供或是发电企业应对潜在电价压力的有效策略
根据我们测算所得，2023年我国供热市场规模或达3240亿元，其中居民占比约85%，工业供热市场规模472亿。我国数据中心（IDC）能源需求快速增长，节能降耗成为降低PUE的核心，我国已有个别项目开始尝试垃圾焚烧厂+IDC合作使用余热制冷（溴化锂制冷）。据我们测算，若电价高于0.55/0.51元/度，即除我国少数北方地区以外，热电联产+IDC更具备经济性。我们预测2025年我国IDC用电量3847亿度，若PUE为1.5，制冷需求中20%由余热制冷满足，则对应蒸汽需求0.75吨，可以增加2023年蒸汽供应量的32%。
热价：与煤价有关，连云港历史最低热价对应电价0.42-1.25元/度
近年来我国多个省市逐渐建立针对工业蒸汽的煤热价格联动机制方案。以连云港市为例，连云港市物价局于2022年11月8日印发《连云港市市区煤热价格联动办法》，以中国煤炭资源网发布的秦皇岛港动力煤5500大卡混煤港口平仓价格作为计算依据；3个月为一个联动周期；煤热比以1吨5500大卡煤炭生产6吨蒸汽计算；煤炭价格变动额实行按比例负担，同步调整的原则，煤炭价格变动额20%由热电联产企业自行消化，80%通过调整供热销售价格解决。在770元/吨煤价、192元/吨蒸汽价格下，我们测算额外供热或可以带给火电、垃圾焚烧和核电6.9/2.1/2.0pct的全投资IRR增厚。其中，对于造价较高的四代核电高温气冷堆（假设造价49元/W），在我们假设的最悲观的电价、热价下（电价基准下浮20%，热价取连云港市2020年以来蒸汽价格最低值184元/吨），资本金IRR仍可能达8.2%。
火电热电联产主要涉及背压式汽轮机（热能可得到充分利用，但不可能同时满足热负荷和电负荷变动的需要）、抽气凝汽式汽轮机（从汽轮机中间抽出部分蒸汽，优点是能在较大范围内同时满足热负荷和电负荷的需要，适用于负荷变化幅度较大，变化频繁的区域性热电厂；缺点是热经济性略差，辅机较多投资较大）和抽背式汽轮机（结合背压式与抽凝机组的功能）。
核电热电联产主要涉及饱和蒸汽汽轮机（主要用于压水堆和沸水堆，一般压水堆平均出口温度低于310℃，所以二回路只能产生压力较低的饱和蒸汽）和过热蒸汽汽轮机（主要用于高温气冷堆、快中子增殖堆等堆型）等，主要取决于核电站的堆型和运行条件。
若以184元/吨的工业蒸汽价格作为基准价格（连云港市2020年以来蒸汽价格最低值），我们测算燃煤/核电/垃圾焚烧每牺牲一度电供应的蒸汽或对应电价0.42/1.25/0.92元/度。参考实际项目，我们取燃煤/核电/垃圾焚烧项目的热耗率分别为6330/18907/13885KJ/KWh，则每少发1度电对应0.002/0.007/0.005吨蒸汽，以基准汽价计算对应的电价为0.42/1.25/0.92元/度。
火电：牺牲电量给工业供热或将带给火电6-7pct的全投资IRR增厚
我们建立DCF，对燃煤供热经济性进行分析。主要比较纯供电、热电联产、纯供热三类项目的经济性，其中考虑燃煤热电联产项目涉及的汽轮机存在差异，将燃煤热电联产细分为三种类型：1）背压式机组，2）抽背式机组，3）抽凝式机组；每种类型中又拆分为供居民、供工业两种情形。经测算，我们发现IRR视角下，热电联产（供工业）>纯发电>热电联产（供居民，抽凝除外）>纯供热。测算结果表明，热电联产（供工业）项目供应工业蒸汽带来的经济效益，超过了损失的发电量减少的经济效益，即该类项目实际收益率与供工业热价、热电比紧密相关。DCF测算中我们假设蒸汽价格为192元/吨（适用于背压、抽背项目）、热量热价为65元/吉焦（适用于抽凝项目），在此基础上，我们测算发现1）额外供热（工业热电联产）或将带给火电6.85pct的全投资IRR增厚（背压、抽背、抽凝项目均值）
若以2025年2月底镇江港动力煤平仓价（5500kcal）770元/吨为基准煤价，参考连云港工业蒸汽煤热联动机制，计算蒸汽价格变化对应的煤价变化，则对于工业热电联产（背压）项目，当煤价下降至360元/吨时，其IRR与纯供电项目接近；对于工业热电联产（抽背）项目，当煤价下降至554元/吨时，其IRR与纯供电项目接近；对于工业热电联产（抽凝）项目，当煤价下降至561元/吨时，其IRR与纯供电项目接近。
核电：工业供热或将增厚全投资IRR 2pct，四代高温气冷堆潜在盈利可观
当前我国投运的核能供热项目以居民供暖为主，实现工业供汽的项目相对较少，仅有中国核电旗下的浙江海盐工业供热项目与田湾核电蒸汽供能项目。其中浙江海盐工业供热项目的热能由秦山核电站提供，在不影响原有发电量和安全性能的前提下，利用秦山核电机组剩余热功率产生的热量，通过层层隔离的供热管网传输给工业用户；江苏田湾核电蒸汽供能项目的热能则由田湾核电站提供，田湾核电3、4号机组内的核燃料发生核裂变产生的能量，加热二回路的水，产生高温高压的蒸汽，再经过三回路管网传送到用汽端（连云港石化产业基地）进行工业生产利用。
2024年8月国务院核准的江苏徐圩核能供热发电厂项目（一期）是国内首个以供汽供热为主要目的，兼顾电力供应的项目。采用我国具有完全自主知识产权的第三代核电技术华龙一号和第四代核电技术高温气冷堆耦合的方案建设核能供热系统，拟建设2台华龙一号压水堆核能发电机组和1台高温气冷堆核能发电机组，配套建设蒸汽换热站。首次采取以热定电的运行模式，通过华龙一号主蒸汽加热除盐水制备饱和蒸汽，再利用高温气冷堆主蒸汽对饱和蒸汽二次升温，建成后设计工况下将同时具备高品质蒸汽供应能力和发电能力。
我们建立DCF，对核能供热经济性进行分析。首先比较纯供电、热电联产、纯供热三类项目的经济性，其中结合核能供热项目实际运行情况，将核能热电联产细分为三种情形：1）不牺牲电量供热给居民；2）牺牲电量供热给居民；3）牺牲电量供热给工业。
经测算，我们发现IRR视角下，热电联产（牺牲电量供工业）>纯供热≈热电联产（不牺牲电量供居民）≈纯发电>热电联产（牺牲电量供居民）。测算结果表明，额外供热（工业热电联产）或将带给核电2.01pp的全投资IRR增厚，即热电联产（牺牲电量供工业）项目，如江苏徐圩一期项目，因供应工业蒸汽带来的经济效益，超过了因损失发电量而减少的经济效益，即该类项目实际收益率与蒸汽价格紧密相关。DCF测算中我们假设蒸汽价格为192元/吨，在此基础上，我们测算发现当蒸汽价格下降27%至140元/吨时，热电联产牺牲电量供工业项目IRR与纯供电项目接近。
若以2025年2月底镇江港动力煤平仓价（5500kcal）770元/吨为基准煤价，参考连云港工业蒸汽煤热联动机制，则蒸汽价格下降至140元/吨对应煤价下降至311元/吨，由于2016年以来镇江港动力煤平仓价（5500kcal）均高于该水平，故我们认为即使未来煤价延续下降趋势，核电热电联产供工业的项目仍具有较强经济性。
经测算，我们发现IRR视角下，4代核电机组（高温气冷堆）工业热电联产项目能实现盈利。当前DCF测算中，工业蒸汽价格为192元/吨，使用的电价为江苏省基准电价0.391元/度。考虑2025年以来煤价呈下行趋势，我们以不同的汽价、电价假设，对工业热电联产项目进行敏感性测算。测算发现，即使在最悲观的假设下：1）电价下浮20%至0.31元/度；2）蒸汽价格降至184元/吨（连云港市2020年以来蒸汽价格最低值，该价格自2020年5月1日起执行），四代核电（高温气冷堆）工业热电联产项目仍能收回投资，资本金IRR为8.32%，投资回收期21年。
各地实际交易情况变化
电价交易和股价交易一样，虽然基本面的供需和成本曲线是决定性因素，但是也受到很多“行为金融学”的交易因素影响，包括发电企业的报价策略、用电用户的心态、售电公司的市占率、供需双方的集中度与团结程度，都会集中影响实际的交易结果。
各地交易规则
决定电价的很重要的因素就是各省市和省间交易规则。各地中长期交易的品种、开展的方式、组织的时间与频率，都会很大程度上影响最终交易结果，例如峰平谷时段的限制、不同电源是否同台交易、对中长期交易的参照曲线与偏差考核、月内交易是否可以卖出等等都会直接造成电价波动。当然，当地现货的开展程度与具体规则，例如限价范围、是否超额回收等，也会对中长期产生很大影响，同时会对最终结算电价造成重大影响。其中，我们对各地中长期电价基本以基准下浮20%作为下限，所以在以广东为代表的基准电价很高的省份，低煤价对应“跌停板”电价火电的度电利润是非常高的；但是如果基准下浮20%的规则有变化，会极大负面影响火电在低煤价下的盈利。
煤价超预期波动
本文测算主要以秦皇岛煤价700元每吨作为一个重要参照指标，倘若煤价明显低于570元每吨的合理区间下限，对风光核电甚至水电都会产生重大不利影响，甚至有可能倒逼电力交易规则产生变化。同样的，煤价在电价合同确定后超预期上涨，也会导致火电当年的盈利承压；事实上，火电的盈利压力通常是来自煤价波动，而非电价的压制。
电力供需超预期恶化
我们对电力的判断是基于现行的电力需求预期与装机预期，倘若传统制造业用电超预期下跌、火电与风光新增装机超预期增长，都会对我们的分析带来下行风险。
研报：《量化“十五五”电价与盈利弹性：坚守优质资产，穿越价格周期》2025年3月10日
王玮嘉 分析师 S0570517050002 | BEB090
黄波 分析师 S0570519090003 | BQR122
李雅琳 分析师 S0570523050003 | BTC420
胡知 分析师 S0570523120002
康琪 联系人 S0570124070105
