报告核心观点 火电角色正从“主体电源”向“调节电源”转变，短期煤价弱势增厚企业 EPS，长期多重收益体系下利润企稳；新能源投资从“以量为先”向“以质为先”转变，全面入市后高利用小时数风电项目收益更稳定；算电协同催生新模式，政策推动下绿电消费场景拓宽；低利率背景下，水电类债资产特征明显，核电装机成长性确定，盈利有望提升 [3][4][5]。 各目录总结 火电：周期跌宕，分歧中寻找共识 - 供需格局演变下，火电向兜底调节电源过渡：火电角色转变，风光装机超火电成常态，2025Q1 风光合计装机 14.82 亿千瓦超火电 14.51 亿千瓦；可再生能源新增装机占比高，2025Q1 新增 7675 万千瓦，约占 90%；煤电发电小时数下降，2024 年 4400 小时，25Q1 1036 小时；火电仍占发电主导，2024 年规模以上火电发电量占比 67.4%；2025 年新增电量需求或由非化石能源满足 [11][13][17]。 - 短期看：煤价维持弱势，增厚火电企业 EPS：煤价下跌释放成本弹性，2025Q1 北方港 5500K 动力煤均价同比降 19%，电价跌幅可控时煤电点火价差或拉大；2025 年多地长协电价下行，下半年市场或博弈明年煤电长协电价，电力需求增速高、火电格局集中区域电价有韧性 [23][25][28]。 - 长期看：多重收益体系下，煤电企业利润逐步企稳：建立三部制煤电收益体系，容量电价保障成本回收，2024 - 2025 年各省回收比例 30% - 50%，2026 年起 50% - 70%；新能源入市后火电调峰收益增加，2024 年全国电力辅助服务费用 1680 亿元，同比增 28%；多重收益下煤电盈利稳定，ROE 趋于平稳，企业分红率有望提升 [33][35][40]。 绿电：新能源全面入市，绿电未来逐步清晰 - 绿电供给侧扩张放缓，“以量为先”转向“以质为先”：风电光伏装机超火电将成常态，2025Q1 合计新增装机 7433 万千瓦，累计装机 14.82 亿千瓦超火电；新能源投资重质轻量，高利用小时数风电项目电价抗跌，收益更稳定；2025 年绿电企业装机规划放缓 [43]。 - 绿电几大困局待突破，静待博弈后的再平衡：应收补贴占营收比重提升，需关注第二批合规清单发放；消纳压力大，可通过拓宽消纳场景、加速电网通道建设、创新供电模式缓解；电价下行，136 号文细则落地保障存量项目收益，山东、广东已出台相关方案 [48][51][56]。 算电协同：催生运营新模式，打造电力消费新引擎 - 政策支持 + AI 等产业发展，力推算电协同一体化运营：政策要求国家枢纽节点新建数据中心绿电占比超 80%，算电一体化模式应运而生；地方政策推进算力与绿电结合，如新疆克拉玛依给予绿电补贴和算电协同政策；数据中心电力需求增长，清洁能源需求也增加，算力绿色化可降低 PUE 值、提升绿电应用比例 [61][62][68]。 - 算电协同：风光 + 垃圾焚烧发电运营模式的新探索：算力中心供能结构为算电协同提供物理基础；算电协同可促进绿电消纳和数据中心节能降耗；风光发电与 IDC 协同促进绿电消纳，如中国移动（西宁）项目；垃圾焚烧发电与 IDC 协同，有补贴项目商业模式转变，无补贴项目直供电价提升可增加收益，ROE 有望提升 [79][82][86]。 水核：等待价值的沉淀，践行长期主义 - 水电：低利率背景下的溢价优势：水电电价波动小，大型水电站来水稳定，现金流稳定且高分红，类债资产特征明显；2024 年长江电力股息率 3.09%，高于 10 年期国债收益率，具备配置性价比 [5][96][99]。 - 核电：装机确定性成长，长久期资产盈利提升：中国核电行业步入密集核准期，2019 - 2025 年核准机组数量增加，假设维持 8 - 10 台核准节奏，2030 年在运机组有望达 93 台，2035 年有望达 149 台；旧机组折旧和偿贷期到期，机组 ROE 有望提升 [101]。 投资建议 - 行业投资建议：6 月用电旺季，煤价低位时火电业绩或改善，关注华电国际、建投能源等；大水电企业业绩稳定，利率下行背景下股息率有溢价，关注长江电力、川投能源；136 号文细则执行，关注龙源电力、中绿电等绿电企业 [5][8]。