近日，国家发展改革委等五部门印发《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》，提出到2027年绿证市场交易制度基本完善，到2030年绿证市场制度体系进一步健全。《意见》通过供给端扩容、需求端激励、机制端优化“三管齐下”，为新能源全面入市后的环境权益实现提供了保障，更标志着中国可再生能源从规模扩张向价值提升的战略转型。

《意见》提出了稳定绿证市场供给、激发绿证消费需求、完善绿证交易机制、拓展绿证应用场景、推动绿证应用走出去等五大意见，其亮点内容包括：

1. 全国市场统一，破除壁垒。明确禁止地方限制绿证流通；依托绿证交易平台等数字化途径，实现跨省交易高效实施，解决区域供需失衡问题。
2. 强制自愿并行，精准施策。通过“强制配额”约束高耗能行业；同时以“自愿消费”激活中小企业，兼顾公平与效率。
3. 国内国际协同，完善接轨。对内完善市场机制，对外推动标准互认，将绿证打造为中国参与全球气候治理的关键载体。

根据中国绿色电力证书交易平台口径，3月10日至3月16日，风电/光伏发电挂牌成交量合计为30.07、49.25万张。今年2月，绿证月度交易成交量为1264万张，风电、光伏成交量分别为417.9、841.95万张，对应41.79、84.2亿千瓦时电量。

一、电力板块2024年年报梳理

据科股宝梳理，截至3月20日，申万宏源公用事业一级行业分类下，已有42家申万二级电力行业公司披露2024年年报预告。其中12家预增、5家略增、6家扭亏，预喜比例达54.76%；首亏7家、续亏8家、预减3家、略减1家，预忧比例为45.24%。

按照2021版申万行业分类标准，预喜的23家电力公司共覆盖了6个三级行业。其中以火力发电表现最为亮眼，频出业绩高增股，预增公司达8家，占整个电力行业的66.67%，更有4家公司净利润预告上限增幅超过100%。水力发电、热力服务紧随其后，有4家预喜公司从属于水力发电行业，3家预喜公司从属于热力服务行业。

此外，申万宏源电力设备一级行业分类下，也有109家公司披露了2024年全年业绩。有43家归母净利润同比实现正增长，占比近40%，其中1家扭亏为盈，6家增幅超100%，11家增幅在30%~100%区间，25家增幅低于30%。

有37家归母净利润对比上年有所下滑，其中21家降幅超50%。此外，还有29家公司净利润为负值，其中15家亏损收窄，1家亏损扩大，13家转盈为亏。

在归母净利润实现正增长的公司里，电网设备、电池这两大申万二级细分行业表现最为“夺目”。归属于电网设备行业的公司有19家，2家增幅超100%；归属于电池行业的有13家，4家增幅超100%。此外，亏损收窄的15家公司，大多属于电池行业。

宁德时代以507.45亿元的归母净利润规模一骑绝尘；思源电器、横店东磁、奥特维跟随其后，规模分别为20.87亿元、18.27亿元、13.14亿元，所属申万二级行业分为电网设备和光伏设备。

二、产业链各细分现状及关注点

2024年，全国累计发电量为94181亿千瓦时，同比增长4.6%；全国累计发电装机容量约33.5亿千瓦，同比增长14.6%，新能源发电装机呈现强劲发展势头。受水电恢复性增长和新能源装机加快的推动，中国电力能源结构持续向可再生、清洁、绿色能源转型优化。

分品种看，水电在下半年实现恢复性增长，火电发电量占比下滑约3%，太阳能发电量累计同比增长显著，风电基本处于历史平均水平。具体而言：

1.火力发电

2024年，全国火电发电量63438亿千瓦时，同比增长1.5%，占比下降至67.36%，火电发电装机占比也下降至43.1%。第四季度煤炭价格回落加速，电力-煤炭PPI剪刀差持续扩大，火电利润空间打开。

2024年9月23日至12月24日期间，北方港口5500大卡的煤价从870元/吨跌至767元/吨；5000大卡煤价从773元/吨降至666元/吨；4500大卡煤价跌幅最大，从685元/吨跌至563元/吨。至2025年2月底，港口煤长协价更是跌至每吨700元以下。

煤炭价格的持续回落也引发相关行业协会的关注。2月28日，为保障煤炭安全稳定供应，维护市场平稳运营，中国煤炭工业协会、中国煤炭运输协会向全行业发布倡议书，提出严格执行电煤中长期合同、确保合同履约兑现，有序推动煤炭产量控制、维护生产供需平衡等五条措施。

目前来看，煤炭价格尚在国家发改委2022年认定的煤炭价格合理区间内。机构认为，今年一季度仍存在一定的回落空间，这对电价下降并不明显的火电上市公司的盈利修复构成利好。

2.水力发电

2024年，水电发电量12743亿千瓦时，同比增长10.7%，占比提升至13.53%。全年来看，水力发电月度累积降水指数呈现上半年强，下半年弱的特征，行业基本面稳定，确定性强。

水电行业具备前期设备投资高，折旧占成本比重高，实际运营年限远大于折旧年限的特点。“十四五”至“十六五”期间水电公司折旧密集到期，机构多认为可显著增厚表端利润。多数公司具备较高净现比（大于1.5），且经营性现金流量净额可超过营业收入50%，支撑公司较高且稳定的分红比例。

此次新政策提出，完善电网代理购电相应存量水电绿证的划转机制。慧博云通研报指出，水电的“绿电”属性进一步强化，现有水电项目的绿证可通过电网代理购电进入市场流通，水电企业将享受涨价预期。

此外值得关注的是，近年来多项新政出台支持储能高质量发展，明确了2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站容量电价，有利于市场明确对抽水蓄能盈利预期。与其他储能技术相比，抽水蓄能具有技术成熟、经济性最优、成本最低的优势。

根据水电水利规划设计总院数据，截至2023年底，全国抽水蓄能电站在运项目50座，规模5094万千瓦，核准在建项目134个，总规模1.8亿KW，已建和在建装机规模均为世界第一。截至2024年第三季度，我国抽水蓄能累计装机55.40GW。

3.风力/光伏发电

2024年，风电发电量9361亿千瓦时，同比增长11.1%，占比升至9.94%。风电装机容量约5.2亿千瓦，同比增长18.0%。

太阳能发电量4191亿千瓦时，同比增长28.2%，占比扩张至4.45%。太阳能发电装机容量约8.9亿千瓦，同比增长45.2%，占比上升至26.5%。

新能源消纳方面，全国新能源利用率整体保持高位，但光伏和风电利用率于近两年出现明显下滑。2024年，全国光伏发电利用率为96.8%，同比下降1.2个百分点；风电利用率为95.9%，同比下降1.4个百分点。而2021-2023年间，风电与光伏的消纳比例一直相对平稳，浮动范围在0.5%以内。

24年12月，全国风电和光伏利用率同比均有所下降。其中，河北、西藏风电利用率低于90%，分别为83.1%、84.6%；西藏光伏利用率低于90%，为68.6%。招商期货指出，西藏弃风率不断上升的原因主要包括：风电装机量迅速增长导致电力供给快速增加、光伏消纳问题挤压风电空间、水电作为主力电源的优先消纳，以及电力外送困难。

同时，新能源发电市场化交易电价也有所下行。以山西、山东、甘肃、蒙西为代表的现货省份，光伏年均价分别为211.01、169.04、122.70、348.27元/MWh，同比下降14.82%、21.95%、36.99%、20.61%。风电年均价分别为268.45、266.78、185.43、367.43元/MWh，同比下降1.66%、7.31%、15.88%、18.97%。

2月9日，国家发展改革委、国家能源局发布《深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》，首次在国家层面统一明确新能源全面入市，标志着新能源价格形成机制的重要突破。长城证券认为，随着新能源入市政策出台，行业迎来预期收益水平企稳、存量项目有望改善、新增规模有望提升和并购重启、行业集中度提升等四方面利好。

4.核能发电

2024年，核电发电量4449亿千瓦时，同比增长2.7%，占比降至4.72%。

中国核能行业协会近日披露的数据显示，截至2024年12月31日，我国运行核电机组共57台（不含台湾地区），装机容量为59431.7MWe（额定装机容量）。

2024年全国共2台核电机组投入运行，分别是位于广西的防城港核电厂4号机组和位于福建的漳州核电厂1号机组。2025年1月，中国核电漳州核电站1号机组投产，2025年2月，中国广核陆丰1号机组将开始全面建设。

国家能源局在去年12月举行的2025年全国能源工作会议上披露，今年，我国将核准开工一批条件成熟的沿海核电项目，到2025年底，在运核电装机达到6500万千瓦左右。

机构认为，随着技术的不断进步和安全性的提高，核电在电力供应端占比存在长期提升空间。综合相关机构的预测，预计到2035年，核能发电量在我国电力结构中的占比上升至10%左右，与当前的全球平均水平相当；到2060年，核电发电量占比有望达到20%左右。

风险提示： 宏观经济波动风险；政策落地不及预期风险；市场竞争加剧；个股盈利不及预期。