2025年电力行业中期投资策略：电力供需转向宽松，重视盈利稳定品种

2024年行业回顾：用电需求修复，供给结构分化

行业回顾——市场表现：公用事业表现居中，水电避险属性凸显

2025年内公用事业板块表现居中。截至2025年4月30日，沪深300指数2025年内累计下跌4.2%；公用事业板块累计下跌2.9%，在 31个一级行业中排名第19；电力板块累计下跌2.3%，电网设备板块累计下跌5.4%，分别在124个二级行业中排名第68和第87。

水电在市场波动期间展现出较强的避险属性。截至报告发布日，电力板块2025年内下跌2.3%，跑赢沪深300指数1.8pct；其中火 电、水电、风电板块分别下跌0.4%、0.5%、2.6%，跑赢沪深300指数；核电、光伏发电板块年内分别下跌9.0%、9.8%，跑输沪 深300指数。2025年初至三月中旬，电力板块多数行业跑输沪深300指数，3月下旬至4月上旬市场波动加剧，沪深300指数出现 大幅回撤，电力板块表现出较强的防御和避险属性。3月20日至4月11日期间，沪深300指数下跌6.5%，电力板块下跌0.9%，水 电板块上涨4.8%，展现出较强的避险属性。

行业回顾——电力需求：全行业用电量增速高于GDP增速，度电产值下降

2024年，我国实现GDP总额（不变价）128.23万亿元， 同比增长5.0%，主要由第二和第三产业拉动；其中 第一产业9.37万亿元，同比增长3.5%；第二产业46.48 万亿元，同比增长5.3%；第三产业72.38万亿元，同 比增长5.0%。分季度看，2024年Q1-Q4分别实现GDP 总额29.08/30.74/32.56/35.85万亿元，分别实现同比增 长 5.3%/4.7%/4.6%/5.4% 。 2025 年 一 季 度 实 现 GDP30.66万亿元，同比增长5.4%。 2024年，我国全社会用电量9.87万亿千瓦时，同比增 长7.0%，主要由第三产业和城乡居民生活用电拉动。 其中第一产业0.14万亿千瓦时，同比增长6.2%；第二 产业6.40万亿千瓦时，同比增长5.5%；第三产业1.83 万亿千瓦时，同比增长9.9%；城乡居民生活用电1.49 万亿千瓦时，同比增长10.0%。2025年一季度，全社 会用电量2.38万亿千瓦时，同比增长2.5%，用电量增 速主要由第三产业拉动。 全行业用电量增速高于GDP增速，度电产值下降。 整体上看，第三产业度电产值远高于第二产业。2024 年，全社会度电产值15.31元，同比下降0.22元；具体 来看，第一产业度电产值69.08元，同比下降1.83元； 第二产业度电产值7.26元，同比下降0.01元；第三产 业度电产值39.44元，同比下降1.85元。

火电：现货煤价回落，关注行业盈利弹性

火电——2025年1-2月电力需求平淡，2025-2026或将迎来煤电投产小高峰

暖冬叠加闰年高基数，2025年1-2月电 力需求增速较缓，火电利用小时数较 历史同期偏低。2025年1-2月全社会用 电量累计1.56万亿千瓦时，同比增长 1.3%；火电利用小时数691小时，同比 减少72小时，较2021-2024年均值偏低 53小时。 2022年煤电核准开闸，2025-2026年或 将迎来投产小高峰。截至2024年末， 我国火电总装机容量1444.45GW，同 比新增53.13GW。2017年，国家能源 局印发《关于衔接“十三五”煤电投 产规模的函》，叫停了超过50GW的在 建项目和超过60GW的已核准或列规项 目。据绿色和平统计，2022年煤电核 准提速 ， 2022-2023 年共核准煤电 197GW，超过“十三五”期间煤电核 准总量；2024年上半年，全国总核准 煤电装机约1034.2万千瓦，同比减少约 79.5%。“十四五”期间新核准的煤电 项目以百万千瓦及以上的大型机组为 主；主要分布在中东部地区。

火电——煤价回落，关注煤电企业盈利弹性

动力煤现货价格持续下降，截至2025年一季度末， 现货价已低于长协价。2025年一季度CCI动力煤 （5500）大宗价格指数（反映现货价格水平）均 值为742元/吨，同比下降169元/吨，环比下降92 元/吨；截至2025年一季度末，大宗价格指数报 676元/吨，长协价格指数报686元/吨，现货价已 低于长协价。电煤中长期合同价格采用“基准+ 浮动”的形成机制，基准价与浮动价权重各50%； 2023-2025年下水动力煤（5500）中长期合同基 准价为675元/吨，浮动价取几种煤炭综合价格指 数均值。 2023年火电行业全面实现扭亏，2024年业绩持续 增长，2025年全年行业盈利有望进一步改善。 2021-2022年，煤炭供需失衡叠加地缘政治冲突， 全球能源价格大幅上涨，煤炭价格屡创历史新高， 导致2021年火电行业陷入全行业亏损。2022年以 来煤炭价格逐渐回落，行业燃料成本压力缓解， 经营业绩修复，2023年火电行业全面实现扭亏。 2024年，火电行业实现归母净利润606.98亿元， 同比增长33.2%；2025年一季度，火电行业实现 归母净利润212.06亿元，同比增长7.8%。

水电：低利率环境下稳定盈利品种具备配置价值

水电——2025年一季度来水偏丰，全年或呈ENSO中性

金沙江和长江流域：2025年一季度三峡水库入库 流量均值0.71万立方米/秒，同比偏丰12.3%，较 2003-2024年均值偏丰28.7%；截至2025年一季度 末，三峡水库水位162.08米，同比提高2.79米， 较2003-2024年均值偏高8.16米。根据长江电力 公告，2025年一季度，乌东德水库来水总量约 167.05亿立方米，较上年同期偏丰12.5%；三峡 水库来水总量约555.19亿立方米，较上年同期偏 丰11.6%。2025年一季度，长江电力水电发电量 576.79亿千瓦时，同比增长9.4%。 澜沧江流域：根据华能水电公告，2024年澜沧江 流域来水同比偏丰0.5成，其中乌弄龙、小湾断 面同比基本持平，糯扎渡断面来水同比偏丰 4.6%。2025年一季度，华能水电所属水电站发 电量197.33亿千瓦时，同比增长30.5%，主要原 因为托巴电站4台机组共140万千瓦全面投产、年 初澜沧江水电梯级蓄能同比增加、云南省内带能 力需求与西电东送电量同比增加；剔除上年同期 未投产的托巴与硬梁包水电后，水电发电量为 187.19亿千瓦时，同比增长23.8%。

水电——板块回调充分，低利率环境下稳定盈利品种具备配置价值

重视股东回报，现金分红持续稳健增长，水电资产“债券”属性逐渐强化。 2013-2017年，利润增长和股利支付率提升共振，推动第一轮行业分红增长。2013-2017年行业快速发展、利润快速增长，2016年溪洛 渡、向家坝两大电站注入长江电力，期间水电行业归母净利润复合增速32.4%；2015-2020年行业股利支付率中枢上升，较2010-2014 年均值提高约10%；利润增长与股利支付率提升共振，2013-2017年行业现金分红复合增速达39.5%。 2017-2023年，股利支付率提升主导第二轮分红增长。2017年后行业进入平稳经营阶段，2023年白鹤滩、乌东德两大电站注入长江电 力，2017-2023年行业归母净利润复合增速4.0%；2021-2023年来水偏枯，行业利润承压，股利支付率中枢再次提升，较2015-2020年 均值提高约11%，延续行业现金分红金额增长趋势，实现连续10年分红金额正增长；2017-2023年行业现金分红复合增速6.1%。 2024年来水持续好转，水电行业全年实现归母净利润563.21亿元，同比增长17.3%；现金分红347.81亿元，同比增长12.6%，股利支 付率61.8%。

核电：极端场景下盈利仍有韧性，兼具成长与红利属性

核电——极端场景下，上游成本与下游电价变动对行业的影响整体可控

核燃料成本在核电营业收入中占比约七分之一，在营业成本中占比约四分之一。以中国广核为例，核电营业成本主要包含折 旧、燃料、乏燃料处置、运维及其他四个部分，2024年中国广核核燃料成本占当期营业收入的14.4%，占营业成本的25.61%； 2024年公司核电业务营业收入659.32亿元，假设所有费用和损益由电力业务承担（假设其他业务毛利润=营业利润，此算法下 核电毛利率较实际值偏低），核电业务营业利润210.81亿元，营业利润率32.0%。

敏感性测算结果显示，天然铀价格每上涨10美元/磅，核电毛利率下降1.03-1.19pct。基准情景（天然铀价格75美元/磅）下，核 电单位发电收入每变动5元/兆瓦时，核电毛利率变动0.8-1.0pct。若2030年前后天然铀价格达到90美元/磅且完全传导至运营商， 则单位发电燃料成本提高至55.87元/兆瓦时，较基准情景提高约5.61元/兆瓦时；单位发电收入340元/兆瓦时对应运营商毛利率 37.4%，较基准情景下降1.7pct。由于未考虑乏燃料处置金减免等政策优惠因素，且远期存在通过绿证补贴核电环境价值的可能 性，测算结果或较实际值偏低。

核电——核电核准常态化，中期成长确定，远期分红可期

核电核准、建设进入快车道。2011年福岛核事故后，国务院《核电中长期发展规划（2011-2020年）》提出“只在沿海安排少数 经过充分论证的核电项目厂址，不安排内陆核电项目”，“十二五”期间核准10台机组，“十三五”期间仅核准8台机组。 2021年“华龙一号”全球首堆成功投入商运，而后政府工作报告提出“确保安全前提下积极有序发展核电”，政策发生转向。 2022-2025年已连续4年每年核准10台百万千瓦核电机组，其中采用“华龙一号”技术的机组26台；截至2025年4月末，我国在运 /在建/核准待建“华龙一号”机组累计达38台，核电建设进入快车道。 三代核电相关设备国产化率超90%，具备每年10台/套左右主设备制造能力。“华龙一号”首堆设备国产化率达88%，实现了反 应堆压力容器、蒸汽发生器、堆内构件等关键设备在内的411台设备的国产化；目前批量化建设阶段相关设备国产化率已超90%。 截至2023年底，“国和一号”已实现整机100%国产化能力。目前，我国已形成每年10台/套左右的百万千瓦级压水堆主设备制 造能力，具备同时建造40余台核电机组的工程施工能力。

绿电：2024年全国风光资源不佳，绿证市场有望持续完善

绿电——2024年全国自然资源不佳导致风光利用小时数同比减少

2024年自然资源不佳导致全国风光发电利用小时数同比减少。根据中国气象局数据，2024年北方大部分地区和华东、华南部 分地区风光资源较历史均值偏低（左图蓝色区域，右图蓝色和绿色区域）。2024年全国风电、光伏利用小时数分别为2127、 1132小时，同比分别减少98小时、86小时。

绿电——绿证市场机制有望持续完善，合理体现绿色电力环境价值

绿证，即绿色电力证书，是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，1个绿证对应着1000千瓦时可再生能源电量。2017年， 我国试行绿证制度，以自愿市场为引导，推动全社会逐步建立绿色电力消费意识。此后，相关制度不断完善。目前，我国已 经建立了绿证核发、交易、应用、核销的全生命周期闭环管理机制，绿证基本实现（可再生能源项目）核发全覆盖，交易规 模和用户数量快速扩大。 2024年完成绿证补发工作，短期造成供给冲击。2024年，我国正式对常规水电、地热能发电项目核发绿证，实现各类可再生 能源绿证核发全覆盖；推进分布式光伏项目绿证核发，全年共对6.42万个分布式光伏项目核发绿证2331万个。截至2024年11 月，国家能源局基本实现对已建档立卡的集中式可再生能源发电项目2022年6月至今电量绿证核发全覆盖，后续将进入以当期 可再生能源电量为主核发绿证阶段。2024年12月起，月度绿证核发量大幅减少。根据《可再生能源绿色电力证书核发和交易 规则》，绿证有效期2年，自电力生产月起算；2024年之前的绿证有效期延长至2025年底，本轮供给冲击或将于2025年底结束。

电网设备：国内总量高增、结构分化，海外市场景气延续

电网设备——国内市场：输变电稳健推进，特高压进度偏慢

2024年国网输变电设备招标额同比保 持稳健增长。不考虑单一来源和增补 项目，2024年国网输变电设备招标额 合计728.89亿元，同比增加7.8%；特 高压设备招标额合计261.55亿元，同比 减少35.5%，进度偏慢，2025年有望加 快。2025年国网第一批输变电设备招 标额658.54亿元，同比增长23.5%；国 网第一批特高压设备招标额179.28亿元， 同比增长98.1%。

电网设备——海外市场：需求稳健增长，变压器、高压开关出口高增

2025Q1电力设备出口金额同比延续高增长。考虑液体介质变压器、高压开关、电能表三类设备，2025Q1出口总金额195.54亿 元，同比增长39.6%，2021Q1-2025Q1复合增速33.1%。结构上看，液体介质变压器、高压开关、电能表出口金额分别为85.15、 84.87、25.52亿元，占比43.5%、43.4%、13.1%。

报告节选：

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）