2025年度电力行业中期投资策略：火、绿同台，量、价何如

回顾1H25：逆周期属性延续，供需趋弱、盈利趋强

需求侧：暖冬&上年闰年等拖累Q1用电增速，Q2有所回升

25年上半年，全国平均气温偏高0.8℃。受暖 冬、上年闰年等因素影响，年初以来的用电 增速弱于去年同期。1-6月份，全社会用电量 4.84万亿千瓦时，同比增长3.7%。

第一产业：1-6月份，用电量676亿千瓦时， 同比增长8.7%，较上年同期回落0.1pct， 2022-2025年三年CAGR为9.7%；

第二产业：1-6月份，用电量31485亿千瓦时 ，同比增长2.4%，较上年同期回落4.5pct， 2022-2025年三年CAGR为4.7%；

第三产业：1-6月份，用电量9164亿千瓦时 ，同比增长7.1%，较上年同期回落4.6pct， 2022-2025年三年CAGR为9.7%；

城乡居民生活：1-6月份，用电量7093亿千 瓦 时 ， 同 比 增长 4.9% ， 较 上年 同 期 回落 4.1pct，2022-2025年三年CAGR为5.1% 。

1-6月份，一产、二产、三产、居民对1-6月 用电增量的贡献分别为2.9%、44.2%、 34.7%、18.2%。

供给侧：单6月发电增速-水电降幅收窄，火电增幅放缓

发电量：1-6月份，全国规上电厂发电量 45372亿千瓦 时， 同比 增长0.8%，2023- 2025年两年CAGR为4.3%；

新增装机：1-6月份，全国新增装机容量 29332万千瓦，比上年同期多投产14056万千 瓦，增幅92.0%；

装机容量：截至6月底，全国累计发电装机容 量36.5亿千瓦，同比增长18.7%， 2023- 2025年两年CAGR为16.1%；

利用小时：1-6月份，全国发电设备累计平均 利用小时1504小时，同比减少162小时，降 幅9.7%。

电力投资：1-6月份，主要电力企业电源及电 网工程合计完成投资6546亿元，同比增长 9.4%， 2023-2025年两年CAGR为40.4%。

发电量结构中，与上年同期相比，水电占比 下降0.6个百分点至11.9%；火电占比下降2.9 个百分点至64.8%；风电占比提高1.5个百分 点至12.2%；光伏占比提高1.6个百分点至 5.9%；核电占比提高0.4个百分点至5.2%。

景气度：稳中有升

电力行业92家上市公司中，实现归母净利润同 比增长的有52家，另有4家公司扭亏为盈；有 25家公司归母净利润同比下降，另有4家出现 亏损、7家持续亏损。

在各子板块中，1Q25火电（含热电、生物质发 电等）板块47家公司中，有32家实现归母净利 润同比增长，1家扭亏为盈，同比下降的有10 家，另有2家出现亏损、2家持续亏损；水电（ 含地电等）板块的19家公司中有9家实现归母 净利润同比增长、2家扭亏为盈，同比下降的有 4家，另有1家出现亏损、3家持续亏损；新能 源（核电、风电、光伏发电）板块26家公司中 ，有11家实现归母净利润同比增长、1家扭亏 为盈，同比下降的有11家，另1家出现亏损、2 家持续亏损。

1Q25，全行业营业收入、营业成本、归母净利 润同比分别下降4.9%、下降7.2%、增长4.9% ，毛利率、净利率分别为23.6%、14.5%，比 1Q24分别提高1.9、1.5个百分点。

未来展望：承上启下，电价机制革命

需求为先，中正平和看待用电增长

十三五（2016A-2020A）：全社会用电量 从2015年的55500亿千瓦时增长到2020年 的75110亿千瓦时，年均复合增速6.2%， 年均增量3922亿千瓦时。

十四五（2021A-2025E）：2025年1-5月 用电量同比增长3.4%，比上年同期回落 5.2pct。参考近年来的历史数据，假设 2025年用电量增量5000亿千瓦时、达到 103521亿千瓦时、增速5.1%，对应十四五 期间全社会用电量年均增速为6.6%，略高 于十三五。考虑到初期两年国内外公共卫 生事件前后对冲，扰动影响可以基本剔除 ，因此十四五期间超预期的用电需求预计 主要推动力还是来自于产业结构调整的效 果，电气化水平不断提升，新兴产业高速 发展有力支撑了传统产业发展趋缓对需求 的冲击；此外，全球变暖趋势延续，极端 高温事件趋多趋强，也对用电需求带来正 向拉动效果。

十五五（2026E-2030E）：近年来全球宏 观形势不确定性的加剧，导致对未来用电 需求预期悲观。但中国仍处于发展进程中 ，产业结构转型成果初显，新动能仍在不 断涌现。我们保守假设年均用电增量为 4000亿千瓦时，对应年均复合增速3.6%。

“双碳”方兴未艾，电源结构变革行百里半九十

水电：2024年新增装机1358万kW，装机容量 达到4.36亿kW，在总装机中占比13.0%；假设 2025-2030年，每年新增装机1500万kW。

火电：2024年新增装机5346万kW，装机容量 达到14.44亿kW，在总装机中占比43.1%； 2022-1H24新增核准煤电装机2.075亿kW，考 虑到2~3年的建设周期，预计将在2025年达到 投产高峰，假设为7000万kW的新增装机。后续 随着煤电新增核准的断崖式下降，预计未来新增 投产将逐步减少，依次为5000、3000、1000、 1000、1000万kW 。

核电：2024年新增装机393万kW，装机容量达 到0.61亿kW，在总装机中占比1.8%；梳理近几 年我国新增核准开工的核电项目，假设2025- 2030年新增装机395、620、996、623、619、 1168万kW。

风电：2024年新增装机7924万kW，装机容量 达到5.21亿kW，在总装机中占比15.5%。随着 优质可开发资源的减少，新增装机量预计下滑， 预计未来新增投产将逐步减少，依次为8000、 6000、5000、5000、5000、5000万kW 。

光伏：2024年新增装机2.76亿kW，装机容量达 到8.87亿kW，在总装机中占比26.5%。136号 文下，25年上半年光伏迎来“抢装潮”，考虑 到消纳的巨大压力，新增装机量预计下滑，预计 未来新增投产将逐步减少，依次为2.5、2、1.5 、1.5、1.5、1.5亿kW 。

以需定产，新电源结构下的电量蛋糕新切分格局

根据前文对用电量以及各个电源类型装机结构的分析和预测，结合新型电力系统下各自的角色/功能变化对利用小时的影响，对十五五期间的电量 供需平衡表进行拆分测算。

测算结果显示，2030年风电和光伏的装机占比过半，达到55.4%；电量占比达到32.4%。火电装机占比持续下降，预计将从2024年的43.1%降至 2030年的32.1%，电量占比从64.5%降至47.9%；其中，煤电在火电发电量中的占比从2020年的90%降至2024年的85%、年均下降约1.1%，考虑 到煤电容量电价上调、气电在现货全面铺开后价差空间扩大、垃圾发电产能利用率提升等因素，预计2030年煤电在火电电量占比或降至约80%。 即2030年风光电量占比约30%以上，煤电占比约40%以下，未来新能源和煤电市占率将逐步趋同。新型电力系统的建设，正在重塑能源格局，由 此展开对灵活性调节资源和新型电力系统下电价体系的探讨。

火、绿同台，电量电价绿电占据优势

2025年标志着中国新能源行业正式告别“ 保量保价”的政府定价模式，进入全面市 场化竞争时代。根据2025年2月9日，国家 发改委、能源局联合发布的《关于深化新 能源上网电价市场化改革 促进新能源高质 量发展的通知》，明确风电、太阳能发电 等新能源项目上网电量全部进入电力市场 ，电价通过市场化交易形成。2025年2月出 台的“136号文”文件明确新能源项目上网 电量原则上全部进入电力市场，这意味着 风电、光伏将告别固定电价，直面市场竞 争。政策设置了2025年6月1日这一关键时 间节点，据统计，仅2025年第一季度，全 国新增新能源装机就突破7675万千瓦，同 比增长21%。

根据当前的陆风、海风、光伏、火电的项 目投资及运营参数，以6.5% 全投资 IRR 为 约束条件，得到陆风、海风、光伏、火电 上网电价分别为0.25、0.30、0.31、0.37 元/kWh。

系统调节能力提升，补足绿电短板

随着电源结构逐步向强不确定性、弱可控出力的新能源为主体转变，电力系统灵活性也将面临更复杂需求。我们假设灵活性电源的装机，测算灵活 调节电源比重在十五五前期逐步增加，后期趋于稳定。考虑到灵活性机组装机容量并不等于可以提供灵活性调节的容量，我们从系统调节能力视角 出发，测算不考虑时空等条件限制下的可调节空间对不可调节空间的覆盖率。

各板块展望

水电：抽蓄装机提速，调节功能增强

根据《中国能源大数据报告（2025）》，截至2024年底，水电装机容量4.4亿千瓦（常规水电3.77亿千瓦，抽水蓄能5869万千瓦），同比增 长3.2%，抽水蓄能作为水电的一种形式，装机容量上实现了增长。

根据水电水利规划设计总院发布的《抽水蓄能产业发展报告2024年度》显示，截至2024年底，我国抽水蓄能累计装机容量超5800万千瓦， 连续9年居世界首位。预计到2025年底，抽水蓄能总装机容量达到6600万千瓦左右。抽水蓄能行业正处于高速成长周期，对水电行业的影响 主要体现在储能增长带动的情况上。随着新能源装机占比快速攀升，电网调峰压力加大，灵活调节电源建设滞后，导致电力系统较大的消纳 压力。在此背景下抽水蓄能作为能力突出的调节电源再次受到重视。

水电：市场化比例较低，受绿电入市影响较小

市场化比例较低，受绿电入市影响较小：目前水电参与市场化交易的比例较低，比如长江电力在2024年的市场化比例为38.6%，因此短期受 到136号文后新能源全面入市交易的影响程度较低。

新能源入市带来辅助服务市场需求提升，或助力水电获得政策突破：水电机组本身具有很好的动态调节能力，而具有大库容的大型水电站具 备月度、季度、年度甚至多年调节能力。目前水电的辅助服务大部分均为被动接受电网调度指令、没有从市场中获得回报的机制，但随着新 能源大规模投产、入市带来对辅助服务需求的快速提升，水电或有望顺势获得相关政策方面的突破、获得合理的辅助服务收益。

火电：电价体系重构开端

受24年煤炭价格下跌及25年持续下降预期、各地发用电量的供需格局、新能源装机规模快 速扩张带动的新能源入市比例增加等多重因素影响，25年多地年度交易电价同比下降，跌 幅分化。其中江苏、安徽、福建25年度中长期均价较基准价涨幅在0-10%；广东、广西、 甘肃25年度均价较基准价下降10%以上；京津冀、重庆等地25年度均价较基准价涨幅 10%以上。月度电价方面，以广东、江苏为例，2025年上半年广东月度电价“地板价” ；江苏6月月竞价明显下降，或系受煤价持续下跌影响。火电公司2025年上网电价普遍下 降，受结构性、区域性因素影响降幅分化。

目前电力市场采用边际电价出清出清价格多为边际化石能源机组的报价（由于煤电可变成 本高于新能源，煤电报价一般高于新能源）；随着新能源规模增大，未来会有更多低报价 的新能源成为边际机组，出清价格将下降。电力市场的出清价格拉低后给火电企业收益带 来压力，将促进煤电企业加速向“调节电源”转型，推动煤电收入结构从“单一依赖发电 获取电能量收入”向“提供多元服务获取多元收益（容量+电量+辅助服务）”优化，重 构煤电收益结构。

火电：煤价下行对冲电价降幅释放盈利弹性

2023年至今煤价均价持续下降，火电盈利逐步修复。2025年初-7月10日秦皇岛煤价 均价673.79元/吨，逐步回归理性。受煤价持续下探释放成本红利，对冲电价下降的 不利影响，释放火电公司盈利弹性，1Q2025火电公司的度电盈利有所增长。25年 火电盈利有望持续改善支撑分红，关注高股息机会的持续性。

假设市场煤比例50%，5500大卡市场煤价680元/吨。若煤电机组煤耗290g/kwh， 对应度电电煤成本0.2368元；若煤耗300g/kwh，对应0.2450元。针对市场煤价和 市场煤比例对煤电度电成本进行敏感性测算。

火电：关注刚性缺电&新能源低渗透率省份，电价具备强支撑基础

对比各地新核准煤电装机量、电量富余紧缺情况、各电源出力比重 、现货市场是否运行、新能源市场化程度等，我们认为火电占比高 （如山东、上海、北京、天津、河北等）、发用电缺口大（如山东 、河北、上海等）的省份电价具备强支撑基础。广东虽然同时满足 以上两个条件，但是广东新上煤电机组较多；现货市场已正式运行 ，现货市场电价对中长期价形成牵引；西电东送增量及新能源扩张 ；煤价下行等多重因素导致广东电价弱支撑。江苏、浙江、安徽同 为用电大省且火电占比较高，电价支撑力弱于京津冀地区，或系长 三角省份电价存在对标效应；依赖西南水电；高耗能用户电价敏感 度更高，有压价诉求。

核电：连续4年核准10+台，发展步伐坚定

2022和2023年均核准10台机组；2024年 核准11台机组；2025年4月27日，国常会 核准5个核电项目10台机组，分别属于中 核（三门5-6号，2个机组）、中广核（防 城港5-6号&台山3-4号，4个机组）、国 家电投（海阳5-6号，2个机组）、华能（ 霞浦1-2号，2个机组），连续第4年核准 10台及以上。

“十四五”时期我国有望保持每年6至8台 甚至10台核电机组的核准开工节奏，彰显 核能发展的坚定步伐。受益于核电核准常 态化，我国在运在建核电项目有望稳步提 升，项目审批加速核力全开。目前在建+ 核准机组共计56台，对应装机66.17GW。 未来我国核电在运装机将稳步增加。

中核漳州1号机于2025年1月1日商运， 2025年预计将投产中核漳州2号机以及中 广核惠州1号机。

核电：市场化波动影响可控，长期增长确定性更强

2025年，核电参与市场化电量将进一步增长，受燃煤市场化交易价格下降影响等，25年核电市场化交易电价将有所下降。未来在电力市场化进程的 推进下，核电市场化比例将稳步增加。目前核电多布局在沿海、电量供需偏紧、新能源低渗透省份，相较其他电源，核电市场化电价韧性相对较强 。且考虑到两核近年将持续有新增核电机组投产，贡献业绩新增量，我们认为市场化波动整体影响可控，新增装机投产带来的业绩长期增长确定性 更高。

绿电：136号文推动市场化，存量项目享受政策支持

2025年，根据国家发改委、国家能源局联合发布的《关于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》（发改价格〔2025〕136 号），该政策的出台标志着新能源电价全面市场化时代的正式开启，对新能源行业的发展将产生深远影响。

对于存量项目，指的是2025年6月1日以前投产的项目，其机制电量规模由各地妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策。存量项目可在规模 范围内每年自主确定，但不得高于上一年。而增量项目，即2025年6月1日起投产的新能源增量项目，暂不安排新增纳入机制的电量。这表明存量项 目将继续享有一定政策支持，而增量项目将更多地参与市场竞争，这将推动新能源从“保量保价”向“市场主导”转型。根据广西壮族自治区发改委 发布的《广西壮族自治区新能源可持续发展价格结算机制实施细则》，存量新能源项目，即2025年6月1日前投产的项目，其上网电量全部纳入机制 电量规模，且纳入机制电量比例为100%。存量分布式新能源项目的机制电价为0.4207元/千瓦时，而集中式新能源项目（不含海上风电项目）的机 制电价为0.324元/千瓦时。这些存量项目机制电价按现行价格政策执行，意味着这些项目将继续享有一定政策支持，而增量项目将更多地参与市场竞 争。

报告节选：

编辑：火腿肠