2025年电力设备行业中期投资策略：风电火电景气提升，聚变储能蓄势待发

1. 风电：看好风电整机价值重估海风、出海逻辑逐渐显现

风电相对光伏具备低成本优势 ：更低的系统成本带来更高电价

自双碳战略提出以来，在相当长的时间内，市场普遍认为光伏新技术层出不穷、转换效率持续提升，而风电仅是机械结构，技术进步空间有限，因此长期来看光伏的综合成本将低于风电。如果单纯从风电和光伏成本来看，上述结论没有太大问题，但由于目前电力终端同质化问题显著，因此需要比较的是终端消费者角度下的全社会综合成本。从发电特性来看，风电的系统成本显著低于光伏，进一步提升风电的相对优势。

随着新能源发电量占比持续提升，新能源出力不稳定的问题带来了日益增长的系统成本，在很多区域甚至超过了发电成本。系统成本最主要的构成就是调峰成本，包括了煤电等灵活性机组的合理利润，以及对频繁启停和利用小时数下降补偿。

新能源尤其是光伏，出力曲线的最大问题是与用电需求在时间上错配，如每天用电量的最高峰出现在傍晚6点-8点，而此时光伏出力接近零；用电量相对较少的中午则是光伏出力最大的时点。出力曲线形状的劣势无法通过光伏自身的技术进步弥补。在新能源装机量小的情况下，光伏好预测且可以降低午高峰压力是优势，而风电因为难预测且短期波动大成为“垃圾电”。但在新能源比例大幅提高的情况下，光伏集中出力特性成为最大劣势，而在大数定律下多个风场集群平滑了总输出功率，降低了风电的不可预测性和波动性。

整机盈利能力进入历史低点 后续有望触底反弹

近年来整机利润下滑的主要原因：快速大型化。一种观点认为，风电整机价格反弹，主要由于央企响应国家号召反内卷以及整机厂签署行业自律协议，导致招标价格企稳回升。这些因素固然重要，但我们认为风电快速大型化是整机环节盈利能力承压的核心因素。2014—2020年，我国陆上风机平均单机容量从1.8MW提升至2.6MW，6年提升0.8MW。而到2023年提升至5.4MW，3年提升2.8MW，速度明显高于此前。而从2024年以来，风电大型化速度呈现出明显的放缓趋势，故整机环节盈利能力或有触底反弹的可能。

海风项目进展加快 重视海风行业机会

多种因素影响下海风连续3年处于低谷期。2021年因国补退出我国海风迎来最后一次抢装潮，当年海风新增装机16.9GW达到历史最高峰，随后装机大幅下滑。2022/2023/2024年新增装机5.1/6.3/4.0GW，大幅低于2021年。海风新增装机下滑主要受国补退出以及其他外部因素影响导致工程开工低于预期。

海风待开工项目储备充足，有望进入密集开工期。（1）广东：青洲五七主要设备已经完成招标，帆石一已经进入全面施工阶段，三山岛海上风电直流外送项目已经开工。广东阳江地区海风外部因素解除，有望进入密集开工期。2023年启动的7GW共15个项目已于2024年全部核准。（2）江苏：江苏2022年便启动3个项目共2.65GW，但受到外部因素干扰迟迟未能动工，2025年3个海风项目均已顺利开工。年初江苏21个项目共约8GW海风已经确定投资主体，预计年内也有望开工。（3）上海：深远海海上风电示范项目共4.3GW已经开始环评等前期工作招标。

2. 发电设备：有望迎交付订单高峰十五五传统能源值得重视

1-7月煤电核准量同比持平 今年有望迎来交付高峰

火电装机同比高增，今年有望迎来交付高峰。我国2022年电力出现紧缺，煤电核准开始反弹。考虑煤电2-3年建设周期，今年煤电有望迎来装机高峰。1—5月，我国新增火电装机1755万千瓦，相比去年同期新增装机大幅增长约45%，煤电设备公司交付有望迎来高速增长。

2025年煤电核准量小幅反弹，系统备用率角度十五五仍需保持一定的煤电装机量。据我们不完全统计，2022、2023、2024年分别核准煤电装机90、83、78GW，持续位居较高水平。2025年前7月共计核准煤电装机约36GW，与2024年同期基本持平，证明我国煤电核准开工仍处于较高水平。长期来看，由于我国目前三产、城乡居民用电量增速高于二产用电量增速（1-5月二产、三产、城乡居民用电量增速分别为2.2%、6.8%、3.7%），而商业、居民用电通常具有较高的时间性，对高峰负荷的拉动程度更大。因此我们认为，我国未来用电负荷增速高于用电量增速将成为趋势。而风电、光伏等新能源出力具有不稳定性，“极热无风、晚峰无光”的特点导致在用电最紧张的时段，大概率要依靠煤电、核电、气电等稳定电源提供电力。从备用率角度考虑，2027年后我国或需保持每年50GW左右的煤电新增装机才能保证系统备用率不下滑（即保证高峰供电可靠性不下滑）。

抽水蓄能核准量反弹 哈电、东电水电订单逐步释放

抽蓄核准持续放量，十五五装机量有望超出规划。截至2024年底，我国抽水蓄能累计装机超过58GW，相比“十三五”末期增加20GW以上。根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，到2025、2030年我国抽水蓄能装机将分别达到62、120GW。据此测算，2025—2030年年抽水蓄能有望新增约62GW。而根据我们统计，2022、2023年、2024年我国抽水蓄能核准装机分别达到70GW、65GW、35GW，合计170GW接近存量装机的3倍。而2025年前半年抽水蓄能核准19GW，超过2024年同期的15GW，抽水蓄能核准有望持续维持在较高水平。

抽蓄交付周期较长，但相关公司订单已开始逐步释放。2022—2025年前6个月，我国抽蓄累计核准186GW，按水轮机8亿元/GW价值量测算，总订单有望达到近1500亿元。我国抽水蓄能水轮机主要由哈尔滨电气、东方电气提供，哈尔滨电气2024年新签水电订单达96.5亿元（同比增长64%），两家公司水电订单有望继续保持较高增速。

3. 储能：现货+辅助服务市场加速完善关注出海弹性标的

国内：商业模式变革正在发生 看好中长期储能装机增长前景

储能需求来自可再生能源渗透率持续提升下的电网平衡需要。截至今年6月底，全国可再生能源装机达到21.59亿千瓦，同比增长30.6%，约占我国总装机的59.2%。我们认为在电网平稳运行的需要下，以电化学为代表的新型储能作为典型的灵活性资源，将随着可再生能源渗透率不断提升而具有广阔发展前景。

项目收益率模型的变革，是国内外储能装机需求变化的根本驱动。电价峰谷价差、辅助服务收益、政策补贴、储能系统成本等因素的变化，推动储能装机需求发生波动。1）在电力市场建设早期，往往需要非市场化的机制（如强制配储、政策补贴）促进储能装机规模增长并保障电力系统可调资源规模增长。2）当市场机制成熟时，储能收益一般以现货峰谷价差+辅助服务收益为主+容量电价/补偿等方式，支持储能项目回收财务成本并获得合理收益。

国内：商业模式变革正在发生——136号文取消新能源“强制配储”，政策层面以现货市场和辅助服务市场建设等方式不断完善储能项目收益率模型，行业有望步入从“政策驱动”到“价值驱动”的新阶段。1）过去我国电力系统平衡需求与电力市场机制建设节奏不匹配，在解决新能源带来的系统调节能力不足问题时，更多是通过强配政策来推动储能建设。在以容量租赁作为主要收入来源、且价差尚不够大的情况下，储能电站普遍存在调用次数低、利用率不足的现象。2）当前：2025年上半年，取消新能源强配、加快现货市场建设、出台辅助服务市场基本规则等政策先后出台，我们认为储能项目收入结构正在逐步转变，行业商业模式正处于关键变革阶段。

国内：2025H1储能并网规模高增 招投标奠定下半年装机基础

136号文背景下出现抢装潮，装机高峰前置。根据CESA数据，2025年上半年，国内新型储能新增装机达21.9GW/55.2GWh，同比增长69.4%（功率）/76.6%（容量）。136号文以2025年6月1日为节点，划定存量项目及增量项目，纳入机制电价，从装机来看，今年5月储能新增装机较之去年同比大增超过300%，装机高峰前置。

招投标：上半年为下半年装机托底，对下半年装机量无需过于悲观。根据CESA发布数据，2025年1-6月储能招标规模仍然保持较强韧性，2025年6月储能项目（含直流侧设备采购）公开招标规模为 62.8GWh，较2024年6月招标容量19.1GWh同比增长228%。若按照4-6个月建设期考虑，我们认为下半年储能并网规模无需过于悲观。

可再生能源渗透率与储能招标具有相关性：就6月招标项目来看，多个GWh级别项目分布在内蒙古/宁夏/新疆/河北/甘肃等地，截至2025年5月，上述地区的风电与太阳能装机占总装机比例分别为52.64%/56.01%/59.37%/59.63%/65.32%（以中电联数据--6MW以上发电设备装机容量口径计算），均排在全国前列。并且上述地区在政策层面对储能也展现出更积极态度。

4. 可控核聚变：重视招投标节奏择机布局产业链核心标的

大项目引领行业投资量级跃迁 招投标放量带动投资热情

“十四五”以来，多个聚变商业化公司成立，其中聚变新能、中国聚变能源、江西聚变新能源市场关注度较高，我们预计三家企业项目投资总额有望超过600亿元。行业投资量级发生改变，有望拉动产业更快走向成熟。

超导、真空室、包层、电源设备价值量占比较高 择机布局产业链核心标的

我们认为随着投资规模逐渐放大，核聚变正逐步从科研阶段步入产业化初期，核聚变项目中价值量占比高的环节有望首先兑现业绩，随着上半年市场炒作冷却，建议择机布局产业链核心标的。后续重点关注江西聚变新能源、中国聚变能源2家企业的招投标启动节点，以及私营资本大额投资对板块行情的催化。

5. 电网：特高压有望迎新一轮核准高峰

特高压有望迎来密集核准窗口期

受审批进度影响，近一年来特高压核准出现断档。2025年6月底，藏东南—粤港澳大湾区±800千伏特高压直流获得核准，这也是2024年7月甘肃—浙江项目后首个获得核准的特高压直流项目，断档期长达1年，也出现了2023年以来特高压核准的一个低谷期。受此影响，许继电气、平高电气、中国西电等主要受益于特高压建设的公司近1年来股价表现也较为疲软，大幅跑输沪深300。

特高压有望迎来密集窗口期。特高压审批节奏受多种因素影响，目前已进入可研阶段的特高压直流项目有南疆—川渝、巴丹吉林—四川、陕北—河南等。目前我国新能源装机持续高增，特高压直流外送是解决消纳的重要手段之一，已进入可研阶段的项目有望逐步核准并进入建设期。如果上述项目今年能全部核准，今年核准的项目有望大幅超过去年（2条），特高压有望重回高景气度，相关设备商长期空间也有望打开。

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。）