2025年公用事业行业2026年年度策略：十五五逸兴遄飞，新常态俊采星驰

十五五逸兴遄飞，新常态俊采星驰

火电表现良好，绿电静待反转，红利风格承压。截至2025/12/05，公用事业年内上涨2.67%，跑输上证指数（ +14.65%）。受益中长期电价落地叠加煤价低位运行，火电板块业绩维持2024年恢复态势，火电长期多元电价 体现，业绩与电量煤价逐步脱敏，推动火电板块现金流价值重估，估值提升，火电板块跑赢公用事业板块（ +13%）。2025年市场红利风格偏弱，叠加部分区域市场化交易政策变化，水电、核电表现一般。2025年风电 光伏进入全面入市阶段，基本面底部逐步夯实，期待板块整体反转。

公用事业ROE下降，10年估值分位数52%。电价承压电力整体ROE收缩，低煤价下火电板块ROE扩张。板块 估值历史低位，电力需求持续增长，电改深化收益模型重估，估值稳步提升。

2025年10月，《中共中央关于制 定国民经济和社会发展第十五个 五年规划的建议》发布。《建议 》目标要求到2030年碳达峰目标 如期实现，清洁低碳安全高效的 新型能源体系初步建成。构建新型电力系统，对供给侧、 系统侧、需求侧、电力市场等提 出新的要求。

构建新型电力系统，电源定位迎来转型。新型电力系统具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四 大重要特征，新型电力系统转型中，源、网、荷、储四大要素持续变革。电源侧来看，基于电源资源禀赋 特点与新型电力系统要求，电源定位迎来转型，商业模式重估。

全国统一电力市场。全国统一电力市场旨在实现更大范围的优化配置，通过统一市场准入、统一交易品种 、统一结算规则以及跨省区市场协同，形成以现货市场为核心、长短结合、多层次互动的现代电力市场体 系。推动新能源更高比例消纳，促进调节资源市场化竞争，提高电力系统运行效率，增强价格信号对资源 配置的引导作用，最终实现安全、高效、绿色、低成本的现代电力系统。

多维度电力市场建设推进。以“省内为基础、省间为补充、全国协同联动”为总体框架，构建覆盖年度、 月度、日内至实时的多时间尺度电力交易体系。市场体系由中长期交易、现货市场和辅助服务市场共同组 成。现货市场建设按“先省内、后跨省；先日提前、再实时；先调频调峰、再全面覆盖”的路径推进，形 成统一现货格局。整体目标是在“十五五”期间形成以现货市场为核心、长短结合、多层次融合的全国统 一电力市场，提高新能源消纳水平和资源优化配置能力。

2025年全社会用电量增速有所放缓，二产逐月提升 。2025M1-10全社会用电量累计增速同比+5.1%，增 速较2024年有所放缓。二产用电作为全社会用电最 核心贡献，累计增速逐月恢复提速。三产与居民用 电权重上升，2025年夏季高温，叠加长期终端电气 化率提升，三产用电与居民用电的权重提升。

2025Q1-3电力消费弹性系数小于1。2025年 前三季度，中国全社会用电量增速低于 GDP增速。具体来看，二产用电增速未跟 上二产GDP增速，三产增速快于三产GDP 增速但电力消费弹性系数收窄，受到气候 影响居民用电增速慢于2024年居民用电增 速。

长期来看电力需求有韧性、有支撑。新型 工业化推动中国第二产业持续向先进制造 业转型，我们预计单位产值电耗低于传统 高耗能行业，但生产对于电力的连续性、 稳定性要求更高，规模扩张快。叠加数字 经济、人工智能等技术发展，催生用电新 需求。终端电气化仍有较大空间。2024年 全国电气化率约28.8%，根据中电联预计， 2030年将达到35%，全面驱动用电增长。

绿电：三大压制因素缓解，绿电迎反转

消纳：此前装机扩张与消纳配套滞后致限电率高、发电量不足拖累收入，当前新能源实现全面入市，可持 续发展结算机制稳定新能源电价，新能源电价有底；电价：此前存量项目电价下行、增量项目收益率不确定，当前市场引导新能源理性扩张，配套投资加速支 撑消纳； 补贴：此前国补欠款导致应收账款规模膨胀，136号文虽不涉及补贴项目补贴问题，但可再生能源补贴基金 已实现平衡，历史欠款规模已收口，减值风险较小。

核心逻辑：新能源上网电量从“市场角度”与“电量角 度”实现精细化核算； 总体思路：价格市场形成、责任公平承担；  存量/增量项目机制电量规则：存量项目机制电量规模按 现行政策执行，比例不高于上年；增量项目电价通过项 目自愿竞价形成，保障期限依现行政策。

结算电价可拆分为保障性收购电量*保障性收购电价+市场化电量*市场化电价+可再生能源电价补贴。保障性收购比例逐年下降：2020年双碳战略影响下，新能源装机量激增，原全额保障性收购模式因成本高 、落实难逐渐弱化，保障性收购比例逐年下降； 市场化电价逐年下降：新能源装机增速远超抽蓄、新型储能及超高压输电等配套消纳工程建设进度，消纳 矛盾导致新能源被迫以低价参与市场，市场化电价持续下行； 2021 年起新规推行新能源平价上网，2022 年后新增项目多为无补贴低价项目，进一步摊薄整体结算电价。

政策导向：2025 年 6 月 1 日后投产的新能源项目均归为增量项目，适用可持续发展价格结算机制；增量项 目机制电量规模由各地结合年度非水电可再生能源消纳责任权重、用户承受能力等确定，消纳权重精准反 映区域真实需求；通过机制电量市场化竞价，以价格信号引导新能源投资回归真实需求，避免盲目扩张。 装机展望：新增规模趋于平稳，2035 年目标明确。风电 + 光伏 2035 年力争达 36 亿千瓦，当前合计装机约 17 亿千瓦，对应未来年度平均新增规模约为2亿千瓦左右。

火电：可靠性与灵活性，火电价值重塑

低煤价、低电量到稳煤价 、低电量。2024第四季度 火电板块大幅回升以来， 2025前三季度板块业绩维 持高增趋势。电量电价来 看，2025年的低煤价环境 显著优化了燃料成本，缓 解电价压力。同时利用小 时数同比下降，电量整体 承压。往后展望，我们预 计行业将逐步进入稳煤价 、低电量的转型阶段，重 视火电多元价值发掘。

电力市场建设逐步完善，发掘火电灵活性价值和可靠性价值。从电力的真实价值来看，电力主要包括电能量 、可靠性、灵活性以及绿色等价值，新型电力系统对于可靠性、灵活性以及电力绿色价值提出更高要求。 2023年度，全国火电容量电价出台，通过容量市场全面体现火电可靠性价值。辅助服务市场在各地区持续推 进，火电参与的调峰、调频价值也逐步通过电力市场得到合理回报。火电资产迎来转型，火电价值重塑。

定位转型，煤电由电量供应主体转变为电力供应主体。煤电将在电力平衡和系统调峰中占据重要位置。煤 电将长期是我国最经济可靠的电力调节资源，将更多参与系统调峰运行。根据《中国能源展望2025—2060》 ，全国煤电逐步分化为基荷、调峰和应急备用三种功能类型。 《中国能源展望2025—2060》预计1）到2035 年，全国调峰煤电和应急备用煤电装机容量分别占比3.3%和2.1%，两者发电量占比合计仅2.8%；2）到2050 年，基荷煤电装机容量占比降至70%，调峰和应急备用煤电装机容量占比分别提高至16%和14%；3）到2060 年，系统存量煤电几乎不承担基荷，而以应急备用为主、调峰为辅。

基于不同区域资源禀赋，区域定位，以及区域内电源装机与负荷特点，区域火电转型分化。根据国家能源 集团技术经济研究院预测，1）华北：受生态环境红线要求，减排提效的同时保证能源安全是煤电转型的重 点；2）东北：在电力需求疲软、可再生发展潜力巨大的情况下，仍需煤电支撑可再生能源外送和供热保障 ；3）西北：依托高质量煤电支撑实现未来西北地区向“风光水火储一体化”电源基地发展；4）华东：煤 电规模庞大且亚临界机组占比较高，煤电快速退出的同时优化现役煤电机组质量成为重点；5）华中：煤电 规模较小，部分区域用电高峰时期电力供给不足，发展可再生能源的同时提升煤电快速爬坡和快速起停等 能力则是重点；6）南方：煤电整体水平高且以纯凝机组为主，电力供需形势较稳定，是近中期提前实现碳 达峰的重点区域，需逐步推动煤电退出。

火电转型，电价有支撑。火电价值由电能量价值逐步拓展至可靠性价值、灵活性价值，多元价值支撑火电 电价。考虑容量电费补偿比例提升以及转型过程中火电利用小时数的下降，在电量电价相对稳定的背景下 ，火电电价有支撑。若考虑电量电价下行，火电电价结构优化将更加明显，更多的收益来自容量电价与辅 助服务费用，逐步摆脱“电价—煤价”框架。此外，新能源维持规模新增装机，也将驱动辅助服务市场规 模扩容，有望在我们测算的2024年火电度电净收入0.004-0.005元基础上，持续提升。

核电：未来能源，短期扰动不改成长

核电进入常态化审批。2019年核电核准复苏，2021年政府工作报告提到“确保安全前提下积极有序发展核 电”，这是近十年来政府工作报告首次用“积极”描述核电发展。2022年9月，中国核能行业协会发布《中 国核能发展与展望（2022）》，预计“十四五”期间，我国将保持每年6-8台核电机组的核准开工节奏。

2022-2025连续4年核准10台及以上，“安全积极有序发展核电”趋势确定。2023年12月29日国常会决定核准 广东太平岭与浙江金七门核电共4台机组。这是继2023年7月石岛湾、宁德、徐大堡合计6台机组核准后， 2023年内第二次核准核电项目。2024年8月，核电行业再获11台（含1台四代核电）核准。2025年4月国常会 决定核准浙江三门三期工程等核电项目，共计5个工程，10个新机组。2022年以来已连续四年核准10台以上， 核准提速+四代核电推进。

我国四代核电已从“示范”迈向“商用早期”，形成“高温气冷堆（HTR）先行、快堆（SFR）加速、熔盐 堆（MSR）验证推进”的格局，设备国产化率与供应链覆盖面显著提升、节点稳步兑现；同时，首台套经 济性与工程标准化仍需迭代，但“核电审批常态化+多堆型并行验证”正在打开中长期产业空间。

我国核电首台第四代百万千瓦商用快堆初步设计完成。7月22日，中核集团在福建福州召开先进核能产业发 展座谈会，宣布我国首台第四代百万千瓦商用快堆CFR1000完成初步设计，具备上报审批条件。1）运行经 验丰富，具有重大战略意义。钠冷快堆目前已有超过400堆年的运行经验，是四代核电里发展最快、技术积 累最丰富的堆型。快堆技术的发展和推广，对我国实现能源安全以及核能的可持续绿色发展具有重要意义。 2）产业链完整，满足各项要求。2011年，中国实验快堆成功并网发电；经过十余年的研究、探索和工程实 践，目前我国已自主掌握了大型快堆的全部核心技术和配套技术，同时形成了一条全球最为完整的快堆产 业链。我国首台百万千瓦商用快堆全面体现第四代核能系统对于安全性、可持续性和经济性的要求，装机 容量将达到120万千瓦。

水电：红利标杆，长期价值彰显

2025年以来，中国水电来水总体呈现“上半年偏丰、二季度局部偏枯、三季度来水走弱、秋汛后改善”的节 奏，在Q3阶段面对偏枯来水仍实现前三季度“量稳/小降”，体现大水电龙头抗波动能力与跨季调节优势。

优质水电开发仍有空间。优 质水电是稀缺的核心资产， 我国规划的“十三大”水电 基地，高效利用蕴藏水电资 源，从开发进度来看，仍有 较大空间。2021年长江电力 乌东德、白鹤滩水电注入后 ，公司暂无在建项目，积极 对外投资参股优质流域水电 。梳理雅砻江水电、大渡河 水电等大水电，考虑在建项 目投产，依然有较好的规模 增长弹性。

低成本电源，受益市场化，电价稳健。我国水电现行成本加成、标杆电价、倒推电价及市场化定价四种主要 定价模式。2014年1月，发改委出台政策鼓励通过竞争方式确定水电价格，近年水电市场化电量持续增长， 2021年全国水电参与省内市场交易电量约2944亿千瓦时，同比增加约18%，水电上网电量市场化率达到 31.9%。2023年随着四川、云南供需改善，省内水电市场化电价持续抬升。部分电站除省内留存外，可外送 至省外，享受当地更高的市场化电价。

报告节选：

编辑：火腿肠