2025年电力行业2026年度投资策略：新征程，还是老轮回？

火电：盈利估值交接，把握叙事节奏

由于火电上游煤炭行业已经实现价格市场化，而且基本成为了一个全球定价的大宗商品， 即便 2022 年以来长协煤政策推进，煤价也依然具备较强的反映煤炭供需关系的能力， 因此煤价——火电主要燃料成本端波动与经济周期息息相关。换而言之，火电的成本端 反而与经济周期负相关。从历史的情况来看，煤炭价格的“周期力”更加强劲，火电行 业的业绩主要随着煤价的高涨与低落而反向波动，呈现出一定的“逆周期性”。

在“十三五”中后段，随着煤价的降低、成本的优化，火电业绩持续改善；2021 年和 2022 年，火电经营迎来压力测试，虽然 2022 年实现整体扭亏，但考虑到火电公司非火 电业务的盈利贡献，实际上火电业务依然处于亏损状态；2023 年-2024 年，火电再度回 归煤价下跌、盈利改善的模式。 但我们能够从火电指数的历史表现发现，火电行情的演绎并不是跟基本面的变化完全同 向。

EPS 提升火电就一定能涨吗？

先看盈利持续改善的“十三五”中后期，2018 年随着煤价中枢的降低，以及 2017 年中 标杆电价调升的翘尾效应，火电指数走出了相对市场的超额收益。 然而 2019-2020 年火电指数显著跑输市场，同期也并未跑出绝对收益，但火电业绩依然 延续着改善的态势，这一阶段火电估值持续下杀。

火电行情与业绩趋势出现背离的原因在于降价与减值导致火电盈利实际改善的幅度远 小于预期水平，市场质疑火电盈利能力的实际兑现。虽然电力市场化改革早在 2015 年 已经确定方向，并且在随后的时间里电力市场化比例也持续提升，但是彼时的电力市场 化改革更多作为行政压降电价的工具，并未真正实现市场化。此外，央企平台大额资产 减值的计提，也成为了制约煤价改善下火电业绩兑现的重要因素，龙头公司华能国际 2019-2020 年合计减值超过 120 亿，相当于净资产损失 8%左右。

经营亏损就一定没机会吗？

2021 年，受到国内外能源供需环境变化的影响，港口动力煤价格迅猛上涨，导致火电 企业出现大范围的经营亏损，根据中电联供需形势分析预测报告，2021 年全年累计亏 损面达到 80%左右。但正是火电经营困难的 2021 年三季度，火电股顶着持续上涨的煤 价和现金流亏损的压力实现了优异的绝对收益和相对收益。

这一时期，受电煤等燃料供应紧张、水电发电量同比减少、电力消费需求较快增长以及 部分地区加强“能耗双控”等多重因素叠加影响，累计超过 20 个省级电网采取了有序 用电措施，个别地区少数时段出现拉闸限电。电力保供压力下，推进电价机制改革以缓 解火电经营压力的预期逐步升温，且电价改革的破冰将起到从根本上完善火电商业模式 的作用，拉动火电估值快速提升。 而在 2021 年 10 月份，电价改革的举措也得到了落地，国务院常务会议与国家发改委 提出改革完善煤电价格市场化形成机制等多项改革措施，本次电价政策的调整具备重要 的跨时代意义，放开发电侧部分电源和部分用户，标志着我国电价机制由多年的“计划” 和“市场”双轨并行制，开始向完全市场化的轨道探索，火电电价具备了向上浮动的政 策基础，2022 年各家公司电价也实现了较为明显的提升。

2022 年开始煤电电价上浮，火电经营压力得到一定的好转，板块业绩扭亏为盈，但如 果剔除清洁能源业务盈利的贡献，煤电业务依然处于较大的亏损压力中，根据中电联统 计，大型发电集团仍有超过一半以上的煤电企业处于亏损状态，部分企业现金流紧张。 但年中开始，火电指数表现再度跟随煤价的上行，实现了绝对收益和相对超额回报。

2022 年 7-8 月份，我国出现了我国出现了近几十年来持续时间最长、影响范围最广的 极端高温天气，叠加经济恢复增长，拉动用电负荷快速增长，全国有 21 个省级电网用 电负荷创新高，华东、华中区域电力保供形势严峻。而此时火电已经摆脱了燃料供应紧 张的局面，具备顶峰发电的能力，但依然不足以保障高峰用电负荷的需要，反映出了具 备稳定发电能力的装机相对不足的问题，火电顶峰、调节的重要性开始得到更高的重视， 带来了容量电价改革的预期。虽然最终的政策落地发生在了 2023 年，但相关预期的体 现会成为了 2022 年火电行情逆势向上、估值提升的重要推力。

年内火电节奏为何出现剧烈切换？

2021 年和 2022 年都可以归类为行业规则发生重大改变，一时的盈利恶化并会成为火 电定价的核心因素，反而会起到推动机制改革、保障远期合理盈利的作用。 而 2023 年和 2024 年属于行业规则相对稳定的时期，在没有外部政策和市场环境重大 变化时，火电行情呈现“前高后低”特征，在每年 2-3 月见底后煤价的季节性波动成为 盈利上修的契机，而随着时间推移下半年往往超额收益逐步回吐，呈现出上下半年完全 “不一样的火电”。

这一现象的根源在于在现行政策框架下，各地区火电长协电价每年签订一次，叠加近年 来资本市场对于“强煤弱电”的思维惯性以及电价究竟是“生产要素”还是“消费商品” 的困惑，很大程度上便限制了投资者对于火电盈利预期的久期。若煤价在下半年走弱， 传统思维下火电即期盈利上修，但股价则直接交易预期的“二阶导”——担忧煤价走弱 将导致明年电价下调，出于对未来价格“通缩”的担忧，市场无法定价此刻短期的盈利 上修。若煤价在下半年走强，传统逻辑下火电当期盈利受损，当下基本面的“缺位”导 致股价无从交易未来。

2025 年火电行情表现契合传统火电逻辑，随着 2 月份煤价的快速下跌火电开始走出相 对收益，到年中煤价止跌回升、中报预期体现、电价预期走弱，火电超额收益开始回吐。 但与 2023-2024 年的差异在于，得益于夏季较高的用电负荷和市场热情，年中开始火电 虽然超额收益跑输，但仍具备一定的绝对收益。

如何展望火电的投资价值？

通过复盘历史火电行情驱动因素，可以发现火电板块实际上并没有展现过系统性的估值 中枢上移。实际上，火电板块在经历过“减税降费”的估值压缩后，“十四五”期间曾在 “碳中和”和“电改”的背景下尝试提振估值中枢，但均未成功：例如原本市场认为“碳 中和”将带来装机结构的多元、盈利能力的稳定甚至商业模式的替换，但如今发现新能 源风光运营也有阶段性发展困扰；原本市场认为“电力体制改革”将带来电价体系的革 新、电价中枢的通胀，但短期一次能源价格的见底，所带来的上网电价绝对水平的回落， 让市场选择了暂时观望、稍后定价。可以说，市场对于火电板块盈利的稳定与久期并没 有形成一致共识，行情少有的估值驱动很大程度上还是基于未来盈利修复的预期定价。

从盈利角度看，经过了 2023 年以来的持续修复，虽然部分地区依然存在一定压力，但 从全国整体而言火电度电盈利已经回到了相对合理的状态。未来火电盈利未必不能实现 进一步的增厚，但潜在的弹性空间已然不大。

未来火电的叙事有望切换到盈利稳定性增强、分红股息提升的红利逻辑，估值有望接力 盈利，成为下一阶段火电超额收益的核心驱动力： 一方面，根据国家发改委的政策部署，全国所有省份的煤电容量电价都将在 2026 年得 到提升，其中 2024-2025 年执行每年 100 元/千瓦的省份，必须提升到每年 165 元/千瓦 及其以上。目前甘肃已经出台征求意见稿，拟将容量电价提升至每年 330 元/千瓦；广 东已经出台正式文件，容量电价提升至每年 165 元/千瓦。随着容量电价的进一步提升， 煤电机组固定成本回收能力得到增强，煤电盈利能力稳定性也将显著提升。

另一方面，国资委通过不断优化央企考核指标，提出了“一增一稳四提升”的总体要求， 也对央企火电公司的盈利兑现形成了监督作用；此外市值管理工作得到重视，要求增强 现金分红稳定性、持续性和可预期性，提高现金分红比例，也有助于火电红利属性的体 现。

如果聚焦于短期维度，我们认为应给予煤电一体化标的更高权重的关注。煤炭价格的阶 段性上涨一定程度支撑火电长协电价预期，但受电力供需形势偏宽松等因素的影响， 2026 年电价仍面临较大下行压力，同时煤价中枢的抬升也将挤压火电盈利空间。横向 对比来看，虽然行业整体存在一定电价压力，但在煤价上行周期，煤电一体化标的在成 本端的可比优势将得到进一步的放大。 一直以来，资本市场往往将传统火电定价为类似于煤炭加工的低端制造业，电厂通过购 买煤炭作为加工原料制造为电力出售，从而获取与煤炭以及电价博弈出的不稳定价差收 益，因此相较于获取近似核准收益的、真正的公用事业如水电和核电，火电在资本市场似乎总是“矮人一头”。但我们希望指出的是，“煤电一体化”与普通火电的商业模式存 在底层逻辑差异：如果假设一个产煤量与电厂用煤量完全匹配的煤电一体化模型，煤价 的波动会内部抵消、并不会产生表观的成本波动，因此“煤电一体化”公司的商业模式 与水电及核电这种成本变化极小的公用事业公司更为接近，即成本端风险敞口较小，与 普通火电相比盈利稳定性优势突出。

对于理想的煤电一体化模型来说，其优势在于能够熨平煤炭业务外售煤价波动和煤电业 务外购煤采购成本波动所带来的盈利不稳定性，因此产煤量和耗煤量的高度匹配是保障 煤电一体化公司盈利稳定性的关键。我们通过计算自供煤/发电耗煤、自供煤/煤炭产量 两个指标来衡量一体化公司的煤电匹配度。其中，发电耗煤采用理论计算值，且由于度 电煤耗为标煤口径，假设煤电用商品煤平均热值为 4500 大卡，以此测算煤电商品煤耗 用量。当两个指标均为 1 时，表示煤炭产量全部用于自供，且自供煤恰好满足电厂发电用煤需求，越接近右上方说明煤电匹配度相对越高，公司盈利对煤价波动的敏感性越弱。

绿电：政策拐点明晰，多维精选标的

绿电入市，电价承压，补贴拖欠仍在持续

经历了“十四五”初期新能源发电的高光后，大规模新能源新增所带来的电力系统不稳 定性的增加以及新能源消纳问题越发明显，反映为 2025 年以来风电光伏的消纳率出现 了不同程度的同比下滑。

近年来随着国家整体电力市场化的推进，新能源参与市场的比例也在逐步提升，而新能 源由于出力的波动性和间歇性的特点，通常呈现折价交易的结果。随着消纳问题的恶化， 新能源交易电价也有进一步下行的趋势，且从三峡能源和龙源电力的实际数据上看，光 伏电价的压力相对大于风电。

此外，困扰新能源发电多年的可再生能源补贴拖欠问题依然存在，除了 2022 年国家进 行过部分存量欠补问题的解决以外，2023 年-2025 年上半年暂无其他实质性举措，绿电 公司应收账款占比仍处提升通道。

基本面承压，港股绿电为何能有绝对收益？

在基本面承压的情况下，2024 年以来港股绿电公司依然实现了可观的绝对收益，但从 2023 年到 2025 年的各家主体预期业绩的增长都相对有限，反映出 EPS 预期不佳的情 况下，港股绿电公司实现了 PE 的逆势提升。

我们判断估值的核心支撑力在于支持绿电发展政策体系逐步完善： 1）绿电电价机制改革，新老划断，“保存量、稳预期”思路清晰。 2025 年 2 月，国家发展改革委、国家能源局发布《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》（以下简称 136 号文），明确指出新能源项目上网电量 原则上全部进入电力市场，结算环节建立新能源可持续发展价格结算机制，对纳入机制 的电量按机制电价结算。年中以来各个省份陆续出台 136 号文的对应细则，在 136 号 文新规下由于机制电价事先由供求双方互动确定，电价对供需关系的调节信号可以得到 充分体现，新能源发展开始迈入需求主导的新周期。

从稳预期角度而言，新增项目的项目收益率同样受到 136 号文政策引领下得以实现预期 的稳定， 2025 年首次进行机制电价竞价并未出现踩踏式内卷，从实际结果来看首轮竞 价结果中风电电价普遍优于光伏，且相较于竞价上限多数仅小个位数降幅；对于光伏电 价而言，也主要在如黑龙江、山东、甘肃等新能源大省降幅相对较大，这也正是通过价 格机制调整未来新增项目的体现，而其他省份的光伏机制电价同样维持相对稳健的表现。因此整体而言，我们认为存量及新增项目的机制电价政策在很大程度上保证电价预期的 稳定，有利于缓解新能源电价螺旋式下跌的困境。

2）绿色属性强制消费推进，打开叙事空间。 2021 年起我国逐步建立绿电绿证交易体系，但需求不足使得绿电的环境价值未能有效 体现。2025 年 7 月，国家发改委、国家能源局联合印发《关于 2025 年可再生能源电力 消纳责任权重及有关事项的通知》，一方面 2025 年电解铝行业绿电消费比例由 2024 年 的监测转为考核，预计 2025 年的绿电消费比例将带动非水绿证需求约 1.5 亿个；另一 方面 2025 年增设钢铁、水泥、多晶硅行业和国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费 比例，据测算预计新增重点用能行业绿电消费比例将带来潜在非水绿证需求约 4.6 亿个。 虽然展望长期绿电供给或仍将维持较高增速，但综合来看，需求侧的显著扩容仍有望扭 转此前绿证市场“供强需弱”的格局，绿证供给过剩的压力将会迎来缓解，从而对绿证 价格形成显著催化，为新能源项目环境溢价的有效兑现提供重要支撑。

3）补贴拖欠解决预期升温，绿电报表质量或迎改善。 2022 年 3 月，国家财政部曾通过加大其他政府性基金支出的方式，用于解决部分补贴 拖欠的问题，同时开启了补贴自查核查工作，并在 10 月份发布了第一批经核查确认的 项目清单，在一定程度上缓解了补贴金额持续累积的压力。2023 年以来，市场对于补 贴拖欠问题的解决一直抱有预期，在今年 8 月份以来部分绿电公司发布公告收到可再生 能源补贴资金，1-8 月收回补贴金额同比显著增长，映射出补贴拖欠问题的解决或将得 到实际推进。

绿电还值得投资吗？

虽然绿电基本面的压力依然较大，政策层面的扶持何时能够产生实际成效也存在一定不 确定性，但一些估值低且兼具一定股息补偿、风电占比高、区域电价确定性强的主体依 然值得左侧布局。

水电：丰枯影响有限，把握红利价值

丰枯变化对水电行情有多大影响？

水电作为成本相对固定的行业，挂钩来水的发电表现是影响业绩与基本面的核心要素， 虽然大型梯级水电站可以凭借自身的调节能力或者流域的联合调度平滑来水波动的影 响，但也无法做到完全消除。 但水电股的实际表现并不如此，虽然部分水电发电很强或者很弱的时期，水电板块相对 沪深 300 的涨幅表现出趋同的态势，但更多的时期两者之间的相关性并不明显，甚至会 发生背离。

聚焦到行业龙头长江电力，剔除涉及电站收购带来的电量同比波动较大的时期，整体而 言水情的波动与长江电力的超额收益表现并无显著相关性，但部分发电增速较高/较差 的时期，比如 2022Q4、2024Q2，长江电力的超额收益出现了与发电表现同向的波动。

进一步下沉到二线水电，能够发现桂冠电力和黔源电力，其行情超额收益表现与季度发 电量的相关性有明显提升。

呈现出这种差异化对比的原因在于：长江电力等一线水电公司，要么兼具较高的业绩确 定性和分红比例，股息红利属性突出，要么具备长期成长的潜质，因此更容易获得资金 的长线持有，交易来水波动的资金较少；而桂冠电力、黔源电力作为二线水电的代表， 流域来水波动性较大，带来公司业绩不确定性高于一线公司，存在交易来水波段的机会。

大水电投资如何择股择时？

首先从纵向维度看，大水电的投资择时核心并不在于水情的丰枯，但业绩稳定性较强叠 加高分红的特质，使得大水电红利属性突出。长江电力早在 2016 年就给出了未来 10 年 的分红承诺，并且在近期续期至 2030 年。

因此，我们判断股息率与长期无风险收益率的息差，才是水电股择时的重要考虑因素， 而通过历史表现的复盘也可以发现，历次长江电力的息差达到高位水平，未来一段时间 的股息率大多都出现了明显的下滑，即股价明显抬升，息差策略具备较强的历史回测有 效性。而当前长江电力的股息率息差再度达到历史高位水平，反映出当前位置具备较强 的绝对收益价值。

横向对比来看，大水电公司投资价值的评估主要围绕三个因素展开：股息率、成长性、 确定性。长江电力在过去 10 年中的大多数时间三个维度都占据了绝对优势，因此也实 现了显著领先于其它大水电的市场表现。但未来大水电的投资，并不只有长江电力这一 个最优解。

首先从确定性这一维度出发，虽然其他水电或因业绩平滑手段不如长江电力丰富，或因 火电或绿电业务影响导致不确定性强于长江电力，但随着煤电容量电价改革的推进、调 节价值的进一步体现，绿电政策拐点明晰、后续展望改善，其不确定性带来着折价影响 也将得到一定程度的削弱； 其次从成长性角度，长江电力未来难以展望成规模的水电装机扩张了，但不管是雅砻江 还是澜沧江，依然存在大规模的水电装机潜在成长。国投电力和川投能源共同投资的雅 砻江水电，中游在建拟建常规水电有 782 万千瓦，相对于当前已投产的水电装机的潜在 扩张幅度 41%；华能水电澜沧江上游有 961.8 万千瓦的常规水电资源，全部建成后公司 水电装机将提升 35%；另外川投能源参股 20%的国能大渡河水电，考虑在建拟建后也 具备 55%的装机成长性。

最后从估值和股息率角度看，当前国投电力和川投能源相对于长江电力的估值折价更加 明显，同时考虑国投电力明晰的分红指引，其股息率表现已经丝毫不弱于长江电力，川 投能源当前的估值和股息率也到了极具绝对收益的位置。

核电：稀缺优质电源，稳定成长可期

核电是否有比肩水电的可能性？从资产特性上看，公用事业内部核电与水电具备最为相 似的属性，即运营稳定、极长久期、主权信用、清洁稳定，单看度电成本虽然相比水电 处于成本曲线右侧，但这主要是因为两者并不属于同类电源，核电相较于类似发挥基础 负荷能源作用的火电而言依然具备极强的成本优势。 从 ROE 角度来看，长江电力表观 ROE 确实明显领先于中国核电和中国广核，在同期 样本中长江电力 ROE 均值约为 14%，且除 2022 年因来水偏枯影响盈利表现以外，其 他年份均保持较好的稳定性。而中国核电和中国广核的 ROE 均值都保持在 9-10%附近， 简单地进行表观 ROE 对比的话，核电公司的 ROE 基本落后于长江电力 4-5 个百分点。

但是，这是一个非常容易被诱导的“陷阱”。需要留意到，2 家核电公司体内拥有大量的 在建工程，在 ROE 的计算过程中在建工程不在分子端利润提供贡献的同时，却很大程 度上扩张了分母端的净资产，这便导致了核电在运资产的 ROE 实际上被“摊薄”或者 “遮盖”了。若根据在建工程的金额，并假设其中 80%有长期借款支持，即净资产为在 建工程的 20%，剔除在建工程影响后的测算 ROE 能够发现，中国核电和中国广核相对 于长江电力的差距明显缩小，其中在长江电力表现较差的 2022-2023 年，中国核电的 ROE 甚至实现了反超。2024 年，2 家核电公司 ROE 显著偏低，主因系相关税收政策 调整的影响，以及中国核电自身还受到备品备件存货跌价和新能源资产商誉减值拖累。

长期稳步成长叙事展开，“十五五”产能复合增长可观。截至 2024 年底，中国核电和中 国广核的核电权益装机分别为 1267.55 万千瓦和 1708.09 万千瓦，在建及待建权益装 机分别为 1084.29 万千瓦和 1435.36 万千瓦，这些机组预计将在 2025-2031 年陆续投 产，中国核电和中国广核相对 2024 年底的潜在增幅分别为 85.54%和 84.03%，相当于 年化复合增长率分别为 9.23%和 9.10%。

从核电公司的 PB-ROE 趋势也能看出，除了个别年份因非经营因素影响，中国核电 ROE 稳定在 10-12%左右，中广核电力 9-12%左右。估值方面，中国核电自上市初的高估值 消化完毕，以及 2019 年起国内核电恢复审批后，估值中枢逐步向上提升；中广核电力 虽然受限于台山核电盈利不佳及连续检修影响，除了 2023-2024 年的红利投资风格拉 动外，整体来说估值并未实现显著突破，但在 ROE 承压的情况下估值也依然保持了相 对稳定的表现。

虽然当下 2 家核电公司的分红比例依然无法达到长江电力的水平，但考虑到中国核电 2027 年将有 4 台机组集中投产，而中广核集团有大量在建厂址将在商运前后注入中国 广核上市公司，2 家核电公司的自由现金流和资本开支自我实现能力将得到显著提升， 从而具备高比例分红的能力。

市场化比例稳步提升，部分地区电价风险有限

我国核电目前基本实行核电标杆电价体系，但由于三代核电技术升级迭代的关系，目前 有少量先进的三代机组或者示范项目实行“一厂一价”制度。此外，随着电力市场化交 易的持续推进，核电市场化比例稳步提升，当前，福建、浙江、广东、广西、辽宁、江 苏等省的核电机组均参与了市场化交易。从中国核电、中国广核近年来市场化交易电量 占比来看，核电市场化参与程度正稳步提升，2024 年市场化交易电量比重已经超过 50%。

核电本身并不是市场化交易电价的决定者、相反是被动接受者。对于核电电价的稳定性 分析，我们认为应该关注三个方面：1）区域燃煤基准电价绝对值高低；2）核电市场电 价对标市场电价机制差异；3）核电核准电价与燃煤基准电价之间的“安全垫”差距。如 果区域燃煤基准电价绝对值偏高，在浮动机制的引入下火电市场化交易电价波动率加大， 核电市场化交易电价的预期稳定性会有所下降。虽然波动率加大，但此刻电价较未浮动 时电价有上升，其对核电而言也并非坏事。此刻我们就需要关注核电对标机制，燃煤基 准价越高往往意味着核电与火电之间的“安全垫”越厚，但若核电对标机制并非对标绝 对价而是对标火电市场电价与其基准价的价差，那么此时“安全垫”便不复存在。同时， 换个角度思考，火电与核电电价之间的关系类似煤炭里面市场煤价与长协煤价的关系，只要火电市场化交易电价不击穿燃煤基准电价，核电市场化交易规则的“安全垫”便可 以提供缓冲作用。因此，我们认为后续跟踪核电市场化交易电价，可以遵循以上三条线 索出发寻找核心矛盾，但需要强调的是核电作为“碳中和”背景下唯一稳定、清洁电源， 电价中枢长期来看依然具备坚实、稳定的基础和预期。

（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。）