2025年电力年度行业策略报告：行业β偏弱，寻觅结构性α——火电求韧，水电守稳，绿电谋长

2025 年复盘：公用子板块分化明显，火电独领风骚

1.1 板块走势整体偏弱，火电领域表现较好

2025 年内公用事业板块走势整体较弱，子板块表现分化。2025 年以来，沪深 300 指数整体呈现“上涨—回调—修复”的三阶段走势。年初在宏观政策预期升温与 市场情绪回暖的推动下，指数稳步上行；二季度受美国对华加征关税、贸易摩擦 升级影响，多数板块承压，引发阶段性回调；进入三季度后，随着国内经济数据 企稳、企业盈利预期改善，指数重拾升势。截至 2025 年 12 月 19 日，沪深 300 指 数年内累计上涨 19.57%。在此背景下，公用事业整体表现较弱，年内累计上涨 5.73%，跑输沪深 300 指数，然而行业内部结构性分化显著，火电、核风光等细分 板块表现相对突出，水电等板块表现则不及大盘。 1）火电：尽管今年多数地区长协电价有所下滑，但受益于今年煤价整体低位带来 的成本改善以及用电需求增长带来的电量释放，今年火电公司业绩表现整体较好， 带动指数有所上涨。截至 2025 年 12 月 19 日，火电板块年内累计涨幅 18.99%， 跑输沪深 300 指数 0.59 个百分点。2025 年 11 月下旬，由于市场对于明年长协电 价谈判持谨慎态度，且煤价在反内卷和供给限制政策下维持年内高位，火电板块 走势略有回调。 2）水电：2025 年初枯水期延续，叠加 2024 年高基数，水电业绩压力有所显现； 二季度起长江、澜沧江等流域来水改善，带动板块估值修复，但随后三季度进入 枯水期，且叠加市场化推进后水电电价面临调整压力，导致板块估值承压。截至 2025 年 12 月 19 日，水电板块年内累计跌幅 4.41%，跑输沪深 300 指数 23.98 个 百分点。 3）核电与风光：2025 年各省市陆续出台 136 号文，推动新能源上网电价进一步 市场化，且受多省长协电价下滑影响，核电与风光电价整体有所下降，在以量补 价效应相对有限以及成本增加的背景下，核电与风光板块走势也略弱于沪深 300。 截至 2025 年 12 月 19 日，核电与风光板块年内累计涨幅 17.07%，跑输沪深 300 指数 2.50 个百分点。

2025 年年内公用事业板块换手率呈现明显季节性。2025 年，公用事业板块换手 率呈现明显的季节性特征，在 4 月底、7–9 月及 11 月初均出现阶段性抬升。具 体来看，4 月底的换手率上升主要受年报披露季影响，市场交投情绪随业绩明朗 而趋于活跃；7–9 月则受益于中报披露与“迎峰度夏”用电旺季叠加，火电等公 司的发电量与业绩预期走高，直接提振市场关注度；进入 11 月后，随着下一年 度长协电价谈判陆续启动，市场对电价预期及企业后续盈利能力的关注再度升温， 从而推动换手率再次提升。

2025 年公用事业板块市盈率和市净率有所抬升。截至 2025 年 12 月 19 日，公用 事业板块市盈率和市净率分别为 19.63 倍和 1.87，较年初分别提升 1.44 倍和 0.15。分板块来看，截至 2025 年 12 月 19 日，火电、水电、风光核板块市盈率 分别为 13.54、20.26 和 20.27 倍，较 2025 年初分别变化+1.98、-0.64 和+5.19 倍；市净率分别为 1.49、2.76 和 1.60 倍，较 2025 年初分别变化+0.21、-0.09 和+0.41。

1.2 电力需求稳步攀升，电力供给结构生变

2025 年 1-10 月用电量稳步攀升，新兴产业用电增速相对较快。根据国家能源局 统计，2025 年 1-10 月，我国全社会用电量累计为 86246 亿千瓦时，同比+5.1%， 保持稳健增长态势。分产业看，前十月份第一、第二、第三和城乡居民生活用电 量分别同比+10.5%、+3.7%、+8.4%和+6.9%，其中，充换电服务业以及信息传输、 软件和信息技术服务业用电量增长较快。此外，根据中电联预测，2025 年我国最 高用电负荷或将达到 15.7 亿千瓦，较 2024 年最高值进一步增长。

风光装机容量快速攀升带动电量增长，火水风光利用小时数均略有下降。据统计， 从发电量上看，近年来我国风光发电量占比持续攀升，截至 2025 年 10 月，风光 当年累计发电量占比已攀升至 16.39%，较 2024 年全年提升约 2 个百分点。从装 机容量上看，近年来风电、光伏仍保持相对较快的装机增速，我们认为这也是推 动对应电量快速增长的重要原因。从利用小时数上看，根据中电联统计，2025 年 前三季度全国火电、水电、核电、风电、光伏利用小时数分别为 3122、2551、5846、 1475、875 小时，同比分别-181、-122、+143、-93、-84 小时。

火、核电源工程投资增速领先，光伏投资额有所回落。从电力投资的角度看，根 据中国电力知库统计，2025 年 1-9 月，全国电网工程完成投资 4378 亿元，同比 增长 9.9%；全国主要发电企业电源工程完成投资 5987 亿元，同比增长 0.6%。分 类型看，全国完成水电/火电/核电/风电/光伏投资 634/1269/991/1489/1604 亿 元，同比分别-2%/+45.8%/+23.3%/+10%/-30.3%。其中，火电与核电投资增速领先， 我们推测主要系由于近年来电力系统对于安全保供与稳定基荷能力的要求的强 化，且大批煤电与核电项目也正处于建设高峰期。与此同时大型风电基地和海风 项目建设或系风电投资额也有所增长的主要原因。相比之下，光伏投资同比有所 回落，我们推测主要受产业链阶段性供需调整、市场价格下行以及部分地区新能 源消纳约束等因素综合影响，导致行业投资节奏正从高速扩张转向更加注重收益 率与项目质量的新阶段。

展望 2026 年，我们推测我国电力供需将呈现“紧平衡但结构性调整”的特征。需 求侧，明年全社会用电量或保持中速增长，其核心驱动力主要来自于以数据中心、 人工智能算力等为代表的第三产业新兴行业，其用电增速显著高于其他产业。供 给侧，我国能源结构转型将更为深刻，风电与光伏发电量预计合计占比继续提升， 作为增量电力的绝对主力，且其快速增长将对传统火电的发电空间形成挤压，导 致其利用小时数预计进一步下降，火电的角色加速从提供基础电量向提供调节能 力与保障容量转变。

火电：煤稳价托，聚焦区域与成长α

2.1 政策出台缓冲电价下行压力，容量电价加码夯实盈利基础

1）电量电价收入： 国资委释放稳电价信号，下行压力已获高层重视。2025 年，除了京津冀、山西等 少数省份的电价稳中有升以外，我国多个省份的长协电价均有不同程度的下滑， 其中广东、广西等省份的电价同比下行约 7 分钱以上，对火电的收入端造成了不 小的压力。我们认为，2025 年长协电价普遍下滑既包含了电力供需整体偏宽松， 导致火电利用小时数下降带来的供给端压力影响，也包含了煤价显著下滑向上传 导至电价端等因素的成本端影响。在此背景下，2025 年 9 月 25 日，国务院国资 委主任主持召开部分国有企业经济运行座谈会，会议强调要“坚决抵制‘内卷式’ 竞争”，并首次提出要聚焦“稳电价”。我们认为，这一表述具有明确的信号意义， 表明政策层面已开始关注并试图缓冲电价过快和过度下行，因此 2025 年或已经 接近或处于“电价下行压力最大”的阶段，我们对于 2026 年电价不应过分悲观。

2026 年电力零售市场交易开启，多地早期存在非理性竞争。2025 年 11 月起，多 地开启下一年度电力零售交易，从交易情况来看，我国主要区域电力零售市场普 遍陷入非理性价格战，零售端面临报价偏离合理价值的混乱压力。具体表现为： 华南的广东市场出现低至 0.32X-0.35X 元/千瓦时的报价，而这一报价已低于广 东省规定的 0.372 元/千瓦时电价下限；华东的江苏在进入连续结算试运行前， 月度集中竞价浮动在 380-440 元/兆瓦时之间，但其零售端线下报价却触及 0.33X 元/千瓦时；华北的山东也曾传出 0.31 元/千瓦时的超低价；华中的安徽等地同 样出现低于 0.34 元/千瓦时的恶性竞争。我们认为，过低报价的原因主要包括售 电公司竞争激烈，为抢占份额而采取“赌博式”的低价策略，并同时赌未来批发 价格能进一步下跌；而另一方面，部分电力用户对于电力的单纯比价行为，也导 致市场价格发现功能暂时失灵，并在一定程度上促使售电公司进一步压低价格。

多地出台批零价差约束政策，遏制零售市场非理性降价。2025 年 11 月以来，多 地密集出台针对售电公司批零价差管理的细化政策。其中，陕西、江西、河南、 河北南网等地已发布正式文件，明确实行零售市场批零差价超额收益分享机制， 安徽、四川、广东、北京、海南等地则陆续发布了对应的征求意见稿。整体来看， 这批政策均旨在限制各地售电公司批零价差收益的上限，要求售电公司将上限以 外的超额收益按照一定比例分给零售端用户。由于各地售电公司主体或相对较多， 对应竞争较为激烈，售电公司或倾向于向零售端用户报非理性低价以获取更多的 市场份额，从而在与上游电厂谈判时具备更高的话语权，进而以低价购入电力资 源。而这批新政策对售电公司的超额收益进行了限制，导致“价格战”的投入产 出比急剧下降，我们认为这或许能够从源头上削弱售电公司非理性降价的动机， 从而维护零售市场的价格秩序。此外，考虑到执行时间多处于 2026 年长协电价 谈判期间，我们认为这一系列政策的实施有望对明年长协电价确定有积极影响， 在一定程度上缓解电价继续下行的压力。

广东打出政策组合拳，坚定托底 20%电价下限。我们认为在本次一系列的政策中， 作为我国电力市场化改革的前沿省份，广东近期政策尤其具有代表性。2025 年， 广东省年度交易成交均价为 391.86 厘/千瓦时，较 2024 年度的 465.62 厘/千瓦 时降低了超 7 分钱，而该价格距离政策规定的广东长协“地板价”0.372 元/千瓦 时仅有 2 分之差。当前 2026 年长协交易已经开始签约，但部分售电公司为占据 市场份额，报出的电价或明显低于“地板价”，加剧市场不健康内卷的现状。在此 背景下，广东省 10-11 月接连出台四份文件，首先对明确电力批发同零售签约上 下限是 0.372 元/千瓦时~0.554 元/千瓦时，其次规定电厂批发侧需严格按照注册 容量开展电能量交易，从而限制了批发侧通过无节制地调整电力曲线以降低成本。 此后，广东进一步出台政策规范了广东电力市场零售交易合同的电费退补流程， 有效遏制了售电公司通过“现金返利”等形式与售电公司签订低价合同的操作手 段。最后，叠加上文中批零价差限制政策，进一步降低了售电公司非理性降价的 动机。我们认为，广东这一系列政策组合拳层次分明，由产业链源头电厂至中间 的售电公司，再至下游的零售侧用户均有所触及，将有效规范电力交易现状，坚 定托底 20%电价下限。

2）容量电价收入： 2026 年起各地容量电价有望普遍上调，缓冲火电公司电价下行压力。2023 年 11 月10日，发改委和国家能源局正式下发了《关于建立煤电容量电价机制的通知》， 其中规定煤电机组固定成本为每年每千瓦 330 元；2024 年至 2025 年，多数地方 通过容量电价回收固定成本的比例为 30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适 当高一些；2026 年起，各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于 50%， 云南、四川等煤电转型较快地方比例提升至不低于 70%。根据现在的执行比例， 河南、湖南、重庆、四川、青海、云南、广西等七个省份的容量电价按照 165 元 /千瓦·年（50%补偿比例）执行，其余省份则按照 30%执行。近日，甘肃省已发 文拟将容量电价补偿比例自 2026 年起提升至 100%，宁夏则拟提升至 50%。 根据计算，假设某地火电容量电价的补贴比例由 30%提升至 50%，当地火电平均 利用小时数约为 3500 小时，那么容量比例提升对当地火电机组的度电盈利补偿 将从 2.8 分/度提高至 4.7 分/度，提振幅度约 2 分钱。我们认为，根据 2023 年底容量电价政策规定以及当前各省反映，自 2026 年起或有相当一批地区的容量 补偿比例将进一步提升，进一步强化火电机组的盈利确定性。

3）辅助服务收入：辅助服务发展空间广阔，有望为火电提供更多盈利增量。2025 年 4 月，国家发改 委、能源局正式印发《电力辅助服务市场基本规则》，这一规则是我国首个国家级 电力辅助服务市场化规则，也是全国统一电力市场“1+N”规则体系中的重要主干 规则之一，标志着我国电力辅助服务从“试点探索”阶段转向“全国统一制度框 架”。规则明确了按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”原则，而在新能源装 机与发电占比快速提升的背景下，系统性调节需求将高速增长，而以煤电为主的 调节性电源的价值将不断凸显，有望获得更多的辅助服务收益。根据预测，2025 年我国辅助服务市场规模预计达 500 亿元，2030 年将突破 3000 亿元，若其中 90% 收益为火电企业获得，按照火电电量年复合发电量增速为 1.5%计算，2030 年火 电度电辅助服务收入将达到 0.0387 元，较 2025 年提升 0.03178 元/度。

2.2 煤炭旺季价格反弹明显，供给限制下明年价格有望趋稳

反内卷顶层定调与中央巡视执行保障，煤炭供给端约束有望加强。2025 年 7 月， 国家能源局发布的煤矿生产核查通知，通过要求煤矿“月度原煤产量不得超过公 告产能的 10%”，从供给侧对煤价形成了直接的托底支撑，通知发布后煤价逐渐企 稳回升；此后，2025 年 9 月 25 日，国资委进一步要求“稳煤价”并防止内卷式 恶性竞争。2025 年 11 月，22 个中央安全生产考核巡查组陆续进驻 31 个省、自 治区、直辖市和新疆生产建设兵团开展年度考核巡查，以对有关部门安全生产履 职情况、事故多发地区和行业领域等进行严查。我们认为，中央巡查组进驻期间 煤炭各产区的安监力度或进一步加强，超产现象也有望进一步得到缓解，从而强 化煤炭供给端约束刚性。综合来看，此前 8 月的“反内卷”定调是顶层设计，而 11 月中央巡视可作为执行保障，二者结合有望进一步推动供给弹性下降。

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