2026年公用事业行业：新兴拉动需求向好，电力长坡厚雪

美国基金对公用事业的配置比例明显高于国内

美国基金对 公用事业 行业的 配置比例明 显高于国 内。我们观察美国基金产品的行业配置，对公 用事业行业的持仓市值从 2019 年的 4261 亿美元增长至 25Q3 的 7331 亿美元，占基金总体持仓市 值的比例在 2.19%-2.83%之间波动。国内方面，基金产品对电力、热力、燃气及水生产和供应业的 持仓市值从 2019 年的 289 亿元增长至 25Q3 的 1031 亿元，占基金总体持仓市值的比例在 0.46%- 2.28%，与美国存在明显差距。

以美国公用事业基金 XLU 为例，其过去 5 年累计收 益率 59%，年化收益 率约 10%。我们选取 美国公用事业持仓市值排名第三的投资基金 XLU（SPDR 公用事业精选行业指数 ETF），截至 25Q3 末规模为 213 亿美元，主要挂钩标普公用事业精选行业指数 (IXU.SPI)。我们计算 XLU 过去 5 年 累计收益率为 59%（年化约 10%）。

美国公用事业基金 XLU 前十 大重仓股均为电力 、燃气公 司。截至 25Q3 末，XLU 前十大重仓 股分别为新纪元能源、南方电力、CONSTELLATION ENERGY、杜克能源、VISTRA、美国电力、 SEMPRA、道明尼资源、埃克西尔能源、爱克斯龙电力，主营业务均为电力、燃气等。 XLU 前十大重仓股现金分红具备持续性，平均股息率基本可维持 3%以上。我们统计自 2016 年以来各重仓股均执行较为连贯的分红政策，包括但不限于亏损期坚持现金分红和利润明显下滑时 大幅提升分红比例。基于此，XLU 前十大重仓股平均股息率除 2021 年外，均维持在 3%以上。从时间维度来看，XLU 前十大重仓股的股息率变动与美国加息/降息周期基本保持一致。如 2016-2018 年，美国处于加息周期，XLU 前十大重仓股的平均股息率在 3.5%左右；2019-2021 年，美国处于 降息周期，XLU 前十大重仓股的平均股息率降至 3.2%左右，并随 2021 年美国联邦基金利率降至绝 对低位来到 2.9%的历史较低水平；2022-2023 年美国重新进入加息周期，XLU 前十大重仓股的平 均股息率同步回升；并于 2024 年随美联储开启降息重新进入下行通道。

XLU 重仓股在 2017-2024 年间，PE 在 16.1x-36.5x，平均为 24x；PB 在 1.9x-2.6x，平均为 2.2x。阶段性高点均出现在 2021 年，我们认为很大程度上受益于彼时美国的低利率环境。

十五五电力需求展望积极，电价有望企稳回升

（一）电气化率提升叠加 AI 等新兴领域驱动，电力需求展望积极

过去二十年 ，三产和 居民用 电量在全社 会用电量 中的占 比持续提升，其增速 对全社 会用电量增 速的贡献度抬升。2005 年，一产、二产、三产、城乡居民用电量占全社会用电量的比例分别为 3.0%、 74.8%、10.7%、11.5%；而 2005 年 1-11 月，一产、二产、三产、城乡居民用电量占全社会用电量 的比例分别为 1.5%、63.9%、19.2%、15.4%。从趋势上来看，过去 20 年间，一产和二产用电量占 比出现明显下降，三产和居民用电对全社会用电量的贡献有所增加。2024 年、2025 年 1-11 月，三 产、城乡居民用电量增速维持较高水平，驱动全社会用电量增速分别较二产用电量增速高出 1.7、 1.5pct。

对 于 三 产和 居 民 用电 量 的高增 ， 我 们预 计 核 心驱 动 因素主 要 来 自于建 筑 部门 电 气化率 提 升&极 端天气扰动、电动 汽车充电 、数据中心耗电等。具体来 看： （1）建筑部门电 气化率提升 叠加极端天气扰动 ，采暖降温 负荷对三产和居民 用电量的 影响越来 越突出。 过去十年，我国终端用能电气化水平不断提升，2023 年电能占终端能源消费的比重达到 28.1%， 相比十年前增加 6.7pct。分部门来看，建筑部门的电气化程度最高（2023 年达到 48.1%），且上升 趋势明显（2023 年较 2021 年提升 3.2pct，高于全社会 1.2pct 的水平），这主要得益于电制冷、供 暖应用场景的不断深化。这一趋势带来的显著变化即为近年来三产和居民用电量，尤其是居民用电 量受天气的影响愈发明显。回溯历史，可以发现在 2016、2018、2022、2024 年等气温偏高年份， 城乡居民用电量增速均处于高位。展望未来，双碳目标驱动下预计我国电气化程度将持续提升，2060 年有望提升至 70%，其中建筑部门有望达到 80%。基于此，我们认为三产和居民用电量长期增长具 备较强支撑。

（2）随电动汽车 保有量增加 ，电动汽车充电量 占三产和 居民用电量的比重 明显上升 。 截至 2025 年 6 月，我国新能源汽车保有量为 3689 万辆，同比增长 49%。根据国家能源局数 据，2024 年，我国新能源汽车充电量超 1100 亿千瓦时，同比增速达到 38%。考虑到新能源汽车到 公共充电桩充电所耗用的电量会被计入“批发零售业”下属的“充换电服务业”用电；而在私人充 电桩充电在大部分地区执行居民生活用电价格，其耗电应属于居民生活用电；因此，我们认为新能 源汽车充电量在三产和居民用电量中均有所体现。2024 年，新能源汽车充电量占三产+居民用电量 的 3.3%，较 2023 年提升 0.7pct；鉴于其增速较快，我们预计未来其对三产和居民用电量的贡献将 持续增加。

（3）数据中 心快速发展 带动 耗电量增长。我们测算 2030 年国内数据中心耗电量（不含电信网 络耗电量）将从 2023 年的 1500 亿 kwh 增长至 2030 年 的 4051 亿千瓦时，复合增 速 15%。 模型训练对应的功率需求以每年 2.1x 的 速度增长，尽 管目前数据中心耗 电量占全 球电力需求 的比例尚低，但在部 分国家/地区已展现出了不容忽视的影响。模型训练过程中，GPU、冷却设备等 将会产生较大的电力消耗，尽管过去十年芯片效率大幅提升（即单位功率所支持的算力不断提升）， 但模型训练所需的功率仍以每年 2.1x 的速度增长。基于此，AI 大模型所催化的数据中心用电量对 全球电力需求的拉动作用开始受到广泛关注。根据 JLL 发布的《2025 Global Data Center Outlook》， 其预计 2025 年数据中心用电量仅占全球电力需求的~2%，但由于数据中心在全球分布不均，部分 国家/地区，如新加坡、爱尔兰、美国弗吉尼亚州，这一比例已分别达到 7%、21%、26%，显示出持续增长的算力需求对用电量增长的强劲拉动效果。

聚焦国内，目前数 据中心用电 量存在两种口径，预计差距主 要来自于数据传输 网络的电 力消耗。 目前国内对于数据中心的耗电量存在两种数据口径，其一为中国信通院公布的数据，显示 2023 年 全国算力中心用电量达到 1500 亿千瓦时，同比增长 15.4%（对应 2022 年用电量约为 1300 亿千瓦 时）；其二为中国能源报引用的数据，显示 2022 年全国数据中心耗电量达到 2700 亿千瓦时。而根 据国际能源署的估算，2023 年国内电信网络消耗的电量约为 900-1100 亿千瓦时，因此，其认为 2023 年国内数据中心耗电量达到 2000-3000 亿千瓦时的数据来源可能包括了数据传输耗电量，而在 1000- 1500 亿千瓦时量级的数据来源可能仅包括数据中心耗电量。

基于信通院的数据 口径，我们 测算 2030 年国内 数据中心耗 电量将达到 4051 亿千瓦时，2024- 2030 年复合增 速 16.1%。在此基础上，参 考 IEA 对 国 内电信网络耗电量 的预测（2030 年将 达到 1250 亿千瓦时 ，增量主要来 自 5G 网络，2/3/4G 网络将 下降），数据中心（含数据 传输）用电量 有望达到 5301 亿 千瓦时。我 们的核心假设如下 ：

1）算力规模预 测：根据工业和信息化部信息通信发展司负责人披露，截至 2024 年底，我国算 力总规模达 280EFLOPS（每秒百亿亿次浮点运算，以 FP32 单精度计算）。展望未来，参考国际数 据公司（IDC）与浪潮信息联合发布的《2025 年中国人工智能计算力发展评估报告》中对于我国算 力规模的预测（2024-2028 年智能算力复合增速 40%），我们假设 2024-2030 年国内算力总规模复 合增速为 38.9%。 2）能效比：我们基于 2022、2023 年的实际用电量数据，倒算 2022、2023 年的能效比分别为 27、32GFLOPS/W，考虑到未来芯片等核心设备的能效比仍有持续优化的空间，我们假设未来能效 比维持上升趋势。 3）PUE：数据中心的耗电量除了来自于 IT 设备外，还来自制冷、配电等系统，PUE=数据中 心总能耗/IT 设备能耗，PUE 越低表示数据中心的能效水平越好。根据中国信通院披露的数据，2023 年，全国在用算力中心平均 PUE 为 1.48，与 2022 年的 1.52 相比有所提升，我们假设未来维持下 降态势；同时参考 2024 年 7 月 3 日国家发展改革委等部门发布的《数据中心绿色低碳发展专项行 动计划》，其提出“到 2025 年底，新建及改扩建大型和超大型数据中心电能利用效率降至 1.25 以 内，国家枢纽节点数据中心项目电能利用效率不得高于 1.2”，我们假设到 2030 年，数据中心平均 PUE 降至 1.22。 4）利用小时：假设全年不间断运行，即利用小时数为 8760h。

综合考虑上述因素影响，我们预计 2025 年全 社会用电量 增速为 5.3%，2025-2030 年 CAGR 为 5.2%。其中，二产用电量 CAGR 为 3.9%，主要受高技术及装备制造业（包括电气机械和器材制 造业、计算机/通信和其他电子设备制造业、汽车制造业、仪器仪表制造业、医药制造业、通用设备 制造业、专用设备制造业）拉动，CAGR 可达 9.0%。三产用电量 CAGR 为 8.1%，其中与 AI 相关 的信息传输/软件&信息技术服务业和包含充换电服务业的批发&零售业用电量 CAGR 分别高达 15.4% 和 11.9%。基于此，我们预计二产用电量占全社会用电量的比例将分别由 2025 年的 63.9%下降 3.9pct 至 2030 年的 60%，与之相对，三产用电量占比将由 2025 年的 19.2%提升 2.7pct 至 2030 年的 22%。

（二）十五五各类电源装机均有增长潜力，以保证电力系统具备足够充裕度

新能源仍是十五五期间新增装机主力。截至 25 年 11 月末，新能源累计装机达到 17.6 亿 kw， 占总装机的比例达到 46%。2025 年 1-11 月，受 136 号文导致的抢装影响，风电、光伏新增装机分 别为 82、275GW，yoy+61%、+31%。展望未来，双碳目标下预计新能源仍是新增装机主力。基于 我国新一轮国家自主贡献承诺（到 2035 年，风电和太阳能发电总装机容量力争达到 36 亿千瓦），预计十五五期间年均新增装机至少在 200GW 左右。基于此，我们假设 25 年末新能源累计装机超过 18 亿 kw，并在十五五期间年均新增 2.5-3 亿 kw。 水电：主要 流域仍有装机增 长潜力，但 短期难释 放。我们梳理雅砻江、澜沧江、大渡河、雅鲁 藏布江等流域仍具备装机增长潜力，前三者在建&拟建&前期规划装机占在运装机的 50%-60%；雅 鲁藏布江流域规划 5 座梯级电站，装机 6000-7000 万 kw。但考虑到水电建设周期较长，预计除大 渡河流域 4 座电站 352 万千瓦装机在 25-26 年陆续投产外，其余装机增量最早将于十五五后期开始 释放。基于此，我们假设 25-30 年常规水电年均新增装机 400 万千瓦。

核电：十四 五高核准 带来的 装机增量将 在十五五 期间陆 续兑现。作为清洁稳定的基荷电源，自 2022 年以来我国连续 4 年核准核电机组数量≥10 台，按照 5-6 年的建设周期推算，十五五期间将 迎来密集投运。我们基于对各核电机组开工时间的梳理，判断十五五期间核电累计新增装机将达到 3466 万 kw。 抽水蓄能：截至 24 年末，国内抽水蓄能累计装机 5869 万 kw，根据水电水利规划设计总院副 院长的预测，“十四五”期间，我国抽水蓄能装机容量预计增长超 3400 万千瓦，由此测算 2025 年 新增装机约为 680 万 kw。根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035 年）》，到 2025 年，抽 水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到 6200 万千瓦以上；到 2030 年，抽水蓄能投产总规模 较“十四五”再翻一番，达到 1.2 亿千瓦左右。基于此，我们假设十五五期间年均新增装机 1000 万 kw，至 2030 年累计装机达到 1.15 亿 kw，基本完成上述目标。 新型储能：截至 2024 年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达 7376 万千瓦，较 2023 年 底 增 长 超 过 130% 。 根 据 储 能 网 的 初 步 统 计 ， 2025 年 ， 国 内 新 型 储 能 新 增 装 机 达 58.6GW/175.3GWh，同比增长 38%/60%。在此基础上，考虑到目前新型储能逐渐步入经济性驱动 阶段，装机有望维持较快增长，我们预计 25-30 年累计装机 CAGR 约为 30%。 从电力保供的视角出发，我们考虑所有电源的保证出力可以满足最大用电负荷，并且留有一定 的充裕度。全国最大用电负荷方面，2024 年达到 14.5 亿 kw，同比增长 8.2%。考虑到极端气候频发带来的用电负荷波动，我们假设最大用电负荷的增速快于全社会用电量的增速。各电源保证出力 方面，我们假设火电、水电、核电、风电、光伏、储能的保证出力系数分别为 0.8、0.7、1、0.1、 0、1。综合上述条件，在假设 25 年火电新 增装机为 80GW（参照 1-11 月的 78GW 假设），26- 30 年年均新 增 40GW 的情 况下，我们测算 至 2029-2030 年，电力系 统充裕度可以提 升至 20%以 上的正常水平。

（三）短期电价下行，中长期随煤价趋稳和电改持续推进有望企稳回升

受煤价、电 价政策、 电力供 需等多重因 素共同影 响，十 四五后半程 上网电价 进入下 行通道。综 合考虑容量电价的提升和电量电价的下降，我 们预计 2026 年全国平均综合上 网电价降 幅或超 0.02 元/kwh。 在发电量占比仍超过 60%的情况下，现阶段火电的定价能力仍较强。2020-2022 年，煤价经历 了大幅上涨，火电盈利显著受损。2021 年 10 月，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网 电价市场化改革的通知》，提出“将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过 10%、下 浮原则上不超过 15%，扩大为上下浮动原则上均不超过 20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限制。电力现货价格不受上述幅度限制。”基于此，2022 年火电上网电价出现明显抬升。 2023 年 11 月，《国家发展改革委 国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格 〔2023〕1501 号）提出“煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。其中，用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦 330 元；通过容量电价回收 的固定成本比例，综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定，2024～2025 年多数 地方为 30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些，为 50%左右。”2023 年煤价回落叠 加容量电价政策的出台，使得火电企业 2024 年综合上网电价（电量电价+容量电价）同比出现小幅 下降。 2025-2026 年，一方面煤价中枢持续下移；另一方面，2022 年 8 月国家提出的“三个 8000 万” 目标逐渐进入兑现期（表现为 2025 年 1-11 月，火电新增装机达 78GW，yoy+77%），国内电力供 需紧张的格局有所缓解；在此基础上，根据发改价格〔2023〕1501 号文，2026 年起，将各地通过 容量电价回收固定成本的比例提升至不低于 50%；受此影响，2025、2026 年各地长协电价（电量 电价）整体下行，其中华东、华南省份降幅较大。若考虑 26 年容量电价在常规情景下提升 65 元/kw/ 年（从 100 元/kw/年提升至 165 元/kw/年），基于 4000h 左右的利用小时，我们测算由此带来煤电 上网电价提升 0.016 元/kwh。在此基础上，考虑电量电价的降幅，我们预计全国平均来看综合上网 电价降幅或超 0.02 元/kwh。

展望未来， 我们认为 一方面 煤炭价格在 弱需求和 供给侧反内卷的双 重博弈下 ，大幅 上涨和大幅 下跌的可能 性均较为 有限， 有望从成本 端给予电 量电价 支撑。另一 方面，我 们认为 随着电改持 续推 进，电力商品价值 体系有望从 过去以电能量价值 为主的单 一体系向电能量价 值+灵活性 价值+可靠性 价值+绿色环境价值的多 维体 系转变。对于火 电而言，容 量 电价、辅助服务 收益的提升亦有望支撑综 合上网电价 企稳回升；而对 于新能源来 说，绿色 环境价 值的走扩有 助于对冲 其全面 入市所面临 的电 价压力。具体而言 ，

灵活性价值 ：辅助服 务市场 规模持续扩 大，交易 品种上 以调峰为主 。随现货 市场常 态化运行， 调峰补 偿/费 用将 隐含在 现货 电价中 ，不再 单列，火电 有 望从现 货峰谷 价差 中获利 。2019H1，全国 辅助服务补偿费用共 130.31 亿元；2024 年，全国电力辅助服务市场费用为 402.5 亿元；若将 2019H1 数据简单年化，则 2019-2024 年辅助服务市场规模复合增速达到 9.1%。从交易品种来看，辅助服 务费用以调峰补偿为主，2024 年占比高达 82.1%，其余分别为调频 17.1%、备用 0.7%、其他 0.1%。 随现货市场常态化运行，按照《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（发改价格〔2024〕 196 号）的要求，电力现货市场连续运行的地区，完善现货市场规则，适当放宽市场限价，引导实 现调峰功能，调峰及顶峰、调峰容量等具有类似功能的市场不再运行。因此，对于火电而言，出力 灵活性有望使其通过在现货价格较低时段少发电，在现货价格较高时段多发电获得更高的现货电价， 即体现了其调峰价值，我们梳理在目前常态化运行的电力现货市场中，火电均实现了较风电、光伏 的溢价。

可靠性价 值：现阶段体现为 容量电价，预计未来补偿 标准 和覆盖范围有望进 一步扩大。现行煤 电、气电、抽蓄、新型储能等均享有容量电价，其中煤电、抽蓄为全国性政策，气电、新型储能多 为地方性标准。聚焦煤电，发改价格〔2023〕1501 号文提出“2026 年起，将各地通过容量电价回 收固定成本的比例提升至不低于 50%”。截至目前，我们统计宁夏、安徽、广东等已明确发文将煤 电容量电价回收固定成本的比例提升至 50%、天津已提升至 70%，云南、甘肃已提升至 100%。未 来随着 煤 电 利 用 小 时 持 续 受 到 挤 压 ， 我 们 预 计 会 有 越 来 越 多 的 省 份 将 容 量 电 价 补 偿 比 例 提 升 至 100%。此外，《电力现货连续运行地区市场建设指引》（发改能源〔2025〕1171 号）提出“科学 评估各类型机组及新型储能的容量系数，研究建立面向各类电源的容量补偿机制”，基于此，我们 认为容量补偿机制覆盖范围或有望在现行火电、储能的基础上进一步扩大。

编辑：火腿肠