逆周期属性延续，供需趋弱、盈利趋强。
25年上半年，全国平均气温偏高0.8℃。受暖 冬、上年闰年等因素影响，年初以来的用电 增速弱于去年同期。1-6月份，全社会用电量 4.84万亿千瓦时，同比增长3.7%。
第一产业：1-6月份，用电量676亿千瓦时， 同比增长8.7%，较上年同期回落0.1pct， 2022-2025年三年CAGR为9.7%；
第二产业：1-6月份，用电量31485亿千瓦时 ，同比增长2.4%，较上年同期回落4.5pct， 2022-2025年三年CAGR为4.7%；
第三产业：1-6月份，用电量9164亿千瓦时 ，同比增长7.1%，较上年同期回落4.6pct， 2022-2025年三年CAGR为9.7%；
城乡居民生活：1-6月份，用电量7093亿千 瓦 时 ， 同 比 增长 4.9% ， 较 上年 同 期 回落 4.1pct，2022-2025年三年CAGR为5.1% 。
1-6月份，一产、二产、三产、居民对1-6月 用电增量的贡献分别为2.9%、44.2%、 34.7%、18.2%。
发电量：1-6月份，全国规上电厂发电量 45372亿千瓦 时， 同比 增长0.8%，2023- 2025年两年CAGR为4.3%；
新增装机：1-6月份，全国新增装机容量 29332万千瓦，比上年同期多投产14056万千 瓦，增幅92.0%；
装机容量：截至6月底，全国累计发电装机容 量36.5亿千瓦，同比增长18.7%， 2023- 2025年两年CAGR为16.1%；
利用小时：1-6月份，全国发电设备累计平均 利用小时1504小时，同比减少162小时，降 幅9.7%。
电力投资：1-6月份，主要电力企业电源及电 网工程合计完成投资6546亿元，同比增长 9.4%， 2023-2025年两年CAGR为40.4%。
发电量结构中，与上年同期相比，水电占比 下降0.6个百分点至11.9%；火电占比下降2.9 个百分点至64.8%；风电占比提高1.5个百分 点至12.2%；光伏占比提高1.6个百分点至 5.9%；核电占比提高0.4个百分点至5.2%。
电力行业92家上市公司中，实现归母净利润同 比增长的有52家，另有4家公司扭亏为盈；有 25家公司归母净利润同比下降，另有4家出现 亏损、7家持续亏损。
在各子板块中，1Q25火电（含热电、生物质发 电等）板块47家公司中，有32家实现归母净利 润同比增长，1家扭亏为盈，同比下降的有10 家，另有2家出现亏损、2家持续亏损；水电（ 含地电等）板块的19家公司中有9家实现归母 净利润同比增长、2家扭亏为盈，同比下降的有 4家，另有1家出现亏损、3家持续亏损；新能 源（核电、风电、光伏发电）板块26家公司中 ，有11家实现归母净利润同比增长、1家扭亏 为盈，同比下降的有11家，另1家出现亏损、2 家持续亏损。
1Q25，全行业营业收入、营业成本、归母净利 润同比分别下降4.9%、下降7.2%、增长4.9% ，毛利率、净利率分别为23.6%、14.5%，比 1Q24分别提高1.9、1.5个百分点。
需求为先，中正平和看待用电增长
十三五（2016A-2020A）：全社会用电量 从2015年的55500亿千瓦时增长到2020年 的75110亿千瓦时，年均复合增速6.2%， 年均增量3922亿千瓦时。
十四五（2021A-2025E）：2025年1-5月 用电量同比增长3.4%，比上年同期回落 5.2pct。参考近年来的历史数据，假设 2025年用电量增量5000亿千瓦时、达到 103521亿千瓦时、增速5.1%，对应十四五 期间全社会用电量年均增速为6.6%，略高 于十三五。考虑到初期两年国内外公共卫 生事件前后对冲，扰动影响可以基本剔除 ，因此十四五期间超预期的用电需求预计 主要推动力还是来自于产业结构调整的效 果，电气化水平不断提升，新兴产业高速 发展有力支撑了传统产业发展趋缓对需求 的冲击；此外，全球变暖趋势延续，极端 高温事件趋多趋强，也对用电需求带来正 向拉动效果。
十五五（2026E-2030E）：近年来全球宏 观形势不确定性的加剧，导致对未来用电 需求预期悲观。但中国仍处于发展进程中 ，产业结构转型成果初显，新动能仍在不 断涌现。我们保守假设年均用电增量为 4000亿千瓦时，对应年均复合增速3.6%。
“双碳”方兴未艾，电源结构变革行百里半九十
水电：2024年新增装机1358万kW，装机容量 达到4.36亿kW，在总装机中占比13.0%；假设 2025-2030年，每年新增装机1500万kW。
火电：2024年新增装机5346万kW，装机容量 达到14.44亿kW，在总装机中占比43.1%； 2022-1H24新增核准煤电装机2.075亿kW，考 虑到2~3年的建设周期，预计将在2025年达到 投产高峰，假设为7000万kW的新增装机。后续 随着煤电新增核准的断崖式下降，预计未来新增 投产将逐步减少，依次为5000、3000、1000、 1000、1000万kW 。
核电：2024年新增装机393万kW，装机容量达 到0.61亿kW，在总装机中占比1.8%；梳理近几 年我国新增核准开工的核电项目，假设2025- 2030年新增装机395、620、996、623、619、 1168万kW。
风电：2024年新增装机7924万kW，装机容量 达到5.21亿kW，在总装机中占比15.5%。随着 优质可开发资源的减少，新增装机量预计下滑， 预计未来新增投产将逐步减少，依次为8000、 6000、5000、5000、5000、5000万kW 。
光伏：2024年新增装机2.76亿kW，装机容量达 到8.87亿kW，在总装机中占比26.5%。136号 文下，25年上半年光伏迎来“抢装潮”，考虑 到消纳的巨大压力，新增装机量预计下滑，预计 未来新增投产将逐步减少，依次为2.5、2、1.5 、1.5、1.5、1.5亿kW 。
以需定产，新电源结构下的电量蛋糕新切分格局
根据前文对用电量以及各个电源类型装机结构的分析和预测，结合新型电力系统下各自的角色/功能变化对利用小时的影响，对十五五期间的电量 供需平衡表进行拆分测算。
测算结果显示，2030年风电和光伏的装机占比过半，达到55.4%；电量占比达到32.4%。火电装机占比持续下降，预计将从2024年的43.1%降至 2030年的32.1%，电量占比从64.5%降至47.9%；其中，煤电在火电发电量中的占比从2020年的90%降至2024年的85%、年均下降约1.1%，考虑 到煤电容量电价上调、气电在现货全面铺开后价差空间扩大、垃圾发电产能利用率提升等因素，预计2030年煤电在火电电量占比或降至约80%。 即2030年风光电量占比约30%以上，煤电占比约40%以下，未来新能源和煤电市占率将逐步趋同。新型电力系统的建设，正在重塑能源格局，由 此展开对灵活性调节资源和新型电力系统下电价体系的探讨。
火、绿同台，电量电价绿电占据优势
2025年标志着中国新能源行业正式告别“ 保量保价”的政府定价模式，进入全面市 场化竞争时代。根据2025年2月9日，国家 发改委、能源局联合发布的《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》，明确风电、太阳能发电 等新能源项目上网电量全部进入电力市场 ，电价通过市场化交易形成。2025年2月出 台的“136号文”文件明确新能源项目上网 电量原则上全部进入电力市场，这意味着 风电、光伏将告别固定电价，直面市场竞 争。政策设置了2025年6月1日这一关键时 间节点，据统计，仅2025年第一季度，全 国新增新能源装机就突破7675万千瓦，同 比增长21%。
根据当前的陆风、海风、光伏、火电的项 目投资及运营参数，以6.5% 全投资 IRR 为 约束条件，得到陆风、海风、光伏、火电 上网电价分别为0.25、0.30、0.31、0.37 元/kWh。
系统调节能力提升，补足绿电短板
随着电源结构逐步向强不确定性、弱可控出力的新能源为主体转变，电力系统灵活性也将面临更复杂需求。我们假设灵活性电源的装机，测算灵活 调节电源比重在十五五前期逐步增加，后期趋于稳定。考虑到灵活性机组装机容量并不等于可以提供灵活性调节的容量，我们从系统调节能力视角 出发，测算不考虑时空等条件限制下的可调节空间对不可调节空间的覆盖率。
