十五五供需展望：电量由紧到平，电力仍然紧张
十四五到十五五期间，全国电量供需由局部紧张转为紧平衡与平衡，双碳战略下中期维度煤电利用小时或向下。 “十四五”期间我国电力系统经历从整体紧张到逐步宽松的转变，与过往的电力供需错配不同，双碳转型是一个中长期战略，在2025年用电增速4.5%假设下，我们预计2025年煤电利用小时数回落至2020年水平；在十五五期间5%用电增速假设下，预计煤电利用小时数在十五五进一步降至三千多小时。
电源结构预测表核心假设。 “十五五”全社会用电增速：主 流 经 济 学 家 们 预 期 “ 十 五 五”GDP增速中枢在4.5%，考虑 到算力以及城乡居民用电，假设 十五五电力弹性系数均值在1.1附 近，对应用电增速5%左右。 “十五五”各电源装机：考虑风 资源与运营商装机意愿，假设风 电年增100gw；考虑盈利能力与 双 碳 目 标 ， 假 设 光 伏 年 增 140~220gw；结合“十三五”煤 电新增以及当前电力系统备用率 （煤电调节性价值），假设煤电 年增50-80gw。 “十五五”各电源利用小时数： 水电维持平水年，核电随电力供 需变动，风电考虑风资源与技术 进步，光伏考虑限电与技术进步。
较大容量煤电新增装机下，电力系统备用率依然处于较低水平，全国电力供给（负荷平衡）仍然紧张。 在十五五期间每年新增50-80GW煤电的假设下，我国的系统备用率有所提升但仍低于十三五水平，电力供给仍面临较大压力。三产、城乡居民用电占比持续提升、电动车等新兴用电主体大规模发展或将推动最高用电负荷增速长期高于用电量增速，传统电源在保证能源安全上的作用不可或缺。
新能源启动全面入市，十四五收官之年装机大幅增长
2025年上半年新能源新增装机创历史，新能源入市影响仍在延续。2025年上半年全国风电新增装机52GW，同比增长105%；全国太阳能新增装机 213GW，同比增长105%。风电光伏上半年新增装机创历史新高。2025年单5月光伏新增装机（92.4GW）创历史单月新高；5月单月风电新增装机 （26.3GW）创单5月新增新高，逼近单月最高（28.5GW）。今年5月新能源装 机明显受“531新政”影响，虽然风电的投产节奏长期受到市场诟病，由于土地、 环评等问题导致项目周期超预期，但5月风电装机数据仍说明主观能动性的重要。结合技术以及入市趋势，我们预计今年下半年新能源仍有较大体量规模投产，全 年投产或创历史新高；但下半年新增在建新能源项目或断崖式下降，主要系运营 商们对于136号文影响的观望与分析，明年新能源装机或显著下降。
新能源消纳压力严峻，利用小时或比利用率指标更为准确
全新统计口径下新能源利用率持续下降，消纳压力日益严峻。 新的统计口径，更市场化的利用率。国家能源局在2024年4月发布国能发电力 〔2024〕44号明确新能源利用率按“仅考虑系统原因受限电量的情况计算”，根据 发改委在2025年2月发布的发改价格〔2025〕136号，明确“新能源参与市场后因 报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核”。新能源入市后，“1- 利用率”与“真实弃电率”愈发遥远。 全国新能源利用率持续下降尽显消纳压力，部分区域利用率跌破90%目标线。根据 国能发电力〔2024〕44号，“部分资源条件较好的地区可适当放宽新能源利用率目 标，原则上不低于90%”，较此前的要求放宽5个百分点，而2025年1-5月，北京、 河北两地风电利用率跌破90%，青海、甘肃、新疆、蒙西、陕西五地光伏利用率跌 破90%。光伏消纳压力大的区域集中在新能源装机占比较高的三北省份。
电力现货：建设全面提速 通过价格信号反映实时供需
电力现货市场建设全面提速，旨在通过高频价格信号反映实时供需。电量市场作为电力市场中最核心的一环，中长期市场基本成熟，十四五前期现货建设缓慢。 我国在发改体改〔2022〕118号中明确2025年全国统一电力市场体系初步建成，但是在十 四五前期，我国电力供给紧张，新能源消纳压力不突出，电力现货市场建设缓慢。国家发改委明确现货建设时点，要求全面提速。2025年4月国家发改委发布发改办体改 〔2025〕394号，要求全面加快电力现货市场建设，除京津冀区域，其他区域于2025年底 全面开展连续结算运行，充分发挥现货市场发现价格、调节供需的关键作用。 现货市场的铺开是电力市场化的进一步深化，不同电源盈利模型将发生根本改变。我们分 析现货市场将在两个维度影响中长期合约，1）电价上，现货市场后电价更加高频与透明， 实时反映市场供需格局，预计越是临近现货市场的中长期市场电价将往现货电价靠拢。2） 电量上，不同比例（制度限制）的中长期合约，或将直接造成火电不同的报价策略。
绿电：136号文衔接新能源全面入市，压力下孕育行业拐点
存量项目承担的电力市场化压力减少，而增量项目压力陡增，市场化效益决定投资与否，或为新能源运营商市场走向良性循环的开端。136号文明确2025年6月1日以前投产的新能源项目为存量项目，往后为增量项目。为了衔接新能源全面入市与当前新能源入市困境，引入“差价机制”结算机制。 136号文合理规范了新能源入市交易规则，对于存量新能源运营商的估值或有所提升。对于增量项目而言，更加凸显其市场化效益，对于没有经济性的电厂（取决于电源种类、资源禀赋）不再给予保护，或提升新能源供给的质量。我们认为，136号文并非鼓励躺平，而是在改革的过程中，尽可能地协调好经济市场波动，让有能力、有效益的电站多发电。从各省细则看： 山东细则：给存量项目的电价政策较为友好，保障电量比例仍有商榷空间，预计存量保障比例在70%-90%。 广东细则：仅披露增量项目细则，细化电源分类鼓励良性竞争，预计存量项目基本维持原样（70%保障比例）。
绿电：风电看历史传承 优质资源先占先得
对于依托自然资源禀赋的行业，历史传承格外重要。风电行业先行者往往拥有大量后来者难以寻觅的优质风场。 我国风电发展早期竞争格局稳定，很少存在因争抢项目而导致“地租飙升”的情况，从而使得早期公司以低成本获得优质风场。综合早期优质风场持有量和当下估值，重点推荐港股龙源电力。龙源电力在我国风电发展史上，很大程度上扮演了探路者的角色。 截至2024年底，龙源电力拥有风电装机3041万千瓦，规模位列A+H股上市公司第二位。但是现有装机是日积月累“攒”出来的结果，每年新增装机数量有限，并不盲目追求规模。尤其是2020年后，龙源电力在资本开支上的克制与行业整体的大干快上形成鲜明对比。
绿电：直连政策出台 关注部分小而美绿电公司
首个国家级绿电直连政策出台，消纳压力下提高绿电运营商自主性 。国家发改委、能源局发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（简称《通知》），以下两点值得注意：1）明确绿电直供在现货连续运行区域可反送电网，提高绿电直供模式经济性。《通知》在要求自用电比例不低于30%的基础上，允许现货市场连续运行地区可采取整体自发自用为主，余电上网为辅的模式（即允许反送），这对提高绿电直供模式的经济性和可行性将带来较大帮助。2）合理缴纳相关费用且不得减免。绿电直供项目应按相关规定缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用，各地不得违反国家规定减免有关费用。直供项目的经济性主要取决于自用电比例、直供线路的成本。
水电：成本最左侧，盈利稳定性或超市场预期
成本最左侧，盈利稳定性超出市场预期 。目前水电市场化程度最低，约30%；而这其中的市场化， 大部分为省间外送，协议定价，与普通意义的市场化有异， 即其电价稳定性超出市场预期。 长期趋势看，水电作为全电源成本最左侧，在市场化交易 中享有最厚的利润垫。而当前大部分水电站上网电价低于 本地平均电价。
水电：公募新规落地 收益-风险比角度增配水电
证监会发布《推动公募基金高质量发展行动方案》，特别强调改革基金公司绩效考核机制，要求基金公司全面建立以基金投资收益为核心的考核体系，适当降低规模排名、收入利润等经营性指标的考核权重。要建立与基金业绩表现挂钩的浮动管理费收取机制。 相比简单地与指数权重对比，寻找“被低配的行业”，更重要以及更长期的趋势，是回归最佳“收益-风险比”选股思路，提升组合的夏普比率。四大水电过去5年“收益-风险比”全部位于全A市场96%+分位，火电龙头也位于市场80%+分位。
火电：点火价差仍存变数，中期寻求业绩确定增量
电量市场主导下跨年维度仍存不确定性，短期或受益于煤电剪刀差，中期容量电价提升或维系确定性 。 从盈利模式出发，当前火电收入仍然存在年度调整，成本仍然受到煤价影响。根据当前中长期电力市场交易规则，煤电在年度电量中仍然锁定大比例，预计四大主流火电运营商2025年年度电量占上年发电量比例超过50%，年度长协锁量锁价，同时高比例中长期合约占比为煤电现货套利提供空间。 复盘火电股价，2022年至今连续三次的上半年上涨行情，本质是寻求业绩增长与确定性。1）现货煤价与龙头火电代表企业华能国际走势相反；2）2023h1、2024h1华能国际涨幅较2025h1更大，背后是对于煤价的下降预期；3）华润电力股价表现更优，系业绩表现与稳定性更优；4）华能国际h股在2025h1比华能国际a股股价表现更优，背后是港股市场的红利资产受到更多资金关注。 展望下半年与明年，1）2025年煤电剪刀差扩大或维系，业绩持续修复；2）2026年电量电价仍存不确定性，容量电价比例提升与增量机组或提供确定性。
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