2025年电力行业2026年度投资策略：电改加速深化，预期有望趋稳

行业回顾：红利风格整体表现不佳，电力需求维持高景气

市场表现：红利风格整体表现不佳，公用事业板块跑输沪深300

2025年初至10月28日，红利风格整体 表现不佳；公用事业板块（+5.7%）、 电力行业（+5.2%）均跑输沪深300指 数（+19.2%）；细分行业来看，火电 （+20.6%）、光伏发电（+6.2%）行 业涨幅居前，水电（-3.7%）、风电 （-0.9%）、核电（-0.9%）行业下跌。

电力供需：预计十五五维持“宽电量、紧电力”，综合电价有望企稳

电力需求平稳增长。2025Q1-3，我国全社 会用电量7.77万亿千瓦时，同比增长4.8%； 其中第一产业、第二产业、第三产业、城 乡居民生活用电量分别为0.11、4.91、1.51、 1.24万亿千瓦时，同比增长10.3%、3.6%、 7.9%、5.6%。 电力供给格局分化，新能源装机&发电占比 持续提升。截至2025年8月末，全国并网火 电、水电、核电、风电、光伏发电装机容 量 1494.36 、 442.19 、 60.94 、 579.01 、 1117.23GW，同比新增分别为79.91、13.52、 2.86、104.98、364.88GW，装机占比分别为 41.4%、12.3%、1.7%、16.0%、31.0%，新 能源发电装机容量占比47.0%。2025年前三 季度，全国总发电量7.26万亿千瓦时，其中 火电、水电、核电、风电、光伏发电量分 别为4.70、1.00、0.36、0.77、0.44万亿千瓦 时，占比64.7%、13.7%、4.9%、10.6%、 6.0%，新能源发电量占比16.6%。

从电力电量供需平衡表来看，“十五五” 乃至更长时期里全国将呈现电量（能量） 供需宽松，电力（功率）供需偏紧的格局， 综合电价有望企稳。 假设“十五五”期间全国最大用电负荷 CAGR约为4.1%；此处引入保证出力系数 （可控功率维度表征机组顶峰发电能力）， 假设火电、水电、抽水蓄能、核电、生物 质能发电的置信容量系数均为1.0，风电、 光伏发电保证出力系数分别为0.1、0.0；随 着新能源装机维持快速增长、装机占比逐 年提升，电力系统备用率（保证出力容量/ 最大电力负荷-1）持续下降，电力供需趋紧， 系统灵活性资源稀缺性愈发凸显；此外， 在惯性机组中，火电选址要求低于水电和 核电且建设周期较短，从电力供需的平衡 角度出发，我们预计未来一段时间内燃煤 发电与燃气发电装机容量维持平稳增长， 通过新建60到100万千瓦的大型机组和淘汰 30万千瓦以下机组来实现。

工程投资：电源投资维持高位，电网投资持续高增

电源投资维持高位，电网投资持续高增。2025年1-8月，我国主要发电企业电力工程投资完成额4992亿元，同比增长0.3%；具 体来看，火电/水电/核电/风电/光伏发电完成投资1029/525/858/1200/1380亿元，同比+39.5%/+0.0%/+27.5%/+5.9%/ -27.6%。 2025年1-8月，我国电网投资完成额3796亿元，同比增长14.0%。

火电：动力煤价格触底回升，有望带动电价上行

火电：2025H1动力煤现货价格持续下降，2025Q3动力煤价格反弹

2025H1，动力煤现货价格持续下降，2025年一季度末，现货价跌破长协价。2025H1，CCI动力煤（5500）大宗价格指数（反 映现货价格水平）均值为694元/吨，同比下降189元/吨。2025Q3动力煤价格反弹，CCI动力煤（5500）大宗价格指数均值为 677元/吨，环比上升34元/吨；截至9月末，CCI动力煤（5500）大宗价格指数报709元/吨，较6月末上升78元/吨。电煤中长期合 同价格采用“基准+浮动”的形成机制，基准价与浮动价权重各50%；2023-2025年下水动力煤（5500）中长期合同基准价为 675元/吨，浮动价取几种煤炭综合价格指数均值，长协价格波动较小。

火电：北方产煤区、环渤海地区、中部地区以及东部地区点火价差较高

2015年，国家发改委发布《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》 （发改价格〔2015〕3169号）明确以中国电煤价格指数2014年各省（价 区）平均价格作为基准煤价，与之对应的上网电价为基准电价；各省电 煤到厂价指数（5000动力煤）按月发布。2019年，国家发改委发布《关 于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价格规 〔2019〕1658号），明确从2020年1月1日起不再实行煤电标杆电价，改 为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，各省电煤到场价停止披露。 为量化各省煤电燃料成本，我们以2019年12月为基期，假设到厂煤中 85%为长协煤，15%为现货煤，通过CCI大宗和CCI长协价格指数区间 变动幅度来估算2020年至今各省电煤到厂价水平，即：电煤到厂价区间 变动幅度=85%×CCI长协变动幅度+15%×CCI大宗变动幅度。 尽管电力市场中年度长协交易占比更高，但是由于该电价数据不透明， 我们重点关注变化方向和幅度而非绝对额，除山东、江苏、广东三省使 用市场化交易均价之外，其余各省电价采用电网代理购电价格和容量电 价加权来表征；根据各省电价、省内累计供电煤耗和电煤到厂价计算点 火价差。自2024年起，火电容量电价从电量电价中独立出来单独补贴， 为保持前后数据可比性，我们在2024-2025年代理购电价格基础上增加了 容量电价部分；各省容量电价折合度电水平计算方式为：各省当期容量 电价补贴/各省当期火电利用小时数。 从历史数据来看，各省点火价差数据存在较大差异。北方产煤区（山西、 内蒙古、新疆、陕西）、环渤海地区（河北、天津、辽宁）、中部地区 （河南、湖南、湖北）以及东部地区（上海、江苏、浙江、广东）点火 价差较高；水电大省四川、云南、青海代理购电价格受水电价格影响较 大，点火价差季度波动较大，可能失真；广西点火价差偏低且波动较大。 从边际变化来看，2025Q3多数省份点火价有所下降。

水电：经营稳健，低利率环境下具备长期配置价值

水电：来水同比持平，上市公司经营稳健

金沙江和长江流域：2025年三季度三峡水库入库流量 均值2.07万立方米/秒，同比偏丰0.76%，较2003-2024 年均值偏枯12.2%；截至2025年三季度末，三峡水库 水位171.26米，同比提高9.02米，较2003-2024年均值 偏高13.35米。根据长江电力公告，2025年前三季度， 乌东德水库来水总量约834.89亿立方米，较上年同期 偏枯6.04%；三峡水库来水总量约2988.80亿立方米， 较上年同期偏枯4.54%。2025年前三季度，长江电力 水电发电量2351.26亿千瓦时，同比基本持平。

水电：盈利稳定品种，低利率环境下具备长期配置价值

2018年起（2017年报发布后）水电行业盈 利与分红趋稳，其后多数时间水电行业股 息率与国债到期收益率之间表现出较强的 相关性，呈现出“类债券”特征。为避免 不同上市公司年报与分红预案披露时间的 差异，假设每年5月第一个交易日更新上一 年业绩与分红数据，使用t年的分红计算t+1 年5月至t+2年4月期间的股息率。2018年5月 至2024年4月水电股息率与10年期国债到期 收益率息差均值为0.22%。 2024下半年，水电股息率与国债收益率的 息差走阔。从绝对值来看，2022-2024年水 电股息率均值2.97%，2025年初至今均值 2.87%，下降10bp；从相对值来看，2025年 初至今水电净息差均值较2023.5-2024.4区间 均值扩大69bp。2025年内10年期国债收益 率均值较2024Q4高点已下降47bp，水电股 息反而升高7bp。从息差角度来看，水电资 产相对价值被低估，低利率环境下水电作 为稳定盈利品种具备配置价值。

核电：市场化比例逐渐提升，天然铀价格波动影响较小

核电：市场化比例逐渐提升，2026年岭澳、阳江市场化电量同比提升14.3%

广东核电市场化电量持续提升，变动成本补偿机制取消。2025年10月，广东电力交易中心发布《关于广东电力市场2026年交 易关键机制和参数的通知》，2026年，安排岭澳、阳江核电年度市场化电量约312亿千瓦时作为最终交易上限，较2025年提升 14.3%；继续应用政府授权单向差价合约机制，合约电量和合约价格不变。政府授权合约差价电费由全体工商业用户按照当月 实际电量分享。核电机组不再执行变动成本补偿机制，继续执行发电侧中长期交易偏差考核。在满足系统安全和电力平衡的 基础上，按照多发满发原则安排核电机组发电计划。

核电：核电单位燃料成本与铀价呈现一定的相关性，但短期敏感度较低

核电企业与各自集团下铀业公司签订燃料供应长协，短期铀价波动影响有限。上市公司均与各自集团下铀业兄弟公司签订燃料 供应长协，确保燃料长期稳定供应。中广核铀业控股世界第二大铀矿，纳米比亚湖山铀矿，2022年产量3358tU，占全球总产量 的7%；中核铀业控股世界第六大铀矿，纳米比亚罗辛铀矿，2022年产量2255tU，占全球总产量的5%。据中国广核公告，中广核 集团拥有的铀矿能够满足公司在运核电机组未来二、三十年以上的使用需求。据中国核电公告，公司目前采用先采购天然铀再 委托加工成燃料组件的方式，供应链全部签订10年长协，根据过去一段时间内现货和长协价格确定本年度价格，短期铀价波动 对公司影响有限。 核电单位燃料成本与铀价呈现一定的相关性，但短期敏感度较低。2017-2024年，现货铀价由22.09美元上涨至69.69美元（单位 为磅，下同），区间涨幅215.5%，而中国广核单位燃料成本下降9.1%。据卡梅科（Cameco）数据，2021-2024年，天然铀价格大 幅上涨，区间内现货价最大涨幅258.3%，长期价最大涨幅143.3%。而2021-2024年，中国广核单位燃料成本上涨9.8%，中国核电 单位燃料成本下降2.8%。

绿电：市场化改革进入深水区，风电政策底已现

绿电：风电增值税补贴退坡，政策底已现

2025年10月，财政部、海关总署、税务总局印发《关于调整风力发电等增值税政策的公告》（财政部 海关总署 税务总局公告 2025年第10号），2025年11月1日起，陆上风电不再实行增值税先征后退政策，风电或迎来“政策底”；2025年11月1日至2027年 12月31日，海上风电增值税即征即退50%。2025年10月31日前已正式商业投产的核电机组，继续按照财税〔2008〕38号有关增值 税规定执行；2025年10月31日前国务院已核准但尚未正式商业投产的核电机组，自正式商业投产次月起10个年度内，实行增值税 先征后退政策，退税比例为已入库税款的50%；2025年11月1日后核准的核电机组，不再实行增值税先征后退政策。

绿电：可再生能源补贴需求上限收口，补贴欠款问题有望加快解决

根据现行政策，享受国家补贴的可再生能源项目，标杆电价与各 地煤电标杆电价之差，由从全国销售电量中收取的“可再生能源 电价附加”补足（农业生产和西藏用电免征，居民生活用电减征 政策各地执行标准不同，为0~8厘/千瓦时）。《可再生能源法》 实施以来，“可再生能源电价附加标准”历经五次调整，2006年 最初征收标准0.001元/千瓦时，2016年提高至0.019元/千瓦时，这 一标准维持至今。这使得“十三五”以来“可再生能源电价附加” 征收额远低于实际需求，导致补贴缺口持续加大。同时，可再生 能源附加电费未能足额征收，2015-2019年征收率不到85%，每年 约有200亿元应收未收资金。据风能专委会统计，2019年底补贴 缺口累计超过2600亿元，2020年底缺口或突破3000亿元。 当前补贴总需求已经收口。按照《国家发展改革委关于完善风电 上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号），自2021年1 月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不 再补贴；2022年开始，新核准海上风电项目，国家不再补贴。按 照国家规划，光伏2021年也将不再有新增补贴项目。风电光伏补 贴需求的总盘子基本可以收口。根据《关于促进非水可再生能源 发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号），依法依规纳 入补贴目录的可再生能源发电项目，按国家发改委制定电价政策 时依据的“合理利用小时数”核定中央财政补贴额度，同时明确 了总补贴资金额度是“合理利用小时数”乘以年限20年。单个项 目每年需要的补贴资金和未来项目寿命周期内所需要的全部补贴 资金量基本明确，补贴资金上限收口。

电网设备：国内投资结构分化，一次设备出口同比高增

电网设备：2025Q1-3国网输变电设备集招金额同比高增

国网输变电设备集招金额同比高增，特高压设备和电表集招金 额同比大幅下降。2025年1-9月，国家电网总部共完成4批输变 电设备集招、3批特高压设备集招，2批计量设备集招。2025年 1-9月，输变电设备集招金额累计681.88亿元，同比增长22.9%； 平高电气/思源电气/国网信通/许继电气/四方股份累计中标 58.28/48.38/16.87/10.74/6.81 亿 元 ， 同比增长 52.6%/73.5%/46.6%/58.2%/50.3%。2025年1-9月，特高压设备 集招金额累计37.80亿元，同比减少58.9%；电能表集招金额累 计93.13亿元，同比减少34.7%。

电网设备：2025Q1-3一次设备出口金额同比保持高增长

2025Q1-3一次设备出口金额同 比保持高增长。考虑液体介质 变压器、高压开关、电能表三 类设备，2025Q1-3出口总金额 674.44亿元，同比增长35.2%。 具体来看，2025Q1-3液体介质 变压器出口金额315.82亿元， 同比增长54.9%；高压开关出 口金额280.03亿元，同比增长 32.6%；电能表出口金额78.58 亿元，同比减少6.0%。

报告节选：

编辑：火腿肠