2025年电力及公用事业行业年度策略：关注稳定性和股东回报

1. 行业整体回顾

1.1. 业绩与行情回顾

1.1.1. 电价下行营收增速下降，成本管控利润提升

2025 年，市场化交易电价下行，新能源装机规模持续高速增长，发电企业面临营收下降的 不利局面；与此同时，火电燃料成本显著下降，低利率环境下水电财务成本持续优化，大型水 电企业流域调蓄能力不断加强，电力及公用事业行业整体归母净利润取得逆势增长。发电企业 在电价下行导致营收增速下降的背景下，通过成本端有效控制实现净利润提升。根据同花顺 iFinD 数据，2025 年第三季度，电力及公用事业行业实现营业收入 6635.98 亿元，同比减少 2.17%；归母净利润 770.72 亿元，同比增长 5.3%。2025 前三季度，电力及公用事业行业实现 营业收入 18748.53 亿元，同比减少 0.07%；归母净利润 2065.15 亿元，同比增长 6.07%。

从二级市场表现看，截至 2025 年 11 月 25 日，电力及公用事业指数上涨 7.43%，跑输沪 深 300 指数（14.12%）6.69 个百分点。在 30 个中信一级行业中有 29 个行业实现上涨，电力 及公用事业指数涨幅排名第 24，位于下游水平。涨幅排名前三的行业为有色金属（71.79%）、 通信（59.39%）、电力设备及新能源（35.94%）。

1.1.2. 子行业：水电盈利能力维持最强，火电毛利率和净利率增速最高

电力及公用事业行业的盈利主要来自发电企业。2025 年前三季度，电力及公用事业行业归 母净利润 2065.15 亿元，其中，火电（占比 39.8%）、水电（21.7%）、其他发电（20.7%）等 发电企业贡献了电力及公用事业行业超过 82%的归母净利润。细分子行业看，成本下降是盈利 增长的核心。市场电价下行，但火电燃料成本显著下降；水电前三季度整体发电量有所下降， 但财务成本走低。其他发电板块中，核电发电量提升但受市场电价下行影响，业绩出现负增长； 新能源发电装机高增长与盈利压力并存。

子行业中，水电盈利能力维持最强，火电毛利率和净利率增速最高。2025 年前三季度， 水电毛利率接近 59%（较 2024 年同期增加 0.66 个百分点），净利率接近 44%（较 2024 年同 期减少 0.07 个百分点），两项指标在各子行业中均排名第一，且保持较大幅度领先；火电毛利 率较 2024 年同期增加 2.51 个百分点，净利率则较 2024 年同期增加 1. 78 个百分点。

1.2. 电力供需回顾

1.2.1. 电力需求情况

2025 年前三季度用电量增速 4.6%，其中 7、8 月份单月用电量历史性突破万亿千瓦时， 我国电力市场交易电量占比持续提升。根据国家能源局数据，2025 年前三季度，我国全社会 用电量累计 7.77 万亿千瓦时，同比增长 4.6%。其中，7、8 月全社会用电量均达到 1.02 万亿 千瓦时。2025 年前三季度，全国累计完成电力市场交易电量 49239 亿千瓦时，同比增长 7.2%， 占全社会用电量比重 63.4%，较 2024 年同期提高 1.4 个百分点。

第一产业用电量实现两位数增长，第二产业用电量逐季回升，第三产业用电量保持较快增 长。2025 年前三季度，第一产业用电量 1142 亿千瓦时，同比增长 10.2%，增速比 2024 年同 期提高 3.3 个百分点。农林牧渔业电气化水平不断提升，用电量持续较快增长。根据中电联数 据，前三季度，畜牧业、渔业、农业用电量同比分别增长 15.3%、9.6%、6.6%。2025 年前三 季度，第二产业用电量 4.91 万亿千瓦时，同比增长 3.4%，占全社会用电量的 63.2%。一、二、 三季度第二产业用电量同比分别增长 1.9%、2.9%和 5.1%，呈逐季回升态势。其中高技术及装备制造业前三季度用电量同比增长 5.9%，高于同期制造业平均增长水平。汽车制造业（14.9%）、 电气机械和器材制造业（12.8%）、通用设备制造业（11.9%）、铁路/船舶/航空航天和其他运输 设备制造业（10.1%）实现两位数增长。而消费品制造业前三季度用电量仅同比增长 0.9%。2025 年前三季度，第三产业用电量 1.51 万亿千瓦时，同比增长 7.5%，占全社会用电量比重为 19.4%， 一、二、三季度同比分别增长 5.2%、9.0%、8.3%，保持较快增长。前三季度，在充电基础设 施、5G 基站建设等快速拉动下，互联网和相关服务业同比增长 29.8%，充换电服务业同比增 长 45.2%。2025 年前三季度，城乡居民生活用电量 1.24 万亿千瓦时，同比增长 5.6%，占全 社会用电量比重为 15.9%。在持续高温高湿天气影响下，全国大部分地区夏季负荷屡创新高。

1.2.2. 电力供应情况

电力装机加速绿色低碳转型。截至 2025 年三季度末，我国风电、太阳能装机容量（占比 45.96%）超过火电（占比 40.45%）。根据国家能源局数据，截至 2025 年三季度末，全国累计发电装机容量 37.2 亿千瓦，同比增长 17.5%。其中，太阳能发电装机容量 11.3 亿千瓦，同比 增长 45.7%；风电装机容量 5.8 亿千瓦，同比增长 21.3%；火电装机容量 15.03 亿千瓦，同比 增长 5.7%；水电装机容量 4.43 亿千瓦，同比增长 2.9%；核电装机容量 6248 万千瓦，同比增 长 7.6%。

根据国家统计局数据，2025 年前三季度，我国规上工业发电量 72557 亿千瓦时，同比增 长 1.5%。其中，规上工业火电发电量 46969 亿千瓦时，同比减少 1.2%，发电量占比 64.73%； 规上工业水电发电量 9971 亿千瓦时，同比减少 1.1%，发电量占比 13.74%；规上工业核电发 电量 3581 亿千瓦时，同比增长 9.2%，发电量占比 4.94%；规上工业风电发电量 7673 千瓦时， 同比增长10.1%，发电量占比10.58%；规上工业太阳能发电量4363亿千瓦时，同比增长24.2%， 发电量占比 6.01%。

2. 水电：业绩稳定，分红可靠，关注长期价值

水电作为电力及公用事业中被市场关注度最高的板块，2023 年至 2024 年上半年，大幅跑 赢沪深 300 指数，但自 2024 年 9 月 24 日行情启动后，水电板块在二级市场始终处于震荡走 势。从水电企业基本面看，大型水电企业具备稀缺性和自然垄断的属性，具有独有的商业模式 和超长的经营周期，水轮机组、挡水建筑物等固定资产使用年限远超其固定资产折旧期限，当 报表上的会计折旧完成后，将持续增厚公司的业绩。部分水电公司的已投产水电机组陆续进入 足额计提折旧的区间。大型水电企业的大型水电机组建成投产后，资本开支减少，分红比例提 高，已成为红利资产的标杆。

水电发电量存在“短期波动、长期回归”的特性。水电发电量取决于流经水轮机的流量和上 下游的水位差，季节性降水变化直接影响流量响，因此水电发电量存在“丰枯交替”季节性波 动，一般为 2 至 3 年。通常每年的二、三季度相较一、四季度为丰水期，短期波动较大，但基 于自然界的水文循环和气候系统的周期性变化，长期存在均值回归趋势。2025 年，截至 8 月 末，我国水电来水整体偏枯，但 9、10 月份水电发电量大幅增长。根据国家统计局数据，2025 年 1 至 8 月，规上工业水电发电量 8387 亿千瓦时，同比减少 5.5%，9、10 月单月发电量分别 同比增长 32%、28%。

拥有强大调节能力的大型水电企业，能有效平滑来水波动，业绩确定性较更强，而中小型 水电企业受来水波动影响较大，业绩波动性更大。大型水电企业拥有大型水库，具备强大的蓄 能和调节能力，起到“削峰填谷”的作用，将丰水期多余的水储存起来用于枯水期发电，平滑 输出，业绩稳定性更强。具体到上市公司，2025 年前三季度，长江电力乌东德水库、三峡水库来水分别较 2024 年同期偏枯 6%、4.5%，但其所属六座梯级电站总发电量 2351 亿千瓦时（仅 同比减少 0.29%）。受益于澜沧江流域糯扎渡断面来水同比偏丰近 1 成，华能水电 2025 年前三 季度水电发电量 916 亿千瓦时（同比增加 10.4%）。由于雅砻江、大朝山发电量同比基本持平， 但小三峡发电量同比下降，国投电力 2025 年前三季度水电发电量 793.25 亿千瓦时（同比减少 1.27%）。由于来水同比增长，桂冠电力 2025 年前三季度完成水电发电量 282 亿千瓦时（同比 增长 21.9%）。

水电行业格局稳定，具备流域独家开发权的资产的大型水电站优质稀缺。我国十三大水电 基地正在开发和将开发的水电站中，装机 500 万千瓦以上水电站增量近乎为零，优质大型水电 站具有较强稀缺性。在十三大水电基地中，具有流域整体独家开发权的仅有长江电力、华能水 电、国投电力和川投能源。水电行业竞争格局相对稳定。截至 2025 年三季度末，国内水电装 机容量排名前三的上市公司为长江电力、华能水电、国投电力，国内水电装机容量分别为 7169.5 万千瓦、2811.58 万千瓦、2130.45 万千瓦，合计装机容量全国占比约 27.4%。华能水电 2025 年内硬梁包、TB 水电站全容量投产，装机容量得到提升；国投电力在建孟底沟、卡拉、巴塘 等水电站项目，将在“十五五”期间持续提升装机容量。截至 2025 年三季度末，我国水电装机 容量为 4.4 亿千瓦，与 2030 年 5.4 亿千瓦的装机目标相比仍有增长空间。

短期有波动，但水电电价具备长期上涨潜力的优势没有改变。水电发电成本低，整体平均 电价低于其他类型电源，竞争力较强。随着可再生能源发电比例的逐步提高、电力市场化改革 的持续推进，水电作为我国传统优势清洁能源，水电电价上涨有助于反映其环保价值和市场供 需关系。水电电价存在长期上涨空间也是水电企业值得长期投资的逻辑之一。

水电盈利能力强且稳健。水电的成本主要来自于折旧费用，水电企业将水电站（大坝、发 电机组等）的固定资产成本，按一定年限分摊到各会计期间，属于非付现成本。水电站设备使 用寿命远超会计折旧年限，当折旧期满后，水电企业的成本将大幅下降，盈利能力将大幅提升。 2025 年前三季度，水电毛利率、净利率分别为 58.83%（较 2024 年同期提升 0.66 个百分点）、 43.8%（较 2024 年同期降低 0.07 个百分点），ROE 达到 11.68%（较 2024 年同期降低 0.34 个百分点）。第三季度，水电毛利率 65.69%（较 2024 年度同期降低 0.31 个百分点），净利率 51.11%（较 2024 年度同期降低 1.6 百分点）。

源于稳定的现金流和稳健的商业模式，大型水电公司具备高股息特征。截至 2025 年 11 月 25 日，长江电力股息率超过 3%，近三年年度分红比例均超过 70%，且承诺 2026-2030 年分红比 例不低于净利润的 70%，近三年累计分红总金额超过 632 亿元，上市以来累计现金分红金额达 2073 亿元。

3. 火电：有望从周期资产转型稳定收益资产

我国火电装机规模已被风电、光伏等新能源超越，在新能源出力不足时，火电是保障电力 电量平衡的绝对主力。火电从传统发电资产向电力调节资源转型，持续发挥兜底保障和系统调 节性作用。我国煤炭消费总量将在“十五五”期间达到峰值平台期，并在峰值平台维持数年， 煤炭作为我国主体能源的地位在短期内很难改变。随着容量电价和辅助服务市场等机制建立， 电价现货市场带来的煤电联动机制完善，火电将从周期资产向稳定收益资产转型。

伴随着我国能源结构快速绿色低碳转型，预计火电发电量占比将持续下行。从发电量看， 火电仍为第一大电源。根据国家统计局数据，2025 年前三季度，非化石能源水电、核电、风电、 太阳能发电量同比增长 10.7%，挤压了火电的出力空间。2025 年前三季度，全国规上工业火 电发电量 4.7 万亿千瓦时（同比减少 1.2%），规上工业火电发电量占比 64.7%（较 2024 年同 期下降 2.5 个百分点）。伴随着非化石能源的快速发展，预计火电发电量占比将持续下行。

市场电价下行，火电企业营业收入下降。大型火电代表性企业平均上网电价普遍下降。2025 年前三季度，华能国际、国电电力、大唐发电、华电国际平均上网电价分别为 478.7 元/兆瓦时、 396.0 元/兆瓦时、430.2 元/兆瓦时、509.5 元/兆瓦时，分别同比减少 3.5%、3.5%、4.3%、2.8%。 2025 年前三季度，火电行业营业收入 9787.8 亿元（同比减少 3.5%）；2025 年第三季度，火 电行业营业收入 3584.9 亿元（同比减少 5.3%）。

尽管三季度煤价有所回暖，但燃料成本同比减少带动营业成本下降，火电三季度盈利增速 提升。2025 年一、二季度，火电企业单季度盈利规模相对稳定，维持 250 亿元的水平，但三 季度盈利增速大幅提升，归母净利润 315.4 亿元（同比增长 27.6%）。

煤电价格联动机制完善，2026 年容量电价上调，辅助服务收益维持增长，火电行业有望 从周期资产转型稳定收益资产。一是煤价与电价的联动机制将逐步完善。2025 年 4 月，国家 发展改革委、国家能源局联合印发《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》，明确 2025 年底前基本实现电力现货市场全国覆盖，全面开展连续结算运行。市场交易电量占比逐渐提升， 电价跟随煤价实时波动，弱化了煤价对煤电机组盈利的冲击。二是容量电费增收火电企业盈利， 国家发改委、国家能源局于 2023 年 11 月发布的《关于建立煤电容量电价机制的通知》指出， 2026 年各地通过容量电价回收固定成本的比例提升将由 2025 年的 30%提升至 50%以上，将 由每年 100 元/千瓦增加至 165 元/千瓦。三是火电企业辅助服务收益维持增长。伴随着新能源 装机提升，对火电机组的调峰、调频等辅助服务需求日益增加。2025 年 4 月，国家发展改革委、国家能源局印发《电力辅助服务市场基本规则》，健全电力辅助服务市场价格形成机制和费 用传导机制。华能国际调峰调频辅助服务电费净收入从 2022 年的 14.73 亿元增至 2024 年的 24.58 亿元。容量电费收入与调峰调频辅助服务收入与火电发电量脱钩，进一步弱化火电行业 周期性。

部分火电公司具备高股息特征。不同于水电，火电企业过去年度分红比例大多处于 30%— 50%区间。一方面由于长期受煤价波动影响；另一方面，火电企业需要综合考虑资本开支和现 金流情况。火电行业分红逻辑将“周期性波动分红”向“稳定可持续分红”转变。截至 2025 年 11 月 25 日，股息率排名前三的火电企业为浙能电力、申能股份、内蒙华电。

4. 其他发电：业绩反转还需看电价

4.1. 新能源发电：预计 2026 年业绩仍将受绿电价格下行影响

在当前能源结构转型的背景下，新能源发电行业的投资逻辑已从过去的规模扩张，转向对 技术实力、成本控制和精细化运营的综合考量。从二级市场投资角度看，由于装机竞争加剧，新能源发电不仅面对着政策端市场化转型的压力，还面临着基本面绿电供需宽松的压力，绿电 电价波动下行，考验新能源发电企业的盈利能力。 其他发电行业面临盈利增速持续下行的不利局面。尽管中国华电集团旗下的华电新能于 2025 年 7 月上市，提升了其他发电行业在三季度整体的营收规模，其他发电行业仍然面临盈 利增速持续下行的不利局面。自 2024 年四季度起，其他发电行业归母净利润增速水平连续四 季度下行。

预计 2026 年绿电价格仍将延续下行。一是自 2021 年平价上网政策推出后，新能源发电 企业上网电价持续下行。国家发改委于 2021 年发布《关于 2021 年新能源上网电价政策有关事 项的通知》，新能源平价上网政策正式全面实施，不再依赖补贴。随着新能源装机快速发展，平 价项目占比持续提升，新能源上网电价呈下降趋势。二是 2025 年“136”号文发布后，进一步 推动新能源上网电量参与市场交易，促进新能源上网电价全面市场化转型。各省份正在制定具 体的实施细则和竞价方案，将直接影响项目收益。三是市场化交易加剧电价波动。新能源发电 企业参与电力市场化交易的比例持续扩大，部分企业的大部分电量需参与中长期交易和现货交 易，导致综合上网电价低于原来的标杆电价，部分地区甚至出现负电价的情况，直接影响项目 收益。

2025 年以来，其他发电行业的毛利率、净利率、ROE 均呈现同比下降走势。面对新能源 电价下行的背景下，建议投资新能源发电企业需密切关注市场电价走势，等待更明确的时机。

4.2. 核电：国家积极安全有序发展核电，但需关注市场电价下行对核电业绩影响

我国积极安全有序发展核电，核电装机规模整体处于快速发展的上行期。2025 年，国常会 一次核准 10 台核电机组，国家电投集团积极推进旗下上市平台电投产融并购电投核能核电资 产，中国广核收购控股股东 4 家核电企业。 自 2022 年起，我国连续四年每年核准 10 台以上核电机组。我国核电站的建设周期一般为 5—7 年。根据核电站的建设周期，预计在“十五五”将迎来核电机组的投产高峰。根据中国核 能行业协会公布的《全国核电运行情况（2025 年 1-9 月）》，2025 年前三季度中国核电的漳州 核电 1 号机组 1 台核电机组投入商运。目前，我国核电发电量占比约 5%左右，预计占比 10% 的战略目标仍有较大潜力。

核电运营商装机规模将持续增长。截至 2025 年三季度末，中国广核、中国核电管理的在 运核电装机容量分别为 3179.6 万千瓦，2500 万千瓦，合计全国核电装机占比 91%。随着新机 组于 2026—2030 年期间分别投产，中国广核、中国核电的核电装机容量将维持稳步增长。电投产融在重组完成后控股在运核电装机容量 250 万千瓦（控股在建、拟建装机合计容量 500 万 千瓦），在运核电机组权益装机容量 743 万千瓦。

预计 2026 年市场化电量占比将继续提升，核电盈利水平将受影响。我国在运核电机组的 上网电价分为计划电价和市场电价两类，其中计划电价由有关政府部门核准批复，市场电价通 过市场化交易方式形成。目前核电计划电价相对平稳，但市场电价持续下行，而中国广核、中 国核电市场化交易电量占比持续提升，因此市场电价下行将对中国广核、中国核电两家公司的 盈利水平造成不利影响。2025 年上半年，中国广核平均市场电价同比减少 8.23%。

核电运营商盈利指标连续两年下行。中国核电、中国广核的毛利率、净利率、ROE 受机组 大修时间增加及市场化交易电价下降影响，虽整体维持在较高的水平，但 2024、2025 连续下 行。2025 年前三季度，中国广核毛利率、净利率、ROE 分别较 2024 年同期下跌 3.2、3.2、 1.6 个百分点。

电投产融将成为第三家核能发电上市公司。国家电投集团作为我国第三大核电投资运营商， 旗下的上市公司电投产融将置入电投核能的核电资产，从而成为继中国广核、中国核电之后的 第三家上市核电运营平台。

核电运营商维持较强的盈利能力，但受市场电价下行影响，盈利持续下降。展望 2026 年， 当区域电价政策改善促进电价回升、新机组投产，中国广核、中国核电业绩存在反弹动能。

编辑：火腿肠