2026年公用事业行业专题：中证全指公用事业指数型基金投资价值分析

公用事业行业分析

全球缺电问题凸显，AI 推动电力投资加速，海外资金超配公用事业

随着全球 AI 发展和制造业活动复苏，全球用电量需求增长加快，“缺电”问题日益凸显。根据 IEA 报告，2024 年全球用电量增长超110TWh，同比增长4.3%，相当于过去 10 年平均年增长率的 2 倍。除 2024 年全球创记录的高温导致制冷用电需求大涨外，工业用电扩张、交通电气化加速以及数据中心和人工智能产业的高速发展对用电需求增长形成强力支撑。根据 IEA 统计和预测，2024 年全球数据中心用电量达到 416TWh，约占全球总用电量的 1.5%；中案预测到2030 年全球数据中心用电量达到 946TWh，年复合增速达到 14.7%，带动全球用电量强劲增长。2025 年 1-9 月，美国累计用电量 3.2 万亿千瓦时，同比增长2.1%；净发电量3.4万亿千瓦时，同比增长 2.3%。截至 9 月底，美国夏季净发电容量为12.6亿千瓦，较上年同期增长了 4.1%。分电源品种看，天然气发电自2006 年后快速增长，已成为美国主力电源，发电量占比超过 43%；煤电发电量持续下降至15%，已成为核电之后的第三大电源，但 2025 年发电量有所反弹，反映出缺电形势下，煤电经济性随电价上升，发电意愿增强。

美国零售电价持续上涨。根据 Statista 统计，自1990 年以来，由于可再生能源并网、智能电网投资、电网峰值需求增长、自然灾害导致的停电及能源危机等因素的影响，美国电力零售价格几乎每年都在上涨，2023 年达到12.7 美分/kWh，几乎达到 1990 年电价的两倍。其中居民用电价格涨幅较大，2023 年平均居民零售电价为 15.98 美分/kWh，较 1998 年提高了 93.5%；商业平均零售电价为12.74美分/kWh，交通平均零售电价为 12.7 美分/kWh，工业平均零售电价仅为8.06美分/kWh。随着美国用电需求增长，电力短缺问题可能进一步加剧，推高电价。

电力复苏及电价上涨推动下，海外机构对公用事业配置偏好增强。2023年以来，美国 13F 披露机构对公用事业行业的持仓金额和持仓比例持续增加，呈现明显的超配趋势。截至 2025 年底，美股公用事业行业（Wind2024 美股行业类）上市股票共 111 只，总市值 2.03 万亿美元，约占美股总市值的2.26%。公用事业行业受到 13F 披露机构配置青睐，截至 2025 年 9 月 30 日，13F 披露机构在公用事业行业总持股市值达 1.49 万亿美元，约占 13F 披露机构持有证券总市值的2.84%，占公用事业行业股票总市值的 73.4%。

电力供应成为海外科技公司投资的热门方向。Turner&Townsend《2024 年全球数据中心成本指数》指出，2024 年中国上海数据中心建设成本为6$/W，在50个全球主要数据中心中最低。报告同时指出，近年来全球数据中心建设成本呈持续上涨趋势，并预计未来几年数据中心建设项目的招标价格将以恒定速度上涨。68.4%的受访者认为能量供应和效率是数据中心运营中的首要关注点；92%的受访者认为电力供应比项目位置更重要。基于“AI 的尽头是能源”的认知，海外科技公司在电力行业展开系统性投资，短期内以燃气轮机和长时储能作为过渡，长期锚定核电（尤其是小型模块化反应堆）为数据中心电源的发展方向。Meta 公司的MetaCompute 战略锁定了到 2035 年新增及保有 6.6GW 核电资源，以满足数据中心投运后的能源需求；微软投资重启了三哩岛核电站，为东部数据中心提供稳定电力；亚马逊采取“核电+数据中心”共置模式，收购并扩容了核电站旁的数据中心，直接消纳核电以规避电网传输瓶颈。

天然气、一次电力及其他能源生产、消费规模呈增长趋势，逐步替代化石能源

能源是国家经济发展和居民生活的重要基础要素，能源行业需求持续且稳定，能源消费总量规模不断增加，能源行业具有突出的“刚需”属性，长期来看，随着人类经济社会发展和产业结构变革，能源行业需求将持续释放，行业市场规模将不断扩张。 天然气、一次电力及其他能源在一次能源生产、消费中占比呈增加趋势。国家统计局数据显示，2024 年我国一次能源生产总量为 49.8 亿吨标准煤，一次能源生产结构中原煤、原油、天然气、一次电力及其他能源占比分别为63.9%、6.1%、6.2%、23.8%；2024 年我国一次能源消费总量为 59.6 亿吨标准煤，一次能源消费结构中原煤、原油、天然气、一次电力及其他能源占比分别为53.2%、18.2%、8.8%、19.8%，原煤在一次能源生产和消费结构中的占比持续下降，天然气及一次电力及其他能源在一次能源生产、消费结构中占比均有所增加。预计随着“双碳”政策推进，能源生产、消费结构变革深化，天然气及一次电力及其他能源的产量、消费量将进一步增加。

能源生产规模稳步增加，天然气及一次电力及其他能源增速较快。据国家统计局核算，2024 年一次能源生产总量 49.8 亿吨标准煤，同比增长4.6%；原煤产量47.8亿吨，同比增长 1.2%；原油产量 2.13 亿吨，同比增长1.8%；天然气产量2464.5亿立方米，同比增长 6.0%；水电、核电、风光新能源等一次电力发电量合计为37126亿千瓦时，同比增长 16.4%。随着一次电力装机容量持续增长，以及天然气增储上产，预计我国清洁能源能源生产及消费仍将保持较快增长趋势。2024 年天然气及一次电力及其他能源消费量占比同比增加2.2pct。据国家统计局初步核算，2024 年全年能源消费总量 59.6 亿吨标准煤，同比增长4.3%。其中，煤炭消费量增长 1.7%，原油消费量下降 1.2%，天然气消费量增长7.3%，电力消费量增长 6.8%。煤炭消费量占能源消费总量比重为53.2%，同比下降1.6个百分点；天然气、水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源消费量占能源消费总量比重为 28.6%，同比上升 2.2 个百分点。

政策推动能源结构转型，电力生产、消费规模稳步增长

“双碳”目标提出以来，国内加快推动新能源发展，风光新能源发电装机容量、发电量持续增长，同时清洁低碳能源逐步替代化石能源，电能占终端用能比重不断提升，电力生产、消费规模实现稳步增长。 《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035 年远景目标纲要》提出，构建现代能源体系，推进能源革命，建设清洁低碳、安全高效的能源体系，提高能源供给保障能力。加快发展非化石能源，坚持集中式和分布式并举，大力提升风电、光伏发电规模，加快发展东中部分布式能源，有序发展海上风电，加快西南水电基地建设，安全稳妥推动沿海核电建设，建设一批多能互补的清洁能源基地，非化石能源占能源消费总量比重提高到20%左右。推动煤炭生产向资源富集地区集中，合理控制煤电建设规模和发展节奏，推进以电代煤。国家发改委、国家能源局印发的《“十四五”现代能源体系规划》提出，到2025年，国内能源年综合生产能力达到 46 亿吨标准煤以上，原油年产量回升并稳定在2 亿吨水平，天然气年产量达到 2300 亿立方米以上，发电装机总容量达到约30亿千瓦；非化石能源消费比重提高到 20%左右，非化石能源发电量比重达到39%左右，电气化水平持续提升，电能占终端用能比重达到30%左右。电力装机容量持续增长，“双碳”政策推进背景下新能源发电装机占比提升。国家统计局数据显示，截至 2025 年 11 月底，全国发电装机容量379351 万千瓦，同比增长 17.1%。其中，火电装机容量 152225 万千瓦，同比增长5.9%；水电装机容量 44490 万千瓦，同比增长 3.0%；核电装机容量 6248 万千瓦，同比增长7.6%；并网风电装机容量 60264 万千瓦，同比增长 22.4%；并网太阳能发电装机容量116120 万千瓦，同比增长 41.9%。从各类电源装机容量占比来看，截至2025年11 月底，水电、火电、核电、风电、光伏装机容量占比分别为11.73%、40.13%、1.65%、15.89%、30.61%，风光新能源合计装机容量为176384 万千瓦，合计占比为 46.50%，新能源装机占比实现持续提升。

发电量持续增长，未来有望保持稳健增长态势。2025 年1-11 月，我国累计规上发电量 88567 亿千瓦时，同比增长 2.4%。其中，规上火电发电量57124.6亿千瓦时，同比减少 0.4%，占比为 64.7%；规上水电发电量12285.5 亿千瓦时，同比增长 2.7%，占比为 14.0%；规上核电发电量为 4365.6 亿千瓦时，同比增长8.1%，占比为 4.9%；规上风电发电量为 9499.0 亿千瓦时，同比增长9.6%，占比为10.4%；规上光伏发电量为 5290.9 亿千瓦时，同比增长 24.8%，占比为6.0%。风光新能源合计发电量为 13214.9 亿千瓦时，合计占比为 16.4%。2024 年，我国全口径发电量 100869 亿千瓦时，同比增长 6.7%。其中，火电发电量63743 亿千瓦时，同比增长 1.7%，占比为 63.2%；水电发电量 14257 亿千瓦时，同比增长10.9%，占比为 14.1%；核电发电量为 4509 亿千瓦时，同比增长3.7%，占比为4.5%；风电发电量为 9970 亿千瓦时，同比增长 12.5%，占比为 9.9%；光伏发电量为8390亿千瓦时，同比增长 43.6%，占比为 8.3%。风光新能源合计发电量为18361 亿千瓦时，合计占比为 18.2%。在电源结构上，随着我国“双碳”目标政策推进，风光新能源、核电等清洁能源装机容量有望不断增加，未来风光新能源将逐步成为主体电源，电量占比将持续提升；火电则逐步向基础保障性和系统性调整电源发展，电量占比将下降。

全社会用电量稳健增加，长期看用电量有望持续增长。2025 年1-11 月，全社会用电量累计 94602 亿千瓦时，同比增长 5.2%。从分产业用电看，第一产业用电量1374 亿千瓦时，同比增长 10.3%，占比为 1.5%；第二产业用电量60436 亿千瓦时，同比增长 3.7%，占比为 61.3%；第三产业用电量 18204 亿千瓦时，同比增长8.5%，占比为 18.5%；城乡居民生活用电量 14588 亿千瓦时，同比增长7.1%，占比为14.8%。2024 年，全社会用电量 98521 亿千瓦时，同比增长6.8%。从分产业用电看，第一产业用电量 1357 亿千瓦时，同比增长 6.3%，占比为1.4%；第二产业用电量 63874 亿千瓦时，同比增长 5.1%，占比为 64.8%；第三产业用电量18348亿千瓦时，同比增长 9.9%，占比为 18.6%；城乡居民生活用电量14942 亿千瓦时，同比增长 10.6%，占比为 15.2%。根据中电联预测，综合考虑我国目前阶段经济增长潜力、“十四五”规划和 2035 年远景目标纲要、国家宏观调控政策措施，预计2025 年我国宏观经济将继续保持平稳增长，预计 2025 年全国全社会用电量10.4万亿千瓦时，同比增长 6%左右，2025 年全国统调最高用电负荷15.5 亿千瓦左右。长期来看，随着我国经济持续稳健增长以及人工智能、数据中心等产业加快发展，叠加终端用能电能替代持续推进，预计我国用电量将持续增长。中电联数据显示，2023 年我国电能占终端能源消费的比重达到 28.1%，较2020 年高出2.6 个百分点，预计 2030 年全国电能占终端能源消费的比重有望达到35%。

电改持续推进，价格机制逐步完善

电力体制改革持续推进，加快新型电力系统建设。自2002 年5 号文发布以来，电力体制改革持续推进，在电力市场、电力市场主体多元化、电价市场化、电力交易市场化、输配电价改革等方面取得积极进展。当前，随着“双碳”目标政策推进，新能源装机容量和发电量占比持续提升，对电力系统平衡带来挑战，亟需采取市场化机制促进电力系统平衡，保障新能源消纳和“双碳”目标政策有效落地。2023 年 7 月 11 日，中央深改委第二次会议召开，审议通过了《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》等文件，会议强调要深化电力体制改革，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，保障国家能源安全。此次《意见》出台意味着新一轮电改启动，主要任务聚焦于构建新型电力系统。2024 年 5 月 23 日，国家领导人在山东济南召开企业和专家座谈会，座谈会上，国电投董事长、党组书记刘明胜等9 位企业和专家代表先后发言，就深化电力体制改革等提出意见建议。回顾我国电力体制改革历程可以发现，我国电力体制改革持续向电力行业市场化方向推进，多层次电力市场建设、电力市场主体多元化发展以及电价机制市场化是电力体制改革的重要方向。当前，新型电力系统建设加快推进，亟需建立起与新型电力系统相适应的电力市场体制机制，推进新能源发展的同时有效解决新能源消纳问题，实现电力能源安全、低碳、经济供应，并通过市场化方式提升电力资源配置效率。本轮电改将进一步深化电力行业市场化，或主要将从多层次电力市场建设以及电价机制市场化两个方向展开：

1）健全多层次统一电力市场体系。中长期市场、现货市场、辅助服务市场、容量市场建设推进，不同市场之间的相互衔接机制逐步完善，为不同电力价值属性实现提供交易场所。同时，省内市场、区域市场、全国统一电力市场建设，跨区域电力市场建设逐步落地，实现不同区域间电力余缺互济和新能源跨区域输送，缓解电力短缺的同时促进新能源消纳水平提升。通过多层次电力市场建设，有效支撑新型电力系统发展。 2）电价机制市场化发展。两部制电价、分时电价、电价市场化等机制建立和完善，逐步由电力市场供需决定电价，体现电力商品的电能量、调节、容量、绿色价值，反映并疏导发电成本，降低交叉补贴，发挥价格信号作用实现供需调节引导新能源市场化消纳和保障能源安全。 火电、新能源全部参与市场化交易，电力市场化改革持续推进。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（发改价格〔2021〕1439 号）》提出，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价；燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。2025年2月，国家发改委、国家能源局印发《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（发改价格〔2025〕136 号）》提出，新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成；新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制，纳入机制的新能源电价水平、电量规模、执行期限等由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等明确。对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。火电、新能源参与市场化交易，有助于更好地体现电力商品属性，通过价格信号引导资源配置，提升电力市场运行效率。此外，国家建立煤电容量电价机制及对新能源在市场外建立差价结算的机制，促进火电、新能源盈利更加稳定，经营性净现金流有望维持较好水平。

价格治理机制不断完善，促进资源配置效率提升。2025 年4 月，中共中央办公厅国务院办公厅印发《关于完善价格治理机制的意见》提出：1）深化价格市场化改革，分品种、有节奏推进各类电源上网电价市场化改革，稳妥有序推动电能量价格、容量价格和辅助服务价格由市场形成，探索建立促进改革平稳推进的配套制度。健全跨省跨区送电市场化价格形成机制。加快完善电网2）代理购电制度，推动更多工商业用户直接参与市场交易。完善电力市场体制机制建设，推进电力中长期、现货、辅助服务市场建设，培育多元化竞争主体。3）健全促进可持续发展的公用事业价格机制。明确政府投入和使用者付费的边界，强化企业成本约束和收益监管，综合评估成本变化、质量安全等因素，充分考虑群众承受能力，健全公用事业价格动态调整机制。深入推进天然气上下游价格联动。深化城镇供热价格改革。加快推进供热计量改造，有序推行供热计量收费，公共建筑和新建居住建筑率先实施。优化居民阶梯水价、电价、气价制度。推进非居民用水超定额累进加价、垃圾处理计量收费，优化污水处理收费政策。公用事业价格机制理顺，有助于发挥价格的信号作用，促进公用事业企业实现合理盈利。