【四海读报】20251127：电力行业投资策略

电改加速深化，预期有望趋稳

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1. 一段话总结

开源证券2025年11月电力行业投资策略报告指出，当前电力行业红利风格表现不佳，但电力需求平稳增长（2025M1-10全社会用电量8.62万亿千瓦时，同比增4.8%），预计“十五五”呈现“宽电量、紧电力”格局，综合电价有望企稳；细分领域中，火电受益于动力煤价格触底回升（2025年7月起反弹，11月江苏月度竞价电价环比提15.18元/兆瓦时），水电在低利率环境下具备长期配置价值（2025年初至今净息差均值较2023.5-2024.4均值扩69bp），核电市场化比例提升且天然铀价格波动影响小（铀价达90美元/磅时毛利率降约1.7pct），绿电政策不确定性落地（136号文推动全面入市）且风电政策底已现，电网设备国内投资分化但一次设备出口高增（2025Q1-3液体介质变压器出口同比增54.9%），整体投资评级维持“看好”，建议关注火电盈利弹性、优质风电及电力设备出海机会。

2. 思维导图（mindmap）

3. 详细总结

一、行业回顾：红利风格弱势，电力需求高景气

1.1 市场表现：公用事业板块跑输大盘

• 2025年初至11月25日，红利风格整体表现不佳：公用事业板块累计涨幅2.9%，电力行业累计涨幅1.9%，均跑输沪深300指数（+14.1%）。
• 细分行业分化：火电（+15.0%）、光伏发电（+4.0%）涨幅居前，核电（-7.9%）、水电（-5.9%）、风电（-3.1%）行业下跌。

1.2 电力供需：“十五五”“宽电量、紧电力”，电价企稳

• 电力需求平稳增长：2025M1-10全社会用电量8.62万亿千瓦时，同比增长4.8%；其中第二产业占比63.5%（5.48万亿千瓦时，+3.9%），第三产业（1.67万亿千瓦时，+8.9%）、城乡居民生活（1.35万亿千瓦时，+6.9%）增速较高。
• 电力供给格局分化：截至2025M10，全国新能源（风电+光伏）装机容量1730.57GW，占比46.1%；2025M1-10新能源发电量1.32万亿千瓦时，占比16.4%。
• “十五五”供需预测：预计最大用电负荷CAGR约4.1%，电力（功率）供需偏紧，电量（能量）供需宽松，综合电价有望企稳；火电利用小时数或于2030年降至3500小时左右（2025E为4249小时）。

1.3 工程投资：电源高位，电网高增

• 2025Q1-3，主要发电企业电力工程投资5987亿元（同比+0.5%），其中火电（+45.8%）、核电（+23.4%）投资增速显著，光伏（-30.4%）下降。
• 同期电网投资4378亿元（同比+9.9%），持续高增支撑电力消纳。

二、细分领域深度分析

2.1 火电：动力煤反弹带动电价企稳，折旧到期释放利润

• 动力煤价格触底回升：2025H1 CCI动力煤（5500）均值694元/吨（同比-189元/吨），7月起反弹，截至11月21日CCI价831元/吨（较6月+200元/吨）。
• 电价逐步企稳：2025年7月江苏月度竞价电价395.60元/兆瓦时（环比+82.80元/兆瓦时），11月广东月度均价372.41元/兆瓦时（环比+0.05元/兆瓦时）、江苏355.95元/兆瓦时（环比+15.18元/兆瓦时）。
• 折旧到期红利：现役火电多为2019年前机组，若按20年折旧，2030年前后集中到期，年折旧金额约200元/千瓦，到期后利润有望显著提升（如浙能电力折旧到期时间2027年）。

2.2 水电：经营稳健，低利率下具配置价值

• 经营数据平稳：2025Q1-3三峡水库入库流量同比偏丰0.76%，长江电力发电量2351.26亿千瓦时（同比持平），华能水电发电量916.49亿千瓦时（同比+10.3%）。
• “类债券”属性凸显：2018-2024年水电股息率与10年期国债收益率相关性强；2024H2起息差走阔，2025年初至今净息差均值较2023.5-2024.4均值扩69bp，低利率环境下配置价值显著。

2.3 核电：市场化比例提升，铀价影响有限

• 市场化电量扩容：2026年广东岭澳、阳江核电市场化电量上限312亿千瓦时，较2025年+14.3%，且取消变动成本补偿机制。
• 天然铀价格敏感度低：2024年中国广核核燃料成本占营收14.4%、占营业成本25.6%；若铀价达90美元/磅，单位燃料成本+5.61元/兆瓦时，毛利率仅降1.7pct；且企业多签10年长协，短期波动影响小。

2.4 绿电：政策不确定性落地，市场化改革深化

• 136号文明确机制：推动新能源全面入市，建立场外价差结算机制，存量项目机制电价不超煤电基准价，增量项目竞价确定（如山东风电竞价0.319元/千瓦时，较基准价降19.2%）。
• 政策底显现：2025年11月1日起陆上风电取消增值税先征后退，海上风电2025.11.1-2027.12.31仍享50%即征即退，风电政策底已现。
• 补贴补发缓解现金流：2025年8月太阳能、吉电股份等收到大额补贴（太阳能8月收16.92亿元，1-8月累计+232.2%），16家绿电企业2025中报应收账款占市值61.4%，补贴补发有望改善现金流。

2.5 电网设备：国内分化，出口高增

• 国内投资结构分化：截至2025.11.25，国网输变电设备集招787.47亿元（同比+19.6%）、特高压203.19亿元（同比+13.3%），电能表93.13亿元（同比-54.15%，因第三批流标，年内或补招）。
• 一次设备出口高增：2025Q1-3液体介质变压器出口315.82亿元（+54.9%）、高压开关280.03亿元（+32.6%），电能表78.58亿元（-6.0%），三类设备总出口+35.2%。

三、受益标的列表

四、风险提示

1. 电源投资不及预期：装机不足影响未来发电量；
2. 利用小时数下降风险：直接降低当期发电收入；
3. 电网建设不及预期：影响电力接入与消纳；
4. 电力市场建设滞后：阻碍行业盈利模式优化；
5. 燃料成本上涨风险：火电、核电利润承压；
6. 市场化电价波动风险：电价下跌直接影响收入。

4. 关键问题

问题1：“十五五”期间电力行业供需格局核心特征是什么？这一格局对综合电价有何影响？

答案：“十五五”期间电力行业核心供需特征是“宽电量、紧电力”——即电量（能量）供需宽松，电力（功率）供需偏紧。

• 电量宽松：全社会用电量增速逐步放缓（2025E+5.5%，2030E+3.2%），新能源发电量占比持续提升（2025M1-10已达16.4%），电量供给充足；
• 电力偏紧：最大用电负荷CAGR约4.1%（2025E15.5亿千瓦，2030E20.67亿千瓦），新能源保证出力系数低（风电0.1、光伏0.0），系统备用率持续下降（2030E全电源备用率24.4%），电力（顶峰能力）稀缺性凸显。
  这一格局下，综合电价有望企稳：电力供需偏紧支撑电价底部，电量宽松限制电价大幅上涨，整体呈现平稳态势。

问题2：火电行业当前的核心投资逻辑是什么？哪些信号预示其盈利有望改善？

答案：火电行业核心投资逻辑是“动力煤价格触底回升带动电价企稳+折旧到期释放利润”。
预示盈利改善的关键信号包括：

1. 动力煤价格反弹：2025年7月起动力煤价格触底回升，截至11月21日CCI动力煤（5500）价831元/吨，较6月末+200元/吨，成本端企稳为电价修复提供基础；
2. 市场化电价逐步回升：2025年7月江苏月度集中竞价电价环比+82.80元/兆瓦时，11月广东、江苏月度电价均环比提升，电价端呈现企稳回升趋势；
3. 折旧到期红利临近：现役火电多为2019年前存量机组（如华能国际、华润电力折旧到期时间2031年），2030年前后集中折旧到期，年折旧金额约200元/千瓦，折旧压力消除后利润弹性显著。

问题3：绿电行业“政策底”显现的核心标志是什么？136号文对绿电市场化改革的关键作用是什么？

答案：绿电行业“政策底”显现的核心标志是2025年11月1日起陆上风电增值税先征后退政策取消——这一政策退坡意味着绿电行业补贴依赖阶段正式结束，进入完全市场化竞争阶段，政策不确定性彻底落地，行业发展逻辑从“政策依赖”转向“市场驱动”。
136号文（《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》）对绿电市场化改革的关键作用是明确“全面入市+场外价差结算”机制，消除收入端政策不确定性：

• 对存量项目：机制电价不超过当地煤电基准价，保障合理收益；
• 对增量项目：通过竞价确定机制电价（如山东、甘肃已完成竞价），推动绿电参与市场竞争；
• 价差结算：市场交易均价与机制电价的差额由电网企业统筹结算，纳入系统运行费用，降低项目收益波动，为绿电企业提供稳定预期。