電力：弱Beta下壓力和機遇共存

2025年電力板塊面臨弱Beta行情，電力供需趨松的基本面瑕疵和市場風險偏好趨勢提升下或難復刻2024年表現。我們建議投資者謹慎預期板塊投資回報水平，加大對於抗風險能力更強、具備資本運作機會的個股挖掘。

摘要

主线1：新能源政策支持力度不減，行業進入磨底迎改善階段。“十四五”以來，電源投資保持高水平，我們預計雙碳目標下賽道支持政策從多維度引導新型電力系統建設，電改深化、碳市場壓力提升、綠色貿易壁壘等因素推動下，“消納責任權重+綠證”政策體系有望完善，機制電價幫助新能源獲可預見的合理回報。現階段建議重點關注區域消納條件和存量資產優質的區域龍頭、低估值且電價下降空間有限的龍頭電企、量價表現更穩健的海風資產。

主线2：階段性震蕩行情中穩健派息標的（香港公用事業、核電）仍具備配置價值。全球宏觀範式轉變帶來的外部不確定性和國內經濟修復節奏反復下，A/H股可能出現階段性震蕩表現。我們認爲，公用事業板塊中的穩健標的具備防御性價值，如以規管業務爲主、不受內地電價影響的高分紅香港公用事業股（股息率5~6.2%）；電價風險基本落地，中長期穩健成長派息價值不變的核電（盈利CAGR10%+，H股息率~4.5%）。

主线3：政策層面自上而下確立市值管理的战略重要性，我們看好電力企業通過分紅、並購重組、增持回購等方式提升投資吸引力。2024年以來，國資委、證監會相繼出台市值管理指導文件，確立其战略重要性地位，尤其是對於長期破淨企業需要重點提升。我們關注到新能源建設資本开支較少的火電、水電企業自由現金流充沛，電力央企仍然存在大規模未上市的優質資產，增持、回購等公开市場交易使用較少，因此我們看好電力企業通過多元化的市值管理方式提升投資吸引力；考慮現金流、股息率等因素後，東部省份區域火電龍頭量價得到供需支撐，回調後已具配置性價比。

風險

各類電源電價超預期下行，電力企業市值管理效果不及預期，福建省用電需求不及預期、海風競爭格局惡化，海外美國新總統上任後的政策不確定性。

投資邏輯：弱Beta下壓力和機遇共存

結論：2025年電力板塊面臨弱Beta行情，基本面瑕疵和市場風格切換下或難復刻2024年表現。“十四五”以來，基本面修復與風險偏好下行推動電力板塊機會湧現，雙碳目標下的綠電估值提振（1H21-1H22）、點火價差修復與電改深化下的火電戴維斯雙擊（2H22-1H24）、“中特估”與“高分紅”行情下水核穩健價值兌現（2023-1H24）爲電力板塊接續提供了多輪布局機會。

進入2025年，電力供需走向平衡偏寬松，進入電價弱周期，基本面上或難以復刻此前表現，同時考慮到宏觀政策密集出台下市場信心及風險偏好邊際回升，電力板塊整體配置需求變弱，建議投資者謹慎預期板塊投資回報水平，同時加大對於量價抗風險能力更強、具備資本運作機會的個股挖掘。

壓力1：基本面瑕疵 – 電力供需趨松，2025年上網電價面臨全面下滑

“十四五”周期電力投資超預期，多省基荷電源增速已強於需求表現

2021年以來，我國合計電源投資3.41萬億元，四年合計新增電力裝機11.52億千瓦至累積規模33.49億千瓦，隱含2020-24年CAGR爲11.1%，大幅高於同期7.0%的用電需求CAGR。

電源上來看，新型電力系統加快建設，新能源主導裝機增長，提前6年完成裝機目標。2021-24年新能源新增裝機規模高達8.72億千瓦（風電2.39億千瓦，光伏6.33億千瓦），佔全國總新增裝機規模的76%。新能源發電量佔比從2021年的11.7%升至2024年的18.5%。2024年末，新能源累計裝機規模達到14.44億千瓦，爲2020年末的2.6倍，提前完成“到2030年中國風電、太陽能發電總裝機容量達到12億千瓦以上”目標[1]。

其中，風電以西北集中式陸風和東南沿海海風爲主，內蒙古領銜“十四五”新增裝機，達4,812萬千瓦，遠超其他省份，新疆、甘肅、河北、廣東位居前五，新增1,200~2,400萬千瓦。光伏以中東部分布式和西北集中式項目貢獻爲主，其中，山東、河北、新疆累計新增光伏裝機4,500~5,400萬千瓦，位居前三；江蘇、內蒙古、雲南、廣東、浙江、河南、安徽進入前十，新增2,900~4,500萬千瓦。風光裝機過半的省份近7個，達到40%+的省份接近20個，新能源逐步成長爲主力電源。

此外，部分省份因2021-22年暴露的缺電力問題大力批復建設基荷電源，當前處於密集投產期。火電項目2022年起核准开工節奏明顯加快，考慮一年半的建設周期，或將在2023-25年集中釋放。我們統計2021-24年基荷電源（火電、核電）新增裝機2.03億千瓦。火電方面，廣東、內蒙古、新疆新增裝機位居前三，分別增長3,205萬千瓦、2,725萬千瓦、1,366萬千瓦。廣東由於用電需求量大但外送電波動較大（西南水電在“十四五”前期來水偏枯、西北新能源輸送距離較長），建設積極性高於東部沿海經濟大省。內蒙古、新疆較高的火電規模有助於支撐新能源大規模外送。

核電方面，福建、廣西、遼寧各新增裝機超200萬千瓦，位居前三，主要釋放“十三五”核准項目。2022-24年，國務院連續核准10、10、11台機組，其中，廣東、山東、浙江分別累計核准8、6、6台，我們預計將集中在“十五五”爲沿海省份貢獻清潔基荷電源。

圖表1：各地區“十四五”以來新增電源裝機情況

資料來源：中電聯，中金公司研究部

我們對比了用電需求增速（灰线） vs. 裝機增速（深紅线） vs. 基荷電源裝機增速（粉紅线）：步入2023-24年，電源投資全面提速，除上海、北京、四川外，其余省市全電源裝機CAGR均高於用電量CAGR，部分西北省份在新能源帶動下裝機增速CAGR超20%，高於上一周期（2020-22年）的5-15%。廣東基荷電源增速在兩個周期內都快於用電量增速。2022-24年，四川、湖北、湖南、廣西、新疆、陝西基荷電源裝機增速也超過了用電量增速。

圖表2：各地區電力供需格局（2020-22年vs.2022-24年）

注：1）虛线左側爲用電增速高於全電源裝機增速的省份，右側爲低於；2）灰底爲基荷電源裝機增速高於用電增速的省份資料來源：中電聯，中金公司研究部

我們預計2025年電力需求或放緩至5.5-6%

2024年7月以來，工業增加值增速與二產用電量同比增速的差異正在拉大。我們注意到工業增加值增速和二產用電量之間的趨勢正在發生變化，2024年7月之前二產用電量增速高於工業增加值表現約0.2~4.2ppt，但此後工業增加值反超二產用電量同比增速，差異從0.1ppt走擴至3.2ppt，我們估計這一數據的變化或源於：

1）高耗能貢獻下滑：能耗雙控考核趨嚴，高耗能行業用電趨勢下行，四大高耗能用電量佔全社會用電量比例從2024年5月的31.6%下行至2024年12月的28.4%（6-9月可能受到高溫取暖需求擡升的季節性影響），進入2024年下半年，非金屬礦物制品、黑色金屬冶煉壓延行業用電增速同比下滑。

2）發電量反映實際生產情況，而工業增加值也包括庫存貢獻。工業增加值計算方法分爲生產法和收入法兩種[2]，生產法採用工業總產出減去工業中間投入加上應交所得稅，更貼近用電量的邏輯，而收入法根據生產要素在生產過程中應得到的收入份額計算，涉及庫存差異。

我們預計2025年電力需求或放緩至5.5-6%之間。考慮到2025年爲能耗雙控考核的關鍵收官年，高耗能貢獻佔比回落，而三產和居民用電擴大，電力消費彈性系數可能收窄至1倍左右。供給端，我們預計2025年新增裝機仍將保持高水平，大基地項目陸續收尾，火電、水電、核電、風電和光伏將分別投產6,766、500、241、8,966和27,717萬千瓦，累積裝機增速達到13.2%。我們預計火電發電量增速僅1.2%，火電機組利用小時數將趨勢下行3.0%，整體供需保持平衡、局部寬松。

圖表3：電力需求平衡表（2025年預測）

資料來源：中電聯，中金公司研究部

圖表4：2024年工業增加值vs.二產用電量增速

注：國家能源局未披露單12月二產用電量同比增速資料來源：國家統計局，國家能源局，中金公司研究部

圖表5：四大高耗能行業用電量及佔比

資料來源：中電聯，中金公司研究部

2025年火電年度電力交易價格全面走弱，各類電源面臨不同壓力

2025年各省火電年度電力交易電價均出現下滑，同比下滑幅度略有分歧，在2~7分/千瓦時，火電盈利空間或被擠壓，局部有虧損風險。我們統計，2025年各省年度長協的電量電價普遍同比下降，安徽、上海降幅較小約2分/度，江蘇/福建居中約3-4分/度，山西達到5分/度，廣東達7分/度，既反映出整體供需趨松、燃料端成本下滑的共同趨勢，但也體現出各地下遊用戶對電力需求的預期不一致和各省電力供應競爭局面的不同。

交易價格隨煤價同步下行，東部省份電廠相對用電需求強勁，長協電價的降幅好於全國平均。2024年國內煤炭供需進一步寬松，煤礦產能逐步釋放，進口煤炭量迅速增長（動力煤進口量同比+10.5%），而需求側汛期水電大發擠壓火電出力，非電用煤需求疲軟。因此京唐港動力煤Q5500全年均價同比-11%至867元/噸，並且在2024年12月末一度下探至763元/噸。在用電需求沒有超預期增長的情況下，燃料成本下行帶動着2025年長協電價同步下行，隱含了下遊用戶的悲觀預期和電力供應相對充足的大背景。

但我們仍然關注到東部省份電廠相對用電需求強勁，在供給端沒有大幅新增投產、集中度較高的情況下，年度長協電價的降幅好於同業。安徽2024年全年用電量同比+11.9%，火電利用小時達到5106小時，電力需求旺盛，並且省內主要的供能形式仍然爲火電，缺乏水電等其他供能替代，因此支撐2025年年度電量電價僅同比下降約2分/度；上海市電力供給端僅四家企業，市場集中度較高，電價同樣同比降幅較小。但另一方面，廣東省電力供給側電源形式豐富，火電、核電和雲南、四川地區水電共同競爭，並且市場集中度較低，現貨市場推進程度較高，因此電價下滑明顯。

圖表6：2025年年度長協電價同比變化

資料來源：各省電力交易中心，中金公司研究部

圖表7：2025年年度長協電價溢價同比變化

資料來源：各省電力交易中心，中金公司研究部

圖表8：國內電廠煤炭庫存情況

資料來源：CCTD煤炭網，中金公司研究部

圖表9：京唐港動力煤Q5500均價

資料來源：CCTD煤炭網，中金公司研究部

圖表10：2023年廣東省各類電源發電量佔比

資料來源：中電聯，中金公司研究部

由於核電的市場化交易電價、水電的外送東部省份電價與落地省份的年度長協價格存在關聯度，因此核電、水電的綜合上網電價同樣受到拖累。具體來看，各類電源面臨不同壓力：

► 核電：交易結果基本落地，廣東同比降幅較大，市場已有預期。

► 水電：外送電價與落地省份掛鉤，外送電價降幅存在不確定性，點對網外送仍須等待博弈結果。

► 新能源：部分省份披露新能源交易情況。

壓力2：市場投資風險偏好增強 – 不如2024年保守，防御需求有所下降

回顧電力股2008年至今表現，在2014年、2021年、2024年顯著跑贏大盤，持倉變化與盈利性、防御性、“雙碳”目標等相關。我們回顧了2008年以來，申萬電力指數與上證指數、滬深300的漲幅變化，電力指數在2014-15年、2020-21年、2023-24年顯著跑贏大盤，三次分別對應：1）電力企業盈利能力在2010-2020年間的制高點；2）2020年“雙碳目標”提出後，新能源轉型帶動下，公用事業股的全年行情；3）水核在風險偏好下行下的穩健分紅價值凸顯，火電受益業績修復和電改深化迎來戴維斯雙擊。在持倉變化方面，我們統計了2008年偏股型基金重倉持倉中的電力股的市值佔比，有4次明顯的加倉周期：

► 電力股防御屬性突出，在2014-15年、2017-18年、2023-24年階段性跑贏大盤。

► 2010-2012年“四萬億”計劃刺激下經濟迅速回升，電力股佔比從0.4%增至1.6%，疊加防御屬性與盈利向好。2008年金融危機後，國務院出台“四萬億”計劃強力刺激經濟，2010-2011年期間，電力企業的利潤受到基建復蘇後煤價上行影響，同比走弱，但由於A股受金融危機衝擊大幅回調，電力股持倉佔比由0.4%提升至1.1%。後續2012年大盤回暖全年獲得正收益，電力企業盈利轉好，重倉佔比持續提升至1.6%。

► 2013-2014年，電力企業盈利能力改善，電力股佔比從0.7%增至1.2%，電力指數跑贏大盤。由於2012-2015年期間煤炭逐漸供過於求，煤價明顯下行，電力企業的盈利能力向好，提振偏股型基金對於電力股的配置需求。2014年申萬電力指數同比+62%，上證50/滬深300分別同比+56%/+55%，電力指數跑贏行業。

► “十四五”以來，基本面修復與風險偏好下降推動電力板塊機會湧現。分電源看，1）新能源：2020-2021年，雙碳目標提振新能源運營商估值；2）火電：2021年起，電改加速推進，火電在市場化電價、收入結構層面受益更明顯，但煤價高企下股價博弈反復；進入2023年，煤價下行企穩帶動煤電業績復蘇，疊加電改深化，火電迎來戴維斯雙擊；3）水電、核電：更多受益於風險偏好下行，中長期穩健分紅價值獲得市場認可，即使2023年水電業績承壓，股價仍趨勢上行。

圖表11：電力指數同比增速vs.大盤

注：指數的同比變化選取年末指數值同比變化

資料來源：iFinD，中金公司研究部

圖表12：電力股持股數量佔全市場重倉股持股數量比例

資料來源：iFinD，中金公司研究部

圖表13：“十四五”以來申萬各電力子板塊股價漲跌幅

資料來源：iFinD，中金公司研究部

在“2016-2018”電力供應相對過剩階段，電力股表現較爲平庸，僅部分板塊存在階段性行情/部分標的具備資本運作機會：1）水電：2015年，A股進入震蕩市，疊加2016-17年國內處於降息周期，水電股業績相對穩定、分紅吸引力較強，成爲資金的避險選擇。2）H股新能源：2016年、2018年存在三北地區消納改善預期，市場期待新能源公司業績修復帶動股價階段性上漲。3）資本運作。

市場投資風險偏好增強，防御需求有所下降，電力股整體表現可能不及2024年。根據中金策略組，2024年9月以來政策積極變化下A股扭轉弱勢，市場中期底部或已度過，2025年投資者風險偏好有望整體好於2024年，結構性機會進一步增多。我們認爲，部分資金轉向景氣成長賽道，關注估值偏低、基本面反轉的成長賽道，對於以電力爲代表的防御性賽道配置需求可能邊際走弱。

機遇1：扶持新能源成爲主力電源的方向不變，板塊仍是政策的抓手

新能源作爲未來新型電力系統的主力電源，擔負實現雙碳目標的重任，但當前新能源發展仍面臨諸多挑战，如電力系統對大規模高比例新能源接網和消納的適應性不足、土地資源約束、長久期資產的電價與收益不確定性等，我們預計政策或將堅定保障合理回報和改善消納問題的主旋律，重要抓手包括：1）電網基建先行，疏通消納堵點。2）需求側改革，激活綠電市場。3）存量減負與增量創新並重。4）深化市場化改革，釋放價格信號功能。

2025年首次引入機制電價托底新能源項目盈利能力、強化可預見性。2025年2月9日，國家發改委、能源局發布《關於深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》[3]。我們認爲，政策推動新能源上網電量全面入市，有望形成真實市場價格，促進資源高效配置。同時，建立差價結算機制，補償市場交易均價與機制電價的差額，實行“新老劃斷”（以2025年6月1日爲界），在引導電站優化運維、交易能力的前提下幫助新能源入市後獲得合理回報，增強中長期盈利能力的可預見性，實現新能源高質量、可持續發展。用戶角度，居民、農業用戶仍執行目錄電價，未受到影響；差價納入當地系統運行費用，即由工商業用戶而非火電承擔，國家能源局預計政策實施首年工商業平均電價同比基本持平，電力供需寬松、新能源市場價格較低的地區可能略有下降。執行層面，我們建議關注各地後續機制電價制定細則，判斷實際影響。

現階段建議重點關注量價表現更穩健的海風賽道，有望兼顧成長性和經濟性。我們預計2025年新能源項目並網仍將處於高位，供給快速釋放下，三北等裝機較集中的區域消納和交易電價可能繼續承壓。現階段，沿海省份加速海上風電項目批復，優質資源持續釋放。我們認爲，海上風電利用小時數更高、位於供需格局相對較好的沿海省份，消納和電價風險小於陸上風光項目，且海風經濟性有望隨環境價值增厚和造價下行持續改善，單體IRR模型表現更好，我們建議重點關注海風彈性更大的電企。

機遇2：階段性震蕩行情下，優質低波紅利資產仍具備配置價值

處於國內政策關鍵窗口期和海外特朗普新上任的不確定性下，市場變化頻率可能較高。根據中金策略組，預計2025年指數表現可能前穩後升，當前我國經濟修復彈性有不確定性，處於政策發力的關鍵窗口期，且外部美國新總統上任後的相關政策可能對我國出口及出海企業帶來影響。我們預計，市場不確定環境下，投資者仍對穩健防守型資產有一定偏好。

首選穩健防御爲主的香港公用事業股和兼具成長派息、電價風險基本落地的核電。1）香港公用事業：以規管業務爲主，偏好投資中遊輸配環節，回報率在規管期內較爲穩定。歷史上保持高分紅比率，當前股息率在5.0~6.2%（2025/2/13）。2）核電：新型電力系統中的重要清潔基荷電源，我們預期每年核准8~10台機組，有序投產貢獻龍頭業績增量。歷史上每股分紅金額和分紅比例穩中有升，當前資本开支高峰期有望保持穩健分紅，A股股息率在1.7~2.8%，港股股息率在4.5%（2025/2/14）。

機遇3：市值管理要求趨嚴，多舉措並行，重視股價表現

政策層面自上而下推進電力企業高度重視上市公司價值，長期破淨企業需重點關注。2024年以來，國資委、證監會相繼出台《關於改進和加強中央企業控股上市公司市值管理工作的若幹意見[4]》、《上市公司監管指引第10號——市值管理[5]》，政策層面自上而下地確立了市值管理在央企高質量發展中的战略性地位。國資委方面強調央企需要將優質項目向上市公司匯集，並健全投資者關系管理機制包括信息披露、投資者關系維護、股票回購增持機制等，從而打造一流的央企上市平台；而證監會則明確了包括分紅、並購重組、員工激勵等市值管理的重要手段，並重點要求破淨或者市淨率低於行業平均公司提升市值管理能力。我們認爲國資委、證監會已經構建了央企市值管理清晰的政策路徑，將激發電力企業提升上市公司價值的積極性。尤其是對於市淨率低於行業平均的地方性火電企業，2025年量價受到區域電力供需偏緊的支撐，同時沿海電廠面對進口煤彈性更大，2025年市場對於電價的悲觀預期已經充分反映，當前高分紅區域龍頭股息率已經具備配置吸引力，在宏觀利率下行的背景下股息價值凸顯。

我們認爲通過分紅、重組/注入以及增持/回購等市值管理手段，電力企業投資吸引力將得到進一步提升。我們認爲作爲國有控股的電力上市公司，採用提升分紅水平、優質資產的重組/注入、以及增持/回購等公开市場交易等市值管理手段相對更加有效：1）雖然電力企業長期通過分紅回饋股東，但是對於沒有大額新能源建設的資本开支、自由現金流較爲充裕的火電、水電類企業，分紅水平仍有提升空間。2）電力企業通過重組/資產注入可以直接提升上市公司的盈利規模。3）控股股東增持股份和公司自有資金回購是提振市場信心的重要市值管理手段，其中回購可以實質上提升每股的收益水平。我們認爲當前電力企業使用增持、回購等公开市場交易依然較少；隨着2025年電力基本面走弱，多元化的市值管理手段將成爲提升投資吸引力的有效方式。

圖表14：市值管理相關政策路徑梳理