新兴拉动需求向好，电力长坡厚雪

核心观点

• 美国基金对公用事业的配置比例明显高于国内。美国基金产品对公用事业行业的持仓市值从2019年的4261亿美元增长至25Q3的7331亿美元，占基金总体持仓市值的比例在 2.19%-2.83%之间波动，明显高于国内的 0.46%- 2.28%。以美国公用事业持仓市值排名第三的投资基金XLU为例，过去5年累计收益率 59%（年化约 10%）；其前十大重仓股均为电力、燃气公司，具备持续的现金分红，平均股息率基本可维持 3%以上；从估值来看，XLU重仓股在2017-2024年间PE在16.1x-36.5x，平均为24x；PB在1.9x-2.6x，平均为2.2x。

十五五电力需求展望积极，电价有望企稳回升。1）需求端：电气化率提升叠加AI等新兴领域驱动，我们预计2025年全社会用电量增速为 5.3%，2025- 2030年CAGR为 5.2%。2）供给端：新能源仍是新增装机主力，我们假设25年末新能源累计装机超过18亿kw，十五五年均新增2.5-3亿kw。从电力保供的视角出发，为使电力系统充裕度在十五五末提升至 20%以上的正常水平，我们测算26-30年年均仍需新增40GW火电。3）电价端：受煤价、电价政策、电力供需等多重因素共同影响，十四五后半程上网电价进入下行通道。综合考虑容量电价的提升和电量电价的下降，我们预计2026年全国平均综合上网电价降幅或超0.02元/kwh。展望未来，我们认为一方面煤炭价格在弱需求和供给侧反内卷的双重博弈下，大幅上涨和大幅下跌的可能性均较为有限，有望从成本端给予电量电价支撑。另一方面，我们认为随着电改持续推进，电力商品价值体系有望从过去以电能量价值为主的单一体系向电能量价值+灵活性价值+可靠性价值+绿色环境价值的多维体系转变。对于火电而言，容量电价、辅助服务收益的提升亦有望支撑综合上网电价企稳回升；而对于新能源来说，绿色环境价值的走扩有助于对冲其全面入市所面临的电价压力。

储能在新型电力系统中的重要性凸显，电力企业多有布局。随新能源装机占比持续提升，调节性资源重要性凸显，储能是关键一环。《国家发展改革委国家能源局关于促进新能源消纳和调控的指导意见》中对抽蓄和新型储能表述积极，相关领域景气度有望提升。1）抽蓄：两部制价格机制明确，核准在建项目充足，我们判断十五五末累计装机达到1.2亿kw左右的目标实现难度不大（25年末预计为0.65亿kw）。电力企业中南网储能、长江电力等均有抽蓄项目布局，有望于十五五后期-十六五初期进入密集投运阶段，为对应公司带来业绩增量。2）新型储能：电能量市场套利+辅助服务+容量补偿三重收益模式逐步跑通，经济性驱动下2025年国内新型储能新增装机达 58.6GW/175.3GWh，同比增长 38%/60%。基于2025年亮眼的招/中标数据，我们预计2026年国内新型储能新增装机有望同比增长 50%左右至260GWh。目前，电力企业中如三峡能源、南网储能等均有新型储能项目投资运营经验，期待市场化下新型储能量、利齐升对相关企业的赋能。

2026年01月21日

电力股普遍具备高分红特征，长期收益可观；现阶段估值合理，配置性价比凸显。水电企业现金流充裕，2020年以来维持平均 50%-60%的分红比例。核电企业尽管现阶段资本开支规模较大，但2020年以来仍维持 40%左右的相对稳定的分红比例。火电企业2023年盈利水平基本恢复正常后，分红比例在 40%左右。新能源企业现阶段现金流压力较大，分红比例基本在 30%左右。拉长时间周期来看，电力（SW）指数较沪深300具备超额收益（2020年至

公用事业行业

推荐 维持评级

分析师

陶贻功

：010-80927673

$ \boxtimes $ : taoyigong_yj@chinastock.com.cn

分析师登记编码：S0130522030001

梁悠南

：010-80927656

$ \textcircled{x} $：liangyounan_yj@chinastock.com.cn分析师登记编码：S0130523070002

研究助理：马敏

$ \boxtimes $ : mamin_yj@chinastock.com.cn

相对沪深300表现图 2026年01月20日


资料来源：中国银河证券研究院

相关研究


今累计 17% ，年化 2.3%），具备长期配置价值。估值方面：1）我们复盘2020年以来的估值水平，电力（SW）平均PE20.8x，PB1.5x，一方面与前述美股相比有提升空间，另一方面，从时间维度来看，截至2026年1月16日，电力（SW）最新PE19.4x、PB1.6x，分别处于2020年以来 55%、63%分位数水平，当前时点具备配置性价比。2）基于wind一致盈利预测，我们测算水电、核电、火电、新能源板块的25E平均股息率分别为 2.97%、2.25%、 3.76%、2.26%，水电、火电已分别处于2023年、2020年以来的高位。

风险提示：电力需求不及预期的风险，上网电价超预期波动的风险，水风光等自然资源条件超预期波动的风险，煤炭等原材料价格超预期波动的风险等。


目录 Catalog

一、美国基金对公用事业的配置比例明显高于国内 ...4

二、十五五电力需求展望积极，电价有望企稳回升 ...6

（一）电气化率提升叠加AI等新兴领域驱动，电力需求展望积极 ...6

（二）十五五各类电源装机均有增长潜力，以保证电力系统具备足够充裕度 ...10

（三）短期电价下行，中长期随煤价趋稳和电改持续推进有望企稳回升 ...12

三、储能在新型电力系统中的重要性凸显，电力企业多有布局 ...17

四、电力股普遍具备高分红特征，长期收益可观 ...22

五、风险提示 ...27


一、美国基金对公用事业的配置比例明显高于国内

美国基金对公用事业行业的配置比例明显高于国内。我们观察美国基金产品的行业配置，对公用事业行业的持仓市值从2019年的4261亿美元增长至25Q3的7331亿美元，占基金总体持仓市值的比例在 2.19%-2.83%之间波动。国内方面，基金产品对电力、热力、燃气及水生产和供应业的持仓市值从2019年的289亿元增长至25Q3的1031亿元，占基金总体持仓市值的比例在 0.46%- 2.28%，与美国存在明显差距。

图1：美国基金对公用事业的持仓市值及占比


资料来源：Wind、中国银河证券研究院

图2：中国基金对电力、热力、燃气及水生产和供应业持仓市值及占比


资料来源：Wind、中国银河证券研究院

以美国公用事业基金XLU为例，其过去5年累计收益率 59%，年化收益率约 10%。我们选取美国公用事业持仓市值排名第三的投资基金XLU（SPDR公用事业精选行业指数ETF），截至25Q3末规模为213亿美元，主要挂钩标普公用事业精选行业指数（IXU.SPI）。我们计算XLU过去5年累计收益率为 59%（年化约 10%）。

图3：XLU复权单位净值（单位：美元）


资料来源：Wind、中国银河证券研究院

美国公用事业基金XLU前十大重仓股均为电力、燃气公司。截至25Q3末，XLU前十大重仓股分别为新纪元能源、南方电力、CONSTELLATION ENERGY、杜克能源、VISTRA、美国电力、 SEMPRA、道明尼资源、埃克西尔能源、爱克斯龙电力，主营业务均为电力、燃气等。

XLU前十大重仓股现金分红具备持续性，平均股息率基本可维持 3%以上。我们统计自2016年以来各重仓股均执行较为连贯的分红政策，包括但不限于亏损期坚持现金分红和利润明显下滑时大幅提升分红比例。基于此，XLU前十大重仓股平均股息率除2021年外，均维持在 3%以上。从时


间维度来看，XLU前十大重仓股的股息率变动与美国加息/降息周期基本保持一致。如2016-2018年，美国处于加息周期，XLU前十大重仓股的平均股息率在 3.5%左右；2019-2021年，美国处于降息周期，XLU前十大重仓股的平均股息率降至 3.2%左右，并随2021年美国联邦基金利率降至绝对低位来到 2.9%的历史较低水平；2022-2023年美国重新进入加息周期，XLU前十大重仓股的平均股息率同步回升；并于2024年随美联储开启降息重新进入下行通道。

表1：XLU前十大重仓股（截至25Q3末）

证券简称

重仓持股

持仓市值(亿美元)

占基金净值比

NEE.N

新纪元能源

24.7

11.58%

SO.N

南方电力

16.5

7.77%

CEG.O

CONSTELLATION ENERGY

16.3

7.66%

DUK.N

杜克能源

15.3

7.17%

VST.N

VISTRA

9.9

4.65%

AEP.O

美国电力

9.5

4.48%

SRE.N

SEMPRA

9.3

4.37%

D.N

道明尼资源

8.3

3.89%

XEL.O

埃克西尔能源

7.6

3.55%

EXC.O

爱克斯龙电力

7.2

3.39%

前十大合计

124.6

58.51%

资料来源：Wind、中国银河证券研究院

图4：XLU前十大重仓股历年现金分红比例

公司

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

新纪元能源

57%

35%

33%

66%

96%

44%

83%

53%

62%

南方电力

86%

264%

109%

55%

86%

116%

83%

77%

72%

CONSTELLATION ENERGY

-22%

-144%

24%

12%

杜克能源

109%

81%

98%

73%

207%

77%

121%

111%

71%

VISTRA

-112%

27%

43%

-23%

-25%

20%

11%

美国电力

185%

62%

66%

70%

65%

61%

72%

81%

65%

SEMPRA

49%

330%

94%

50%

32%

107%

68%

49%

56%

道明尼资源

84%

67%

97%

222%

-648%

63%

223%

112%

106%

埃克西尔能源

62%

65%

63%

62%

63%

63%

63%

66%

65%

爱克斯龙电力

103%

34%

67%

49%

76%

85%

63%

62%

63%

资料来源：Wind、中国银河证券研究院

图5：XLU前十大重仓股历年股息率 （%）


资料来源：Wind、中国银河证券研究院

XLU重仓股在2017-2024年间，PE在16.1x-36.5x，平均为24x；PB在1.9x-2.6x，平均为 2.2x。阶段性高点均出现在2021年，我们认为很大程度上受益于彼时美国的低利率环境。

图6：美国联邦基金利率（%）


资料来源：Wind、中国银河证券研究院

图7：XLU重仓股PE&PB（右）


资料来源：Wind、中国银河证券研究院


二、十五五电力需求展望积极，电价有望企稳回升

（一）电气化率提升叠加AI等新兴领域驱动，电力需求展望积极

过去二十年，三产和居民用电量在全社会用电量中的占比持续提升，其增速对全社会用电量增速的贡献度抬升。2005年，一产、二产、三产、城乡居民用电量占全社会用电量的比例分别为 3.0%、 74.8%、10.7%、11.5%；而2005年1-11月，一产、二产、三产、城乡居民用电量占全社会用电量的比例分别为 1.5%、63.9%、19.2%、15.4%。从趋势上来看，过去20年间，一产和二产用电量占比出现明显下降，三产和居民用电对全社会用电量的贡献有所增加。2024年、2025年1-11月，三产、城乡居民用电量增速维持较高水平，驱动全社会用电量增速分别较二产用电量增速高出1.7、 1.5pct。

图8：全社会用电量结构


资料来源：Wind、中国银河证券研究院

图9：分部门用电量增速情况（%）


资料来源：Wind、中国银河证券研究院

对于三产和居民用电量的高增，我们预计核心驱动因素主要来自于建筑部门电气化率提升&极端天气扰动、电动汽车充电、数据中心耗电等。具体来看：

(1) 建筑部门电气化率提升叠加极端天气扰动，采暖降温负荷对三产和居民用电量的影响越来越突出。

过去十年，我国终端用能电气化水平不断提升，2023年电能占终端能源消费的比重达到 28.1%相比十年前增加6.7pct。分部门来看，建筑部门的电气化程度最高（2023年达到 48.1%），且上升趋势明显（2023年较2021年提升3.2pct，高于全社会1.2pct的水平），这主要得益于电制冷、供暖应用场景的不断深化。这一趋势带来的显著变化即为近年来三产和居民用电量，尤其是居民用电量受天气的影响愈发明显。回溯历史，可以发现在2016、2018、2022、2024年等气温偏高年份，城乡居民用电量增速均处于高位。展望未来，双碳目标驱动下预计我国电气化程度将持续提升，2060年有望提升至 70%，其中建筑部门有望达到 80%。基于此，我们认为三产和居民用电量长期增长具备较强支撑。


图10：电能占终端能源消费的比重


资料来源：中电联、中国政府网、国网能源研究院、中国银河证券研究院

图11：6月1日至8月31日全国平均气温历年变化（1961-2024年）


资料来源：国家气候中心、中国银河证券研究院

（2）随电动汽车保有量增加，电动汽车充电量占三产和居民用电量的比重明显上升。

截至2025年6月，我国新能源汽车保有量为3689万辆，同比增长 49%。根据国家能源局数据，2024年，我国新能源汽车充电量超1100亿千瓦时，同比增速达到 38%。考虑到新能源汽车到公共充电桩充电所耗用的电量会被计入“批发零售业”下属的“充换电服务业”用电；而在私人充电桩充电在大部分地区执行居民生活用电价格，其耗电应属于居民生活用电；因此，我们认为新能源汽车充电量在三产和居民用电量中均有所体现。2024年，新能源汽车充电量占三产+居民用电量的 3.3%，较2023年提升0.7pct；鉴于其增速较快，我们预计未来其对三产和居民用电量的贡献将持续增加。

图12：我国新能源汽车保有量和同比增速


资料来源：Wind、中国银河证券研究院

图13：我国新能源汽车充电量（亿kwh）和占比


资料来源：国家能源局、Wind、中国银河证券研究院

(3) 数据中心快速发展带动耗电量增长。我们测算2030年国内数据中心耗电量（不含电信网络耗电量）将从2023年的1500亿kwh增长至2030年的4051亿千瓦时，复合增速 15%。

模型训练对应的功率需求以每年2.1x的速度增长，尽管目前数据中心耗电量占全球电力需求的比例尚低，但在部分国家/地区已展现出了不容忽视的影响。模型训练过程中，GPU、冷却设备等将会产生较大的电力消耗，尽管过去十年芯片效率大幅提升（即单位功率所支持的算力不断提升），但模型训练所需的功率仍以每年2.1x的速度增长。基于此，AI大模型所催化的数据中心用电量对全球电力需求的拉动作用开始受到广泛关注。根据JLL发布的《2025GlobalDataCenterOutlook》，其预计2025年数据中心用电量仅占全球电力需求的 $ \sim 2\% $ ，但由于数据中心在全球分布不均，部分国家/地区，如新加坡、爱尔兰、美国弗吉尼亚州，这一比例已分别达到 7%、21%、26%，显示出


持续增长的算力需求对用电量增长的强劲拉动效果。

图14：机器学习芯片能效（FLOP/s per watt）


资料来源：EPOCHAI、中国银河证券研究院注：横轴表示不同芯片的发布时间。

图15：AI模型训练所需功率（W）


资料来源：EPOCHAI、中国银河证券研究院

注：横轴表示不同模型的发布时间。

聚焦国内，目前数据中心用电量存在两种口径，预计差距主要来自于数据传输网络的电力消耗。目前国内对于数据中心的耗电量存在两种数据口径，其一为中国信通院公布的数据，显示2023年全国算力中心用电量达到1500亿千瓦时，同比增长 15.4%（对应2022年用电量约为1300亿千瓦时）；其二为中国能源报引用的数据，显示2022年全国数据中心耗电量达到2700亿千瓦时。而根据国际能源署的估算，2023年国内电信网络消耗的电量约为900-1100亿千瓦时，因此，其认为2023年国内数据中心耗电量达到2000-3000亿千瓦时的数据来源可能包括了数据传输耗电量，而在1000- 1500亿千瓦时量级的数据来源可能仅包括数据中心耗电量。

图16：国内不同口径下的数据中心耗电量


资料来源：IEA、中国银河证券研究院

基于信通院的数据口径，我们测算2030年国内数据中心耗电量将达到4051亿千瓦时，2024- 2030年复合增速 16.1%。在此基础上，参考IEA对国内电信网络耗电量的预测（2030年将达到 1250亿千瓦时，增量主要来自5G网络，2/3/4G网络将下降），数据中心（含数据传输）用电量有望达到5301亿千瓦时。我们的核心假设如下：


1) 算力规模预测：根据工业和信息化部信息通信发展司负责人披露，截至2024年底，我国算力总规模达280EFLOPS（每秒百亿亿次浮点运算，以FP32单精度计算）。展望未来，参考国际数据公司（IDC）与浪潮信息联合发布的《2025年中国人工智能计算力发展评估报告》中对于我国算力规模的预测（2024-2028年智能算力复合增速 40%），我们假设2024-2030年国内算力总规模复合增速为 38.9%。

2) 能效比：我们基于2022、2023年的实际用电量数据，倒算2022、2023年的能效比分别为 27、32GFLOPS/W，考虑到未来芯片等核心设备的能效比仍有持续优化的空间，我们假设未来能效比维持上升趋势。

3) PUE：数据中心的耗电量除了来自于IT设备外，还来自制冷、配电等系统，PUE=数据中心总能耗/IT设备能耗，PUE越低表示数据中心的能效水平越好。根据中国信通院披露的数据，2023年，全国在用算力中心平均PUE为1.48，与2022年的1.52相比有所提升，我们假设未来维持下降态势；同时参考2024年7月3日国家发展改革委等部门发布的《数据中心绿色低碳发展专项行动计划》，其提出“到2025年底，新建及改扩建大型和超大型数据中心电能利用效率降至1.25以内，国家枢纽节点数据中心项目电能利用效率不得高于1.2”，我们假设到2030年，数据中心平均PUE降至1.22。

4) 利用小时：假设全年不间断运行，即利用小时数为8760h。

表2：国内数据中心用电量测算

年份

算力规模(EFLOPS)

算力规模YOY

能效比(GFLOPS/W)

新增功率(万千瓦)

PUE

新增用电量(亿千瓦时)

用电量(亿千瓦时)

用电量YOY

2021

140

1100

2022

180

28.6%

27

150.2

1.52

200.0

1300

18.2%

2023

230

27.8%

32

154.3

1.48

200.0

1500

15.4%

2024E

280

21.7%

41

123.4

1.44

155.2

1655

10.3%

2025E

400

43.0%

49

243.7

1.39

297.6

1953

18.0%

2026E

564

40.8%

59

275.3

1.35

326.8

2280

16.7%

2027E

780

38.3%

70

308.7

1.32

356.5

2636

15.6%

2028E

1074

37.7%

81

362.3

1.28

407.6

3044

15.5%

2029E

1471

37.0%

93

425.6

1.25

466.8

3510

15.3%

2030E

2008

36.5%

106

504.5

1.22

541.2

4051

15.4%

资料来源：中国信通院、工信部、国际数据公司（IDC）、中国银河证券研究院注：2021年用电量数据为我们估计值。


图17：2021-2030年中国电信网络电力需求


资料来源：IEA、中国银河证券研究院

综合考虑上述因素影响，我们预计2025年全社会用电量增速为 5.3%，2025-2030年CAGR为 5.2%。其中，二产用电量CAGR为 3.9%，主要受高技术及装备制造业（包括电气机械和器材制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业、汽车制造业、仪器仪表制造业、医药制造业、通用设备制造业、专用设备制造业）拉动，CAGR可达 9.0%。三产用电量CAGR为 8.1%，其中与AI相关的信息传输/软件&信息技术服务业和包含充换电服务业的批发&零售业用电量CAGR分别高达 15.4%和 11.9%。基于此，我们预计二产用电量占全社会用电量的比例将分别由2025年的 63.9%下降 3.9pct至2030年的 60%，与之相对，三产用电量占比将由2025年的 19.2%提升2.7pct至2030年的 22%。

表3：全社会用电量预测（亿kwh）

2020

2021

2022

2023

2024

2025E

2026E

2027E

2028E

2029E

2030E

全社会用电量

75110

83128

86372

92241

98521

103771

109643

115531

121645

127669

133805

yoy

10.7%

3.9%

6.8%

6.8%

5.3%

5.7%

5.4%

5.3%

5.0%

4.8%

其中：一产

859

1023

1146

1278

1357

1493

1635

1782

1933

2088

2244

yoy

19.1%

12.0%

11.5%

6.2%

10.0%

9.5%

9.0%

8.5%

8.0%

7.5%

其中：二产

51215

56131

57001

60745

63874

66334

69224

72022

74876

77598

80349

yoy

9.6%

1.5%

6.6%

5.2%

3.9%

4.4%

4.0%

4.0%

3.6%

3.5%

其中：三产

12087

14231

14859

16694

18348

19956

21678

23509

25432

27416

29410

yoy

17.7%

4.4%

12.3%

9.9%

8.8%

8.6%

8.4%

8.2%

7.8%

7.3%

其中：城乡居民

10950

11743

13366

13524

14942

15988

17107

18219

19403

20567

21802

yoy

7.2%

13.8%

1.2%

10.5%

7.0%

7.0%

6.5%

6.5%

6.0%

6.0%

资料来源：Wind、国家能源局、中电联、中国银河证券研究院

（二）十五五各类电源装机均有增长潜力，以保证电力系统具备足够充裕度

新能源仍是十五五期间新增装机主力。截至25年11月末，新能源累计装机达到17.6亿kw，占总装机的比例达到 46%。2025年1-11月，受136号文导致的抢装影响，风电、光伏新增装机分别为82、275GW，yoy+61%、+31%。展望未来，双碳目标下预计新能源仍是新增装机主力。基于我国新一轮国家自主贡献承诺（到2035年，风电和太阳能发电总装机容量力争达到36亿千瓦），


预计十五五期间年均新增装机至少在200GW左右。基于此，我们假设25年末新能源累计装机超过 18亿kw，并在十五五期间年均新增2.5-3亿kw。

水电：主要流域仍有装机增长潜力，但短期难释放。我们梳理雅砻江、澜沧江、大渡河、雅鲁藏布江等流域仍具备装机增长潜力，前三者在建&拟建&前期规划装机占在运装机的 50%-60%；雅鲁藏布江流域规划5座梯级电站，装机6000-7000万kw。但考虑到水电建设周期较长，预计除大渡河流域4座电站352万千瓦装机在25-26年陆续投产外，其余装机增量最早将于十五五后期开始释放。基于此，我们假设25-30年常规水电年均新增装机400万千瓦。

图18：主要流域水电开发进展（单位：万千瓦）


资料来源：华能水电、雅砻江公司、国投电力公司公告等，中国银河证券研究院

核电：十四五高核准带来的装机增量将在十五五期间陆续兑现。作为清洁稳定的基荷电源，自 2022年以来我国连续4年核准核电机组数量≥10台，按照5-6年的建设周期推算，十五五期间将迎来密集投运。我们基于对各核电机组开工时间的梳理，判断十五五期间核电累计新增装机将达到 3466万kw。

抽水蓄能：截至24年末，国内抽水蓄能累计装机5869万kw，根据水电水利规划设计总院副院长的预测，“十四五”期间，我国抽水蓄能装机容量预计增长超3400万千瓦，由此测算2025年新增装机约为680万kw。根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021一2035年）》，到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右。基于此，我们假设十五五期间年均新增装机1000万kw，至2030年累计装机达到1.15亿kw，基本完成上述目标。

新型储能：截至2024年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达7376万千瓦，较 2023年底增长超过 130%。根据储能网的初步统计，2025年，国内新型储能新增装机达 58.6GW/175.3GWh，同比增长 38%/60%。在此基础上，考虑到目前新型储能逐渐步入经济性驱动阶段，装机有望维持较快增长，我们预计25-30年累计装机CAGR约为 30%。

从电力保供的视角出发，我们考虑所有电源的保证出力可以满足最大用电负荷，并且留有一定的充裕度。全国最大用电负荷方面，2024年达到14.5亿kw，同比增长 8.2%。考虑到极端气候频


发带来的用电负荷波动，我们假设最大用电负荷的增速快于全社会用电量的增速。各电源保证出力方面，我们假设火电、水电、核电、风电、光伏、储能的保证出力系数分别为0.8、0.7、1、0.1、 0、1。综合上述条件，在假设25年火电新增装机为80GW（参照1-11月的78GW假设），26- 30年年均新增40GW的情况下，我们测算至2029-2030年，电力系统充裕度可以提升至 20%以上的正常水平。

表4：电力装机&平衡预测

2024

2025E

2026E

2027E

2028E

2029E

2030E

电力装机(万kw)

334,862

384,211

420,231

454,621

485,648

516,788

547,677

新增

49,349

36,020

34,390

31,027

31,140

30,889

(1)火电

144,445

152,445

156,445

160,445

164,445

168,445

172,445

新增

5,413

8000

4000

4000

4000

4000

4000

(2)水电:常规水电

37,726

38,126

38,526

38,926

39,326

39,726

40,126

新增

666

400

400

400

400

400

400

(3)核电

6,083

6,357

6,977

7,967

8,594

9,334

9,823

新增

391.52

274.6

620.2

989.9

626.5

740

489.4

(4)风电

52,068

62,068

72,068

82,068

92,068

102,068

112,068

新增

7,934.38

10000

10000

10000

10000

10000

10000

(5)光伏

88,666

118,666

138,666

156,666

171,666

186,666

201,666

新增

27,716.52

30000

20000

18000

15000

15000

15000

(6)水电:抽蓄

5,869

6,549

7,549

8,549

9,549

10,549

11,549

新增

775

680

1000

1000

1000

1000

1000

(7)新型储能

7376

13,236

19457

26267

33622

41355

48798

新增

4169

5,860

7,900

9,100

10,000

10,800

11,300

最大用电负荷(亿kw)

14.5

15.5

16.5

17.4

18.4

19.4

20.5

yoy

8.2%

6.9%

6.2%

5.9%

5.8%

5.5%

5.3%

各电源保证出力(万kw)

166499

180993

193314

206594

220055

234008

247421

系统备用率

14.8%

16.8%

17.5%

18.6%

19.4%

20.4%

20.9%

资料来源：Wind、中电联、水电水利规划设计总院、储能网等，中国银河证券研究院

（三）短期电价下行，中长期随煤价趋稳和电改持续推进有望企稳回升

受煤价、电价政策、电力供需等多重因素共同影响，十四五后半程上网电价进入下行通道。综合考虑容量电价的提升和电量电价的下降，我们预计2026年全国平均综合上网电价降幅或超0.02元/kwh。

在发电量占比仍超过 60%的情况下，现阶段火电的定价能力仍较强。2020-2022年，煤价经历了大幅上涨，火电盈利显著受损。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》，提出“将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过 10%、下浮原则上不超过 15%，扩大为上下浮动原则上均不超过 20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限制。电力现货价格不受上述幅度限制。”基于此，2022年火电上网电价出现明显抬升。

2023年11月，《国家发展改革委 国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格 [2023]1501号）提出“煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。其中，用


于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元；通过容量电价回收的固定成本比例，综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定，2024～2025年多数地方为 30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些，为 50%左右。”2023年煤价回落叠加容量电价政策的出台，使得火电企业2024年综合上网电价（电量电价+容量电价）同比出现小幅下降。

2025-2026年，一方面煤价中枢持续下移；另一方面，2022年8月国家提出的“三个8000万”目标逐渐进入兑现期（表现为2025年1-11月，火电新增装机达78GW，yoy+77%），国内电力供需紧张的格局有所缓解；在此基础上，根据发改价格[2023]1501号文，2026年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于 50%；受此影响，2025、2026年各地长协电价（电量电价）整体下行，其中华东、华南省份降幅较大。若考虑26年容量电价在常规情景下提升65元/kw/年（从100元/kw/年提升至165元/kw/年），基于4000h左右的利用小时，我们测算由此带来煤电上网电价提升0.016元/kwh。在此基础上，考虑电量电价的降幅，我们预计全国平均来看综合上网电价降幅或超0.02元/kwh。

图19：煤价走势（元/吨）


资料来源：Wind、中国银河证券研究院

图20：代表性火电企业上网电价（元/kwh，度电收入口径，不含税）


图21：代表性省份24-26年年度长协电价（元/kwh，含税）



资料来源：各公司公告、中国银河证券研究院

资料来源：广东电力交易中心、国能江苏能源销售之声、江苏省可再生能源行业协会等，中国银河证券研究院

展望未来，我们认为一方面煤炭价格在弱需求和供给侧反内卷的双重博弈下，大幅上涨和大幅下跌的可能性均较为有限，有望从成本端给予电量电价支撑。另一方面，我们认为随着电改持续推进，电力商品价值体系有望从过去以电能量价值为主的单一体系向电能量价值+灵活性价值+可靠性价值+绿色环境价值的多维体系转变。对于火电而言，容量电价、辅助服务收益的提升亦有望支撑综合上网电价企稳回升；而对于新能源来说，绿色环境价值的走扩有助于对冲其全面入市所面临的电价压力。具体而言，

图22：电力商品价值体系


资料来源：北京电力交易中心，中国银河证券研究院

灵活性价值：辅助服务市场规模持续扩大，交易品种上以调峰为主。随现货市场常态化运行，调峰补偿/费用将隐含在现货电价中，不再单列，火电有望从现货峰谷价差中获利。2019H1，全国辅助服务补偿费用共130.31亿元；2024年，全国电力辅助服务市场费用为402.5亿元；若将2019H1数据简单年化，则2019-2024年辅助服务市场规模复合增速达到 9.1%。从交易品种来看，辅助服务费用以调峰补偿为主，2024年占比高达 82.1%，其余分别为调频 17.1%、备用 0.7%、其他 0.1%。随现货市场常态化运行，按照《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（发改价格[2024] 196号）的要求，电力现货市场连续运行的地区，完善现货市场规则，适当放宽市场限价，引导实现调峰功能，调峰及顶峰、调峰容量等具有类似功能的市场不再运行。因此，对于火电而言，出力灵活性有望使其通过在现货价格较低时段少发电，在现货价格较高时段多发电获得更高的现货电价，即体现了其调峰价值，我们梳理在目前常态化运行的电力现货市场中，火电均实现了较风电、光伏的溢价。


图23：2024年辅助服务费用结构


资料来源：国家能源局_《2024年度中国电力市场发展报告》、中国银河证券研究院

图24：不同电源因出力曲线差异获得不同的现货价格（元/kwh）


资料来源：兰木达电力现货、中国银河证券研究院

可靠性价值：现阶段体现为容量电价，预计未来补偿标准和覆盖范围有望进一步扩大。现行煤电、气电、抽蓄、新型储能等均享有容量电价，其中煤电、抽蓄为全国性政策，气电、新型储能多为地方性标准。聚焦煤电，发改价格〔2023〕1501号文提出“2026年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于 50%”。截至目前，我们统计宁夏、安徽、广东等已明确发文将煤电容量电价回收固定成本的比例提升至 50%、天津已提升至 70%，云南、甘肃已提升至 100%。未来随着煤电利用小时持续受到挤压，我们预计会有越来越多的省份将容量电价补偿比例提升至 100%。此外，《电力现货连续运行地区市场建设指引》（发改能源〔2025〕1171号）提出“科学评估各类型机组及新型储能的容量系数，研究建立面向各类电源的容量补偿机制”，基于此，我们认为容量补偿机制覆盖范围或有望在现行火电、储能的基础上进一步扩大。

图25：各地容量电价补偿标准（元/kw/年）


资料来源：国家发改委、北极星电力市场网、北极星电力网、国网安徽电力等，中国银河证券研究院

绿色环境价值：需求侧持续扩张叠加供给侧收缩，价格有望上行。136号文推动新能源全面入市，这将使其出力曲线与用电负荷曲线匹配性差的特征，即相较火电的劣势，被充分定价，但目前新能源相较火电的优势，即绿色环境价值尚未得到充分体现。展望未来，随着电解铝、钢铁、水泥、多晶硅和国家枢纽节点新建数据中心等高耗能行业逐渐被纳入强制消费一定比例绿电的行列，叠加 136号文下机制电量部分对应的绿证供给将“退出”，我们预计绿证价格中枢有望呈现上行趋势。


图26：2025年以来，月度绿证交易价格有上涨趋势（元/个）


资料来源：国家能源局、中国银河证券研究院

注：1）1个绿证单位对应1000千瓦时可再生能源电量；2）绿证有效期2年，时间自电量生产自然月（含）起计算；对2024年1月1日（不含）之前的可再生能源发电项目电量，对应绿证有效期延至2025年底。


三、储能在新型电力系统中的重要性凸显，电力企业多有布局

随新能源装机占比持续提升，电力系统调节资源稀缺。具体表现为全国多数地区新能源消纳率的下降，以及现货市场常态化运行地区分时价格曲线呈现明显的“鸭子形态”，即午间光伏大发时出现低电价甚至负电价，晚高峰新能源出力不足导致电价水平显著拉升。

图27：2025年1-10月多数地区可再生能源利用率较2024年下降（上图为风电，下图为光伏）



资料来源：电力行业规划研究与监测预警中心、中国银河证券研究院

图28：主要电力现货分时价格曲线呈现明显 “鸭子形态”


资料来源：兰木达现货、中国银河证券研究院

为保障新能源健康可持续发展，调节性资源重要性凸显，储能是关键一环。2025年10月，《国家发展改革委 国家能源局关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（发改能源〔2025〕1360号）提出“加快提升系统调节能力。积极推进流域龙头水库电站建设和水电扩机增容改造。加快抽水蓄能电站建设，充分发挥削峰填谷等多重作用。大力推进技术先进、安全高效的新型储能建设，挖掘新能源配建储能调节潜力，提升利用水平。适度布局调峰气电。因地制宜建设光热电站。推进新一代煤电转型升级，推动新能源替代燃煤自备电厂发电。充分发挥虚拟电厂聚合负荷侧调节资源作用，拓展车网互动规模化应用。”对抽蓄和新型储能的表述均较为积极，相关领域景气度有望提升。


抽蓄价格机制明确，核准在建项目充足，支撑十五五装机增长。

《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格[2021]633号）明确，抽蓄执行两部制电价。其中电量电价体现抽水蓄能电站提供调峰服务的价值，以回收抽水、发电的运行成本。具体而言，在电力现货市场运行的地方，抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算；在电力现货市场尚未运行的地方，抽水电价按燃煤发电基准价的 75%执行，上网电价按燃煤发电基准价执行。而容量电价体现抽水蓄能电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值，用于回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益，由政府按照 6.5%的资本金 IRR作为合理收益进行核定，核价周期与输配电价保持一致，即3年。

价格机制的理顺叠加新型电力系统建设的客观需求，十四五期间我国抽蓄新增装机有所放量，预计年均新增680万千瓦，显著高于十三五的169万千瓦。展望未来，一方面，根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021一2035年）》，到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到 6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右。另一方面，根据水电水利规划设计总院的数据，截至24年末，国内核准在建的抽蓄装机容量超2亿 kw。考虑一般情况下5-6年的建设周期，我们判断十五五末累计装机达到1.2亿kw左右的目标实现难度不大。

电力企业中南网储能、长江电力、华电国际等均有抽蓄项目布局，有望于十五五后期-十六五初期进入密集投运阶段，从而为对应公司带来业绩增量。

图29：抽蓄新增装机（万千瓦）


资料来源：Wind、中国银河证券研究院

图30：抽蓄在运&核准在建装机（万千瓦）


资料来源：水电水利规划设计总院、中国银河证券研究院

表5：电力上市公司抽水蓄能项目梳理

公司

项目

装机(万kw)

状态

长江电力

攸县广寒坪抽水蓄能电站

180

预计2029年首台机组投产

巩义后寺河抽水蓄能电站

120

预计2029年首台机组投产

寻乌抽水蓄能电站

120

预计2031年12月全部机组投产

张掖盘道山抽水蓄能电站

140

2028年4月首台机组投产发电，2029年1月全部机组投产运行

菜籽坝抽水蓄能电站

120

计划2029年首台机组投产发电

休宁抽水蓄能电站

120

预计2030年实现投产目标

国投电力

两河口抽水蓄能电站

120

预计2028年并网发电

道孚抽水蓄能电站

210

预计2032年并网发电

盐源白乌抽水蓄能电站

160

预计2031年首台机组投产

中国核电

云霄抽水蓄能电站

180

首台机组计划将于2027年6月并网发电

福能股份

木兰抽蓄

140

预计2028年年底投运


华安抽蓄

140

2030年9月首台机组投产发电

南安抽蓄

120

2025年9月22日开工，总工期69个月

吉电股份

汪清抽水蓄能项目

180

正在开展前期工作

国电电力

和静抽水蓄能电站

210

2030年投产

霍山抽水蓄能电站

120

预计到2030年底正式投产发电

中闽能源

永泰抽蓄

120

首台机组于2022年8月投产发电，2023年5月四台机组全部实现并网发电

华能国际

永新抽水蓄能电站

120

计划2030年实现首台机组投产

华电国际

永昌抽水蓄能电站

120

计划2031年全容量投产

靖宇抽水蓄能电站

180

计划2032年全部建成

灵宝抽水蓄能

120

24年7月开工

牛首山东抽水蓄能电站

140

25年12月开工

西形冲抽水蓄能

120

预计将于2030年左右建成投产

大唐发电

银盘抽水蓄能项目

120

预计于2030年实现首台机组并网发电

协鑫能科

建德抽水蓄能电站项目

240

预计2029年9月首台机组发电

南网储能

1028

在运

肇庆浪江抽水蓄能电站

120

计划于2026年投产发电

惠州中洞抽水蓄能电站

120

预计2026年底前首台机组投产发电，2027年上半年全部机组投产发电

梅州抽水蓄能电站二期

120

25年11月投产

电白抽水蓄能电站

120

计划2027年9月首台机组投运，2028年6月全部机组投入运行

南宁抽水蓄能电站

120

2025年12月全部机组投产

灌阳抽水蓄能电站

120

计划2028年2月首台机组投运

钦州抽水蓄能电站

120

预计于2029年建成投产

贵港抽水蓄能电站

120

预计于2029年建成投产

玉林抽水蓄能电站

120

预计于2029年建成投产

西畴抽水蓄能电站

120

预计于“十六五”初期全面建成投产

资料来源：各公司公告、各地方政府网站等，中国银河证券研究院

新型储能收益模式优化，经济性驱动装机高增。

136号文出台前，新能源强制配储政策是新型储能装机增长的主要驱动力，136号文出台后，新能源强制配储取消，由此阶段性引发市场对储能装机增长前景的担忧。但随着储能“电能量市场套利+辅助服务+容量补偿”三重收益模式逐步跑通，经济性驱动下2025年国内新型储能新增装机达 58.6GW/175.3GWh，同比增长 38%/60%。细分来看，电网侧独立/共享储能新增装机规模达 41.1GW/123.1GWh，同比增长 56.23%/89.89%；电源侧新增装机 12.4GW/38.5GWh，同比- 8.1%/+0.25%；用户侧储能新增装机规模为 5.2GW/13.7GWh，同比增长 92.89%/115.18%；电源侧新增装机的下滑被电网侧和用户侧的增长有效对冲。


图31：新型储能新增装机（GW）


资料来源：储能网、中国银河证券研究院

从地区分布来看，2025年，内蒙古新型储能新增装机13.2GW/51.6GWh，容量占比为 29.46%领跑全国。我们认为主要得益于其较为慷慨的容量补偿政策：对纳入自治区独立新型储能电站规划的独立新型储能电站向公用电网的放电量执行补偿，补偿标准一年一定；2025年补偿标准为0.35元/kwh，尽管2026年下降至0.28元/kwh，但降幅有限。除内蒙古外，我们梳理目前包括湖北、甘肃、宁夏、河北等在内的多个地区给予新型储能容量电价。在此基础上，2025年8月发布的《新型储能规模化建设专项行动方案（2025-2027年）》（发改能源〔2025〕1144号）提出“推动完善新型储能等调节资源容量电价机制，有序建立可靠容量补偿机制，对电力系统可靠容量给予合理补偿”。我们认为后续更大范围的容量电价政策或值得期待，从而有望为新型储能的盈利注入更强的稳定性。

表6：部分地区新型储能容量补偿/电价政策梳理

省份

补偿标准

执行期限

湖北

月度容量电费按照月度容量电价和月度平均可用容量确定。其中，月度容量电价=年度容量电价/12，年度容量电价暂按165元/千瓦·年执行；月度平均可用容量=∑(日可用放电功率×单次可持续放电时长÷10小时)/当月总天数。

自2026年2月1日起执行，执行期限暂定1年。

甘肃

电网侧独立新型储能容量电费=申报容量×可靠容量补偿标准×容量供需系数。其中：可靠容量补偿标准暂定为330元/(kW·年)。容量供需系数=容量需求/可靠容量，按年确定，数值大于1时取1。电网侧独立新型储能可靠容量=全网统调电网侧独立新型储能最大放电功率×(1-厂用电率)×可靠容量系数。电网侧独立新型储能可靠容量系数=最大功率发电持续时长/系统净负荷高峰持续时长，最大不超过1，系统净负荷高峰持续时长暂定为6小时。

电网侧独立新型储能自转商用次月起执行发电侧可靠容量补偿机制。通知试行期限截止2027年12月31日。

宁夏

煤电机组、电网侧新型储能容量电费由有效容量、容量电价标准和容量供需系数三者乘积确定。其中，煤电机组、电网侧新型储能容量电价标准2025年10月至12月按照100元/千瓦·年执行，2026年1月起按照165元/千瓦·年执行。有效容量：满功率放电时长/6*额定功率并扣除厂用电容量供需系数=容量需求/总有效容量容量需求=上年系统净负荷曲线最大值所在时刻对应的区内统调用电负荷+外送容量需求(不含直流配套电源送电容量)+备用容量-可中断负荷容量

河北

独立储能电站可获得的容量电费根据容量电价标准和月度平均可用容量确定。年度容量电价为100元/千瓦(含税，下同)，月度标准按8.3333元/千瓦执行。月度平均可用容量=∑0.5x(日可用充电容量x可持续充电时长+日可用放电容量x可持续放电

自2025年1月1日起实施2026年6月1日之前建成并网的项目执行期限24个月，自进


时长)/4小时/当月总天数。

入商业运营次月起执行。

内蒙古

对纳入自治区独立新型储能电站规划的独立新型储能电站向公用电网的放电量执行补偿，补偿标准一年一定，每年9月底前公布次年补偿标准。

2025年度独立新型储能电站补偿标准为0.35元/千瓦时，2025年6月30日前不能开工的独立新型储能电站项目不执行2025年度补偿标准。

2026年度独立新型储能电站向公用电网放电量的补偿标准为0.28元/千瓦时。

执行时间为10年

资料来源：储能与电力市场、中国银河证券研究院

展望2026年，根据鑫椤储能数据，2025年总招标规模447.5GWh，同比增长 113.2%；总中标规模382.6GWh，同比增长 153.2%；备案规模1526.9GWh，同比增长 284.1%；行业维持高景气度。基于此，我们预计2026年国内新型储能新增装机有望同比增长 50%左右（容量口径）至 260GWh。

目前，电力企业中如中国核电、三峡能源、南网储能等均有新型储能项目投资运营经验，期待市场化下新型储能量、利齐升对相关企业的赋能。

图32：新型储能新增装机&预测


资料来源：储能网、鑫椤储能、中国银河证券研究院

图33：电力企业新型储能装机（万千瓦）


资料来源：各公司公告、中国银河证券研究院


四、电力股普遍具备高分红特征，长期收益可观

电力行业盈利能力整体较为优异，其中水、核最佳。我们复盘电力各子板块自2020年以来盈利表现，其中水电、核电板块ROE持续高于万得全A；新能源板块受电价、消纳问题影响，近年来盈利能力处于下降通道，自2024年起ROE表现弱于万得全A；受煤价大幅上涨扰动，火电板块 ROE于2021年转负，但2022年随着煤电上网电价抬升有所修复，并在随后的2023-2025年受益于煤价中枢的持续下行，ROE逐步恢复至较高水平，已于2024年起超过万得全A。

图34：电力各子板块 $ ^{1} $ROE和万得全A的对比


资料来源：Wind、中国银河证券研究院

电力行业整体现金流较为充裕，其中水电、火电现阶段更优。我们按照（经营性净现金流-购建固定资产&无形资产和其他长期资产支付的现金）这一指标衡量电力各子板块的现金流充裕度。其中水电企业因成本端以折旧等非付现成本为主，且资本开支相对可控，自2020年以来上述指标均为正，且保持相对稳定。核电企业受2022年起国内每年核准核电机组数量≥10台影响，进入资本开支高峰期，上述指标于2023年转负，并有持续扩大趋势。火电企业成本端以燃料采购为主，因此十四五前期煤价大幅上涨拖累相关企业现金流表现；与此同时，2022年提出的“三个8000万”保供计划，也使得火电的资本开支进入阶段性高峰，且多数火电企业还需承担一定的新能源资本开支以实现绿色转型；但随着煤价中枢逐步回落，以及前期规划的火电项目陆续投产，2025Q1-3火电企业上述指标同比出现大幅改善。新能源板块一方面受国补拖欠影响现金流入不佳，另一方面资本开支维持高位，上述指标自2020年以来持续为负；25Q1-3，上述指标同比改善显著的原因主要系大额国补发放，资本开支暂未看到明显收缩。


图35：电力各子板块现金流充裕度（亿元）


资料来源：Wind、中国银河证券研究院

较为充裕的现金流支持企业高分红。水电企业现金流充裕，支撑样本企业2020年以来维持平均 50%-60%的分红比例。核电企业尽管现阶段资本开支规模较大，但2020年以来仍维持 40%左右的相对稳定的分红比例。火电企业2021、2022年盈利有所波动，导致分红比例数据失真，但部分企业如华电国际、大唐发电、江苏国信等，即便在亏损/微利的情况下仍坚持现金分红；2023年盈利水平基本恢复正常后，分红比例在 40%左右。新能源企业现阶段现金流压力较大，近年来分红比例基本在 30%左右。

图36：电力各子板块分红比例


资料来源：Wind、中国银河证券研究院

从股息率出发，现阶段火电、水电更具性价比。我们采用wind2025年一致盈利预测，并假设样本企业2025年的分红比例和2024年持平，由此测算水电、核电、火电、新能源板块的25E平均股息率分别为 2.97%、2.25%、3.76%、2.26%。其中水电股息率已处于2023年以来的阶段性高位，火电股息率处于2020年以来高位。


图37：电力各子板块股息率


资料来源：Wind、中国银河证券研究院

国内电力股2020年至今平均PE_TTM（下同）20.8x，PB_LF（下同）1.5x，一方面与美股相比有提升空间，另一方面，从时间维度来看，截至2026年1月16日，电力（SW）最新PE 19.4x、PB1.6x，分别处于2020年以来 55%、 63%分位数水平，当前时点具备性价比。细分来看：

水电：由于业绩优异且相对稳健、现金流充裕&分红比例高，在电力子板块内部估值相对较高，2020年至今平均PE20.3x，PB2.3x。截至2026年1月16日，水电板块PE19.5x、 PB2.4x，分别处于2020年以来 37%、 55%分位数水平。

核电：以中国核电为代表，2020年至今平均PE16.2x、PB1.7x。截至2026年1月16日，PE23.3x、PB1.6x，分别处于2020年以来 99%、48%分位数水平。核电短期主要受到市场化电价下行的扰动，业绩层面有一定压力。但我们认为核电作为新型电力系统中的清洁稳定基荷电源，合理收益率应受到保障，未来市场化电价有望和火电电量电价脱钩，从而使得业绩端能更好地反映装机的增长；与此同时，随着核准在建机组的陆续投运，企业现金流也将有所改善，支撑分红比例提升；以上两方面有望助力核电企业迎来业绩与估值的戴维斯双击。

火电：2020年以来平均PE27.9x，PB1.0x，其中PE主要受2021-2022年业绩大幅下滑导致的被动抬升影响。截至2026年1月16日，火电板块PE12.5x、PB1.1x，分别处于 2020年以来 18%、78%分位数水平。现阶段市场对火电的担忧主要在于其盈利的可持续性，我们认为随着电改持续深化，火电将不再以多发电作为主要经营目标，因此其盈利受电量电价和煤价的影响将逐步弱化，容量电价、辅助服务收益等更具稳定性的收益占比将逐步提升，驱动火电盈利稳定性和估值中枢抬升。

新能源：以风力发电（SW）为代表 $ ^{2} $，平均PE24.1x、PB2.1x。截至2026年1月16日，风电板块PE25.0x、PB1.4x，分别处于2020年以来 69%、21%分位数水平。我们认为现阶段新能源仍处于基本面下行通道，2026年市场化电价在136号文的影响下或仍呈下降趋势；与此同时，25年新增装机仍维持高位，短期消纳压力凸显；静待新型电力系统建设持续推进下电价与消纳拐点到来对业绩的提振，以及国补超预期发放可能带来的短期催化。


图38：电力各子板块PE_TTM（火力发电SW，右）


资料来源：Wind、中国银河证券研究院

注：核电板块没有对应的指数，我们以中国核电作为代表，下同。

图39：电力各子板块PB_LF


资料来源：Wind、中国银河证券研究院

表7：电力及其子板块2020年至今（截至2026年1月16日）估值表现

子板块

PE_TTM

PB_LF

区间最高

区间最低

区间平均

最新估值

当前分位数

区间最高

区间最低

区间平均

最新估值

当前分位数

水力发电(SW)

26.50

14.84

20.29

19.50

37%

3.03

1.51

2.35

2.44

55%

中国核电

24.59

11.71

16.19

23.33

99%

2.58

1.25

1.67

1.59

48%

风力发电(SW)

50.22

15.12

24.10

24.99

69%

5.87

1.18

2.08

1.42

21%

火力发电(SW)

120.81

10.34

27.87

12.50

18%

1.30

0.72

1.01

1.13

78%

电力(SW)

31.06

15.00

20.83

19.44

55%

1.96

1.17

1.53

1.59

63%

资料来源：Wind、中国银河证券研究院

拉长时间周期来看，电力（SW）指数累计收益率跑赢沪深300。自2020年以来电力（SW）指数累计涨幅 31%（对应年化收益率 5%），同期沪深300指数涨幅为 14%。细分来看，以中国核


电为代表的核电板块表现最好，累计收益率达 100%，主要系自2022年开始，国内核电核准数量≥ 10台/年，打开了核电中长期成长空间；但2024年7月以来，中国核电股价持续调整，我们认为一方面受市场风格的影响，另一方面，核电市场化电价下行、税收优惠政策变动也对短期业绩形成扰动。其次为火电，区间累计收益率为 57%，股价表现一方面受电改政策的驱动，如21年10月发改价格【2021】1439号文扩大煤电市场化电价浮动范围、23年11月发改价格【2023】1501号文建立煤电容量电价；另一方面，在年度长协电价前置的情况下，一般每年上半年股价主要博弈煤价超预期下跌；下半年主要博弈次年长协电价的签订情况。再次为水电，区间累计收益率 50%，作为红利标杆，股价表现主要受市场风格影响，短期来水和市场化电价波动的影响均较为有限。最后为新能源，股价于2021年见顶，随后在电价下行、限电等不利因素的影响下回调，当前处于基本面仍下行但股价筑底阶段。但进一步细分来看，风电的表现好于光伏，我们认为主要系风电出力曲线相对更均匀，电力市场化浪潮下面临的盈利压力小于光伏。

图40：电力板块vs沪深300累计收益率


资料来源：Wind、中国银河证券研究院


五、风险提示

电力需求不及预期的风险，上网电价超预期波动的风险，水风光等自然资源条件超预期波动的风险，煤炭等原材料价格超预期波动的风险等。


图表目录

图1： 美国基金对公用事业的持仓市值及占比...4

图2：中国基金对电力、热力、燃气及水生产和供应业持仓市值及占比...4

图3： XLU复权单位净值（单位：美元）...4

图4： XLU前十大重仓股历年现金分红比例...5

图5： XLU前十大重仓股历年股息率（%）...5

图6： 美国联邦基金利率（%）...5

图7： XLU重仓股PE&PB（右）...5

图8： 全社会用电量结构...6

图9： 分部门用电量增速情况（%）...6

图10： 电能占终端能源消费的比重...7

图11： 6月1日至8月31日全国平均气温历年变化（1961-2024年）...7

图12： 我国新能源汽车保有量和同比增速...7

图13： 我国新能源汽车充电量（亿kwh）和占比...7

图14： 机器学习芯片能效（FLOP/s per watt）...8

图15： AI模型训练所需功率（W）...8

图16： 国内不同口径下的数据中心耗电量...8

图17： 2021-2030年中国电信网络电力需求...10

图18： 主要流域水电开发进展（单位：万千瓦）...11

图19： 煤价走势（元/吨）...13

图20： 代表性火电企业上网电价（元/kwh，度电收入口径，不含税）...13

图21： 代表性省份24-26年年度长协电价（元/kwh，含税）...13

图22： 电力商品价值体系...14

图23： 2024年辅助服务费用结构...15

图24： 不同电源因出力曲线差异获得不同的现货价格（元/kwh）...15

图25： 各地容量电价补偿标准（元/kw/年）...15

图26： 2025年以来，月度绿证交易价格有上涨趋势（元/个）...16

图27： 2025年1-10月多数地区可再生能源利用率较2024年下降（上图为风电，下图为光伏）...17

图28： 主要电力现货分时价格曲线呈现明显“鸭子形态”...17

图29： 抽蓄新增装机（万千瓦）...18

图30： 抽蓄在运&核准在建装机（万千瓦）...18

图31： 新型储能新增装机（GW）...20

图32： 新型储能新增装机&预测...21


图 33：电力企业新型储能装机（万千瓦） ...21

图 34：电力各子板块 ROE 和万得全 A 的对比 ...22

图 35：电力各子板块现金流充裕度（亿元） ...23

图 36：电力各子板块分红比例 ...23

图 37：电力各子板块股息率 ...24

图 38：电力各子板块 PE_TTM（火力发电 SW，右） ...25

图 39：电力各子板块 PB_LF ...25

图 40：电力板块 vs 沪深 300 累计收益率 ...26

表 1： XLU 前十大重仓股（截至 25Q3 末） ...5

表 2：国内数据中心用电量测算 ...9

表 3：全社会用电量预测（亿 kwh） ...10

表 4：电力装机&平衡预测 ...12

表 5：电力上市公司抽水蓄能项目梳理 ...18

表 6：部分地区新型储能容量补偿/电价政策梳理 ...20

表 7：电力及其子板块 2020 年至今（截至 2026 年 1 月 16 日）估值表现 ...25


分析师承诺及简介

本人承诺以勤勉的执业态度，独立、客观地出具本报告，本报告清晰准确地反映本人的研究观点。本人薪酬的任何部分过去不曾与、现在不与、未来也将不会与本报告的具体推荐或观点直接或间接相关。

陶贻功，环保公用行业首席分析师，毕业于中国矿业大学（北京），超过10年行业研究经验，长期从事环保公用及产业链上下游研究工作。曾就职于民生证券、太平洋证券，2022年1月加入中国银河证券。

梁悠南，公用事业行业分析师，毕业于清华大学（本科），加州大学洛杉矶分校（硕士），纽约州立大学布法罗分校（硕士）。于2021年加入中国银河证券，从事公用事业行业研究。

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评级标准

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评级

说明

评级标准为报告发布日后的6到12个月行业指数(或公司股价)相对市场表现,其中:A股市场以沪深300指数为基准,新三板市场以三板成指(针对协议转让标的)或三板做市指数(针对做市转让标的)为基准,北交所市场以北证50指数为基准,香港市场以恒生指数为基准。

行业评级

推荐:

相对基准指数涨幅10%以上

中性:

相对基准指数涨幅在-5%~10%之间

回避:

相对基准指数跌幅5%以上

公司评级

推荐:

相对基准指数涨幅20%以上

谨慎推荐:

相对基准指数涨幅在5%~20%之间

中性:

相对基准指数涨幅在-5%~5%之间

回避:

相对基准指数跌幅5%以上

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