電力行業供需、景氣度與未來展望分析

逆周期屬性延續，供需趨弱、盈利趨強。

1.需求側：暖冬&上年閏年等拖累Q1用電增速，Q2有所回升

25年上半年，全國平均氣溫偏高0.8℃。受暖 冬、上年閏年等因素影響，年初以來的用電 增速弱于去年同期。1-6月份，全社會用電量 4.84萬億千瓦時，同比增長3.7%。

第一產業：1-6月份，用電量676億千瓦時， 同比增長8.7%，較上年同期回落0.1pct， 2022-2025年三年CAGR為9.7%；

第二產業：1-6月份，用電量31485億千瓦時 ，同比增長2.4%，較上年同期回落4.5pct， 2022-2025年三年CAGR為4.7%；

第三產業：1-6月份，用電量9164億千瓦時 ，同比增長7.1%，較上年同期回落4.6pct， 2022-2025年三年CAGR為9.7%；

城鄉居民生活：1-6月份，用電量7093億千 瓦 時 ， 同 比 增長 4.9% ， 較 上年 同 期 回落 4.1pct，2022-2025年三年CAGR為5.1% 。

1-6月份，一產、二產、三產、居民對1-6月 用電增量的貢獻分別為2.9%、44.2%、 34.7%、18.2%。

2.供給側：單6月發電增速-水電降幅收窄，火電增幅放緩

發電量：1-6月份，全國規上電廠發電量 45372億千瓦 時， 同比 增長0.8%，2023- 2025年兩年CAGR為4.3%；

新增裝機：1-6月份，全國新增裝機容量 29332萬千瓦，比上年同期多投產14056萬千 瓦，增幅92.0%；

裝機容量：截至6月底，全國累計發電裝機容 量36.5億千瓦，同比增長18.7%， 2023- 2025年兩年CAGR為16.1%；

利用小時：1-6月份，全國發電設備累計平均 利用小時1504小時，同比減少162小時，降 幅9.7%。

電力投資：1-6月份，主要電力企業電源及電 網工程合計完成投資6546億元，同比增長 9.4%， 2023-2025年兩年CAGR為40.4%。

發電量結構中，與上年同期相比，水電占比 下降0.6個百分點至11.9%；火電占比下降2.9 個百分點至64.8%；風電占比提高1.5個百分 點至12.2%；光伏占比提高1.6個百分點至 5.9%；核電占比提高0.4個百分點至5.2%。

3.景氣度：穩中有升

電力行業92家上市公司中，實現歸母凈利潤同 比增長的有52家，另有4家公司扭虧為盈；有 25家公司歸母凈利潤同比下降，另有4家出現 虧損、7家持續虧損。

在各子板塊中，1Q25火電（含熱電、生物質發 電等）板塊47家公司中，有32家實現歸母凈利 潤同比增長，1家扭虧為盈，同比下降的有10 家，另有2家出現虧損、2家持續虧損；水電（ 含地電等）板塊的19家公司中有9家實現歸母 凈利潤同比增長、2家扭虧為盈，同比下降的有 4家，另有1家出現虧損、3家持續虧損；新能 源（核電、風電、光伏發電）板塊26家公司中 ，有11家實現歸母凈利潤同比增長、1家扭虧 為盈，同比下降的有11家，另1家出現虧損、2 家持續虧損。

1Q25，全行業營業收入、營業成本、歸母凈利 潤同比分別下降4.9%、下降7.2%、增長4.9% ，毛利率、凈利率分別為23.6%、14.5%，比 1Q24分別提高1.9、1.5個百分點。

4.未來展望：承上啟下，電價機制革命

需求為先，中正平和看待用電增長

十三五（2016A-2020A）：全社會用電量 從2015年的55500億千瓦時增長到2020年 的75110億千瓦時，年均復合增速6.2%， 年均增量3922億千瓦時。

十四五（2021A-2025E）：2025年1-5月 用電量同比增長3.4%，比上年同期回落 5.2pct。參考近年來的歷史數據，假設 2025年用電量增量5000億千瓦時、達到 103521億千瓦時、增速5.1%，對應十四五 期間全社會用電量年均增速為6.6%，略高 于十三五。考慮到初期兩年國內外公共衛 生事件前后對沖，擾動影響可以基本剔除 ，因此十四五期間超預期的用電需求預計 主要推動力還是來自于產業結構調整的效 果，電氣化水平不斷提升，新興產業高速 發展有力支撐了傳統產業發展趨緩對需求 的沖擊；此外，全球變暖趨勢延續，極端 高溫事件趨多趨強，也對用電需求帶來正 向拉動效果。

十五五（2026E-2030E）：近年來全球宏 觀形勢不確定性的加劇，導致對未來用電 需求預期悲觀。但中國仍處于發展進程中 ，產業結構轉型成果初顯，新動能仍在不 斷涌現。我們保守假設年均用電增量為 4000億千瓦時，對應年均復合增速3.6%。

“雙碳”方興未艾，電源結構變革行百里半九十

水電：2024年新增裝機1358萬kW，裝機容量 達到4.36億kW，在總裝機中占比13.0%；假設 2025-2030年，每年新增裝機1500萬kW。

火電：2024年新增裝機5346萬kW，裝機容量 達到14.44億kW，在總裝機中占比43.1%； 2022-1H24新增核準煤電裝機2.075億kW，考 慮到2~3年的建設周期，預計將在2025年達到 投產高峰，假設為7000萬kW的新增裝機。后續 隨著煤電新增核準的斷崖式下降，預計未來新增 投產將逐步減少，依次為5000、3000、1000、 1000、1000萬kW 。

核電：2024年新增裝機393萬kW，裝機容量達 到0.61億kW，在總裝機中占比1.8%；梳理近幾 年我國新增核準開工的核電項目，假設2025- 2030年新增裝機395、620、996、623、619、 1168萬kW。

風電：2024年新增裝機7924萬kW，裝機容量 達到5.21億kW，在總裝機中占比15.5%。隨著 優質可開發資源的減少，新增裝機量預計下滑， 預計未來新增投產將逐步減少，依次為8000、 6000、5000、5000、5000、5000萬kW 。

光伏：2024年新增裝機2.76億kW，裝機容量達 到8.87億kW，在總裝機中占比26.5%。136號 文下，25年上半年光伏迎來“搶裝潮”，考慮 到消納的巨大壓力，新增裝機量預計下滑，預計 未來新增投產將逐步減少，依次為2.5、2、1.5 、1.5、1.5、1.5億kW 。

以需定產，新電源結構下的電量蛋糕新切分格局

根據前文對用電量以及各個電源類型裝機結構的分析和預測，結合新型電力系統下各自的角色/功能變化對利用小時的影響，對十五五期間的電量 供需平衡表進行拆分測算。

測算結果顯示，2030年風電和光伏的裝機占比過半，達到55.4%；電量占比達到32.4%。火電裝機占比持續下降，預計將從2024年的43.1%降至 2030年的32.1%，電量占比從64.5%降至47.9%；其中，煤電在火電發電量中的占比從2020年的90%降至2024年的85%、年均下降約1.1%，考慮 到煤電容量電價上調、氣電在現貨全面鋪開后價差空間擴大、垃圾發電產能利用率提升等因素，預計2030年煤電在火電電量占比或降至約80%。 即2030年風光電量占比約30%以上，煤電占比約40%以下，未來新能源和煤電市占率將逐步趨同。新型電力系統的建設，正在重塑能源格局，由 此展開對靈活性調節資源和新型電力系統下電價體系的探討。

火、綠同臺，電量電價綠電占據優勢

2025年標志著中國新能源行業正式告別“ 保量保價”的政府定價模式，進入全面市 場化競爭時代。根據2025年2月9日，國家 發改委、能源局聯合發布的《關于深化新 能源上網電價市場化改革 促進新能源高質 量發展的通知》，明確風電、太陽能發電 等新能源項目上網電量全部進入電力市場 ，電價通過市場化交易形成。2025年2月出 臺的“136號文”文件明確新能源項目上網 電量原則上全部進入電力市場，這意味著 風電、光伏將告別固定電價，直面市場競 爭。政策設置了2025年6月1日這一關鍵時 間節點，據統計，僅2025年第一季度，全 國新增新能源裝機就突破7675萬千瓦，同 比增長21%。

根據當前的陸風、海風、光伏、火電的項 目投資及運營參數，以6.5% 全投資 IRR 為 約束條件，得到陸風、海風、光伏、火電 上網電價分別為0.25、0.30、0.31、0.37 元/kWh。

系統調節能力提升，補足綠電短板

隨著電源結構逐步向強不確定性、弱可控出力的新能源為主體轉變，電力系統靈活性也將面臨更復雜需求。我們假設靈活性電源的裝機，測算靈活 調節電源比重在十五五前期逐步增加，后期趨于穩定。考慮到靈活性機組裝機容量并不等于可以提供靈活性調節的容量，我們從系統調節能力視角 出發，測算不考慮時空等條件限制下的可調節空間對不可調節空間的覆蓋率。