中金2025年展望 | 电力：弱Beta下压力和机遇共存

主线1：新能源政策支持力度不减，行业进入磨底迎改善阶段。 “十四五”以来，电源投资保持高水平，我们预计双碳目标下赛道支持政策从多维度引导新型电力系统建设，电改深化、碳市场压力提升、绿色贸易壁垒等因素推动下，“消纳责任权重+绿证”政策体系有望完善，机制电价帮助新能源获可预见的合理回报。现阶段建议重点关注区域消纳条件和存量资产优质的区域龙头、低估值且电价下降空间有限的龙头电企、量价表现更稳健的海风资产。

主线2：阶段性震荡行情中稳健派息标的（香港公用事业、核电）仍具备配置价值。 全球宏观范式转变带来的外部不确定性和国内经济修复节奏反复下，A/H股可能出现阶段性震荡表现。我们认为，公用事业板块中的稳健标的具备防御性价值，如以规管业务为主、不受内地电价影响的高分红香港公用事业股（股息率5~6.2%）；电价风险基本落地，中长期稳健成长派息价值不变的核电（盈利CAGR10%+，H股息率~4.5%）。

主线3：政策层面自上而下确立市值管理的战略重要性，我们看好电力企业通过分红、并购重组、增持回购等方式提升投资吸引力 。 2024年以来，国资委、证监会相继出台市值管理指导文件，确立其战略重要性地位，尤其是对于长期破净企业需要重点提升。我们关注到新能源建设资本开支较少的火电、水电企业自由现金流充沛，电力央企仍然存在大规模未上市的优质资产，增持、回购等公开市场交易使用较少，因此我们看好电力企业通过多元化的市值管理方式提升投资吸引力；考虑现金流、股息率等因素后，东部省份区域火电龙头量价得到供需支撑，回调后已具配置性价比。

各类电源电价超预期下行，电力企业市值管理效果不及预期，福建省用电需求不及预期、海风竞争格局恶化，海外美国新总统上任后的政策不确定性。

结论：2025年电力板块面临弱Beta行情，基本面瑕疵和市场风格切换下或难复刻2024年表现。 “十四五”以来，基本面修复与风险偏好下行推动电力板块机会涌现，双碳目标下的绿电估值提振（1H21-1H22）、点火价差修复与电改深化下的火电戴维斯双击（2H22-1H24）、“中特估”与“高分红”行情下水核稳健价值兑现（2023-1H24）为电力板块接续提供了多轮布局机会。

进入2025年，电力供需走向平衡偏宽松，进入电价弱周期，基本面上或难以复刻此前表现，同时考虑到宏观政策密集出台下市场信心及风险偏好边际回升，电力板块整体配置需求变弱， 建议投资者谨慎预期板块投资回报水平，同时加大对于量价抗风险能力更强、具备资本运作机会的个股挖掘。

“十四五”周期电力投资超预期，多省基荷电源增速已强于需求表现

2021年以来，我国合计电源投资3.41万亿元，四年合计新增电力装机11.52亿千瓦至累积规模33.49亿千瓦，隐含2020-24年CAGR为11.1%，大幅高于同期7.0%的用电需求CAGR。

电源上来看，新型电力系统加快建设，新能源主导装机增长，提前6年完成装机目标。 2021-24年新能源新增装机规模高达8.72亿千瓦（风电2.39亿千瓦，光伏6.33亿千瓦），占全国总新增装机规模的76%。新能源发电量占比从2021年的11.7%升至2024年的18.5%。2024年末，新能源累计装机规模达到14.44亿千瓦，为2020年末的2.6倍， 提前完成“到2030年中国风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上”目标[1]。

其中，风电以西北集中式陆风和东南沿海海风为主，内蒙古领衔“十四五”新增装机，达4,812万千瓦，远超其他省份，新疆、甘肃、河北、广东位居前五，新增1,200~2,400万千瓦。光伏以中东部分布式和西北集中式项目贡献为主，其中，山东、河北、新疆累计新增光伏装机4,500~5,400万千瓦，位居前三；江苏、内蒙古、云南、广东、浙江、河南、安徽进入前十，新增2,900~4,500万千瓦。风光装机过半的省份近7个，达到40%+的省份接近20个，新能源逐步成长为主力电源。

此外，部分省份因2021-22年暴露的缺电力问题大力批复建设基荷电源，当前处于密集投产期。 火电项目2022年起核准开工节奏明显加快，考虑一年半的建设周期，或将在2023-25年集中释放。我们统计2021-24年基荷电源（火电、核电）新增装机2.03亿千瓦。火电方面，广东、内蒙古、新疆新增装机位居前三，分别增长3,205万千瓦、2,725万千瓦、1,366万千瓦。广东由于用电需求量大但外送电波动较大（西南水电在“十四五”前期来水偏枯、西北新能源输送距离较长），建设积极性高于东部沿海经济大省。内蒙古、新疆较高的火电规模有助于支撑新能源大规模外送。

核电方面，福建、广西、辽宁各新增装机超200万千瓦，位居前三，主要释放“十三五”核准项目。2022-24年，国务院连续核准10、10、11台机组，其中，广东、山东、浙江分别累计核准8、6、6台，我们预计将集中在“十五五”为沿海省份贡献清洁基荷电源。

我们对比了用电需求增速（灰线） vs. 装机增速（深红线） vs. 基荷电源装机增速（粉红线）： 步入2023-24年，电源投资全面提速，除上海、北京、四川外，其余省市全电源装机CAGR均高于用电量CAGR，部分西北省份在新能源带动下装机增速CAGR超20%，高于上一周期（2020-22年）的5-15%。 广东基荷电源增速在两个周期内都快于用电量增速。2022-24年，四川、湖北、湖南、广西、新疆、陕西基荷电源装机增速也超过了用电量增速。

我们预计2025年电力需求或放缓至5.5-6%

2024年7月以来，工业增加值增速与二产用电量同比增速的差异正在拉大。 我们注意到工业增加值增速和二产用电量之间的趋势正在发生变化，2024年7月之前二产用电量增速高于工业增加值表现约0.2~4.2ppt，但此后工业增加值反超二产用电量同比增速，差异从0.1ppt走扩至3.2ppt，我们估计这一数据的变化或源于：

1）高耗能贡献下滑：能耗双控考核趋严，高耗能行业用电趋势下行，四大高耗能用电量占全社会用电量比例从2024年5月的31.6%下行至2024年12月的28.4%（6-9月可能受到高温取暖需求抬升的季节性影响），进入2024年下半年，非金属矿物制品、黑色金属冶炼压延行业用电增速同比下滑。

2）发电量反映实际生产情况，而工业增加值也包括库存贡献。工业增加值计算方法分为生产法和收入法两种[2]，生产法采用工业总产出减去工业中间投入加上应交所得税，更贴近用电量的逻辑，而收入法根据生产要素在生产过程中应得到的收入份额计算，涉及库存差异。

我们预计2025年电力需求或放缓至5.5-6%之间。 考虑到2025年为能耗双控考核的关键收官年，高耗能贡献占比回落，而三产和居民用电扩大，电力消费弹性系数可能收窄至1倍左右。供给端，我们预计2025年新增装机仍将保持高水平，大基地项目陆续收尾，火电、水电、核电、风电和光伏将分别投产6,766、500、241、8,966和27,717万千瓦，累积装机增速达到13.2%。我们预计火电发电量增速仅1.2%，火电机组利用小时数将趋势下行3.0%，整体供需保持平衡、局部宽松。

2025年火电年度电力交易价格全面走弱，各类电源面临不同压力

2025年各省火电年度电力交易电价均出现下滑，同比下滑幅度略有分歧，在2~7分/千瓦时，火电盈利空间或被挤压，局部有亏损风险。 我们统计，2025年各省年度长协的电量电价普遍同比下降，安徽、上海降幅较小约2分/度，江苏/福建居中约3-4分/度，山西达到5分/度，广东达7分/度，既反映出整体供需趋松、燃料端成本下滑的共同趋势，但也体现出各地下游用户对电力需求的预期不一致和各省电力供应竞争局面的不同。

交易价格随煤价同步下行，东部省份电厂相对用电需求强劲，长协电价的降幅好于全国平均。 2024年国内煤炭供需进一步宽松，煤矿产能逐步释放，进口煤炭量迅速增长（动力煤进口量同比+10.5%），而需求侧汛期水电大发挤压火电出力，非电用煤需求疲软。因此京唐港动力煤Q5500全年均价同比-11%至867元/吨，并且在2024年12月末一度下探至763元/吨。在用电需求没有超预期增长的情况下，燃料成本下行带动着2025年长协电价同步下行，隐含了下游用户的悲观预期和电力供应相对充足的大背景。

但我们仍然关注到东部省份电厂相对用电需求强劲，在供给端没有大幅新增投产、集中度较高的情况下，年度长协电价的降幅好于同业。安徽2024年全年用电量同比+11.9%，火电利用小时达到5106小时，电力需求旺盛，并且省内主要的供能形式仍然为火电，缺乏水电等其他供能替代，因此支撑2025年年度电量电价仅同比下降约2分/度；上海市电力供给端仅四家企业，市场集中度较高，电价同样同比降幅较小。但另一方面，广东省电力供给侧电源形式丰富，火电、核电和云南、四川地区水电共同竞争，并且市场集中度较低，现货市场推进程度较高，因此电价下滑明显。

由于核电的市场化交易电价、水电的外送东部省份电价与落地省份的年度长协价格存在关联度，因此核电、水电的综合上网电价同样受到拖累。具体来看，各类电源面临不同压力：

► 核电：交易结果基本落地，广东同比降幅较大，市场已有预期。

► 水电：外送电价与落地省份挂钩，外送电价降幅存在不确定性，点对网外送仍须等待博弈结果。

► 新能源：部分省份披露新能源交易情况。

回顾电力股2008年至今表现，在2014年、2021年、2024年显著跑赢大盘，持仓变化与盈利性、防御性、“双碳”目标等相关。 我们回顾了2008年以来，申万电力指数与上证指数、沪深300的涨幅变化，电力指数在2014-15年、2020-21年、2023-24年显著跑赢大盘，三次分别对应：1）电力企业盈利能力在2010-2020年间的制高点；2）2020年“双碳目标”提出后，新能源转型带动下，公用事业股的全年行情；3）水核在风险偏好下行下的稳健分红价值凸显，火电受益业绩修复和电改深化迎来戴维斯双击。在持仓变化方面，我们统计了2008年偏股型基金重仓持仓中的电力股的市值占比，有4次明显的加仓周期：

► 电力股防御属性突出，在2014-15年、2017-18年、2023-24年阶段性跑赢大盘。

► 2010-2012年“四万亿”计划刺激下经济迅速回升，电力股占比从0.4%增至1.6%，叠加防御属性与盈利向好。 2008年金融危机后，国务院出台“四万亿”计划强力刺激经济，2010-2011年期间，电力企业的利润受到基建复苏后煤价上行影响，同比走弱，但由于A股受金融危机冲击大幅回调，电力股持仓占比由0.4%提升至1.1%。后续2012年大盘回暖全年获得正收益，电力企业盈利转好，重仓占比持续提升至1.6%。

► 2013-2014年，电力企业盈利能力改善，电力股占比从0.7%增至1.2%，电力指数跑赢大盘。 由于2012-2015年期间煤炭逐渐供过于求，煤价明显下行，电力企业的盈利能力向好，提振偏股型基金对于电力股的配置需求。2014年申万电力指数同比+62%，上证50/沪深300分别同比+56%/+55%，电力指数跑赢行业。

► “十四五”以来，基本面修复与风险偏好下降推动电力板块机会涌现。 分电源看，1）新能源：2020-2021年，双碳目标提振新能源运营商估值；2）火电：2021年起，电改加速推进，火电在市场化电价、收入结构层面受益更明显，但煤价高企下股价博弈反复；进入2023年，煤价下行企稳带动煤电业绩复苏，叠加电改深化，火电迎来戴维斯双击；3）水电、核电：更多受益于风险偏好下行，中长期稳健分红价值获得市场认可，即使2023年水电业绩承压，股价仍趋势上行。

在“2016-2018”电力供应相对过剩阶段，电力股表现较为平庸，仅部分板块存在阶段性行情/部分标的具备资本运作机会： 1） 水电： 2015年，A股进入震荡市，叠加2016-17年国内处于降息周期，水电股业绩相对稳定、分红吸引力较强，成为资金的避险选择。2） H股新能源： 2016年、2018年存在三北地区消纳改善预期，市场期待新能源公司业绩修复带动股价阶段性上涨。3） 资本运作。

市场投资风险偏好增强，防御需求有所下降，电力股整体表现可能不及2024年。 根据中金策略组，2024年9月以来政策积极变化下A股扭转弱势，市场中期底部或已度过，2025年投资者风险偏好有望整体好于2024年，结构性机会进一步增多。我们认为，部分资金转向景气成长赛道，关注估值偏低、基本面反转的成长赛道，对于以电力为代表的防御性赛道配置需求可能边际走弱。