环保公用：“十五五”电力风光新周期：从规模扩张到价值提升
“十四五”新型电力系统加快建设，电力投资强度较大
“十四五”能源安全保供与清洁低碳转型并重，新能源规模迎来跨越式发展。根据中电联，2021-24年新能源新增装机规模高达8.72亿千瓦，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%提升至2024年的18.5%。2024年末，新能源累计装机规模达到14.44亿千瓦，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]。
各电源盈利表现分化。由于投资强度、电价机制、成本结构等多方面的因素，不同电源在“十四五”期间的盈利表现差异较大。1）火电：盈利周期波动较大，煤价敏感度高，点火价差受煤炭价格和采购结构、电价政策、市场化交易电价等因素影响较大。2）新能源：从补贴时代步入平价时代，叠加供给高增下的消纳与电价压力，盈利能力整体下滑。3）核电：电量、电价、成本端相对稳健，高门槛和稳定的竞争格局保障了相对稳定的盈利能力。4）水电：业绩随来水波动，但现金流充裕、分红比例高。
图表1：我国电力装机结构变化（2010-2024）
资料来源：中电联，中金公司研究部
图表2：我国发电量结构变化（2010-2024）
资料来源：中电联，中金公司研究部
图表3：申万电力子板块“十四五”ROE变化
资料来源：iFinD，中金公司研究部
“十五五”从扩规模转向重质量；公用事业属性或进一步加强
“十五五”政策重心从推动新能源装机规模快速增长转向高质量建设新型电力系统，供给侧新能源发展与调峰资源建设并重。我们预计，电力需求侧有望在宏观经济平稳发展、新兴需求拉动及电能替代大背景下保持5%~6%的稳健增速，但具体水平仍取决于宏观经济活跃程度以及AI用电等新产业的发展速度。
供给侧来看，1）新能源逐步成长为主力电源。我们预计“十五五”新能源总新增装机规模与“十四五”相当，占电力总新增装机规模的70%以上，但年均新增装机节奏（250~300GW）较2023-25年的高峰有所放缓，帮助保障国家碳达峰碳中和任务顺利完成，与习主席在联合国气候变化峰会提出的2035年风电和太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以上、力争达到36亿千瓦的目标相匹配[2]。2）传统电源中，我们预计煤机保持一定增量，帮助维持电力系统的安全可靠性，但在装机结构中的占比持续下降；水电年新增装机逐步走高，传统水电保持相对平稳，抽水蓄能开始放量；核电陆续释放“十四五”核准增量，迎来投产高峰，以“华龙一号”技术路线为主力机型，同步推进小堆、快堆与四代核电技术研究。
电力市场化改革全面纵深推进，电力商品属性加强，在各电源发电成本的基础上更好反映不同区域、不同时段的供需形势，电力价格的组成更为多元。我们预计，“十五五”前期由于全国电力供需格局整体趋松，市场化进程积极推进，电能量价格相对承压。中后期需要密切跟踪供需动能切换，包括AI、数据中心在内的新兴用户有望带动电力需求上行和价格触底反弹。
新能源高质量发展的当务之急在于解决消纳问题，电力价格体系完善是重要的政策工具，目前大框架已基本明确，“十五五”进入细化实施阶段，容量电价、辅助服务费用等多元化价格品种帮助发挥调峰资源的可靠性、灵活性价值。随着各电源角色转变，电力商品价值在新型电力系统中出现细分，当前新能源大发展与支撑性电源不足的矛盾日益突出，推动煤电从传统的主力电源向调峰保供电源转变，并引导各类型储能加速发展帮助平滑电源出力曲线，提升系统灵活调节能力，保障电网安全稳定运行。相应的，遵循“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”原则，价格端以容量电价作为固定成本补偿，辅助服务收入作为调峰、调频等激励，多维度提升项目经济性。
► 火电进入容量电价提升期。国家发改委、国家能源局《关于建立煤电容量电价机制的通知》提出“2026年，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%”[3]。甘肃已率先提升至100%[4]。
► 储能规模化发展与经济性保障并重。国家发改委在《新型储能规模化建设专项行动方案（2025-2027年）》[5]提出了2027年全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上的目标，鼓励新型储能全面参与电能量市场、引导参与辅助服务市场，并有序建立可靠容量补偿机制。目前多地已有相关规则出台。
图表4：部分省份储能相关政策梳理
资料来源：北极星电力网，安徽省能源局，河南省发改委，内蒙古能源局，山东省能源监管办，中金公司研究部
我们预计“十五五”各类型电源企业的盈利表现较“十四五”趋于稳定，回归长期合理、可持续回报水平。
► 火电：多元价格体系有望平滑盈利周期波动。随着火电由主力电源转变为调峰保供性电源，年利用小时可能趋势下行，但收入端在容量电价、辅助服务费用等帮助下相对平稳，成本端波动性随煤炭供需关系趋于稳定可能变小。我们预计纯火电企业资本开支下降、杠杆率下行，派息率可能提升。
► 核电：开启大规模投产阶段，持续增厚运营商业绩。2022-2025年，核电行业连续四年核准10台及以上机组，我们预计经历5-7年的建设期后，行业有望在“十五五”中后期进入高速投产阶段，驱动核电龙头业绩增长。
► 水电：增量开发以抽蓄和水风光大基地为主，有望保持高分红属性。当前我国主要流域中下游水能资源开发较为充分，剩余可开发资源主要集中在雅鲁藏布江。我们预计后续水电装机规模增长主要源于抽水蓄能发展与水风光一体化大基地开发，水电企业现金流充裕，有望维持较高的分红比例。
► 新能源：政策多管齐下聚焦消纳问题解决，静待走出阶段性压力。我们预计“十五五”前2-3年，行业面临的限电率反弹、电价下行压力可能持续，但随着特高压外送通道建设、高耗能企业向三北地区迁移、绿电非电应用场景拓展等，行业有望迎来区域供需再平衡和业绩企稳，同时，可再生能源补贴加速发放有望带动现金流改善。
光伏：供需改善重回高质量发展，光储协同助力清洁能源目标
我国光伏行业在“十四五”期间已经成为具备全球优势的行业。我国光伏产业规模和产品优势明显，占据全球大部分市场份额，每年终端产品产值近万亿元。“十四五”期间，光伏技术持续进步，产业链完成从PERC到TOPCon的技术迭代，进一步降低光伏发电成本。光伏新增装机迎来跨越式发展，我们预计到“十四五”末，国内光伏累计装机将达到1100GW，相比十三五末的253GW大幅增长。
当前光伏行业面临需求增速阶段性下滑、产能供给错配的矛盾。我们预计“十五五”初期，国内光伏新增装机因高基数以及“136号文”等的影响迎来短暂的负增长，预计全球年新增装机略微下滑至500GW左右，对应约650GW的组件需求。而当前国内硅料-组件各环节年产能在1000~1500GW左右，产业链面临阶段性的供需错配，产业链价格和企业盈利显著承压。
供给端，光伏行业“反内卷”将优化供给过剩、引导行业价格修复。“十四五”末，在国家和相关部委的指引下，包括光伏行业在内的各行各业开启了“反内卷”进程[6]。光伏行业核心的“反内卷”包括产能整合以及“不低于成本价”销售等政策。在政策预期下，截至3Q25，光伏产业链价格实现了明显修复，企业普遍实现减亏。虽然落后产能退出的难度较大，且下游涨价并不顺畅，但考虑到国家对此“反内卷”高度重视、光伏是“反内卷”的代表性行业，我们认为“十五五”初期光伏行业有望实现落后产能的退出和企业盈利的进一步回升。而主链的盈利回升亦有望减小辅材产业链的压力，叠加玻璃等环节的自律，辅材环节将同样迎来修复。
图表5：多晶硅价格（2024.11.27-2025.10.29）
资料来源：中国有色金属工业协会硅业分会，中金公司研究部
图表6：近四个季度部分光伏公司业绩
资料来源：公司公告，中金公司研究部
存量产能持续迭代、钙钛矿等新一代技术持续酝酿，盈利格局往龙头公司集中。当前以晶硅路线为主的光伏组件在技术迭代的速度上将略有放缓，除了部分龙头企业投产BC新技术外，更多龙头企业将以存量TOPCon产能的提效为主。由于周期底部中尾部企业不具备提效的资金和技术，我们认为龙头公司推出的更高效率的组件，将带来市占率和盈利能力的提升以及格局的集中。与此同时，钙钛矿作为下一代技术将在“十五五”迎来更多的GW级产线，并通过钙钛矿-晶硅叠层组件的方式实现小批量的量产，从而逐步推动产业链的成熟、并最终实现量产。
需求端，消纳压力带来储能等调节性电源的需求上升。根据国家能源局[7]，2025年上半年，光伏的发电量占全社会用电量的11.5%（光伏+风电约23.7%），风光装机量的大增带来电力供应的波动以及对调节性电源的需求，各省开始推出容量电价的政策以引导独立储能的投资。而136号文推动电力市场化交易，推升了风光电价博弈压力和项目盈利能力的不确定性，提高了业主配置储能或者建设共享储能、独立储能的积极性。多重影响下，国内储能装机迎来高速增长期。
图表7：国家针对储能容量电价的核心政策
资料来源：国务院，国家发改委，国家能源局，中金公司研究部
海内外需求共振全球储能高增，光伏企业开始在储能市场收获。除了国内储能进入拐点外，海外储能市场同时也在共振。电芯降价后海外储能实现平价，欧洲、澳洲等地的储能需求保持高速增长。而美国市场迎政策与AI需求双重驱动，OBBB法案则带来了2026年前的储能抢装，同时，由制造业回流、AI数据中心或将明显提振电力需求，进一步拉动对光伏和储能的长期需求。多因素叠加，“十五五”期间全球储能需求有望快速增长。在这一背景下，除了储能系统集成商有望充分受益外，PCS公司、光伏组件有望凭借自身产品、渠道的优势切入储能市场，收获第二增长曲线。
消纳能力的提升带来光伏装机的回升，助力完成我国清洁能源目标。进入“十五五”中后期，我们认为随着储能等调节性电源的增加，以及电力市场化改革推进、特高压和电网建设的深化，国内电网消纳能力将较大幅度提升，从而国内光伏新增装机空间有望打开，光伏装机增速/发电占比增速将回到上行通道，稳步推进习总书记在联合国气候变化峰会所述的，到2035年我国风电光伏累计装机达到2020年的6倍以上、36亿千瓦等的目标[8]。结合全球光伏渗透率仍在低位，我们认为“十五五”中后期，光伏新增装机量将进入下一个上行周期。
风电：“十五五”中国风电行业向高质量发展迈进，产业链盈利有望全面扩张
“十四五”风电回顾：新增装机总量高增，但企业盈利承压，国内海风发展不佳，出海成为亮点
“十四五”平价时代，国内风电新增装机总量高增，但海风发展不佳。“十四五”时期，我们预计国内风电新增装机年均达到约79GW，大幅超过了2020年《风能北京宣言1.0》提出“十四五”年新增装机50GW以上的目标，特别是2025年我们预计国内风电新增装机有望达到130GW，也明显超过历史水平。不过“十四五”国内风电新增装机增长的主要来源是陆风，海风除去2021年受国家补贴截止带来的抢装放量，后续直到2025年新增装机仍然明显低于2021年。
图表8：中国陆风、海风新增装机容量及预测（2011-2025E）
资料来源：CWEA，中金公司研究部
“十四五”平价时代企业盈利总体承压，2025年有所好转。我们统计的20多家以风电设备为主要盈利贡献的上市公司合计利润在2022-2024年持续下降，主要因为：1）国内陆风虽然装机量增长，但风机大型化速率超过装机量增长速率导致行业产值压缩，同时行业竞争持续加剧导致风机和上游零部件公司盈利承压；2）国内海风2021年抢装时期产品单价和利润率很高，后续平价之后需求未能提升降价压力较大。2025年受国内陆风新增装机同比大幅增长拉动，1-3Q25行业上市公司合计利润明显修复，已经超过2023和2024年全年的水平。
出海成为“十四五”中国风电产业链的发展亮点。“十四五”期间特别是2023年之后，中国风电产业链出海明显加速，在欧洲海风相关的单桩基础、海底电缆，以及风电整机产品等，全行业多个公司实现了大量订单获取，其中部分公司已经兑现了批量订单交付，也在海外市场取得优异口碑，兑现了中国风电供应链的全球竞争力。
“十五五”风电产业链持续迈向高质量发展，盈利有望走出扩张趋势
“十五五”国内风电需求在2025年高基数下仍有望稳中有增
“十四五”末年国内新增装机高基数下，“十五五”装机需求仍有望实现稳中有增。我们认为风电装机是“十五五”推进碳达峰的必要一环，今年10月召开的2025年北京国际风能展期间发布了《风能北京宣言2.0》[9],提出“十五五”年新增装机容量不低于1.2亿千瓦目标，其中海风新增装机不低于1500万千瓦。我们认为这一目标强劲，有助于在2025年国内新增装机高基数下，稳定市场信心，考虑到“十四五”国内风电新增装机最终大幅超出《风能北京宣言1.0》的目标，以及结合2025年依然强劲的国内风电招标量，我们预计“十五五”国内新增装机需求有望在2025年高基数下继续实现稳中有增。
国内陆风风机中标价格回升，对于行业整体盈利有望明显拉动
“十四五”大部分时期风电产业链受制于国内陆风风机价格持续下降，这一趋势已经反转。过去一年以来，国内陆风风机中标价格较此前低位上涨5%以上，行业有望自2026年开始逐步受益于过去几个季度涨价订单的普遍交付，我们认为有望带动风电整机环节的净利率同比提升3ppt以上，带动风电整机板块呈现盈利反转弹性。同时风机零部件环节在风机价格上涨和行业需求预期向好背景下，零部件价格下降压力也得到缓和。总体来说，我们预计过去几年行业受风机价格战造成的风机产业链大幅盈利承压状态有望自2026年开始得到明显好转，其中整机环节在整体行业亏损状态下盈利弹性明显。
中国风电产业链出海有望做大做强，向更大范围扩展
“十五五”时期中国风电产业链出海从少数公司、少数环节走向全面扩展。我们预计“十五五”中国风电产业链在出口的盈利和订单方面，有望从“十四五”时期的少数公司突破，扩展到更多环节和更多公司。我们预计风电整机环节从头部两家主机厂大幅领先，进而扩展到其他3-4家公司实现出口交付放量，以及海风风机基础、海缆和风机零部件等环节的出海领先公司有望继续在欧洲等高端市场做大做强，也有更多公司逐步兑现海外订单和盈利。
国内海上风电需求是行业潜在超预期方向
我们认为国内海上风电蓄势待发，“十五五”有较大的发展空间。经过过去几年各省持续的项目竞配，行业已经分配了大量省管海域海风项目，以及一些深远海海风试点项目也已经在积极准备前期手续，我们认为从开发周期上，这些项目中已有不少接近开工条件。在今年“136号文”[10]政策影响下，沿海省份的海上风电项目收益率相对有保障，我们预计下游电企有提升开发规模的动力，叠加海洋经济相关政策[11]的支持，我们预计部分项目的审批节奏也有望较此前加速，国内海风“十五五”时期迎来更好发展。
“十五五”海风年新增15GW以上能够带来明显的产业链盈利弹性。《风能北京宣言2.0》[12]提出“十五五”年海风新增装机不低于1500万千瓦，则相较于2025年我们预计新增约800万千瓦规模接近翻倍，如果这一目标实现则有望给海风产业链相关公司带来超预期的盈利弹性。
风电制氢氨醇等新兴非电利用模式逐步商业化，有望成为行业新增长点
政策支持叠加商业化逐步实现，风电制氢氨醇等新业务模式已经逐步落地。政策端：2025年10月13日，国家发改委发布《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法（征求意见稿）》[13]，其中首次将可再生能源非电消费纳入考核，非电消费包括可再生能源供暖（制冷）、可再生能源制氢氨醇等综合利用、生物质能非电利用等；另外，国家能源局近期在新闻发布会上就“十五五”能源发展路径上也指出要拓展新能源非电利用途径，其中要重点推动风光制氢氨醇、风光供热供暖等多元转化和就地利用[14]。在风电制氢氨醇商业化实践上，部分公司已经在建绿氢氨醇相关项目，并此前分别与海外航运公司签订供货合约，商业化落地已经在加速中，有望成为行业新增长点。
风险提示
政策进展不及预期，市场化交易价格超预期下行，行业需求不及预期，行业竞争加剧，原材料价格大幅回升。
[1]https://www.nea.gov.cn/2024-11/08/c_1310787160.htm
[2]https://news.cctv.com/2025/10/21/ARTIW7ZMtci2yQXTcLMqv0CQ251021.shtml
[3]https://www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/tz/202311/t20231110_1361897.html
[4]https://fzgg.gansu.gov.cn/fzgg/c109747/202507/174175275.shtml
[5]https://www.nea.gov.cn/20250912/73455a1a61b248d4aef65cc124631398/c.html
[6]https://www.qstheory.cn/20250731/c3a9a5ae55744fa4995fd17180ec82d9/c.html
[7]https://finance.sina.com.cn/roll/2025-07-31/doc-infikkxq7273332.shtml
[8]https://news.cctv.com/2025/10/21/ARTIW7ZMtci2yQXTcLMqv0CQ251021.shtml
[9]https://mp.weixin.qq.com/s/ZCOTzUaWfPuinRBegdNEfg
[10]https://www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/tz/202502/t20250209_1396066.html
[11]https://www.gov.cn/yaowen/liebiao/202507/content_7030285.htm
[12]https://mp.weixin.qq.com/s/ZCOTzUaWfPuinRBegdNEfg
[13]https://yyglxxbsgw.ndrc.gov.cn/htmls/article/article.html?articleId=2c97d16b-93251263-0199-dd37c7dd-00c5#iframeHeight=810
[14]https://mp.weixin.qq.com/s/5FxPVFs0wku1SG0zoE4Qxw
本文摘自：2025年11月11日已经发布的《布局“十五五”——总量和行业联合深度分析》
刘佳妮 分析员 SAC 执证编号：S0080520070002 SFC CE REF：BNJ556
钟正宇 联系人 SAC 执证编号：S0080124080009 SFC CE REF：BWL931
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蒋雨岑 分析员 SAC 执证编号：S0080525060007