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。
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。
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