电力商品并非市场普遍认知的“长期通缩资产”。1979年至2023年，中国电力工业PPI定基指数累计上涨558%，较全部工业品PPI高出197个百分点。国泰君安研究报告指出，电价在过去四十余年间经历了五大发展阶段，当前新型电力系统构建期，“降电价”已不再是核心矛盾，电力行业正步入电价新周期。
电价四十年复盘——五大阶段映射不同政策重心
回顾1979-2023年电价相对于全部工业品价格的走势，可清晰划分为五个阶段，每一阶段均对应不同的电力政策重心。第一阶段（1979-1985年）为完全管制定价时期，电价涨幅与全部工业品大体相同。第二阶段（1986-1997年）为还本付息电价时期，政策核心为“鼓励电力企业投资以保障快速增长的用电需求”，电价涨幅显著高于全部工业品，电力工业PPI区间涨幅达316%，较全部工业品高出100.7个百分点。第三阶段（1998-2004年）为经营期电价时期，政策在引导投资与防止电价过快上涨之间寻求平衡，电价涨幅与全部工业品差值有所收敛。第四阶段（2005-2021年）为标杆电价及电力市场化改革时期，伴随火电利用小时数自2004年5991小时峰值后持续下行，“降电价”成为重要政策诉求，电价涨幅落后于全部工业品17.2个百分点。第五阶段（2022年至今）为构建新型电力系统电价时期，政策逐步为电力商品各类属性定价，电价涨幅再次高于全部工业品。
“降电价”逻辑逆转——三大原因重塑政策优先级
“降电价”不再是核心矛盾的背后是三重因素的叠加。其一，电力安全供应挑战卷土重来。我国电力需求尖峰负荷特征日益突出，2024年夏季全国最大电力负荷达14.51亿千瓦创历史新高，新能源电力支撑能力与常规电源存在较大差距，近年迎峰度冬/度夏期间均存在部分区域有序用电现象。其二，电力企业盈利尚未恢复至历史均值。2023年电力、热力生产和供应业利润总额占全国企业利润总额7.1%，较1985-2023年历史均值低1.1个百分点。煤电行业毛利率仍低于长期均值约6个百分点，需要保障火电等项目合理预期收益以激发投资积极性。其三，电力企业仍需加强新能源资本开支以满足清洁低碳转型需要。三者叠加决定了电价已不具备长期下行的基本面支撑。
表1：我国电价发展五大阶段与工业品PPI区间涨幅比较| 阶段 | 时间区间 | 电力工业PPI涨幅 | 全部工业品PPI涨幅 | 差值 |
|---|
| 管制定价 | 1979-1985年 | 10.7% | 10.7% | 0.0ppts |
| 还本付息电价 | 1986-1997年 | 316% | 215% | +100.7ppts |
| 经营期电价 | 1998-2004年 | 16.1% | 0.8% | +15.3ppts |
| 标杆电价/市场化 | 2005-2021年 | 12.5% | 29.7% | -17.2ppts |
| 新型电力系统 | 2022年至今 | 9.9% | 1.0% | +8.9ppts |
电力供需维持紧平衡——2025年长协电价下行幅度有限
从市场基本面看，2025年电价下行空间同样有限。电量端，2024年1-9月全社会用电量7.4万亿千瓦时同比+7.9%，增速较2023年+1.2个百分点。电力端，2024年7月24日全国最大电力负荷达14.51亿千瓦，较2023年最大负荷增长超1亿千瓦。供给端，截至2024年9月末煤电装机1177GW，仅较2023年末新增12.1GW，增长极为缓慢。2024年1-9月煤电利用小时数3469小时，同比仅降32小时，仍处2020年以来相对高位。燃料成本端，2024年秦皇岛Q5500动力煤均价861元/吨，同比降幅10.8%，显著低于2023年24.0%的降幅。煤价降幅收窄意味着电价下行压力减弱。综合供需与成本两端，2025年煤电长协电价下行幅度预计不会显著高于2024年，区域间将呈现明显分化。
容量电价改革深化——2026年起回收比例不低于50%
容量电价是电价新周期的核心制度变量。2023年11月《关于建立煤电容量电价机制的通知》明确将煤电单一制电价调整为两部制电价：电量电价通过市场化方式形成，容量电价根据转型进度逐步调整。2024-2025年多数地方容量电价回收固定成本比例为30%左右，自2026年起将提升至不低于50%。容量电价该部分收益可预期性较强，容量电费收入规模相对煤电行业利润而言占比较高，测算容量电价对应折度电利润约0.015元/千瓦时，将成为煤电行业稳定的利润压舱石。三大非周期性因素——容量电价托底、融资成本下降、长协煤锁定成本——正共同推动煤电行业周期性弱化，煤电EPS稳定性有望显著提升。
