电力ETF景顺：把握电力资产价值重估的时代机遇

内容目录1、投资逻辑：AI浪潮下难以替代的物理刚需 5、算电协同：AI革命催生电力新需求 5、算电协同首次写入政府工作报告，确立国家战略高度 5、算电协同有利于实现算力扩张和绿电消纳的动态平衡 6、出海带来电力数字化出口 8、电力投资新范式：电价提升与能源战略叙事共振 9、容量电价体系确立价格底部，盈利稳定性提升 9、电力缺口与能源安全共同推动电力基础设施价值重估 、电力资产估值优势明显，红利+景气双轮驱动配置性价比 132、中证全指电力公用事业指数：受益于数字化浪潮+能源安全双重红利的核心优质指数 152.1、指数介绍 15、行业分布：权重95%集中于公用事业板块 16、市值分布：行业龙头市值规模突出 16、财务情况：盈利韧性增强，ROE稳健 172.1、市场表现：长期收益特征明显，风险收益比高 183、相关产品：景顺长城中证全指电力公用事业ETF 194、风险提示 20图表目录图1：算电协同纳入国家政策框架后的政策脉络 6图2：中国智能算力规模及预测（2020-2028） 7图3：全国数据中心用电量预测（2024-2030） 7图4：国内可再生能源占总发电量比重持续提升 7图5：算力枢纽与绿电资源协同布局 7图6：OpneRouter上各模型的每周Token调用情况 8图7：国产模型性价比整体优于海外模型 8图8：部分省份2024-2025年和2026年煤电容量电价的对比 图9：美国电力需求年增长率3%+至2040年 12图10：电网设备和电力相对于上证指数的PB估值分化明显（单位：倍数） 13图11：电网设备和电力相对于上证指数的PE估值同样分化明显（单位：倍数） 13图12：电力行业股息率显著高于电网设备（单位：） 14图13：2024年以来电力ROE（TTM）高于全A（单位：） 14图14：截至2025年Q4公募主动权益基金对公用事业板块低配比例为1.69 14图15：截至2025年Q4公募主动权益基金对电力板块低配比例为1.4 14图16：中证全指电力公用事业指数基本信息及编制方式 15图17：电力指数成分股申万一级行业权重分布 16图18：电力指数成分股申万二级行业权重分布 16图19：中证全指电力公用事业指数成分股的市值分布（单位：个数，%） 17图20：2025年Q3电力指数的营收增速下滑但归母净利润增速转正（单位：） 17图21：电力指数ROE（TTM）在2024年之后下滑幅度不大，整体稳健（单位：） 17图22：电力指数过去5年表现优于主要宽基指数 18图23：电力指数与其他宽基指数相比风险收益较高 18图24：景顺长城中证全指电力公用事业ETF基本信息 19表1：《关于完善发电侧容量电价机制的通知》的核心内容和政策意义梳理 91、投资逻辑：AI浪潮下难以替代的物理刚需、算电协同：AI革命催生电力新需求、算电协同首次写入政府工作报告，确立国家战略高度算电协同政策脉络清晰：从东数西算战略布局到硬约束锁定绿电消纳通道，再到2026年政府工作报告首次将算电协同写入新基建工程，最终形成算力需求拉动电力投资，绿电供给保障算力扩张的绿色协同发展格局。2023年12月发改委等部门《关于深入实施东数西算工程，加快构建全国一体化算力网的实施意见》中首次提出算力电力协同机制，提出到2025年底国家枢纽节点新建数据中心绿电占比超80，国家枢纽节点新增算力占比超60。在国家双碳战略目标的引领下，算电协同首次进入国家级政策框架。2024年政策开始转型细化落地。2024年7月发布的《数据中心绿色低碳发展专项行动计划》从原则倡导走向量化考核，进一步把算电协同从战略目标拆解为数据中心行业的绿电、能效、布局约束。同月发布的《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》进一步明确，要实施一批算力与电力协同项目，开展算力、电力基础设施协同规划布局。探索新能源就近供电、聚合交易、就地消纳的绿电聚合供应模式。这一变化意味着，政策视角已从数据中心单体节能升级到电力系统侧的协同响应。与此同时，落地抓手开始显化。2024年，国家数据局结合地方所能、国家所需，在京津冀、长三角、内蒙古等枢纽节点以及青海、新疆等清洁能源丰富地区部署算电协同先行先试任务，围绕绿电直供、多源互补、源荷互动等开展技术探索，推动算力电力机制创新。2025年1月，发改委等部门发布《国家数据基础设施建设指引》，提出推进算力与绿色电力融合，持续细化融合路径。2025年3月，发改委等部门发布的《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见中提出国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例在80的基础上进一步提升，说明后续政策方向仍是持续抬升绿电渗透率。2026年全国两会首次将算电协同写入政府工作报告，标志其正式迈向数字经济高质量发展规划下的核心国家战略。2026年政府工作报告首次提出实施超大规模智算集群、算电协同等新基建工程，加强全国一体化算力监测调度，支持公共云发展，这是算电协同首次被写入政府工作报告，标志其正式从部门政策和地方试点迈向数字经济高质量发展规划下的核心国家战略。这一顶层定调的战略意义在于，算电协同不再只是东数西算的配套条款或数据中心节能升级的辅助方案，而是被正式纳入国家数字经济核心基础设施顶层设计，有望成为十五五初期数字经济与能源转型协同推进的核心抓手。图1：算电协同纳入国家政策框架后的政策脉络时间政策文件/事件核心内容政策含义2023年12月《关于深入实施东数西算工程加快构建全国一体化算力网的实施意见》首提算力电力协同机制；到2025年底国家枢纽节点建数中心电占超80算力比超60。算电协同首次进入国家级政策框架，完成顶层定调2024年7月《数据中心绿色低碳发展专项行动计划》到2025年全国据中整体架率低于60，平均PUE至1.5以可生能利用年均增长10，，力电双向同机初步形成。从原则倡导走向量化考核，形成能效与绿电双重约束2024年7月《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》算电协同从数据中心单体节能升级为新型电力系统建设内容2024年国家数据局部署先行先试任务从中央文件进入区域试点验证阶段2025年1月《国家数据基础设施建设指引》推进算力与绿色电力融合：推动实现瓦特产业向比特产业转化，强化枢纽节点与非枢纽节点的协同联动，支持绿电资源丰富的非枢纽节点融入全国一体化算力网建设。加强大型风光基地和算力枢纽节点协同联动，把绿色电力转换成绿色算力。持续细化算力和绿电融合路径2025年3月《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例在80基础上进一步提升。绿电约束由目标导向转向持续强化2026年3月政府工作报告首次提出实施超大规模智算集群、算电协同等新基建工程。算电协同正式从部门试点上升为国家级新基建战略中国政府网、国家数据局、国家发改委官网、新华网、算电协同有利于实现算力扩张和绿电消纳的动态平衡AI数据中心作为AIAIIDC国内智能算力规模2024年达725.3同比增长74.1，20282781.9EFLOPS。根据中国信通院测算口径，2023心用电量为1500亿千瓦时，占全社会用电量1.6，同比增长15.4，显著高于同期全社会用电增速5.8基于高中低三种差异化发展情景预计2030年700040003000千瓦时，占全社会用电量分别达到5.3、3和2.3。根据北京理工大学发布的2024—2030国数据中心用电量年均增速将达约20远超全社会用电量增速更值得关注的的数据中心用电量占全社会用电量比重已从2019年的6.8增长至2023年的20.1。这说明AI需求对局部电网的边际冲击已经逐步显现。图2：中国智能算力规模及预测（2020-2028） 图3：全国数据中心用电量预测（2024-2030）IDC 数据中心综合能耗及其灵活性预测》王永真等、算电协同创新绿电消纳模式，有利于破解绿电消纳难、入市电价低的困境。从2025国可再生能源装机达23.4亿千瓦，占全国电源装机60，同比增长24，全国可再生能源发电量3.99万亿千瓦时，占全部发电量38。然而，供给侧的快速扩张与需求侧的相对滞后形成错配。2025年上半年全国太阳能弃电率升至6.6，风电弃电率达5.7，较2024年同期几乎翻倍。绿电入市价格承压明显，部分地区新能源电力结算价格远低于标杆上网电价，电力现货市场价格波动加剧。数据中心负荷特性与新能源出力特征形成天然互补，有利于绿电量价双维改善。消纳端，国家枢纽节点新建数据中心绿电占比目标达80以上，刚性需求保障消纳。绿电直连模式下，数据中心与新能源电站一对一签约，突破电网调度中间环节，实现新能源就地消纳。电价端，数据中心与绿电项目签订长期PPA协议，锁定电价，提升盈利模型稳定性。在AI算力需求高速增长以及算电协同发展的趋势下，电力资产有望迎来盈利与成长确定性共振的机遇期。图4：国内可再生能源占总发电量比重持续提升 图5：算力枢纽与绿电资源协同布局通信产业网出海带来电力数字化出口Token出海的本质是电力的数字化出口。Token出海的核心逻辑是全球开发者通过API调用中国大模型时，算力消耗和电力转化均发生在中国境内的数据中心，最终以Token为载体实现电力与算力价值的跨境交付。这意味着：海外的算力需求转化为国内的电力消费，开创了中国算力服务全球、中国电力价值出海的全新格局。随着以OpenClaw为代表的AIAgent工具的兴起，Token消耗量不再与对话量成线性关系，而是跃升为指数级增长。根据OpenRouter发布的数据，3月9日至15日中国AI大模型周调用量达4.69万亿Token，环比上涨11.83，再次超过美国。电力成本正在成为AI产业竞争力的核心。电价差异直接决定了Token的全球定价权。国内具备庞大的电力供应体系和相对低廉的电价，特别是通过东数西算工程，将高耗能的算力中心布局在西部风光电资源富集的地区，为国内大模型提供了坚实的成本基础。基于技术创新、能源成本优势和开源商业模式策略，国内大模型的Token调用成本普遍显著低于海外大模型。例如，MiniMaxM2.5性能对标海外ClaudeOpus4.6，但价格优势显著。以OpenRouter平台公示的价格为例，在模型处理输入信息环节，MiniMaxM2.5价格约为0.2美元/百万Token，ClaudeOpus4.6的价格则为5美元/百万Token，是中国模型的约25倍。在模型生成内容环节，MiniMaxM2.5的输出价格约为1.2美元/百万Token，而ClaudeOpus4.6的价格则约为25美元/百万Token，是中国模型的20倍以上。国产模型凭借高性价比优势叠加性能不断提升，持续推动Token调用量提升，有望重塑全球AI竞争格局。图6：OpneRouter上各模型的每周Token调用情况 图7：国产模型性价比整体优于海外模型OpenRouter OpenRouter、电力投资新范式：电价提升与能源战略叙事共振、容量电价体系确立价格底部，盈利稳定性提升2026年1月30日，国家发改委、能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（114号文），全面完善发电侧容量电价机制。从政策定位来看，这是首次在国家层面建立覆盖煤电、气电、抽蓄、新型储能四类调节性电源的完整容量电价框架，并明确了向可靠容量补偿机制演进的改革路径，标志着我国电力市场化定价体系基本成型。政策核心亮点在于：煤电：固定成本回收比例≥50（165元/千瓦·年），价格下限可松动突破20；气电：首次国家层面明确可建立容量电价机制；抽蓄：新老划断，633号文前政府定价，633号文后一省一价+市场收益分享；新型储能：首次建立国家级容量电价机制，以煤电为锚定基准；可靠容量补偿：不区分机组类型，按顶峰能力统一补偿。114号文构建了容量电价锁定固定收益、电量电价反映边际成本、以中长期合同对冲市场风险的多层次定价体系，有望成为公用事业板块系统性价值重估的制度前提。表1：《关于完善发电侧容量电价机制的通知》的核心内容和政策意义梳理政策分类核心内容政策意义一、分类完善四类电源容量电价机制（一）煤电50（每年千瓦165元），可合当市场设、电利①煤固定本回比例从30提至50+，②为煤电从电量主体向容量支撑角色转型提供经济基础。（二）气电省级价格主管部门可对天然气发电建立容量电价机制，容量电价按照回收天然气发电机组一定比例固定成本的方式确定。①首次在国家层面明确气电可参照煤电建立容量电价机制；②为气电调峰价值提供制度性保障。（三）抽水蓄能633633号文后开工项目：省级制定一省一价，每3-5年调整一①新老划断机制明确，存量项目稳定预期，增量项目逐步市场化；②引导抽蓄从政府定价向容量电价+市场收益双轨制过渡。（四）新型储能（长净负荷高峰持续时长，最高不超过1）。实行清单制管理。①首次建立国家级新型储能容量电价机制，填补政策空白；③清单制管理确保补贴精准投放。二、有序建立发电侧可靠容量补偿机制（一）总体要求为基础。具备条件的地区可通过容量市场形成容量电价。①明确可靠容量定义：全年系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量；体现"同工同酬"原则。（二）补偿范围价的机组不予补偿。①补偿范围逐步扩大，最终覆盖所有具备可靠容量的机组；②避免重复补偿，确保政策公平性。（三）与容量电价衔接633①实现从分类容量电价向统一可靠容量补偿的平稳过渡；三、完善相关配套政策（一）电力市场交易和价格机制行基价下浮20的限；②适当放宽煤电中长期合同签约比例要求；③不得强制要求签订固定价，鼓励签订随市场供需变化的灵活价格机制。①首国家政策确煤电20价下限可②容量电价提高后，电能量市场回收成本下降，价格弹性增强；③促进各类机组公平竞争，利好低成本煤电企业。（二）电费结算政策①调节性电源的容量电费、可靠容量补偿费用纳入当地系统运行费用；②现货市场连续运行地区，抽蓄和储能充放电价按市场规则或现货实时价格执行；③抽蓄/储能抽水（充电）时视作用户，缴纳线损费用和系统运行费用。①理顺电费结算机制，明确费用归集路径；②抽蓄和储能在充放电环节分别承担用户和电源角色，体现公平原则。（三）区域共用抽蓄容量电费分摊未明确的由相关省份协商确定。①解决跨省共用抽蓄的费用分摊难题；②鼓励市场化方式优化分摊机制。（四）用户承受能力评估严控制新增调节性电源项目。①建立以需定建机制，防止调节性电源过度建设；②保护用户利益，确保电价承受能力与系统需求匹配。（五）容量电费考核①建立容量-考核挂钩机制，引导机组提升顶峰出力能力；②确保补偿资金精准投放，提高电力系统可靠性。国家发改委官网转换。165稳定性显著改善，估值底部抬升空间提高。抽水蓄能存量部分受633号文保护，6.5容量收益不受扰动，确定性较高，是当前市场中稳定性较高的"类债券"资优质长时储能资产价值有望重估；气电在省级层面可建立容量电价机制，首次纳入框架，方向利好，落地节奏待观察。图8：部分省份2024-2025年和2026年煤电容量电价的对比中国政府网、各省发改委网站、中国储能网、北极星电力新闻网、北极星电力市场网、北极星太阳能光伏网、电力缺口与能源安全共同推动电力基础设施价值重估AI基础设施深度错配的系统性矛盾。本轮以北美为代表的结构性缺电本质区别于AI于电网老化、能源转型错配与建设周期滞后，两者之间的时间差正在演变为系IEA2024415TWh，2030945TWh2030心将占全球电力需求增长的十分之一左右，可能成为发达国家本轮缺电的较为重要的边际驱动力。全球电力需求未来五年年均增长3.5以上，电网投资需在2030年前增加50而另一方面根据麦肯锡的预测数据包括PJM和MISO在2030这是因为煤炭和天然气的计划性退役、缺乏市场激励去引入新的基荷电源和新的调度发电项目，以及供应链挑战导致设备交付时间长达数年等因素导致的。图9：美国电力需求年增长率3%+至2040年PoweringaneweraofUSenergydemand，McKinsey&Company》HALO交易兴起背景下，电力基础设施有望成为的核心防御主线。HALO（HeavyAssets,LowObsolescence）交易框架的兴起，本质是资本市场对AI浪潮下重资产供需缺口长期矛盾的提前定价，投资范式正从可扩张的轻资产叙事向可建设、难替代的实体产能切换。电力基础设施作为典型的HALO资产，正因其现金流稳定、需求刚性、技术迭代慢等特征，有望成为核心防御主线。300AI逻辑二：低淘汰率，AI电力基础设施平均技术生命周期可30逻辑三：AI焦虑驱动资金转向确定性溢价。互联网、软件等轻资产科技行业面临AI颠覆不确定性，资金有从高淘汰风险科技股迁移至低淘汰率、稳定现金流的实体基建板块的趋势。全球通胀中枢较疫情前上移，使拥有实体产能、可传导成本压力的企业获得资产价值重定价。逻辑四：地缘冲突频发提升能源安全这一核心战略的重要性，电力资产升级为战略性资产，利润端也有望受益于电价中枢上行。2026年2月28日，伊朗宣布封锁霍尔木兹海峡，这一全球能源运输咽喉要道安全风险的大幅上升直接冲击全球能源供应格局。一方面，地缘冲突频发大幅提升能源安全的战略意义，推动各国加速构建自主能源体系，政策支持力度加大，需求刚需增强。国家电网"十五五"固定资产投资规模达4万亿元，较十四五增长40。另一方面，地缘冲突引发油价快速上升，在能化价格上涨背景下，火电有望通过电量电价与煤价联动有效转嫁变动成本，同时依靠容量电价机制回收固定成本，从而显著增强火电资产的成本传导与盈利稳定性。与此同时，新能源资产的收益水平也能得到有效增厚。、电力资产估值优势明显，红利+景气双轮驱动配置性价比电力运营资产当前处于叙事逻辑重构+基本面边际改善+估值历史低位三重共振，存在系统性重估机会。伴随着政策顶层设计落地，价格机制重塑，算电协同确立中长期需求底盘，AI革命、电网投资提速与用电需求修复共振，电力全产业链均有望迎来估值重构。2025年下半年以来在AI带动全球用电需求高增、十五五大规模投资规划等因素驱动下，电网设备涨幅较大。电力运营资产同样受益于AI发展带来的电力叙事逻辑重构和电价改革，但价值尚未被充分发掘，内部估值剪刀差持续扩大。2026317PB4.07465PB2.0420.85力行业。从相对水平看电力资产估值优势更加明显。电网设备/PB估值已经达到过去5年99的分位水平，而电力/上证指数的PB估值仍在过去5年27的分位水平电网设备/上证指数的PE估值达到过去5年89的分位水平，而电力/上证指数的PE估值仍在过去5年20.5的分位水平。10：电网设备和电力相对于上证指数的PB

图11：电网设备和电力相对于上证指数的PE估值同样分化明显（单位：倍数） 电力运营资产盈利与现金流稳定、分红能力强，具备显著的抗周期特征，在长钱入市与分红导向强化的制度支撑下可作为配置压舱石。电力运营资产属于公用事业板块，拥有强需求、弱波动特性，经营性现金流相对充沛，支撑稳定高分红。电力板块整体股息率显著高于电网设备，优质电力运营商当前股息率可达4-6，体现红利属性和稳定回报，有利于吸引长期资金配置。2024年以来，在煤价下行改善火电企业盈利能力，高分红增强股东回报等因素的影响下，电力行业ROE相对稳定并高于全A的ROE。在地缘冲突与海外市场波动加大的时期，电力板块时具有高红利、高防御属性和产业高景气优势，具备穿越周期的配置价值。图1：电力行股息率显著于电网设单位：） 图1：2024年以来力RO（TT高于全（单位）公募基金持续低配电力公用板块，板块配置性价比开始显现。主动权益基金对20242025Q40.39而相对于板块自由流通市值占比截至2025年Q4低配比例为1.69处于近5年来较高水平对于电力板块来说截至2025年Q4公募主动权益基金配置比例为0.33低配比例同样处于5142025Q41.69

152025Q41.4 2、中证全指电力公用事业指数：受益于数字化浪潮+能源安全双重红利的核心优质指数2.1、指数介绍2013715200412311000202631757图16：中证全指电力公用事业指数基本信息及编制方式指数全称中证全指电力公用事业指数指数代码H30199.CSI发布机构中证指数有限公司发布日期2013年7月15日指数基期2004年12月31日指数基点1000点成分股数量57指数简介113590200跟踪范围选取中证全指指数样本空间内电力公用事业行业股票，反映行业表现。选样方法5050的券以累积市值比达业内部证券98不少于50只，将剩余证券作为相应行业指数的样本。样本调整612加权方式自由流通市值加权收益计算价格指数95%集中于公用事业板块从成分股行业分布来看中证全指电力公用事业指数成分股权重95集中于公用2026317分布来看公用事业行业权重约为95煤炭行业权重占比4.3环保行业权重占比0.65。从成分股的申万二级行业权重分布来看，95集中在电力行业，煤达到33.7其次是水电风电核电可以看出该指数主要反映电力运营资产的市场表现。图17：电力指数成分股申万一级行业权重分布图18：电力指数成分股申万二级行业权重分布 （数据截至2026年3月17日） （数据截至2026年3月17日）、市值分布：行业龙头市值规模突出从成分股市值分布来看，中证全指电力公用事业指数成分股多集中于100-500亿元市值。202631710008合计市值占比为56。总市值在500-1000亿元之间的成分股数量为8只，合计市值占比为17。总市值在100-500亿元之间的成分股数量为35只，合计市值占比为26总市值在100亿元以下的成分股数量为6只合计市值占比仅为1.3。图19：中证全指电力公用事业指数成分股的市值分布（单位：个数，%）（数据截至2026年3月17日）、财务情况：盈利韧性增强，ROE稳健中证全指电力公用事业指数虽然受到行业周期性波动影响营收增速有所放缓，但盈利韧性增强，20242025年Q3营业收入同比下降4.86但归母净利润保持增长0.96在收入增速下滑的背景下盈利仍有提升，整体稳健。电力指数ROE（TTM）自2022年Q1的2持续提升至2024年的9.17，截至2025年Q3仍处于8.6的较高水平，行业盈利能力维持在较高中枢。20：2025Q3）

212024） 2.1、市场表现：长期收益特征明显，风险收益比高5较高。2021年1月4日-2026年3月17日电力指数涨幅48.7，显著高于上证30020265力指数年化收益率6.9年化波动率12夏普比率最大回撤26.5各图22：电力指数过去5年表现优于主要宽基指数图23：电力指数与其他宽基指数相比风险收益较高指数名称年化收益率指数名称年化收益率年化波动率Sharpe（年化）最大回撤6.90.