信達證券CINDASECURITIES——2026電力行業(yè)年度策略報告投資評級上次評級看好看好電改步入下半場，機遇與挑戰(zhàn)并存市場表現(xiàn)回顧：公用事業(yè)累計漲幅滯后，關注25Q4風格切換。2025年初以來，電力公用漲幅相對大盤滯后。2025年以來A股市場逐級上行，科技板塊表現(xiàn)尤為亮眼，而公用事業(yè)行業(yè)作為穩(wěn)健防御屬性板塊，整體跑輸大盤。Q4以來，受市場風格切換和電力需求持續(xù)轉好，公用事業(yè)行業(yè)相對市場的漲幅差距有所收窄。展望2026年，公用事業(yè)行業(yè)基本面有望持續(xù)保持平穩(wěn)，市場需關注風格切換后低估值板塊的補漲機遇。電力基本面回顧：電改步入下半場，現(xiàn)貨鋪開&電源入市成為主線。 “136”號文落地與銜接：各地保障機制差異較大，增量競價結果分化?！?36”號文官宣中國新能源發(fā)電正式進入到全面入市階段。由于存量項目和增量項目的“機制三要素”差別較大，導致25年上半年出現(xiàn)新能源項目“531”搶裝熱潮。存量項目方面，大部分地區(qū)做到了“136”號文中的“平穩(wěn)過渡”要求，但對于納入機制的電量體量，各地政策有所差別。增量項目方面，山東、云南等11省市區(qū)完成首次增量項目競價。從競價結果來看，上海、江西、云南、天津、新疆的結果更接近競價上限；青海直接以上限成交；而甘肅則以下限成交。現(xiàn)貨市場試運行情況總結：現(xiàn)貨市場實現(xiàn)全面覆蓋?！?94”號文再度要求各省推進現(xiàn)貨市場，并提出“鼓勵先進，鞭策后進”的具體要求。截至2025年11月，我國省級電力現(xiàn)貨市場已實現(xiàn)基本全覆蓋，“394”號文的目標已經實現(xiàn)，現(xiàn)貨市場有望迎來全面推廣。電力行業(yè)展望：電改持續(xù)深化，稀缺穩(wěn)定價值凸顯，資產整合或存投資機遇。行業(yè)形勢研判：供需步入寬松周期，現(xiàn)貨價格顯著影響長協(xié)，稀缺穩(wěn)定價值凸顯。煤電正步入大規(guī)模投運潮，疊加用電需求疲弱電力電量供需格局轉寬松。電力供需格局寬松是2022-2024年現(xiàn)貨市場價格下行的直接原因，而其后又隱含能源價格回落和新能源裝機持續(xù)高增兩點因素。當前我國電力交易結構依然以中長期交易為主，而現(xiàn)貨價格波動對中長期交易撮合談判存在引導。此外，“年度-月度-現(xiàn)貨”的電量占比格局跟隨電力供需格局情況持續(xù)調整。展望下半年及2026年，電力供需格局有望進一步寬松，疊加各地地方政府存在降電價訴求，我們預計電價仍將面臨下行壓力，同時當電價下行至接近下浮20%的底部時，電價將獲得支撐，而2025年中長期電價高上浮比例的地區(qū)電價或將面臨補跌風險。投資機遇研判：電源投資周期高峰或已度過，資產整合或存投資機遇。從電源投資額情況來看，“十四五”后半程火電仍保持較為可觀的投資強度，但新能源投資出現(xiàn)明顯降溫。本輪新能源和傳統(tǒng)能源電源投資實現(xiàn)快速發(fā)展的核心原因，歸根結底是受到政策驅動影響。電源投資放緩后，集團存量資產整合或成“十五五”發(fā)展主線。2025年是“國企改革深化提升行動”的收官之年。綜合來看，年內能源電力國央企資產整合重組呈現(xiàn)聚焦主業(yè)、優(yōu)化資產結構、推動能源轉型和提升資產證券化率的鮮明特征。展望未來，能源電力行業(yè)的資產重組整合趨勢仍將持續(xù)。各電源品類投資機遇：遵循行業(yè)發(fā)展趨勢和市場化原則，稀缺性穩(wěn)定請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露http://www.c請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露http:/性電源有望受益市場化。在電力裝機供給較為充足的背景下，電能量價格或將持續(xù)下探，而輔助服務價格和容量電價有望持續(xù)提升。就細分電源種類而言，水電全面實施市場化電價的可能性較低；煤電電價下浮有底且稀缺性仍存；核電快速增長且市場化比例逐漸提升、或將面臨電價下行壓力；風光新能源資產收益率面臨較大的挑戰(zhàn)，有待產業(yè)重新恢復理性的裝機建設節(jié)奏，從而獲取長期合理回報?；痣姡簝r減本增盈利周期底部臨近，推薦煤電一體高股息。電價端來看，我們預計煤價反彈對于電力年度長協(xié)簽訂助力有限，2026年電價或出現(xiàn)明顯下行；但2026年全年煤價均價或出現(xiàn)同比明顯回升，并將有望帶動2027年年度電價修復；同時容量電價上漲可抵消部分收入下行，助力穩(wěn)定火電收益。電量端來看，我們預計火電電量將有望進入平臺期，長期處于震蕩波動狀態(tài)。成本端來看，7月份國家能源局開展煤礦生產情況核查效果顯著，煤價出現(xiàn)一輪明顯抬升。我們認為未來針對煤炭市場和供需的宏觀調控將有望更為積極有效。2026年國內煤炭供需或將持續(xù)維持平衡態(tài)勢。新能源：入市影響仍未消除，消納或將進入新階段。就增量項目競價結果來看，僅上海、安徽、云南、新疆四省區(qū)競價結果較好；其余各省區(qū)競價結果均顯著低于當?shù)厝济夯鶞蕛r。綜合來看，增量項目機制電價的競價結果主要受到增量項目機制電量的供需影響，且未來機制電量仍面存調整可能，新能源“650”+“1192”+“1360”號文等三條政策，不僅出臺并完善了綠電直連的商業(yè)模式，同時整合消納政策體系，提出“十五五”新能源開發(fā)利用的綜合指導方針和解決方案，消納或將由此進入新階段。水電&核電：水電剩余可開發(fā)裕度較低，核電或將面臨全面入市。水電剩余可開發(fā)容量裕度有限，主要集中在西藏地區(qū)；且無發(fā)電成本，入市比例較低；未來有望成為電量供應與靈活調節(jié)并重的電源。核電“十四五”后半段核準高增。我們預計2027年后將迎來核電裝機投產潮。但與此同時2025-2026年核電主要分布省份均持續(xù)深化核電入市。我們認為核電在“十五五”期間裝機體量快速增長的同時持續(xù)擴大入市比例，或將成為又一大規(guī)模入市的主力電源。>投資策略：紅利高股息資產：水電運營商兼具稀缺性、成長性和調節(jié)性的優(yōu)質資源，具有長期投資價值。建議關注：長江電力、國投電力、川投能源、華能水電。煤電一體化運營商關注：新集能源、國電電力、淮河能源、皖能電力、陜西能源、甘肅能源。穩(wěn)健型高股息煤電：申能股份、內蒙華電等。預測優(yōu)化等服務：新能源入市疊加現(xiàn)貨推廣，預測及優(yōu)化服務重要性顯著提升。參與市場交易運營的關鍵在于預測和優(yōu)化的能力。對天氣/電價/負荷/市場需求實現(xiàn)高精度預測將使得市場主體在市場交易和商業(yè)運營中占據(jù)行業(yè)優(yōu)勢地位。建議關注：國能日新（信達計算機團隊覆蓋）、朗新集團。風險因素：電力需求持續(xù)低于預期；電價超預期大幅下行；火電小時數(shù)大幅下行；風光裝機持續(xù)高增速導致消納和電價壓力突顯；電力市場化改革推進不及預期。 6 8 8 四、各電源品類投資機遇：遵循行業(yè)發(fā)展趨勢和市場化原則，稀缺性穩(wěn)定性電源有望受益市場化23 4.4投資策略：紅利高股息資產稀缺性凸顯，預測及優(yōu)化服 28 圖目錄 6 6 7 7 7 7 7 8 9 9 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露http://www. 33 35 35請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露http://www. 2025年初以來，電力公用漲幅相對大盤滯后。截止12月2日，公用事業(yè)板塊累計漲幅3.41%，在申萬一級行業(yè)中排名第24，相對市場整體漲幅靠后，漲幅劣于上證指數(shù)。2025年以來A股市場逐級上行，在全球AI產業(yè)浪潮和國內科技產業(yè)持續(xù)突破的共振推動下，科技板塊表現(xiàn)尤為亮眼，而公用事業(yè)行業(yè)作為穩(wěn)健防御屬性板塊，整體跑輸大盤。細分來看，Q1和Q3兩個季度的“AI熱”是驅動大盤和公用事業(yè)板塊行情分化的主要原因。Q4以來，受市場風格切換和電力需求持續(xù)轉好，公用事業(yè)行業(yè)相對市場的漲幅差距有所收窄。展望2026年，公用事業(yè)行業(yè)基本面有望持續(xù)保持平穩(wěn)，市場需關注風格切換后低估值板塊的補漲 2025-01-022025-02-022025-03-022025-04-022025-05-022025-06-022025-07-02細分行業(yè)來看，水核等穩(wěn)健資產股價表現(xiàn)較弱，風光股價表現(xiàn)出現(xiàn)分化，火電受益煤價下行&基本面好轉股價相對較強。如前所述，截至11月，2025年A股市場風險偏好同比顯著增強，景氣投資重回視野。因而ROE與股息率較高、經營穩(wěn)健，風險偏好較低的水電與核電等紅利資產相對表現(xiàn)較為弱勢。而新能源發(fā)電部分，光伏和風電發(fā)電雖均受“136”請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露http://www.號文政策影響，未來收益率恐出現(xiàn)波動導致上半年股價表現(xiàn)偏弱，但年中以來光伏發(fā)電受益于“反內卷”政策的潛在影響，未來供給預期持續(xù)轉好，導致下半年以來光伏股價表現(xiàn)明顯強于風電?；痣姲鍓K今年的行情演繹脈絡明晰，上半年煤價下行成本端改善催化火電板塊行情，三季度以來發(fā)電量持續(xù)轉好疊加煤價回升改善2026年電價談判預期，因而股價全年表現(xiàn)較為強勁。火電——上證指數(shù)30%25%30%25%20%15%10%5%0%-5%-10%核電——上證指數(shù)30%25%30%25%20%15%10%5%0%-5%-10%-15%-20%水電——上證指數(shù)30%25%30%25%20%15%10%5%0%-5%-10%一風電——上證指數(shù)25%25%20%15%10%5%0%-5%-10%請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露http://www.光伏——上證指數(shù)30%25%30%25%20%15%10%5%0%-5%-10%-15%二、電力基本面回顧：電改步入下半場，現(xiàn)貨鋪開&電源入市 2025年2月9日，國家發(fā)改委發(fā)布《關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號從政策端推動新能源全面入市參與交易，并設計相應的銜接機制“機制電價”，以維持存量項目收益水平?！?36”號文官宣中國新能源發(fā)電從保障性收購、有序入市正式進入到全面入市階段，這是繼2021年“1439”號文之后，中國電力行業(yè)市場化改革向前邁出的重要一步。截至2025年11月，全國各省市區(qū)除西藏外均已出臺“136”號文省級承接文件；山東、云南、甘肅、新疆、江西、廣東、青海、安徽、天津、上海、黑龍江等11省市自治區(qū)已完成增量項目首次競價。1）“136”號文政策簡單回顧：兼顧全面入市與穩(wěn)妥新能源全面入市，“新老劃斷+機制電價”做好銜接。“136”號文橫向明確了新能源上網電價全面市場化后與市場體系的銜接機制，縱向分存量、增量項目建立保障機制。其明確新能源項目上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。同時，為保障存量項目的合理收益，“136”號文設立“新能源機制電價”作為保底，并以“新老劃斷”做好銜接：對2025年6月1日前投產的新能源存量項目以一定電量比例、以現(xiàn)行價格機制開展差價結算，保障存量項目的收益水平；2025年6月1日后投產的項目根據(jù)非水可再生消納責任權重完成情況動態(tài)調整納入機制的電量比例，且機制電價根據(jù)新投產項目競價環(huán)節(jié)形成。納入機制的電量規(guī)模、機制電價水平、執(zhí)行期限等由省級價格主管部門會同省級能源主管部門、電力運行主管部門等明確。機制電價成為現(xiàn)階段存量新能源入市的銜接過渡機制，實現(xiàn)穩(wěn)妥銜接。請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露http://www存量增量待遇差別較大，收益不確定引發(fā)“531”搶裝潮。從前述收入計算公式可以看出，未來新能源項目的“保底收益”主要取決于“機制三要素”：機制電量、機制電價水平，以及機制的執(zhí)行期限。而“136”號文對于新能源存量項目和增量項目（以2025年6月1日投產與否作為分界線）提出差別較為明顯的“保底待遇”。?存量項目：1）電量規(guī)模由各省根據(jù)現(xiàn)行具有保障性質的相關電量規(guī)模進行制定并妥善銜接。在規(guī)模范圍內每年自主確定執(zhí)行機制的電量比例、但不得高于上一年。2）機制電價按現(xiàn)行價格政策執(zhí)行，不高于當?shù)孛弘娀鶞蕛r。3）執(zhí)行期限按照現(xiàn)行相關政策保障期限確定。綜合來看，“136”號文對存量項目的政策大方向為“保穩(wěn)定”，政策意為對原先“保量保價”部分的全額收購政策以“機制”名義延續(xù)，并在未來適當時機逐步縮減，實現(xiàn)存量項目的平穩(wěn)過渡。?增量項目：1）電量規(guī)模由各地根據(jù)國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況，以及用戶承受能力等因素確定。2）機制電價由各地每年組織已投產和未來12個月內投產、且未納入過機制執(zhí)行范圍的項目自愿參與競價形成。3）執(zhí)行期限按照同類項目回收初始投資的平均期限確定。綜合來看，“136”號文對增量項目的政策保護遠不及存量，“機制三要素”中電量需根據(jù)消納責任權重需求確定，電價更是由新能源項目自行報價“內卷”確定，量價均無“保底待遇”。存量項目和增量項目的“機制三要素”差別較大，導致25年上半年出現(xiàn)新能源項目搶裝“531”的熱潮。2025年1-5月，國內新增光伏裝機197.85GW，同比增長149.97%；新增風電裝機46.28GW，同比增長134.21%。但6-9月新能源裝機出現(xiàn)斷崖式下跌：風電分月裝機為5.11/2.88/4.17/3.25GW，光伏分月裝機為14.36/11.04/7.36/9.66GW，環(huán)比上半年“搶裝潮”和同比24年數(shù)據(jù)均出現(xiàn)明顯下行。00資料來源：IFind，信達證券研發(fā)中心體細節(jié)待定，但需全電量等因素決定每年機制電量總規(guī)模，2）各地銜接機制&競價結果出臺：保障機制差異較大，增量競價結果分化銜接機制基本出臺完畢，存量項目保障差異較大。截至2025年11月，全國各省級電網除西藏外，均已下發(fā)“136”號文銜接機制的正式稿或征求意見稿。綜合來看，大部分地區(qū)的銜接政策做到了“136”號文中的“平穩(wěn)過渡”要求，即以燃煤基準價作為機制電價，并執(zhí)行至項目生命周期結束。但對于納入機制的電量體量，各地政策有所差別：包括蒙東、蒙西、新疆、甘肅、寧夏、湖北、河北南網等新能源裝機體量較大的省份，并未將存量項目全部電量納入機制。不同的機制電量納入比例將直接影響項目的整體收益水平。.帶補貼集中式風電：790hrs/380hrs（現(xiàn)貨連續(xù)運行前/后）對應的電量·帶補貼集中式光伏：635hrs/420hrs（現(xiàn)貨連續(xù)運行前/后）對應的電量.風電供熱試點項目：1900hrs/760hrs（現(xiàn)貨連續(xù)運行前/后）對應的電量.風電特許權項目：規(guī)模按1900hrs/720hrs（現(xiàn)貨連續(xù)運行前/后）對應單個項目機制電量上限原則上與現(xiàn)行具有保障性質的相關電量規(guī)模政策光伏扶貧項目扶貧容量以外其他分布式，35kv及以下風電和集中式光間扶貧類、特許經營權類、分布式光伏、平價示范、光熱發(fā)電項目：分散式風電及以國能新能批復的風電項目、保障性平價項目：風電年發(fā)余全生命周期合理利用小時數(shù)對應年份與投產滿20年對應年份兩者較早者確定期合理利用小時數(shù)對應年妥善銜接我省現(xiàn)行保障性優(yōu)先發(fā)電電力電量平衡相關政策，單個項目每最高100%，每年在簽訂差價協(xié)議時自主確定執(zhí)行機制的電量比例規(guī)模妥善銜接現(xiàn)行具有保障性質的相關電量政策,規(guī)模上限不高于現(xiàn)行保障性收購電量,新能源項目在規(guī)模范圍內每年自主確定執(zhí)行機制的電量比例、上限100%，首次未在規(guī)定時間內與電網企業(yè)簽訂《新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制差價協(xié)議》的，分布式項目機制電量比例默認按100%執(zhí)行，集按項目實際上網電量乘以年機制電量比例確定。單個項目年機制電量比例，按其2024年度上網電量扣減當年中長期（含綠電）合同實際結算電量（小于零則按零處理，下同）占當年上網電量的比例按照全生命周期合理利用小時數(shù)剩余小時數(shù)與投產按照全生命周期合理利用小時數(shù)剩余小時數(shù)與投產全生命周期合理利用小時生命周期合理利用小時數(shù)應年份較早者確定（具體與現(xiàn)行具有保障性質的新能源電量規(guī)模相銜接，單個項目納入機制電量綠電交易電量占域內全部結算電量比例的最低值以項目投產時間計算的全生命周期合理利用小時數(shù)按項目剩余全生命周期合理利用小時數(shù)對應年份與份較早者確定（原特許權風電項目投產發(fā)電利用小剩余全生命周期合理利用小時數(shù)對應時間與投產滿20年對應時間較早者確定；執(zhí)行期限精確到月，當月到期后，次月退出。其中陸上風電全生命周期·存量集中式新能源項目（不含甘孜州2020年南部光伏基地正斗一期競按照剩余全生命周期合理利用小時數(shù)對應日期和投分布式新能源項目：銜接現(xiàn)行具有保障性質的相關電量規(guī)模政策，分布式新能源項目：全生命周期合理利用小時數(shù)或已進入電力市場的新能源力市場項目上網電量的56%納入機制電量，補貼新能源項目上網電量不納入機制電增量保護較存量偏弱，各省競價結果出現(xiàn)分化。截至2025年11月中，全國范圍內已有22個省級電網開展“136”號文增量項目競價。綜合來看，大部分地區(qū)的機制電價競價上下限均低于燃煤基準價。同時，山東、云南等11省市區(qū)也已完成首次增量項目競價。從競價結果來看，上海、江西、云南、天津、新疆的結果更接近競價上限；青海直接以上限成交；而甘肅則以下限成交。燃煤基準價風電機制電價光伏機制電價0.50.450.40.350山東云南新疆甘肅江西廣東青海黑龍江安徽上海天津除“136”號文放開新能源入市外，國家發(fā)改委國家能源局還于4月發(fā)布了《關于全面加快電力現(xiàn)貨市場建設工作的通知》（發(fā)改辦體改〔2025〕394號要求全國范圍內2025年底前基本實現(xiàn)電力現(xiàn)貨市場全覆蓋，全面開展連續(xù)結算運行。截至2025年11月，隨著四川、重慶、青海三地電力現(xiàn)貨市場日前轉入連續(xù)結算試運行。除京津冀電網（北京、天津、冀北）和西藏外，我國省級電力現(xiàn)貨市場已實現(xiàn)基本全覆蓋，“394”號文的目標已經實現(xiàn)。年內進展：現(xiàn)貨市場建設全面鋪開，推進速度明顯加快。2023年底以來，電力現(xiàn)貨市場建設進一步全面加速。目前省級現(xiàn)貨市場層面，山西、山東、廣東、甘肅、蒙西、湖北、浙江七省區(qū)現(xiàn)貨市場實現(xiàn)正式運行；陜西、安徽、河北南網、遼寧、黑龍江、云南、貴州、廣西、海南、江蘇、吉林、福建、河南、寧夏、江西、新疆、四川、蒙東、湖南、上海、青海、重慶等22省區(qū)目前為結算試運行?，F(xiàn)貨市場未來展望：2025-2026年全面鋪開，調節(jié)性資源持續(xù)獲益。2025年是全國統(tǒng)一電力市場建設的里程碑之年，《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》中要求“到2025年，全國統(tǒng)一電力市場體系初步建成”。2025年以來，電力現(xiàn)貨市場在多?。▍^(qū)）“全面鋪開”，長周期結算試運行已擴展至十余個地區(qū)。綜合而言，當前試點地區(qū)持續(xù)完善迭代，非試點地區(qū)積極探索實踐，覆蓋全國的電力現(xiàn)貨市場進入分省落實階段。此次“394”號文的重要意義在于再度認可電力現(xiàn)貨市場在優(yōu)化資源配置、保證電力安全供應、促進可再生能源消納等方面顯著作用，再次明確現(xiàn)貨市場建設“時間表”，督促部分省份加速推進現(xiàn)貨市場建設。我們預計，全國范圍內的現(xiàn)貨市場連續(xù)結算試運行有望在2026年左右實現(xiàn)，現(xiàn)貨市場有望迎來全面推廣。三、電力行業(yè)展望：電改持續(xù)深化，稀缺穩(wěn)定價值凸顯，資產1）能源保供初見成效，電力電量供需步入寬松周期，電價隨之進入下行周期2022H2以來火電核準開工提速，缺電問題迎來階段性緩解，煤電正步入大規(guī)模投運潮。2022年9月發(fā)改委能源局召開煤炭電力保供會議，提出“今明兩年煤電每年新開工8000萬千瓦，后年保障投運煤電機組8000萬千瓦”，合計1.6億千瓦，之后煤電項目核準審批明顯提速。據(jù)綠色和平統(tǒng)計，2022-2024年全國范圍內煤電機組的核準容量累計達到約2.6億千瓦，“三個八千萬”目標實現(xiàn)超額完成?？紤]以煤電項目建設開工周期約24個月計算，此批新核準的煤電機組有望于2025-2026年逐步投產。用電需求疲弱，電力電量供需格局轉寬松，電價進入下行周期。2023下半年至2024年，隨著水電出力逐步回歸多年均值，電力供需矛盾有所緩解，2024年全國范圍內未出現(xiàn)大范圍缺電限電事件。且因高耗能產業(yè)產量下滑拖累二產用電增速，疊加暖冬拖累居民用電增速，24Q4與25Q1全社會用電增速僅分別為3.48%和2.02%。在用電需求低迷，疊加水電出力同比恢復，新能源25H1因“136”號文搶裝帶來增發(fā)電量的背景下，火電電量持續(xù)受到擠占。電力電量供需格局轉向寬松，電價步入下行周期。核準投產1200010643.51200010643.51000080006223.96000406640001854.92000020212022202320249071.6290930051526省份燃煤基準價2024交易電價2025交易電價電價均價電價均價2024電價均價2023燃煤基準價（平均值）燃煤基準價上浮20%（平均值）2022-2025年現(xiàn)貨價格持續(xù)下行。電力現(xiàn)貨市場交易結果為分時分區(qū)（節(jié)點）的電力價格，其高頻次的出清結果主要反映分時分區(qū)（節(jié)點）的電力供需情況。根據(jù)落基山研究所相關研究，2022-2025年連續(xù)結算（試）運行省份的現(xiàn)貨市場整體延續(xù)下降趨勢。山西、廣東、山東、甘肅、蒙西現(xiàn)貨市場年均價較2023年分別下降31、108、46、55、100元/MWh，同比降幅為8.9%、24.3%、13.0%、18.2%和16.5%左右，廣東和甘肅較2022年更是顯著下降40.4%和35.2%。湖北和浙江現(xiàn)貨市場分別于2024年4月、5月起開始連續(xù)結算試運行，成交均價較其燃煤基準價分別下浮11.3%和12.2%。 700燃煤發(fā)電基準價.2022年均價◆2023年均價Δ2024年均價7006005004004003002001000山西廣東山東甘肅蒙西湖北浙江2023——2024——202520232024202502023——2024——202520232024202502023202420252023——20242025電力供需格局寬松是現(xiàn)貨市場價格下行的直接原因，而其后又隱含能源價格回落和新能源裝機持續(xù)高增兩點因素。從電力供需情況來看，2024Q3-2025Q1用電需求持續(xù)低迷，疊加水電出力同比恢復，新能源因“136”號文出現(xiàn)搶裝潮，火電“三個八千萬”步入投產期，2021-2022年電力供需緊張的局面得以緩解。此外，能源價格回落同樣帶動現(xiàn)貨報價下行。在全社會用電量自2024年Q4逐步走弱的背景下，電煤需求隨火電電量逐步萎縮，帶動港口煤價由24年11月的850元/噸左右（5500K，秦皇島港）降至25年6月份的610元/噸左右。雖然至Q4港口煤價重新回升至800元/噸以上，但全年煤炭均價依然同比走低。反映可變成本的煤電現(xiàn)貨報價回落導致現(xiàn)貨均價下行。同時，新能源裝機持續(xù)高增，電量占比持續(xù)提升同樣拉低現(xiàn)貨均價。據(jù)落基山研究所相關研究，山東、山西、甘肅、蒙西四省區(qū)光伏、風電同類項目現(xiàn)貨均價相對于全市場均價，均出現(xiàn)明顯折價。且隨著零邊際成本的新能源發(fā)電量占比逐步提升，現(xiàn)貨市場的競價空間被逐步壓縮，導致新能源大發(fā)時段現(xiàn)貨價格明顯降低，進而也會進一步拉低全年均價。隨著現(xiàn)貨市場鋪開及新能源全面入市，各省現(xiàn)貨價格波動有望更為劇烈，我們預計新能源大發(fā)時段的現(xiàn)貨價格或將持續(xù)下探。資料來源：IFind，信達證券研發(fā)中心02）現(xiàn)貨市場價格先行，引導中長期交易價格走勢中長期交易“一錘定音”，現(xiàn)貨鋪蓋改變電價結構。受新一輪電力體制改革啟動前期各地“穩(wěn)妥起步”的保守態(tài)度影響，穩(wěn)量穩(wěn)價且可以與優(yōu)發(fā)電量穩(wěn)妥銜接的中長期交易成為電改啟動后率先開展的交易類型，也是當前我國電力交易體系中的交易量和交易總價最高的組成部分。2024年全國電力市場中長期電力直接交易電量達4.65萬億千瓦時，同比增長5%，占全社會用電量的47%。其中，省內電力直接交易電量占全國電力市場中長期電力直接交易電量的98%。中長期交易以高比例電量和一次性價格鎖定發(fā)電企業(yè)大部收入，因而在未開展現(xiàn)貨交易時，圍繞中長期交易尤其是年度中長期交易的價格談判成為一年一度的關鍵。年度中長期交易作為“高比例鎖價”的避險交易品種，無論是要實現(xiàn)電價上漲保障火電企業(yè)合理利潤，還是要實現(xiàn)電價下行為下游工商業(yè)讓利的目標，相關博弈勢必更為激烈。月度及現(xiàn)貨交易的小電量占比對購售雙方影響有限，因而其更能真實合理地反映短期電力供需和燃料成本波動等客觀條件。但隨著反映實時電價波動的現(xiàn)貨市場全面鋪開，原先“一錘定音”的中長期交易占主導的電價結構開始有所松動。在供需偏緊的賣方市場背景下，購電方更傾向于以高比例“鎖量鎖價”的年度長協(xié)鎖定未來一年大部電費，避免短時電價暴漲沖擊用能成本，而發(fā)電側更傾向于降低年度長協(xié)倉位，電量放入短期交易中搏短時高電價；而在電力供需寬松的買方市場背景下，反之亦然。對于未來電力供需的預期極大程度上影響當下中長期交易的傾向，而對于未來電力供需的預判較大程度上取決于當前短期電價的波動方向。因而現(xiàn)貨價格波動會引導中長期交易的價格走勢。以廣東為例，2023-2025年廣東電力市場由賣方市場轉變?yōu)橘I方市場，即出現(xiàn)“現(xiàn)貨價格先行下跌，月度交易均價跟跌，年度交易價格調整”的現(xiàn)象。現(xiàn)貨波動對中長期交易撮合談判的引導效果逐漸增強，電力供需寬松背景下中長期交易占主導的地位或將遭受現(xiàn)貨價格的挑戰(zhàn)。?不低于前三年用電量平均值的80%?通過后續(xù)月度合同簽訂保障總?通過后續(xù)月度合同簽訂?通過后續(xù)季度、月度、?煤電：不低于上一年實際發(fā)電量的80%，月度 ——廣東月度電力交易均價（元/兆瓦時，左軸）環(huán)渤海動力煤價格:秦皇島(5500K):月:平均值廣東日前現(xiàn)貨均價（元/兆瓦時，左軸）廣東月度電除電價引導外，“年度中長期-月度中長期-現(xiàn)貨市場”的電量占比同步出現(xiàn)調整。2025年，四川、山西、青海、蒙西、蒙東、寧夏等地放寬年度簽約比例下限，不再要求“80%”的高比例中長期合約?？紤]到電力電量供需關系逐步轉向寬松，我們預計將有更多省區(qū)放松對批發(fā)側買方主體年度簽約比例下限要求。對于發(fā)電側而言，年度中長期交易作為“鎖量鎖價”的避險交易品種，應在抬高價格的同時盡可能提高成交電量；但對于購電側而言，月度及現(xiàn)貨交易的電價走低可能性較大，應盡量減少年度中長期交易倉位，并盡可能提高更為靈活的月度及現(xiàn)貨交易占比。以廣東省為例，2022-2024年電力供需格局轉向寬松的同時，除年度中長期交易電價逐步下行外，年度中長期交易電量占比同步出現(xiàn)萎縮。其2024年年度中長期交易電量占比僅為67.17%，較2022年的89.16%大幅下行；月度及現(xiàn)貨交易電量占比分別提升至23.49%及10.68%。同樣地，江蘇2025年6月出現(xiàn)月度交易價格大幅下跌到-20%地板價的情況。據(jù)《能源》雜志，其主要原因即江蘇將于6月1日正式啟動電力現(xiàn)貨市場長周期結算試運行，而江蘇5月現(xiàn)貨調電試運行的均價大約在0.2元/千瓦時~0.3元/千瓦時之間，顯著低于前幾個月的中長期價格和年度長協(xié)（412.45元/兆瓦時導致發(fā)電側急于將6月電量以月度中長期交易鎖定，進而導致6月月度中長期價格出現(xiàn)了塌方式下跌，但7月起即恢復常態(tài)。3422.95405.253422.95405.25100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%年度中長期月度中長期現(xiàn)貨89.16%79.58%72.85%67.17%11.15%7.46%23.49%7.46%9.02%3.36%10.68%9.02%3.36%21.62%20212022202320243）2026年電價仍面臨下行壓力，高上浮比例地區(qū)電價或將補跌如前所述，電力供需格局寬松是現(xiàn)貨市場價格下行的直接原因，而其后又隱含能源價格回落和低碳轉型加速兩點因素。從能源價格表現(xiàn)來看，煤炭供給增長疊加火電需求疲弱的情況或將在2025年內持續(xù)；從低碳轉型的角度來看，2025年上半年新能源搶裝潮超預期，即便下半年投資趨于謹慎，我們預計全年新能源裝機同比去年依舊有望實現(xiàn)增長。疊加煤電裝機持續(xù)投產，電力供需格局有望進一步寬松。同時隨著缺電限電情況緩解，下游工商業(yè)企業(yè)亟待中游讓利，2024年以來各地地方政府降電價訴求再起。2025年2月26日，浙江省人民政府辦公廳印發(fā)《2025年政府工作報告重點工作責任分解的通知》，提出“2025年將力爭全省工商業(yè)電價較上年下降3分/千瓦時以上”；2025年4月，寧夏回族自治區(qū)發(fā)改委發(fā)布了《關于進一步明確區(qū)內火電中長期市場交易價格的通知》，提出“為落實自治區(qū)“兩會”精神，助力自治區(qū)經濟穩(wěn)步增長，結合近期電力市場運行情況和市場主體反映相關訴求，經寧夏電力市場管理委員會審議通過，參考“煤電聯(lián)動”模式，綜合考慮電煤價格及火電企業(yè)經營狀況，按月暫將火電區(qū)內中長期交易電量(含年、月、旬及合同轉讓交易)度電下調1.5分，對應電費按區(qū)內市場化用戶當月實際用電量比例直接向終端用戶(含批發(fā)用戶、零售用戶、電網企業(yè)代理購電)疏導”。盡管煤價電價Q3出現(xiàn)反彈，但由于煤價均價仍同比下行，展望2026年我們預計電價仍將面臨下行壓力。但需注意的是，當前我國電力交易結構仍為“年度中長期-月度中長期-現(xiàn)貨市場”，其中年度交易鎖定主要部分電量。因而當電價持續(xù)下行至接近-20%的底部時，電價將獲得支撐。同時，2025年中長期電價高上浮比例的地區(qū)電價或將面臨補跌風險。1）電源投資情況：新能源投資增速明顯下降，電力供需寬松情況下電源投資或將有所放火電投資仍保持可觀增速，新能源投資出現(xiàn)明顯降溫。從電源投資額情況來看，“十四五”后半程火電仍保持較為可觀的投資強度，但新能源投資出現(xiàn)明顯降溫。2023-2024年，風電與光伏電源投資額雖仍增長，但分月增速出現(xiàn)持續(xù)下滑；2025年受年初“136”號文出臺影響，收益不確定性持續(xù)放大，風電與光伏電源投資額出現(xiàn)分月增速同比持續(xù)下行，新能源投資出現(xiàn)明顯降溫。相比之下，火電投資仍保持一定的可觀增速，火電投建潮仍在持一一火電風電光一一0210%210%160%110%60%10%-40%-90%風電光伏火電本輪電源投資高峰或接近尾聲，后續(xù)電源投資或將有所放緩。我們認為本輪新能源和傳統(tǒng)能源電源投資實現(xiàn)快速發(fā)展的核心原因，歸根結底是受到政策驅動影響。自2021年3月，中央財經委員會第九次會議上首次提出“構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)”以來，電力系統(tǒng)低碳轉型步入快車道，新能源發(fā)展也隨之提速；同時在2021和2022年頻發(fā)缺電事件的催化下，電力政策同樣轉向對支撐性電源建設的鼓勵，2022年8月國家能源局對迎峰度夏電力保供進行再動員、再布置的工作中提到“已開始逐省督促加快支撐性電源核準、加快開工、加快建設、盡早投運”。但隨著新舊能源快速發(fā)展，主要電量市場化隨“1439”號文（煤電）和“136”號文（新能源）全面落實，電力電量供需矛盾趨緩最終通過市場反映在電力交易結果上（電價進而倒逼電源投資持續(xù)放緩。2）“十五五”發(fā)展展望：集團資產整合或成發(fā)展主線電源投資放緩后，集團存量資產整合或成“十五五”發(fā)展主線。國務院國資委明確將2025年定位為“國企改革深化提升行動”（2023-2025年）的收官之年，核心目標是推動國有資本向關系國家安全、國計民生的重要行業(yè)和關鍵領域集中，旨在解決“大集團、小公司”模式下的資源分散問題，提高國有資產的運營效率和證券化水平。此外，能源電力行業(yè)長期存在央國企內部不同分子公司的同業(yè)競爭問題。因此，解決集團內部的同業(yè)競爭、實現(xiàn)資產的專業(yè)化運營成為年內能源電力央國企上市公司重組的重要目標。通過將集團內分散在不同上市公司的同類資產（核電、水電、火電、新能源）進行整合，分別注入到指定的上市平臺，可以打造出定位清晰、主業(yè)突出的專業(yè)化旗艦公司，從而提升核心競爭力、優(yōu)化資源配置并最終提升上市公司的估值水平。從涉及的央國企集團來看，五大發(fā)電中國電投集團資產整合最為積極，其中電投產融、遠達環(huán)保有望成為公司核電資產和水電資產的集中上市平臺。綜合來看，年內的資產整合重組呈現(xiàn)聚焦主業(yè)、優(yōu)化資產結構、推動能源轉型和提升資產證券化率的鮮明特征。投內蒙古能源、神華煤炭運銷、國金 展望未來，能源電力行業(yè)的資產重組整合趨勢仍將持續(xù)。在電源投資增速或將持續(xù)放緩的背景下，上市公司或將發(fā)展重心放在存量優(yōu)質資產上。我們預計“十五五”前期將會是能源電力行業(yè)的資產整合高峰，其他電力央企以及更多地方能源集團有望加速其內部資產的梳理與整合步伐。四、各電源品類投資機遇：遵循行業(yè)發(fā)展趨勢和市場化原則，隨著電力市場交易體系（年度中長期-月度中長期-現(xiàn)貨市場）的逐步確立和調整，市場主要電源（煤電、新能源）完成全面入市交易，同時市場價格實現(xiàn)反映供需情況的合理上下浮動，我們認為新一輪電力市場化改革已經取得初步成效。展望未來電力行業(yè)發(fā)展趨勢，我們認為未來電力行業(yè)中具備穩(wěn)定頂峰能力和裝機稀缺性的資產有望受益于市場化，獲得更好的定價。從行業(yè)發(fā)展趨勢來看，新型電力系統(tǒng)或將長期面臨“不可能三角”的挑戰(zhàn)，需要在“安全、成本、綠色”三要素之間取得平衡。在當前依舊強調低碳轉型和安全保供的背景下，新型電力系統(tǒng)仍需持續(xù)發(fā)展新能源裝機和核電、火電、抽蓄等頂峰容量以實現(xiàn)“碳達峰-碳中和”的目標。因而新型電力系統(tǒng)的建設需要構建多維度電力市場體系，體現(xiàn)電能量、安全、綠色等多元化價值。其中，“中長期+現(xiàn)貨”電能量市場體現(xiàn)電能量的價值；安全性方面，輔助服務市場和容量機制分別對應靈活性資源的調節(jié)價值和煤電的頂峰容量價值；清潔性方面，則需以綠電綠證交易機制體現(xiàn)綠色電力的環(huán)境價值。此外，隨著電力市場化原則持續(xù)深化，電力系統(tǒng)中的多元化價值有望持續(xù)獲得合理定價，從而實現(xiàn)電價結構的調整與重塑。電力市場同樣遵循最基本的供求定理：供給和需求共同決定價格。當需求增加而供給不變時，價格上升；供給增加而需求不變時，價格下降。因而在電改持續(xù)推動下的新型電力系統(tǒng)中的各個主體的價值，應由其供求關系即稀缺性決定。1.電能量：裝機放量持續(xù)，電量供需寬松。從供給側來看，短期（1-3年）內有新能源的搶裝潮（2025年1-5月光伏新增197.85GW，同比+150%；風電新增46.28GW，同比+134%）和煤電的投產潮（2022-2024年核準合計260GW中期（3-5年）內將迎來核電的投產潮（2028年起或每年投產約10GW電力裝機供給較為充足。若電力需求尤其是二產高耗能需求持續(xù)疲弱，則電量供需格局有望維持寬松，電能量價格或將繼續(xù)下探。2.輔助服務和容量備用：新能源自身特性和高增速支撐輔助服務和容量需求增長。在新能源對電力系統(tǒng)的快速度高比例滲透的背景下，系統(tǒng)性調節(jié)需求將隨著日益增大的新能源波動性和間歇性而提高，新型電力系統(tǒng)面臨的缺電與限電并存的問題或將持續(xù)凸顯，因而對電力系統(tǒng)輔助服務和容量支撐的需求有望持續(xù)增長。在系統(tǒng)供需不平衡情況愈發(fā)突出的情況下，系統(tǒng)中以煤電為主的調節(jié)電源有望持續(xù)收益，輔助服務價格有望持續(xù)提升。此外，中短期內煤電機組利用小時數(shù)或將隨煤電投產增速遠超煤電發(fā)電量增速而有所下降。同時，煤電容量電價在2026年及之后有望維持提升趨勢，從而對沖利用小時數(shù)的下行。3.細分電源種類展望：水電大規(guī)模入市可能性較低，煤電電價下有底&稀缺性仍存，核電或將因入市折價，風光增量項目收益不確定性大幅攀升。對“火水核風光”五大電源種類分別進行展望：按裝機及電量未來的增長空間來看，水電剩余可開發(fā)裕量不足、稀缺性突出；火電受“雙碳”壓力核準有限、僅缺電時放開核準，因此稀缺性適中；核電審批建設保持年均10臺左右，未來裝機和電量預計將保持穩(wěn)健增長；風光裝機快速上升、稀缺性相對較低。對各類電源按成本劃分，可分為無變動（燃料）成本的水電與風電光伏，和有變動（燃料）成本的火電與核電；按出力穩(wěn)定可靠程度劃分，可分為出力完全可控的火電與核電，出力有限可控的水電（受豐枯季及庫容影響）和出力幾乎不可控的風電與光伏。五大電源中，火電中的主要部分煤電電量以及風光新能源電量已經實現(xiàn)全面入市。水電長期以來主要以低于燃煤電量基準價的水電標桿電價或跨省跨區(qū)協(xié)商電價上網。若水電實現(xiàn)全面入市交易，其高度稀缺和低邊際成本、出力可控特征將提升其收益率，在當前地方政府存在降電價訴求的背景下，水電全面實施市場化電價的可能性較低。煤電由“1439”號文確定“基準價±20%”的價格浮動區(qū)間，盡管在2021-2022年浮動區(qū)間限制了煤電電價的更高程度上漲，但在如今電力電量供需格局轉寬松的背景下為煤電電價提供底部支撐。疊加“三個八千萬”后煤電機組核準再度收緊，除非再次發(fā)生2021-2022年缺電限電事件，“雙碳”目標下煤電機組再度出現(xiàn)大規(guī)模超預期核準可能性較小，這也意味著煤電裝機仍具備一定的稀缺性。雖然煤電電量或將在碳中和階段達峰后逐步下降，但煤電機組作為不可或缺的電力系統(tǒng)容量支撐，其調節(jié)和頂峰備用價值日益提升，因而其主要價值有望隨著系統(tǒng)定位轉變，實現(xiàn)調節(jié)收入和容量收入占比逐步提升的穩(wěn)定收益。核電增長較快、且市場化比例逐漸提升，或將面臨電價下行的壓力，但電價沖擊過后其仍屬于穩(wěn)定現(xiàn)金流類型的資產。風光新能源增長較快、稀缺程度較低，全面入市交易背景下或將面臨“因量折價”，電量電價或將持續(xù)下行。此外，風光新能源因其發(fā)電零成本和出力同質化，機組之間存在嚴重“內卷”；出力的隨機波動性還導致其需額外承擔系統(tǒng)調節(jié)費用。因此，風光新能源資產收益率面臨較大的挑戰(zhàn)，產業(yè)層面有待重新恢復理性的裝機建設節(jié)奏，從而獲取長期合理回報。1）電價端：裝機增長疊加入市影響電價，煤價堅挺+容量補償托底收入穩(wěn)定供給端增量明顯，電量電價或明顯下行。如前所述，2025年上半年新能源搶裝潮超預期，我們預計全年新能源裝機同比去年有望實現(xiàn)增長。疊加煤電裝機2026年同樣將迎來投產潮，整體電力供需格局有望進一步寬松。此外，盡管煤價電價Q3以來出現(xiàn)明顯反彈，恰好臨近2026年年度電力長協(xié)交易談判窗口期，但由于全年煤價依然出現(xiàn)同比下降，我們預計煤價反彈對于電力年度長協(xié)簽訂助力有限，2026年電價或出現(xiàn)明顯下行。細分省份來看，2025年年度長協(xié)電價依然上浮，且年內開展現(xiàn)貨市場長周期結算試運行的華東地區(qū)（安徽、江蘇、浙江）或因現(xiàn)貨價格指引效應而面臨電價下行壓力；2025年年度長協(xié)幾乎下浮至下限（-20%）的兩廣地區(qū)（廣西、廣東）電價下行空間有限。省份燃煤基準價2024交易電價2025交易電價2025上浮比例“煤價挺電價”效果或滯后顯現(xiàn)，容量補償托底收入穩(wěn)定。如前所述，Q3以來煤價因國家能源局核查工作鋪開而有所上漲，至11月已恢復至2025年年初水平。我們預計煤價波動或逐步趨緩，年內低至600元/噸的港口價格或非常態(tài)。因而從“煤價挺電價”的角度來看，2026年全年煤價均價或出現(xiàn)同比明顯修復，并將有望帶動2027年年度電價修復。此外，按照“1501”號文的要求，全國各省份的煤電容量電價將于2026年進行統(tǒng)一上調，為火電帶來約1.5分/千瓦時的增厚收益（西藏除外）。因而即便2026年全國電價出現(xiàn)明顯下降，容量電價上漲可抵消部分收入下行，助力穩(wěn)定火電收益。2）電量端：電量或將長期處于震蕩波動，小時數(shù)隨裝機增長逐步下行新能源投資回歸理性，火電發(fā)電量或長期處于平臺期。“十四五”期間，煤電與新能源裝機均實現(xiàn)可觀發(fā)展。與之相對應的是，電力電量需求受到宏觀經濟波動和疫情沖擊等影響，出現(xiàn)明顯波動。綜合來看，火電受到電量需求波動和新能源電量擠占的影響，電量占比持續(xù)走低，至2024年已降至62.6%。盡管如此，火電仍然是目前電力系統(tǒng)中電量占比最高的電源品類。自2025年“136”號文發(fā)布以來，新能源“531搶裝潮”后裝機增速出現(xiàn)斷崖式下跌，我們認為新能源裝機增速或有可能出現(xiàn)放緩，火電電量擠占壓力或將有所減輕。直至2030年碳達峰目標完成時，我們預計火電電量將有望進入平臺期，長期處于震蕩波動狀態(tài)。同時，因裝機隨頂峰容量需求或將持續(xù)增長，火電發(fā)電設備利用小時數(shù)或將逐步080.0%70.0%60.0%50.0%40.0%30.0%20.0%10.0%0.0%20212022202320242025E2026E2027E2028E2029E2030E新能源發(fā)電量占比火電發(fā)電量占比3）成本端：煤價波動趨于穩(wěn)定，成本端讓利空間煤炭供需仍呈脆弱平衡，政策托底煤價波動趨穩(wěn)。2024年以來，由于國內煤炭產量與海外煤炭進口量持續(xù)高位，疊加國內電力消費需求有所回落，煤炭供需矛盾持續(xù)趨緩，煤價自2024Q4以來出現(xiàn)明顯下行，至2025年6月最低降至610元/噸（秦皇島港，5500K）。雖然2025年大部省份年度長協(xié)電價交易結果同比有所下降，但受益于煤價快速下行，燃料端讓利明顯，主要火電企業(yè)在2025年上半年度電盈利表現(xiàn)較好。隨著7月份國家能源局開展煤礦生產情況核查以來，國內煤炭分月產量同比下行，增速明顯放緩；疊加三季度以來用電需求增速持續(xù)抬升，煤價出現(xiàn)一輪明顯抬升。至2025年11月，煤價已恢復至800元/噸（秦皇島港，5500K）以上。從年內煤炭供需情況和煤價波動情況來看，在當前煤炭供需平衡較為脆弱時，相關政府部門對于煤價下行時部分煤礦企業(yè)采取的“越跌越產”、“以量補價”等擾亂市場秩序的生產策略管控較為嚴格。當煤炭價格出現(xiàn)明顯不合理波動時，能源局即開展規(guī)范市場行為的核查活動，其目的在于強化煤炭市場調控，促進煤炭供應穩(wěn)定。因而我們認為，歷經“十四五”煤價大幅上行后回落的劇烈波動，未來針對煤炭市場和供需的宏觀調控將有望更為積極有效，煤價波動有望持續(xù)趨于穩(wěn)定。年內火電企業(yè)通過煤價下行得以獲取超額收益的情況或將難以復制，火電企業(yè)“卷成本”模式或將告一段落。900850800750700650600550500平倉價:動力煤:山西優(yōu)混(5500):秦皇島長協(xié)價:秦皇島動力煤(5500):90000800008686420-2-4-660000500004000030000200001000001-2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2024月產量（萬噸，左軸）2025月產量（萬噸，左軸）2024月同比（%，右軸）2025月同比（%，右軸）4030600040305000204000300002000-10-201000-200-300123456782024分月進口（萬噸，左軸）2025分月進口（萬噸，左軸）2024分月進口增速（%，右軸）——2025分月進口增速（%，右軸）展望2026年煤炭價格，國內煤炭供給受宏觀調控和安監(jiān)壓力影響，產量進一步釋放空間有限；需求端電煤等動力煤消費量或仍有部分增長空間。因此，我們預計2026年國內煤炭供需或將持續(xù)維持平衡態(tài)勢，長協(xié)價格基本持平，港口現(xiàn)貨價格前高后低，基本維持750-850元/噸區(qū)間震蕩走勢。綜合來看，2026年火電或同時面臨“價減本增”的情況，度電盈利或將同比出現(xiàn)下滑。但從火電的供需情況來看，2026年或是火電裝機集中投產年份；而立足于2030年“碳達峰”目標和目前電力供需矛盾趨緩的情況，“十五五”期間再度大規(guī)模放開火電審批的可能性較低?；痣娮鳛殡娏ο到y(tǒng)內穩(wěn)定的調峰頂峰電源，其稀缺程度或將從2026年開始逐年抬升。其頂峰收益（容量電價）和調節(jié)收益（調峰調頻收入）或將隨新能源裝機持續(xù)增長而明顯改善。我們認為在“價減本增”的背景下，自身體內帶有煤炭資源或集團體系內存在煤炭供應的“煤電一體”企業(yè)存在超額收益。1）增量項目競價情況及展望：電量電價“內卷式”競價，市場考驗仍未結束11地區(qū)已出結果，僅4省競價結果較好。截至2025年11月底，山東、云南、甘肅、新疆、江西、廣東、青海、安徽、天津、上海、黑龍江等11個省/市/自治區(qū)已相繼發(fā)布機制電價競價結果。就已公布結果的省份中，上海、安徽兩省市競價結果與燃煤基準價相同；云南、新疆兩省區(qū)競價結果與燃煤基準價相近；其余各省區(qū)競價結果均顯著低于當?shù)厝济夯鶞蕛r。從競價上下限情況來看，上海、江西、云南、天津、新疆的結果更接近競價上限；青海直接以上限成交；而甘肅則以下限成交。 甘肅0.3078 競價結果取決于“內卷”情況，機制電量供需決定價格。就已完成增量項目競價的省份來看，據(jù)智匯光伏，增量項目機制電價的競價結果主要受到增量項目機制電量的供需影響。增量機制電價以下限結束的省份（甘肅、黑龍江、廣東），其增量項目申報數(shù)量較多，導致放出的機制電量空間競爭較為激烈，進而導致最終機制電量使用比例較高，電價競價結果較低；上海、天津、安徽、江西等省市機制電量使用比例偏低，反映出增量項目競爭空間較好，導致出清價格較高；山東作為特例，光伏機制電量使用比例較高，但風電機制電量使用比例較低，因而導致山東風電出清價格較高，但光伏出清價格低。 甘肅8.3 40409.39未來機制電量仍面存調整可能，新能源投資節(jié)奏或持續(xù)調整。新能源項目的機制電價作為新能源入市過程中的過渡舉措，未來將隨著新能源入市比例逐步深化，持續(xù)調整，并在條件成熟時擇機退出。我們認為各地“136”號文競價結果仍未完全清晰，短期內新能源投資積極性與投資節(jié)奏或在收益前景不清晰的背景下受到沖擊。2）消納情況展望：“650”+“1192”+“1360”號文，就地利用與靈活可靠調節(jié)仍是關鍵綠電直連政策突破性發(fā)布，消納模式創(chuàng)新性發(fā)展。2025年5月30日，國家發(fā)改委、能源局發(fā)布《關于有序推動綠電直連發(fā)展有關事項的通知》（發(fā)改能源〔2025〕650號首次明確綠電直供項目規(guī)范化發(fā)展，提出風、光、生物質等新能源通過直連線路向單一電力用戶供給綠電，實現(xiàn)電量清晰物理溯源。對于綠電直連項目自發(fā)自用的比例，在“650”號文中亦有明確：項目應按照“以荷定源”原則，項目整體新能源年自發(fā)自用電量占總可用發(fā)電量的比例應不低于60%，占總用電量的比例應不低于30%，并不斷提高自發(fā)自用比例，2030年前不低于35%。上網電量比例上限一般不超過20%?！?50”號文的重要意義在于填補國家層面綠電直連政策的空白，首次規(guī)范創(chuàng)新型綠電消納模式，同時為地方政府在制定綠電直連相關政策時提供了重要的指引。從需求方來看，綠電直連政策直接滿足對綠電溯源有較高需求的負荷用戶，即出口導向性企業(yè)。近年來，歐盟碳邊境調節(jié)機制（CBAM）要求產品披露全生命周期碳排放，2022年12月出臺的《電池與廢電池法規(guī)》規(guī)定，自2025年2月18日起出口到歐盟的汽車動力電池必須申報產品全生命周期的碳足跡。在我國現(xiàn)有的部分市場化工具，如購電協(xié)議（PPA）和綠證等暫未被歐盟等國家完全接納的背景下，為滿足這一部分出口型企業(yè)的需求，綠電直連政策的出臺有助于國內出口外貿型企業(yè)滿足國際市場綠色低碳要求。從供給方來看，綠電直連有望成為未來新能源消納模式的重要創(chuàng)新?！笆奈濉币詠?，新能源消納壓力隨裝機高速發(fā)展而持續(xù)增長，95%“消納紅線”隨之放寬，疊加“136”號文推動新能源電量全面入市交易，新能源上網電量和電價的不確定性持續(xù)增加。綠電直連模式可以為供給方發(fā)電企業(yè)提供較為穩(wěn)定的負荷用戶和多年期購售電協(xié)議，穩(wěn)定的消納途徑和電價收益有望鼓勵發(fā)電企業(yè)持續(xù)推進消納新模式。存量負荷在已有燃煤燃氣自備電廠足額清繳可再生能源發(fā)展基金的前提下開展綠電直現(xiàn)貨市場連續(xù)運行地區(qū)可采取整體自發(fā)自用為主，余電上網為輔的模式；現(xiàn)貨市場未連續(xù)運行地區(qū)“1192”號文明確輸配電價機制，厘清權責助力發(fā)展。2025年9月12日，國家發(fā)改委與國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關于完善價格機制促進新能源發(fā)電就近消納的通知》（發(fā)改能源〔2025〕1192號）。綜合來看，“1192”號文是對“650”號文綠電直連的重要補充，其明確了新能源發(fā)電就近消納項目的輸配電價機制，厘清了項目與公共電網的權責劃分，為綠電直連項目掃清政策端發(fā)展的阻礙。我們認為，未來綠電直連的源網荷儲一體化項目有望憑借高負荷率、高自用率、高靈活性的“三高”優(yōu)勢，在新能源高比例滲透的新型電力系統(tǒng)中凸顯優(yōu)勢。新能源的就地消納有望受益于“1192”號文實現(xiàn)進一步增長。項目實行按容（需）量繳納輸配電費，下網電量不再繳納系項目使用公共電網時視同工商業(yè)用戶，暫按下網電量繳納系統(tǒng)運行費，逐步向“1360”號文整合消納體系，開啟新能源消納新業(yè)態(tài)。2025年11月10日，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關于促進新能源消納和調控的指導意見》（發(fā)改能源〔2025〕1360號）。整體來看，“1360”號文整合了關于新能源消納與調控的所有分類措施，從更高層面上實現(xiàn)了新能源開發(fā)與消納、安全與創(chuàng)新的整體協(xié)調，并提出2030年“基本建立協(xié)同高效的多層次新能源消納調控體系，保障新能源順利接網、多元利用、高效運行，每年滿足新增2億千瓦以上新能源合理消納需求，新增用電量主要由新能源滿足”和2035年“適配高比例新能源的新型電力系統(tǒng)基本建成，新能源消納調控體系進一步完善，全國統(tǒng)一電力市場成為新能源資源配置的基礎平臺，新能源在全國范圍優(yōu)化配置、高效消納，支撐實現(xiàn)國家自主貢獻碳中和目標”兩個中遠期宏偉目標。細分來看，從開發(fā)方式上來看，“1360”號文整合新能源五種主要開發(fā)模式（沙戈荒外送基地、大型水風光基地、海上風電基地、省內分散開發(fā)、分布式重點提及“統(tǒng)籌外送和展分布式新能源開發(fā)場景”等內容，強調新能源與其他電源的配合和就地消納。從調節(jié)容納角度看，“1360”號文提出持續(xù)提升電網和電源對高比例新能源的適應性，包括提升系統(tǒng)調節(jié)能力和提高電網接納能力等。從市場機制角度看，“1360”號文提出電力市場機制應適應新能源出力波動特性，包括縮短中長期交易周期，實現(xiàn)靈活連續(xù)交易，推廣多年期購電協(xié)議（PPA）等以適應新能源隨機波動和穩(wěn)定新能源長期消納空間；并提出“制定新能源參與市場的專項交易規(guī)則”，支持沙戈荒、水風光一體等新能源基地作為一個市場單元參與交易，同時支持分布式新能源、儲能、虛擬電廠等新型主體通過聚合或直接交易模式參與電力市場。從技術支持角度看，“1360”號文圍繞發(fā)電預測、靈活調節(jié)、電網運行、調控手段四個關鍵領域提出技術攻關方向，為新能源高效消納提供長遠動力。量水電外送通道，合理增配新能源，提升通道利用動深遠海風電基地建設。統(tǒng)籌優(yōu)化海上輸電網絡，集約化布局海纜廊道和登陸點加快提升系統(tǒng)調節(jié)能力。積極推進流域龍頭加快提升系統(tǒng)調節(jié)能力。積極推進流域龍頭水庫電站建設和水電協(xié)議機制，穩(wěn)定長期消納空間。充分發(fā)揮現(xiàn)貨市場功能，加強與需求側響應機制等的調節(jié)，完善用戶側參與現(xiàn)貨市場交易機制，現(xiàn)貨交易、區(qū)域內省間互濟交易等靈活響應新能源短時消與跨省跨區(qū)電力市場直接交易；推動構建符合新能源發(fā)電特性、分布格局的市場報價方式。完善電力市場限價等機制，充分發(fā)揮價格信號引導新能源消納的作用。積極推動綠證市場高綜合來看，“1360”號文的出臺，是我國新能源消納政策由單點引導走向系統(tǒng)集成的里程碑，其不僅聚焦于當前的消納與調控問題，而是統(tǒng)籌提出了覆蓋“源、網、荷、儲、調”各環(huán)節(jié)的系統(tǒng)解決方案，形成一整套的指導方針。我們認為隨著碳達峰目標的逐漸臨近，新能源消納或將擺脫過去省內集中開發(fā)消納，單純擠占火電空間的利用形勢，轉而成為負荷、電網、靈活性資源主動調節(jié)主動配合的新消納業(yè)態(tài)。1）水電：兼具稀缺性與穩(wěn)定性，未來有望兼具電量供應與調節(jié)功能水電剩余可開發(fā)容量裕度有限，主要集中在西藏地區(qū)。我國水電資源評估采用三級劃分體系：1）理論蘊藏量：全國水能資源理論蘊藏量達6.94億千瓦（基于河流自然落差和流量的物理極限值，不考慮任何技術或經濟約束2）技術可開發(fā)容量：技術上可行的裝機容量為5.42億千瓦（主要考慮工程地質條件、施工技術難度、電網接入可能性等硬性約束3）經濟可開發(fā)容量：經濟上可行的裝機容量約為4.02億千瓦（基于電價水平，設定內部收益率要求和投資回收期財務指標倒算得出）。截至2025年6月，我國常規(guī)水電裝機已達到3.79億千瓦，水電剩余可開發(fā)容量裕度極為有限。從水電資源分布來看，我國水電資源呈現(xiàn)"西多東少、南豐北缺"的不均衡分布。我國水電開發(fā)的戰(zhàn)略重心在西南地區(qū)，特別是青藏高原東緣的深切河谷地帶。西藏擁有全國最大的水電未開發(fā)潛力，理論蘊藏量超2億千瓦，占全國的29%，居各省區(qū)市之首。但截至2024年底，西藏水電裝機容量僅為約300萬千瓦，開發(fā)率不足2%。2025年7月，副部級新能源央企中國雅江集團有限公司成立；同月，李強總理宣布雅魯藏布江下游水電工程開工，西藏水電資源開發(fā)進入新階段。水電無發(fā)電成本，入市比例較低；未來有望成為電量供應與靈活調節(jié)并重的電源。水電由于其相對清潔、穩(wěn)定、低成本的屬性，大部分電量屬于保量保價的低價優(yōu)先發(fā)電電量，參與市場化交易的比例低。目前國家對于水電參與市場化的原則為：水電比重大或消納受限的地區(qū)，可以逐步擴大市場化交易比例，其他地區(qū)在保障優(yōu)先發(fā)電優(yōu)先購電的基礎上參與市場化交易。同時，水電的調節(jié)性能較為優(yōu)良。首先，水電和新能源出力具有較強互補性，枯季是風電和光伏多發(fā)季節(jié)，可通過水能的快速啟停功能保障風電和光伏的優(yōu)先送出；而雨季是風電和光伏的少發(fā)季節(jié)，水電可充分利用汛期來水多發(fā)或滿發(fā)；第二，水風光打捆外送具有消納優(yōu)勢，依托流域內已有的水電資源建設水風光一體化基地，可以將隨機波動的風電、光伏發(fā)電調整為平滑、穩(wěn)定的優(yōu)質電源，借助已有的水電的外送通道打捆送出，可減少棄風棄光的問題，提高利用小時數(shù)。2021年2月，國家發(fā)改委和國家能源局發(fā)布《關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發(fā)展的指導意見》，提出優(yōu)先利用水電調節(jié)性能消納近區(qū)風光電力，鼓勵通過龍頭電站建設優(yōu)化出力特性，實現(xiàn)就近打捆；此后四川省與云南省也分別于2021年6月、2022年3月提出建設金沙江上中下游、雅礱江流域、大渡河中上游、瀾滄江上中下游、紅河流域、風光水一體化可再生能源綜合開發(fā)基地。鑒于水電優(yōu)良的調節(jié)性能，未來隨著電力市場機制的完善，其對電力系統(tǒng)的調節(jié)價值有望獲得合水庫基金費其他費用水資源費水庫基金費其他費用水資源費2%保險費4%2%保險費4%2%修理費7%折舊48%財務費用35%月《關于推進電力源網荷儲一體化和多捆。對于增量風光水（儲）一體化，嚴控中小水電月月在風能和太陽能資源稟賦較好、建設條件優(yōu)越、具備持續(xù)整裝開件、符合區(qū)域生態(tài)環(huán)境保護等要求的地區(qū)，有序推進風電和光伏發(fā)電集中式開發(fā)，加快推進以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風電光伏基地項目建設，積極推進黃河上游、新疆、冀北等多能互補清潔能月月司高可再生能源綜合開發(fā)經濟性和通道利用率，提升水風光開月2）核電：“十四五”后半段核準高增，市場化程度或持續(xù)提升。2019年我國核電機組審批正式重啟，在“十四五”后半段（2022-2025年）核電維持年均不低于10臺機組高核準體量。按照核電項目5-8年的建設周期計，2027年后將迎來核電裝機投產潮。雖然當前核電電量并未全面入市，但自“十四五”以來，兩大核電上市公司中核與中廣核的電量市場化交易比例已逐步提升。2025年，核電主要分布省份均持續(xù)深化核電入市。自2026年開始，已經公布電力交易方案的省份中，廣東核電全面入市交易；浙江新增50%電量進入中長期交易，非市場化電量占比縮減至40%。綜合來看，在當前電力電量供需格局寬松和核電持續(xù)保持高核準量的背景下，目前市場化程度較低的核電市場化程度逐步提升，在“十五五”期間裝機體量快速增長的同時持續(xù)擴大入市比例，或將成為又一大規(guī)模入市的主力電源。核電在裝機與電量快速增長的階段入市，電量與電價或將出現(xiàn)此消彼長態(tài)勢。??），8000???6?4?5???全年市場交易電量270億千瓦時無圖41：2018-2024年中國核電市場化電量及占比（億千瓦044.57%43.67%2018201920202021020182019202020211）紅利高股息資產：資源稀缺為先，高股息值得關注水電運營商：兼具稀缺性、成長性和調節(jié)性的優(yōu)質資源，具有長期投資價值。優(yōu)質大水電資產具有稀缺性及不可復制性，在我國當前水電資源總體可開發(fā)空間不足、上游開發(fā)造價高的情況下，優(yōu)質存量機組優(yōu)勢凸顯；龍頭公司水電裝機仍有較大增長空間，疊加多庫聯(lián)調帶來的梯級補償效益，電量增長可期；水電公司借助自身優(yōu)勢加快推進水風光一體化及抽水蓄能建設，