2025 年初以来，电力公用涨幅相对大盘滞后。截止 12 月 2 日，公用事业板块累计涨幅 3.41%，在申万一级行业中排名第 24，相对市场整体涨幅靠后，涨幅劣于上证指数。2025 年以来 A 股市场逐级上行，在全球 AI 产业浪潮和国内科技产业持续突破的共振推动下，科 技板块表现尤为亮眼，而公用事业行业作为稳健防御属性板块，整体跑输大盘。细分来看， Q1 和 Q3 两个季度的“AI 热”是驱动大盘和公用事业板块行情分化的主要原因。Q4 以来， 受市场风格切换和电力需求持续转好，公用事业行业相对市场的涨幅差距有所收窄。展望 2026 年，公用事业行业基本面有望持续保持平稳，市场需关注风格切换后低估值板块的补 涨机遇。
细分行业来看，水核等稳健资产股价表现较弱，风光股价表现出现分化，火电受益煤价下 行&基本面好转股价相对较强。如前所述，截至 11 月，2025 年 A 股市场风险偏好同比显 著增强，景气投资重回视野。因而 ROE 与股息率较高、经营稳健，风险偏好较低的水电与 核电等红利资产相对表现较为弱势。而新能源发电部分，光伏和风电发电虽均受“136”号文政策影响，未来收益率恐出现波动导致上半年股价表现偏弱，但年中以来光伏发电受 益于“反内卷”政策的潜在影响，未来供给预期持续转好，导致下半年以来光伏股价表现 明显强于风电。火电板块今年的行情演绎脉络明晰，上半年煤价下行成本端改善催化火电 板块行情，三季度以来发电量持续转好叠加煤价回升改善 2026 年电价谈判预期，因而股价 全年表现较为强劲。
2.1 “136”号文落地与衔接：各地保障机制差异较大，增量竞价结果分化
2025 年 2 月 9 日，国家发改委发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质 量发展的通知》（发改价格〔2025〕136 号），从政策端推动新能源全面入市参与交易，并 设计相应的衔接机制“机制电价”，以维持存量项目收益水平。“136”号文官宣中国新能源 发电从保障性收购、有序入市正式进入到全面入市阶段，这是继 2021 年“1439”号文之 后，中国电力行业市场化改革向前迈出的重要一步。截至 2025 年 11 月，全国各省市区除 西藏外均已出台“136”号文省级承接文件；山东、云南、甘肃、新疆、江西、广东、青 海、安徽、天津、上海、黑龙江等 11 省市自治区已完成增量项目首次竞价。
1）“136”号文政策简单回顾：兼顾全面入市与稳妥衔接
新能源全面入市，“新老划断+机制电价”做好衔接。“136”号文横向明确了新能源上网电 价全面市场化后与市场体系的衔接机制，纵向分存量、增量项目建立保障机制。其明确新 能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。同时，为保障 存量项目的合理收益，“136”号文设立“新能源机制电价”作为保底，并以“新老划断” 做好衔接：对 2025 年 6 月 1 日前投产的新能源存量项目以一定电量比例、以现行价格机制 开展差价结算，保障存量项目的收益水平；2025 年 6 月 1 日后投产的项目根据非水可再生 消纳责任权重完成情况动态调整纳入机制的电量比例，且机制电价根据新投产项目竞价环 节形成。纳入机制的电量规模、机制电价水平、执行期限等由省级价格主管部门会同省级 能源主管部门、电力运行主管部门等明确。机制电价成为现阶段存量新能源入市的衔接过 渡机制，实现稳妥衔接。
存量增量待遇差别较大，收益不确定引发“531”抢装潮。从前述收入计算公式可以看出， 未来新能源项目的“保底收益”主要取决于“机制三要素”：机制电量、机制电价水平， 以及机制的执行期限。而“136”号文对于新能源存量项目和增量项目（以 2025 年 6 月 1 日投产与否作为分界线）提出差别较为明显的“保底待遇”。
存量项目：1）电量规模由各省根据现行具有保障性质的相关电量规模进行制定并妥善 衔接。在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。2）机制电价 按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。3）执行期限按照现行相关政策保障期限确 定。综合来看，“136”号文对存量项目的政策大方向为“保稳定”，政策意为对原先“保 量保价”部分的全额收购政策以“机制”名义延续，并在未来适当时机逐步缩减，实现存 量项目的平稳过渡。
增量项目：1）电量规模由各地根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重 完成情况，以及用户承受能力等因素确定。2）机制电价由各地每年组织已投产和未来 12 个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成。3）执行期限按照同类项 目回收初始投资的平均期限确定。综合来看，“136”号文对增量项目的政策保护远不及存 量，“机制三要素”中电量需根据消纳责任权重需求确定，电价更是由新能源项目自行报 价“内卷”确定，量价均无“保底待遇”。
存量项目和增量项目的“机制三要素”差别较大，导致 25年上半年出现新能源项目抢装 “531”的热潮。2025 年 1-5 月，国内新增光伏装机 197.85GW，同比增长 149.97%；新 增风电装机 46.28GW，同比增长 134.21%。但 6-9 月新能源装机出现断崖式下跌：风电分 月装机为 5.11/2.88/4.17/3.25GW，光伏分月装机为 14.36/11.04/7.36/9.66GW，环比上半 年“抢装潮”和同比 24 年数据均出现明显下行。
2）各地衔接机制&竞价结果出台： 保障机制差异较大，增量竞价结果分化
衔接机制基本出台完毕，存量项目保障差异较大。截至 2025 年 11 月，全国各省级电网除 西藏外，均已下发“136”号文衔接机制的正式稿或征求意见稿。综合来看，大部分地区 的衔接政策做到了“136”号文中的“平稳过渡”要求，即以燃煤基准价作为机制电价， 并执行至项目生命周期结束。但对于纳入机制的电量体量，各地政策有所差别：包括蒙东、 蒙西、新疆、甘肃、宁夏、湖北、河北南网等新能源装机体量较大的省份，并未将存量项 目全部电量纳入机制。不同的机制电量纳入比例将直接影响项目的整体收益水平。
增量保护较存量偏弱，各省竞价结果出现分化。截至 2025 年 11 月中，全国范围内已有 22 个省级电网开展“136”号文增量项目竞价。综合来看，大部分地区的机制电价竞价上下 限均低于燃煤基准价。同时，山东、云南等 11 省市区也已完成首次增量项目竞价。从竞价 结果来看，上海、江西、云南、天津、新疆的结果更接近竞价上限；青海直接以上限成交； 而甘肃则以下限成交。
2.2 现货市场试运行情况总结：现货市场实现全面覆盖
除“136”号文放开新能源入市外，国家发改委国家能源局还于 4 月发布了《关于全面加快 电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2025〕394号），要求全国范围内 2025年底 前基本实现电力现货市场全覆盖，全面开展连续结算运行。截至 2025 年 11 月，随着四川、 重庆、青海三地电力现货市场日前转入连续结算试运行。除京津冀电网（北京、天津、冀 北）和西藏外，我国省级电力现货市场已实现基本全覆盖，“394”号文的目标已经实现。 年内进展：现货市场建设全面铺开，推进速度明显加快。2023 年底以来，电力现货市场建 设进一步全面加速。目前省级现货市场层面，山西、山东、广东、甘肃、蒙西、湖北、浙 江七省区现货市场实现正式运行；陕西、安徽、河北南网、辽宁、黑龙江、云南、贵州、 广西、海南、江苏、吉林、福建、河南、宁夏、江西、新疆、四川、蒙东、湖南、上海、 青海、重庆等 22 省区目前为结算试运行。
现货市场未来展望： 2025-2026 年全面铺开，调节性资源持续获益。2025 年是全国统一 电力市场建设的里程碑之年，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中要求 “到 2025 年，全国统一电力市场体系初步建成”。2025 年以来，电力现货市场在多省（区） “全面铺开”，长周期结算试运行已扩展至十余个地区。综合而言，当前试点地区持续完善 迭代，非试点地区积极探索实践，覆盖全国的电力现货市场进入分省落实阶段。此次 “394”号文的重要意义在于再度认可电力现货市场在优化资源配置、保证电力安全供应、 促进可再生能源消纳等方面显著作用，再次明确现货市场建设“时间表”，督促部分省份加 速推进现货市场建设。我们预计，全国范围内的现货市场连续结算试运行有望在 2026 年 左右实现，现货市场有望迎来全面推广。
3.1行业形势研判：供需步入宽松周期，现货价格显著影响长协，稀缺稳定价值 凸显
1）能源保供初见成效，电力电量供需步入宽松周期，电价随之进入下行周期
2022H2 以来火电核准开工提速，缺电问题迎来阶段性缓解，煤电正步入大规模投运潮。 2022 年 9 月发改委能源局召开煤炭电力保供会议，提出“今明两年煤电每年新开工 8000 万千瓦，后年保障投运煤电机组 8000 万千瓦”，合计 1.6 亿千瓦，之后煤电项目核准审批 明显提速。据绿色和平统计，2022-2024 年全国范围内煤电机组的核准容量累计达到约 2.6 亿千瓦，“三个八千万”目标实现超额完成。考虑以煤电项目建设开工周期约 24 个月计算， 此批新核准的煤电机组有望于 2025-2026 年逐步投产。 用电需求疲弱，电力电量供需格局转宽松，电价进入下行周期。2023 下半年至 2024 年， 随着水电出力逐步回归多年均值，电力供需矛盾有所缓解，2024 年全国范围内未出现大范 围缺电限电事件。且因高耗能产业产量下滑拖累二产用电增速，叠加暖冬拖累居民用电增 速，24Q4 与 25Q1 全社会用电增速仅分别为 3.48%和 2.02%。在用电需求低迷，叠加水电 出力同比恢复，新能源 25H1 因“136”号文抢装带来增发电量的背景下，火电电量持续受 到挤占。电力电量供需格局转向宽松，电价步入下行周期。
2022-2025 年现货价格持续下行。电力现货市场交易结果为分时分区（节点）的电力价格， 其高频次的出清结果主要反映分时分区（节点）的电力供需情况。根据落基山研究所相关 研究，2022-2025 年连续结算（试）运行省份的现货市场整体延续下降趋势。山西、广东、 山东、甘肃、蒙西现货市场年均价较 2023 年分别下降 31、108、46、55、100 元 /MWh， 同比降幅为 8.9%、24.3%、13.0%、18.2% 和 16.5% 左右，广东和甘肃较 2022 年更是显 著下降 40.4% 和 35.2%。湖北和浙江现货市场分别于 2024 年 4 月、5 月起开始连续结算 试运行，成交均价较其燃煤基准价分别下浮 11.3% 和 12.2%。
电力供需格局宽松是现货市场价格下行的直接原因，而其后又隐含能源价格回落和新能源 装机持续高增两点因素。从电力供需情况来看，2024Q3-2025Q1 用电需求持续低迷，叠 加水电出力同比恢复，新能源因“136”号文出现抢装潮，火电“三个八千万”步入投产期， 2021-2022 年电力供需紧张的局面得以缓解。此外，能源价格回落同样带动现货报价下行。 在全社会用电量自 2024 年 Q4 逐步走弱的背景下，电煤需求随火电电量逐步萎缩，带动港 口煤价由 24 年 11 月的 850 元/吨左右（5500K，秦皇岛港）降至 25 年 6 月份的 610 元/吨 左右。虽然至 Q4 港口煤价重新回升至 800 元/吨以上，但全年煤炭均价依然同比走低。反 映可变成本的煤电现货报价回落导致现货均价下行。同时，新能源装机持续高增，电量占 比持续提升同样拉低现货均价。据落基山研究所相关研究，山东、山西、甘肃、蒙西四省 区光伏、风电同类项目现货均价相对于全市场均价，均出现明显折价。且随着零边际成本 的新能源发电量占比逐步提升，现货市场的竞价空间被逐步压缩，导致新能源大发时段现 货价格明显降低，进而也会进一步拉低全年均价。随着现货市场铺开及新能源全面入市， 各省现货价格波动有望更为剧烈，我们预计新能源大发时段的现货价格或将持续下探。
2）现货市场价格先行，引导中长期交易价格走势
中长期交易“一锤定音”，现货铺盖改变电价结构。受新一轮电力体制改革启动前期各地 “稳妥起步”的保守态度影响，稳量稳价且可以与优发电量稳妥衔接的中长期交易成为电 改启动后率先开展的交易类型，也是当前我国电力交易体系中的交易量和交易总价最高的 组成部分。2024 年全国电力市场中长期电力直接交易电量达 4.65 万亿千瓦时，同比增长 5%，占全社会用电量的 47%。其中，省内电力直接交易电量占全国电力市场中长期电力 直接交易电量的 98%。中长期交易以高比例电量和一次性价格锁定发电企业大部收入，因 而在未开展现货交易时，围绕中长期交易尤其是年度中长期交易的价格谈判成为一年一度 的关键。年度中长期交易作为“高比例锁价”的避险交易品种，无论是要实现电价上涨保 障火电企业合理利润，还是要实现电价下行为下游工商业让利的目标，相关博弈势必更为 激烈。月度及现货交易的小电量占比对购售双方影响有限，因而其更能真实合理地反映短 期电力供需和燃料成本波动等客观条件。但随着反映实时电价波动的现货市场全面铺开， 原先“一锤定音”的中长期交易占主导的电价结构开始有所松动。在供需偏紧的卖方市场 背景下，购电方更倾向于以高比例“锁量锁价”的年度长协锁定未来一年大部电费，避免 短时电价暴涨冲击用能成本，而发电侧更倾向于降低年度长协仓位，电量放入短期交易中 搏短时高电价；而在电力供需宽松的买方市场背景下，反之亦然。对于未来电力供需的预 期极大程度上影响当下中长期交易的倾向，而对于未来电力供需的预判较大程度上取决于 当前短期电价的波动方向。因而现货价格波动会引导中长期交易的价格走势。以广东为例， 2023-2025 年广东电力市场由卖方市场转变为买方市场，即出现“现货价格先行下跌，月 度交易均价跟跌，年度交易价格调整”的现象。现货波动对中长期交易撮合谈判的引导效 果逐渐增强，电力供需宽松背景下中长期交易占主导的地位或将遭受现货价格的挑战。
除电价引导外，“年度中长期-月度中长期-现货市场”的电量占比同步出现调整。2025 年， 四川、山西、青海、蒙西、蒙东、宁夏等地放宽年度签约比例下限，不再要求“80%”的高 比例中长期合约。考虑到电力电量供需关系逐步转向宽松，我们预计将有更多省区放松对 批发侧买方主体年度签约比例下限要求。对于发电侧而言，年度中长期交易作为“锁量锁价” 的避险交易品种，应在抬高价格的同时尽可能提高成交电量；但对于购电侧而言，月度及 现货交易的电价走低可能性较大，应尽量减少年度中长期交易仓位，并尽可能提高更为灵 活的月度及现货交易占比。以广东省为例，2022-2024 年电力供需格局转向宽松的同时， 除年度中长期交易电价逐步下行外，年度中长期交易电量占比同步出现萎缩。其 2024年年 度中长期交易电量占比仅为 67.17%，较 2022 年的 89.16%大幅下行；月度及现货交易电 量占比分别提升至 23.49%及 10.68%。同样地，江苏 2025 年 6 月出现月度交易价格大幅 下跌到-20%地板价的情况。据《能源》杂志，其主要原因即江苏将于 6 月 1 日正式启动电 力现货市场长周期结算试运行，而江苏 5 月现货调电试运行的均价大约在 0.2 元/千瓦时 ~0.3 元/千瓦时之间，显著低于前几个月的中长期价格和年度长协（412.45 元/兆瓦时），导 致发电侧急于将 6 月电量以月度中长期交易锁定，进而导致 6 月月度中长期价格出现了塌 方式下跌，但 7 月起即恢复常态。
3）2026 年电价仍面临下行压力，高上浮比例地区电价或将补跌
如前所述，电力供需格局宽松是现货市场价格下行的直接原因，而其后又隐含能源价格回 落和低碳转型加速两点因素。从能源价格表现来看，煤炭供给增长叠加火电需求疲弱的情 况或将在 2025 年内持续；从低碳转型的角度来看，2025 年上半年新能源抢装潮超预期， 即便下半年投资趋于谨慎，我们预计全年新能源装机同比去年依旧有望实现增长。叠加煤 电装机持续投产，电力供需格局有望进一步宽松。同时随着缺电限电情况缓解，下游工商 业企业亟待中游让利，2024 年以来各地地方政府降电价诉求再起。2025 年 2 月 26 日，浙 江省人民政府办公厅印发《2025 年政府工作报告重点工作责任分解的通知》，提出“2025 年将力争全省工商业电价较上年下降 3 分/千瓦时以上”；2025 年 4 月，宁夏回族自治区发 改委发布了《关于进一步明确区内火电中长期市场交易价格的通知》，提出“为落实自治区 “两会”精神，助力自治区经济稳步增长，结合近期电力市场运行情况和市场主体反映相 关诉求，经宁夏电力市场管理委员会审议通过，参考“煤电联动”模式，综合考虑电煤价 格及火电企业经营状况，按月暂将火电区内中长期交易电量(含年、月、旬及合同转让交易) 度电下调 1.5 分，对应电费按区内市场化用户当月实际用电量比例直接向终端用户(含批发 用户、零售用户、电网企业代理购电)疏导”。尽管煤价电价 Q3出现反弹，但由于煤价均价仍同比下行，展望 2026 年我们预计电价仍将面临下行压力。但需注意的是，当前我国电 力交易结构仍为“年度中长期-月度中长期-现货市场”，其中年度交易锁定主要部分电量。 因而当电价持续下行至接近-20%的底部时，电价将获得支撑。同时，2025 年中长期电价 高上浮比例的地区电价或将面临补跌风险。
3.2 投资机遇研判：电源投资周期高峰或已度过，资产整合或存投资机遇
1）电源投资情况：新能源投资增速明显下降，电力供需宽松情况下电源投资或将有所放 缓
火电投资仍保持可观增速，新能源投资出现明显降温。从电源投资额情况来看，“十四五” 后半程火电仍保持较为可观的投资强度，但新能源投资出现明显降温。2023-2024 年，风 电与光伏电源投资额虽仍增长，但分月增速出现持续下滑；2025 年受年初“136”号文出 台影响，收益不确定性持续放大，风电与光伏电源投资额出现分月增速同比持续下行，新 能源投资出现明显降温。相比之下，火电投资仍保持一定的可观增速，火电投建潮仍在持 续。
本轮电源投资高峰或接近尾声，后续电源投资或将有所放缓。我们认为本轮新能源和传统 能源电源投资实现快速发展的核心原因，归根结底是受到政策驱动影响。自 2021 年 3 月， 中央财经委员会第九次会议上首次提出 “构建以新能源为主体的新型电力系统”以来，电力 系统低碳转型步入快车道，新能源发展也随之提速；同时在 2021 和 2022 年频发缺电事件 的催化下，电力政策同样转向对支撑性电源建设的鼓励，2022 年 8 月国家能源局对迎峰度 夏电力保供进行再动员、再布置的工作中提到“已开始逐省督促加快支撑性电源核准、加快 开工、加快建设、尽早投运”。但随着新旧能源快速发展，主要电量市场化随“1439”号 文（煤电）和“136”号文（新能源）全面落实，电力电量供需矛盾趋缓最终通过市场反 映在电力交易结果上（电价），进而倒逼电源投资持续放缓。
2）“十五五”发展展望：集团资产整合或成发展主线
电源投资放缓后，集团存量资产整合或成“十五五”发展主线。国务院国资委明确将 2025 年定位为“国企改革深化提升行动”（2023-2025年）的收官之年，核心目标是推动国有资本 向关系国家安全、国计民生的重要行业和关键领域集中，旨在解决“大集团、小公司”模 式下的资源分散问题，提高国有资产的运营效率和证券化水平。此外，能源电力行业长期 存在央国企内部不同分子公司的同业竞争问题。因此，解决集团内部的同业竞争、实现资 产的专业化运营成为年内能源电力央国企上市公司重组的重要目标。通过将集团内分散在 不同上市公司的同类资产（核电、水电、火电、新能源）进行整合，分别注入到指定的上 市平台，可以打造出定位清晰、主业突出的专业化旗舰公司，从而提升核心竞争力、优化 资源配置并最终提升上市公司的估值水平。从涉及的央国企集团来看，五大发电中国电投 集团资产整合最为积极，其中电投产融、远达环保有望成为公司核电资产和水电资产的集 中上市平台。综合来看，年内的资产整合重组呈现聚焦主业、优化资产结构、推动能源转 型和提升资产证券化率的鲜明特征。
展望未来，能源电力行业的资产重组整合趋势仍将持续。在电源投资增速或将持续放缓的 背景下，上市公司或将发展重心放在存量优质资产上。我们预计“十五五”前期将会是能 源电力行业的资产整合高峰，其他电力央企以及更多地方能源集团有望加速其内部资产的 梳理与整合步伐 。
随着电力市场交易体系（年度中长期-月度中长期-现货市场）的逐步确立和调整，市场主 要电源（煤电、新能源）完成全面入市交易，同时市场价格实现反映供需情况的合理上下 浮动，我们认为新一轮电力市场化改革已经取得初步成效。展望未来电力行业发展趋势， 我们认为未来电力行业中具备稳定顶峰能力和装机稀缺性的资产有望受益于市场化，获得 更好的定价。 从行业发展趋势来看，新型电力系统或将长期面临“不可能三角”的挑战，需要在“安全、 成本、绿色”三要素之间取得平衡。在当前依旧强调低碳转型和安全保供的背景下，新型 电力系统仍需持续发展新能源装机和核电、火电、抽蓄等顶峰容量以实现“碳达峰-碳中和” 的目标。因而新型电力系统的建设需要构建多维度电力市场体系，体现电能量、安全、绿 色等多元化价值。其中，“中长期+现货”电能量市场体现电能量的价值；安全性方面，辅助 服务市场和容量机制分别对应灵活性资源的调节价值和煤电的顶峰容量价值；清洁性方面， 则需以绿电绿证交易机制体现绿色电力的环境价值。
此外，随着电力市场化原则持续深化，电力系统中的多元化价值有望持续获得合理定价， 从而实现电价结构的调整与重塑。电力市场同样遵循最基本的供求定理：供给和需求共同 决定价格。当需求增加而供给不变时，价格上升；供给增加而需求不变时，价格下降。因而在电改持续推动下的新型电力系统中的各个主体的价值，应由其供求关系即稀缺性决定。
1. 电能量：装机放量持续，电量供需宽松。从供给侧来看，短期（1-3 年）内有新能源的 抢装潮（2025 年 1-5 月光伏新增 197.85GW，同比+150%；风电新增 46.28GW，同比 +134%）和煤电的投产潮（2022-2024 年核准合计 260GW），中期（3-5 年）内将迎来核 电的投产潮（2028 年起或每年投产约 10GW），电力装机供给较为充足。若电力需求尤其 是二产高耗能需求持续疲弱，则电量供需格局有望维持宽松，电能量价格或将继续下探。
2. 辅助服务和容量备用：新能源自身特性和高增速支撑辅助服务和容量需求增长。在新能 源对电力系统的快速度高比例渗透的背景下，系统性调节需求将随着日益增大的新能源波 动性和间歇性而提高，新型电力系统面临的缺电与限电并存的问题或将持续凸显，因而对 电力系统辅助服务和容量支撑的需求有望持续增长。在系统供需不平衡情况愈发突出的情 况下，系统中以煤电为主的调节电源有望持续收益，辅助服务价格有望持续提升。此外， 中短期内煤电机组利用小时数或将随煤电投产增速远超煤电发电量增速而有所下降。同时， 煤电容量电价在 2026 年及之后有望维持提升趋势，从而对冲利用小时数的下行。
3. 细分电源种类展望：水电大规模入市可能性较低，煤电电价下有底&稀缺性仍存，核电 或将因入市折价，风光增量项目收益不确定性大幅攀升。
对“火水核风光”五大电源种类分别进行展望：按装机及电量未来的增长空间来看，水电 剩余可开发裕量不足、稀缺性突出；火电受“双碳”压力核准有限、仅缺电时放开核准， 因此稀缺性适中；核电审批建设保持年均 10 台左右，未来装机和电量预计将保持稳健增长； 风光装机快速上升、稀缺性相对较低。对各类电源按成本划分，可分为无变动（燃料）成 本的水电与风电光伏，和有变动（燃料）成本的火电与核电；按出力稳定可靠程度划分， 可分为出力完全可控的火电与核电，出力有限可控的水电（受丰枯季及库容影响）和出力 几乎不可控的风电与光伏。五大电源中，火电中的主要部分煤电电量以及风光新能源电量 已经实现全面入市。水电长期以来主要以低于燃煤电量基准价的水电标杆电价或跨省跨区 协商电价上网。若水电实现全面入市交易，其高度稀缺和低边际成本、出力可控特征将提 升其收益率，在当前地方政府存在降电价诉求的背景下，水电全面实施市场化电价的可能 性较低。煤电由“1439”号文确定“基准价±20%”的价格浮动区间，尽管在 2021-2022 年浮动区间限制了煤电电价的更高程度上涨，但在如今电力电量供需格局转宽松的背景下 为煤电电价提供底部支撑。叠加“三个八千万”后煤电机组核准再度收紧，除非再次发生 2021-2022 年缺电限电事件，“双碳”目标下煤电机组再度出现大规模超预期核准可能性较 小，这也意味着煤电装机仍具备一定的稀缺性。虽然煤电电量或将在碳中和阶段达峰后逐 步下降，但煤电机组作为不可或缺的电力系统容量支撑，其调节和顶峰备用价值日益提升， 因而其主要价值有望随着系统定位转变，实现调节收入和容量收入占比逐步提升的稳定收 益。核电增长较快、且市场化比例逐渐提升，或将面临电价下行的压力，但电价冲击过后 其仍属于稳定现金流类型的资产。风光新能源增长较快、稀缺程度较低，全面入市交易背 景下或将面临“因量折价”，电量电价或将持续下行。此外，风光新能源因其发电零成本和 出力同质化，机组之间存在严重“内卷”；出力的随机波动性还导致其需额外承担系统调节 费用。因此，风光新能源资产收益率面临较大的挑战，产业层面有待重新恢复理性的装机 建设节奏，从而获取长期合理回报。
4.1 火电：价减本增盈利周期底部临近，推荐煤电一体高股息
1）电价端：装机增长叠加入市影响电价，煤价坚挺+容量补偿托底收入稳定
供给端增量明显，电量电价或明显下行。如前所述，2025 年上半年新能源抢装潮超预期， 我们预计全年新能源装机同比去年有望实现增长。叠加煤电装机 2026 年同样将迎来投产 潮，整体电力供需格局有望进一步宽松。此外，尽管煤价电价 Q3 以来出现明显反弹，恰 好临近 2026 年年度电力长协交易谈判窗口期，但由于全年煤价依然出现同比下降，我们 预计煤价反弹对于电力年度长协签订助力有限，2026 年电价或出现明显下行。细分省份来 看，2025 年年度长协电价依然上浮，且年内开展现货市场长周期结算试运行的华东地区 （安徽、江苏、浙江）或因现货价格指引效应而面临电价下行压力；2025 年年度长协几乎 下浮至下限（-20%）的两广地区（广西、广东）电价下行空间有限。
“煤价挺电价”效果或滞后显现，容量补偿托底收入稳定。如前所述，Q3以来煤价因国家 能源局核查工作铺开而有所上涨，至 11 月已恢复至 2025 年年初水平。我们预计煤价波动 或逐步趋缓，年内低至 600 元/吨的港口价格或非常态。因而从“煤价挺电价”的角度来看， 2026 年全年煤价均价或出现同比明显修复，并将有望带动 2027 年年度电价修复。此外， 按照“1501”号文的要求，全国各省份的煤电容量电价将于 2026 年进行统一上调，为火 电带来约 1.5 分/千瓦时的增厚收益（西藏除外）。因而即便 2026 年全国电价出现明显下降， 容量电价上涨可抵消部分收入下行，助力稳定火电收益。
2）电量端：电量或将长期处于震荡波动，小时数随装机增长逐步下行
新能源投资回归理性，火电发电量或长期处于平台期。“十四五”期间，煤电与新能源装 机均实现可观发展。与之相对应的是，电力电量需求受到宏观经济波动和疫情冲击等影响， 出现明显波动。综合来看，火电受到电量需求波动和新能源电量挤占的影响，电量占比持 续走低，至 2024年已降至 62.6%。尽管如此，火电仍然是目前电力系统中电量占比最高的 电源品类。自 2025 年“136”号文发布以来，新能源“531 抢装潮”后装机增速出现断崖 式下跌，我们认为新能源装机增速或有可能出现放缓，火电电量挤占压力或将有所减轻。 直至 2030 年碳达峰目标完成时，我们预计火电电量将有望进入平台期，长期处于震荡波 动状态。同时，因装机随顶峰容量需求或将持续增长，火电发电设备利用小时数或将逐步 下行。
3）成本端：煤价波动趋于稳定，成本端让利空间
煤炭供需仍呈脆弱平衡，政策托底煤价波动趋稳。2024 年以来，由于国内煤炭产量与海外 煤炭进口量持续高位，叠加国内电力消费需求有所回落，煤炭供需矛盾持续趋缓，煤价自 2024Q4 以来出现明显下行，至 2025 年 6 月最低降至 610 元/吨（秦皇岛港，5500K）。虽 然 2025 年大部省份年度长协电价交易结果同比有所下降，但受益于煤价快速下行，燃料端 让利明显，主要火电企业在 2025 年上半年度电盈利表现较好。随着 7 月份国家能源局开展 煤矿生产情况核查以来，国内煤炭分月产量同比下行，增速明显放缓；叠加三季度以来用 电需求增速持续抬升，煤价出现一轮明显抬升。至 2025 年 11 月，煤价已恢复至 800 元/吨 （秦皇岛港，5500K）以上。从年内煤炭供需情况和煤价波动情况来看，在当前煤炭供需 平衡较为脆弱时，相关政府部门对于煤价下行时部分煤矿企业采取的“越跌越产”、“以量 补价”等扰乱市场秩序的生产策略管控较为严格。当煤炭价格出现明显不合理波动时，能 源局即开展规范市场行为的核查活动，其目的在于强化煤炭市场调控，促进煤炭供应稳定。 因而我们认为，历经“十四五”煤价大幅上行后回落的剧烈波动，未来针对煤炭市场和供 需的宏观调控将有望更为积极有效，煤价波动有望持续趋于稳定。年内火电企业通过煤价 下行得以获取超额收益的情况或将难以复制，火电企业“卷成本”模式或将告一段落。
展望 2026年煤炭价格，国内煤炭供给受宏观调控和安监压力影响，产量进一步释放空间有 限；需求端电煤等动力煤消费量或仍有部分增长空间。因此，我们预计 2026年国内煤炭供 需或将持续维持平衡态势，长协价格基本持平，港口现货价格前高后低，基本维持 750- 850 元/吨区间震荡走势。 综合来看，2026 年火电或同时面临“价减本增”的情况，度电盈利或将同比出现下滑。但 从火电的供需情况来看，2026 年或是火电装机集中投产年份；而立足于 2030 年“碳达峰” 目标和目前电力供需矛盾趋缓的情况，“十五五”期间再度大规模放开火电审批的可能性较 低。火电作为电力系统内稳定的调峰顶峰电源，其稀缺程度或将从 2026 年开始逐年抬升。 其顶峰收益（容量电价）和调节收益（调峰调频收入）或将随新能源装机持续增长而明显 改善。我们认为在“价减本增”的背景下，自身体内带有煤炭资源或集团体系内存在煤炭 供应的“煤电一体”企业存在超额收益。
4.2 新能源：入市影响仍未消除，消纳或将进入新阶段
1）增量项目竞价情况及展望：电量电价“内卷式”竞价，市场考验仍未结束
11 地区已出结果，仅 4 省竞价结果较好。截至 2025 年 11 月底，山东、云南、甘肃、新 疆、江西、广东、青海、安徽、天津、上海、黑龙江等 11 个省/市/自治区已相继发布机制 电价竞价结果。就已公布结果的省份中，上海、安徽两省市竞价结果与燃煤基准价相同； 云南、新疆两省区竞价结果与燃煤基准价相近；其余各省区竞价结果均显著低于当地燃煤 基准价。从竞价上下限情况来看，上海、江西、云南、天津、新疆的结果更接近竞价上限； 青海直接以上限成交；而甘肃则以下限成交。
竞价结果取决于“内卷”情况，机制电量供需决定价格。就已完成增量项目竞价的省份来看，据智汇光伏，增量项目机制电价的竞价结果主要受到增量项目机制电量的供需影响。 增量机制电价以下限结束的省份（甘肃、黑龙江、广东），其增量项目申报数量较多，导致 放出的机制电量空间竞争较为激烈，进而导致最终机制电量使用比例较高，电价竞价结果 较低；上海、天津、安徽、江西等省市机制电量使用比例偏低，反映出增量项目竞争空间 较好，导致出清价格较高；山东作为特例，光伏机制电量使用比例较高，但风电机制电量 使用比例较低，因而导致山东风电出清价格较高，但光伏出清价格低。
未来机制电量仍面存调整可能，新能源投资节奏或持续调整。新能源项目的机制电价作为 新能源入市过程中的过渡举措，未来将随着新能源入市比例逐步深化，持续调整，并在条 件成熟时择机退出。我们认为各地“136”号文竞价结果仍未完全清晰，短期内新能源投 资积极性与投资节奏或在收益前景不清晰的背景下受到冲击。
2）消纳情况展望：“650”+“1192”+“1360”号文，就地利用与灵活可靠调节仍是关键 因素
绿电直连政策突破性发布，消纳模式创新性发展。2025 年 5 月 30 日，国家发改委、能源 局发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650 号），首次 明确绿电直供项目规范化发展，提出风、光、生物质等新能源通过直连线路向单一电力用 户供给绿电，实现电量清晰物理溯源。对于绿电直连项目自发自用的比例，在“650”号 文中亦有明确：项目应按照“以荷定源”原则，项目整体新能源年自发自用电量占总可用 发电量的比例应不低于 60%，占总用电量的比例应不低于 30%，并不断提高自发自用比例， 2030 年前不低于 35%。上网电量比例上限一般不超过 20%。 “650”号文的重要意义在于填补国家层面绿电直连政策的空白，首次规范创新型绿电消 纳模式，同时为地方政府在制定绿电直连相关政策时提供了重要的指引。从需求方来看， 绿电直连政策直接满足对绿电溯源有较高需求的负荷用户，即出口导向性企业。近年来， 欧盟碳边境调节机制（CBAM）要求产品披露全生命周期碳排放，2022年12月出台的《电 池与废电池法规》规定，自 2025 年 2 月 18 日起出口到欧盟的汽车动力电池必须申报产品 全生命周期的碳足迹。在我国现有的部分市场化工具，如购电协议（PPA）和绿证等暂未 被欧盟等国家完全接纳的背景下，为满足这一部分出口型企业的需求，绿电直连政策的出台有助于国内出口外贸型企业满足国际市场绿色低碳要求。从供给方来看，绿电直连有望 成为未来新能源消纳模式的重要创新。“十四五”以来，新能源消纳压力随装机高速发展而 持续增长，95%“消纳红线”随之放宽，叠加“136”号文推动新能源电量全面入市交易， 新能源上网电量和电价的不确定性持续增加。绿电直连模式可以为供给方发电企业提供较 为稳定的负荷用户和多年期购售电协议，稳定的消纳途径和电价收益有望鼓励发电企业持 续推进消纳新模式。
“1192”号文明确输配电价机制，厘清权责助力发展。2025 年 9 月 12 日，国家发改委与 国家能源局联合印发《关于完善价格机制 促进新能源发电就近消纳的通知》（发改能源 〔2025〕1192 号）。综合来看，“1192”号文是对“650”号文绿电直连的重要补充，其明 确了新能源发电就近消纳项目的输配电价机制，厘清了项目与公共电网的权责划分，为绿 电直连项目扫清政策端发展的阻碍。我们认为，未来绿电直连的源网荷储一体化项目有望 凭借高负荷率、高自用率、高灵活性的“三高”优势，在新能源高比例渗透的新型电力系 统中凸显优势。新能源的就地消纳有望受益于“1192”号文实现进一步增长。
“1360”号文整合消纳体系，开启新能源消纳新业态。2025 年 11月 10日，国家发展改革 委、国家能源局联合发布《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（发改能源〔2025〕 1360 号）。整体来看，“1360”号文整合了关于新能源消纳与调控的所有分类措施，从更 高层面上实现了新能源开发与消纳、安全与创新的整体协调，并提出 2030 年“基本建立 协同高效的多层次新能源消纳调控体系，保障新能源顺利接网、多元利用、高效运行，每 年满足新增 2 亿千瓦以上新能源合理消纳需求，新增用电量主要由新能源满足”和 2035 年 “适配高比例新能源的新型电力系统基本建成，新能源消纳调控体系进一步完善，全国统 一电力市场成为新能源资源配置的基础平台，新能源在全国范围优化配置、高效消纳，支 撑实现国家自主贡献碳中和目标”两个中远期宏伟目标。 细分来看，从开发方式上来看，“1360”号文整合新能源五种主要开发模式（沙戈荒外送 基地、大型水风光基地、海上风电基地、省内分散开发、分布式），重点提及“统筹外送和 就地消纳”，“与其他电源互补打捆”，“优化省内新能源开发结构和建设节奏”，和“积极拓 展分布式新能源开发场景”等内容，强调新能源与其他电源的配合和就地消纳。从调节容 纳角度看，“1360”号文提出持续提升电网和电源对高比例新能源的适应性，包括提升系 统调节能力和提高电网接纳能力等。从市场机制角度看，“1360”号文提出电力市场机制 应适应新能源出力波动特性，包括缩短中长期交易周期，实现灵活连续交易，推广多年期 购电协议（PPA）等以适应新能源随机波动和稳定新能源长期消纳空间；并提出“制定新 能源参与市场的专项交易规则”，支持沙戈荒、水风光一体等新能源基地作为一个市场单元 参与交易，同时支持分布式新能源、储能、虚拟电厂等新型主体通过聚合或直接交易模式 参与电力市场。从技术支持角度看，“1360”号文围绕发电预测、灵活调节、电网运行、 调控手段四个关键领域提出技术攻关方向，为新能源高效消纳提供长远动力。
综合来看，“1360”号文的出台，是我国新能源消纳政策由单点引导走向系统集成的里程 碑，其不仅聚焦于当前的消纳与调控问题，而是统筹提出了覆盖“源、网、荷、储、调” 各环节的系统解决方案，形成一整套的指导方针。我们认为随着碳达峰目标的逐渐临近， 新能源消纳或将摆脱过去省内集中开发消纳，单纯挤占火电空间的利用形势，转而成为负 荷、电网、灵活性资源主动调节主动配合的新消纳业态。
4.3 水电&核电：水电兼具稀缺性与稳定性，核电或将面临全面入市
1）水电：兼具稀缺性与稳定性，未来有望兼具电量供应与调节功能
水电剩余可开发容量裕度有限，主要集中在西藏地区。我国水电资源评估采用三级划分体 系：1）理论蕴藏量：全国水能资源理论蕴藏量达 6.94 亿千瓦（基于河流自然落差和流量 的物理极限值，不考虑任何技术或经济约束）；2）技术可开发容量：技术上可行的装机容 量为 5.42 亿千瓦（主要考虑工程地质条件、施工技术难度、电网接入可能性等硬性约束）； 3）经济可开发容量：经济上可行的装机容量约为 4.02 亿千瓦（基于电价水平，设定内部 收益率要求和投资回收期财务指标倒算得出）。截至 2025 年 6 月，我国常规水电装机已达 到 3.79 亿千瓦，水电剩余可开发容量裕度极为有限。从水电资源分布来看，我国水电资源呈现"西多东少、南丰北缺"的不均衡分布。我国水电开发的战略重心在西南地区，特别是 青藏高原东缘的深切河谷地带。西藏拥有全国最大的水电未开发潜力，理论蕴藏量超 2 亿 千瓦，占全国的 29%，居各省区市之首。但截至 2024年底，西藏水电装机容量仅为约 300 万千瓦，开发率不足 2%。2025 年 7 月，副部级新能源央企中国雅江集团有限公司成立； 同月，李强总理宣布雅鲁藏布江下游水电工程开工，西藏水电资源开发进入新阶段。
水电无发电成本，入市比例较低；未来有望成为电量供应与灵活调节并重的电源。水电由 于其相对清洁、稳定、低成本的属性，大部分电量属于保量保价的低价优先发电电量，参 与市场化交易的比例低。目前国家对于水电参与市场化的原则为：水电比重大或消纳受限 的地区，可以逐步扩大市场化交易比例，其他地区在保障优先发电优先购电的基础上参与 市场化交易。同时，水电的调节性能较为优良。首先，水电和新能源出力具有较强互补性， 枯季是风电和光伏多发季节，可通过水能的快速启停功能保障风电和光伏的优先送出；而 雨季是风电和光伏的少发季节，水电可充分利用汛期来水多发或满发；第二，水风光打捆 外送具有消纳优势，依托流域内已有的水电资源建设水风光一体化基地，可以将随机波动 的风电、光伏发电调整为平滑、稳定的优质电源，借助已有的水电的外送通道打捆送出， 可减少弃风弃光的问题，提高利用小时数。2021 年 2 月，国家发改委和国家能源局发布 《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，提出优先利用水电调节性能 消纳近区风光电力，鼓励通过龙头电站建设优化出力特性，实现就近打捆；此后四川省与 云南省也分别于 2021 年 6 月、2022 年 3 月提出建设金沙江上中下游、雅砻江流域、大渡 河中上游、澜沧江上中下游、红河流域、风光水一体化可再生能源综合开发基地。鉴于水 电优良的调节性能，未来随着电力市场机制的完善，其对电力系统的调节价值有望获得合 理收益。
2）核电：“十四五”后半段核准高增，市场化程度或持续提升。 2019 年我国核电机组审批正式重启，在“十四五”后半段（2022-2025 年）核电维持年均 不低于 10 台机组高核准体量。按照核电项目 5-8 年的建设周期计，2027 年后将迎来核电 装机投产潮。虽然当前核电电量并未全面入市，但自“十四五”以来，两大核电上市公司 中核与中广核的电量市场化交易比例已逐步提升。2025 年，核电主要分布省份均持续深化 核电入市。自 2026年开始，已经公布电力交易方案的省份中，广东核电全面入市交易；浙 江新增 50%电量进入中长期交易，非市场化电量占比缩减至 40%。综合来看，在当前电力 电量供需格局宽松和核电持续保持高核准量的背景下，目前市场化程度较低的核电市场化 程度逐步提升，在“十五五”期间装机体量快速增长的同时持续扩大入市比例，或将成为 又一大规模入市的主力电源。 核电在装机与电量快速增长的阶段入市，电量与电价或将出 现此消彼长态势。
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