1.1 电源投资额：火电投资仍保持可观增速，新能源投资出现明显降温
新能源投资出现明显降温，火电装机&投资达峰在即。从电源投资额情况来看，“十四五” 后半程新能源投资出现明显降温，同时火电逐步步入投资高峰。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， 新能源项目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； 虽然风电投资仍好于光伏投资，但整体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。我们预计火电投资随装机投建进度有望于 2026 年达峰。
1.2 分月装机：新能源“531”前后差别较大，火电装机逐步步入投产高峰
存量增量待遇差别较大，收益不确定引发新能源“531”抢装潮。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）。“136”号文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。但因未来新能源项目的“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”，因而导致 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 6-11 月新能源装机出现断崖式下跌：风电分月装机为 5.11/2.88/4.17/3.25/8.92/12.49GW， 光 伏 分 月 装 机 为 14.36/11.04/7.36/9.66/12.60/22.02GW，环比上半年“抢装潮”和同比 24 年数据均出现明 显下行。
年底抢装不具备客观条件，2026 年新能源装机节奏或逐步回归理性。“十四五”期间，新 能源装机普遍因补贴退坡、项目要求、集团“十四五”规划等因素影响下在年末 12 月迎来 抢装并网潮。但就 2025 年 6 月至今的情况来看，新能源运营商投资热情出现明显下行。因 而我们认为，在当前补贴退坡完毕、“十四五”规划已经基本完成的情况下，新能源运营 商再度在 12 月抢装的可能性不大。我们预计 12 月风电光伏装机分别为 2200/3500 万千瓦， 同比降幅分别为 21.62%/51.17%。此外，“136”号文对新能源收益影响仍未完全消化，多 地风电光伏项目建设出现暂停。据光伏们，在首批机制电价结果公示之后，山东有将近 2GW 的光伏项目指标计划放弃或者暂缓推进；宁夏区域已经停止开发建设大型光伏电站项 目；甘肃的低机制电价、低现货价格以及高限电大幅劝退了新能源的投资积极性。因而我 们认为 2026 年风电光伏装机增速可类比 2025 年下半年情况，同比出现大幅下滑，装机节 奏整体或逐步回归理性。我们预计 2026 年风电/光伏装机或分为别 10000/22000 万千瓦， 同比降幅分别为 4.31%/29.00%。
煤电核准潮已过，预计 26 年将迎投产高峰。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。 自 2023 年后煤电核准体量达峰，并开始逐年下行。2025 年前三季度核准体量仅为 4177 万千瓦，年内核准体量或为“十四五”次低。但考虑以煤电项目建设开工周期约 24 个月计 算，2022 年以来新核准的煤电机组有望于 2025-2026 年逐步投产。2025 年前三季度煤电 新增投产装机 3927 万千瓦，同比增长 2447 万千瓦。我们预计 2025~2026 年煤电机组有 望迎来投产高峰。以 2023~2025 年核准体量预计，2025~2026 年年均投产体量有望达到 8000 万千瓦以上。
2.1 电源市场化：新能源增量项目竞价结果较为可观，核电持续提高入市比例
1）新能源：增量项目竞价结果较为可观，半数省份机制电量未用完
增量项目竞价结果大部出炉，机制电价&电量较为可观。截至 2025 年底，全国 31 省市自 治区中，除了河南、贵州、广西三省区机制电价竞价结果未公布外，全国 26 个省市的的新 能源机制竞价结果已经出炉（内蒙无机制电量，西藏未出台文件）。从竞价结果及竞价上下 限来看，全国范围内，除河北、山西、吉林、黑龙江、山东、江苏、广东、甘肃、新疆等 9 省区，其余省份竞价结果均以竞价上限或接近竞价上限成交，竞价结果普遍较好。竞价 结果不佳的省份中，仅甘肃风光和新疆 2026年光伏以下限成交。对比当地燃煤基准价情况 来看，北京、安徽、上海、重庆、云南、陕西、宁夏、新疆（2025）等 8 省市区竞价结果 与燃煤基准价相差不大，其余省份竞价结果均低于燃煤基准价。
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。 已经公布竞价结果的 26 个地区中，仅有黑龙江、江苏、四川、陕西、甘肃、宁夏、新疆等 七省区机制电量全部使用完毕，有 13 地区机制电量使用比例不足 80%。综合来看，机制 电量使用情况反映增量项目申报竞争情况，机制电量使用比例偏低最终反映在整体可观的 机制电价竞价结果上。
2）核电：入市比例进一步提升，“十五五”投产潮或同步伴随全面入市
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，核电主要分布省份 均持续深化核电入市。2026 年已经公布电力交易方案的省份中，广东岭澳、阳江核电全面 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%；广西红沙 核电与福建福清、宁德、漳州核电全面入市交易。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。
2.2 电价现货化：“1502”号文松动原有电价模式，现货交易权重全面提升
除推动新能源与核电等电源逐步市场化以外，国家发改委国家能源局还于 12 月发布了《关 于做好 2026 年电力中长期合同签约履约工作的通知》（发改运行〔2025〕1502 号），对 2026 年电力中长期合同签订工作提出明确要求。这份重磅文件直接影响发电企业、售电公 司、电力用户等所有市场参与者，其关键核心在于打破原先电力市场中“中长期为主，现 货为辅”的稳定体系架构，从电量构成和电价构成全面倒向现货交易。
从中长期交易调整来看，“1502”号文同步调整中长期合同签约比例和电价模式：煤电年 度中长期合同签约电量由 80%的刚性要求调整为“各地可随煤电容量电价标准提高适当放 宽燃煤发电企业年度中长期合同签约比例要求，但原则上不低于 60%”，且要求“各地应 在年度电力中长期交易组织中实现电力中长期分时段交易”，优化原本刚性固定的中长期电 量交易；同时，在电价方面推动由固定价格转向灵活价格模式，鼓励“中长期合同双方签 订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制，各地不得强制要求签订固定价”，并要求 “煤电年度中长期合同中约定一定比例电量实行反映实时供需的灵活价格”。从分时电价的 调整上来看，“1502”号文取消分时电价机制，要求“各地要做好峰谷分时电价政策与市 场交易电价的衔接，原则上直接参与市场用户不再执行政府规定的分时电价”，这意味着政 府行政性制定的固定分时电价有望持续逐步弱化，原有基于固定时段、固定价差的收益模 型将全面失效。整体来看，2026 年电改新方向正如“1502”号文所言，电力交易与电价 将逐步摆脱原先行政规定影响，逐步全面与现货市场挂钩，发电收入将更大程度与真实的 电力供需挂钩。
多省落实“1502”号文规定，灵活交易成未来趋势。2026 年已有部分省份开始落实 “1502”号文的规定。其中，山东不仅取消组织传统年度交易，还调整中长期合约价格模 式，仅 40%的电量挂钩协商的固定电价，60%的电量结算时需与电力现货市场实时出清价 格挂钩，实际“定量定价”的“中长期交易”电量占比出现大幅调整；湖南同步落实调整 中长期合约模式，40%电量按固定价格结算；60%电量执行反映实时供需的灵活价格（按 实时市场统一结算点电价确定）；安徽、河南、江西、新疆、陕西等省份分别降低煤电机组 的中长期交易合约电量占比，同时推进分时交易。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
