2025年电力行业2026年投资策略：供需模型—电价企稳，26年估值+业绩双提升

装机高增，北多南少

全国新能源装机高速增长，甘肃新能源装机占比显著高于广东:1)全国:2025年03末全国新能源装机为17.1亿千瓦(2020~2024年年化复合增速CAGR+27.4%)，占同期全国总装机比例为46.0%;2)甘肃:2025年Q3末甘肃新能源装机为75GW(2020~2024年年化复合增速CAGR+28.4%)，占同期甘肃总装机比例为64.8%;3)广东:2025年上半年广东新能源装机为74.1GW(2020~2024年年化复合增速CAGR+44.4%)，占同期广东总装机比例为30.5%。

三北区域风光装机占比相对较高:全国新能源装机占比前五省份为青海/河北/甘肃/西藏/宁夏(均处于我国三北区域)，上述各省新能源装机占总装机比例为71%/64%/64%/56%/55%。

25H1火电限量保价，龙头公司盈利保持增长:23H-25H全国火电发电量分别为29457,30053,29410亿度，同比+7.5%,+1.7%，-2.4%，对应时间全社会用电量分别是43076,46575,48418亿度，同比+5.0%,+8.1%,+3.7%。但同期北方火电电价却保持强势，我们认为1来受新能源影响较小，2来与央企火电主动选择发效益电相关。

火电顶峰发电:2022年迎峰度夏期间，山西晚高峰现货均价0.974元/度，是全年均价的2倍，部分时段高达1.5元/度。

提升消纳:白天新能源大发期间，火电主动降低出力;晚高峰火电顶峰出力。

绿电:新目标、新篇章

2025年9月24日，国家主席习近平在联合国气候变化峰会提出，到2035年我国风电和光伏总装机容量达到2020年的6倍以上力争达到36亿千瓦，按照当前装机简算，未来10年我国风光装机年均增量约为2亿千瓦，风光装机仍为我国未来十年电力发展中的核心增量，将在新型电力系统中继续发挥其绿色低碳、低成本等价值。2025年10月20日，国际风能大会明确提出“十五五”期间我国风电年新增装机不低于1.2亿千瓦(其中海上风电不低于1500万千瓦)，2030年累计装机达13亿千瓦、2035年不少于20亿千瓦、2060年达50亿千瓦的目标。我们预计，“十五五”期间风电光伏每年装机增量合计值或仍维持在3亿千瓦以上，风电增量将略有增长，光伏增量略有下滑，2028年风电、光伏装机增量达10、16.7亿千瓦，风光装机占比达55%。

总体原则:新能源上网电量全面参与市场化交易。通过差价合约机制，将新能源收入分为“市场内”和“市场外”市场内交易体现新能源电能量价值与电力企业交易水平，市场外提供机制电价予以部分保障。未来新能源的收入模式公式化:新能源电价=该项目参与市场化交易的电价+(机制电价-市场交易均价)我们认为，新能源新政更多体现对于稳定电价、控制装机增速的目的，未来项目业主将会更加注重项目收益质量，装机增速或放缓，新能源装机将理性发展。

从已公布机制电竞价结果来看，山东光伏机制电价0.225元/度(较燃煤标杆下降43%，截至25年5月31日山东光伏装机占全省装机48%)甘肃风电、光伏机制电价均为竞价下限0.1954元/度(较燃煤标杆下行36.5%，截至25年5月31日甘肃风电、光伏装机占比为34%、34%)。机制电竟价较低，项目收益率下行，行业竞争格局有望重塑，具备成本优势、运维管控能力、电力交易能力的央企，反而有可能在收益率下行背景下逐渐筑牢业绩基本盘，转而进入良性扩张周期。

25H1节能风电各省上网电价有不同程度下行，其中甘肃-115元/MWh、湖北-150元/MWh、广西-65元/MWh、内蒙-4元/MWh、山东+5元/MWh，公司装机增量不大，电价下滑主因市场化交易影响。

10月17日晚，财政部发文调整风电增值税优惠政策。较2015版政策对比，变化在于:1)取消陆风增值税即征即退50%，改为全额缴纳。2)海风增值税即征即退50%维持到2027年底，之后同样取消。

度电测算:假设含税电价0.4元，扣除增值税电价为0.354元，度电增值税为0.046元，度电利润影响为0.046*50%*(1-25%)=0.017元(极端情况，未考虑进项税抵扣)，其中25%为所得税影响。1GW风电项目利润简算:2200利用小时下年发电量22亿度，对应利润影响约0.38元。

上市公司弹性测算:考虑设备采购有进项税可以在运营前期进行抵扣，实际运营层面影响没那么大，24年数据下度电增值税返还龙源电力0.015元、华电新能0.009元、节能风电0.009元、三峡能源0.006元、嘉泽新能0.014元。政策调整后，扣除年报其他收益中的增值税返还部分，预计业绩影响龙源电力-9%、华电新能-4%、节能风电-6%三峡能源-3%、嘉泽新能-5%.

水电:“十四五”装机核准超额完成，建设周期较长

截至2024年底，“十四五”以来已核准大型常规水电装机约7500万千瓦，加上2025年新增核准的金沙江波罗、奔子栏电站，以及可能核准的西南诸河部分电站，可超额完成“十四五”规划目标。新增投产目标方面，截至2024年底，“十四五”期间新增投产常规水电装机3859万千瓦;加上2025年已投产的金沙江巴塘，大渡河巴拉、硬梁包等水电站(机组)，已提前完成投产目标。预计至“十四五”末，全国常规水电投产总规模将达3.8亿千瓦。

目前，我国除西藏段外的大水电基本开发完毕，剩余在建水电站面临开发难度大、造价成本高及建设周期长等问题。随着水电开发进入后半程。清洁、廉价且相对稳定的存量大水电资产稀缺性有望日益凸显。

我国水电市场电占比较小，低于多数电源种类，“十三五”期间电价以平稳为主，“十四五”小幅上行。后续随着市场化交易进一步推进，我们认为灵活、清洁、低成本的水电价格有望温和上行。

2018年全国平均上网电价0.37元/度，其中煤电0.37元/度，水电0.27元/度，核电0.40元/度，风电0.53元/度，光伏0.86元/度;水电电价较全国平均低0.1元/度。根据我们对行业重点上市公司的电价统计，2024年火电/核电/水电/风光公司平均上网电价分别为0.47/0.42/0.30/0.53元/度，水电与火电的价差扩大至0.17元/度。

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