2026年电力行业投资策略：电改持续深化，电力设备需求有望延续高景气

行业回顾：红利风格表现不佳，国网宣布 4 万亿投资计划

1.1、 市场表现：红利风格整体表现不佳，公用事业板块跑输沪深 300

2025 年初至 2026 年 2 月 26 日，红利风格整体表现不佳；公用事业（+6.6%）、 电力（+4.8%）均跑输沪深 300（+20.1%）；细分行业来看，光伏发电（+25.0%）、火 电（+18.0%）、风电（+1.1%）上涨，水电（-10.4%）、核电（-7.2%）下跌。

1.2、 电力供需：预计十五五维持“宽电量、紧电力”，综合电价有望企稳

电力需求平稳增长。2025 年我国全社会用电量 10.37 万亿千瓦时，同比增长 5.0%； 其中第一产业、第二产业、第三产业、城乡居民生活用电量分别为 0.15、6.64、1.99、 1.59 万亿千瓦时，同比增长 9.9%、3.7%、8.2%、6.3%。第三产业和城乡居民生活用 电对用电量增长的贡献达到 50%；充换电服务业以及信息传输、软件和信息技术服 务业用电量增速分别达到 48.8%、17.0%，是拉动第三产业用电量增长的重要原因。

电力供给格局分化，新能源装机&发电占比持续提升。截至 2025 年末，全国并 网火电、水电、核电、风电、光伏发电装机容量 1539.04、448.02、62.48、640.01、 1201.73GW，同比新增分别为 94.59、12.07、1.65、119.33、315.07GW，装机占比分 别为 39.6%、11.5%、1.6%、16.4%、30.9%，新能源发电装机容量占比 47.3%。136 号文推动光伏装机回归平稳，2025 年 1-5 月全国新增风电、光伏 46.81、197.79GW， 6-12 月全国新增风电、光伏 72.52、117.28GW，光伏装机增速下滑。 2025 年，全国总发电量 8.06 万亿千瓦时，其中火电、水电、核电、风电、光伏 发电量分别为 6.29、1.31、0.48、1.05、0.57 万亿千瓦时，占比 64.8%、13.5%、5.0%、 10.8%、5.9%，新能源发电量占比 16.7%。

电力供给格局分化，新能源装机&发电占比持续提升。截至 2025 年末，全国并 网火电、水电、核电、风电、光伏发电装机容量 1539.04、448.02、62.48、640.01、 1201.73GW，同比新增分别为 94.59、12.07、1.65、119.33、315.07GW，装机占比分 别为 39.6%、11.5%、1.6%、16.4%、30.9%，新能源发电装机容量占比 47.3%。136 号文推动光伏装机回归平稳，2025 年 1-5 月全国新增风电、光伏 46.81、197.79GW， 6-12 月全国新增风电、光伏 72.52、117.28GW，光伏装机增速下滑。 2025 年，全国总发电量 8.06 万亿千瓦时，其中火电、水电、核电、风电、光伏 发电量分别为 6.29、1.31、0.48、1.05、0.57 万亿千瓦时，占比 64.8%、13.5%、5.0%、 10.8%、5.9%，新能源发电量占比 16.7%。此外，在惯性机组中，火电选址要求低于水电和核电且建设周期较短，从电力供需 的平衡角度出发，我们预计未来一段时间内燃煤发电与燃气发电装机容量维持平稳 增长，通过新建 60 到 100 万千瓦的大型机组和淘汰 30 万千瓦以下机组来实现。

不考虑规模以下发电机组和系统损耗，假设发电量与全社会用电量相等；燃气 发电、水电、生物质能发电利用小时数保持稳定；假设核电小幅参与调峰，利用小 时数逐年小幅下降；风电尽管存在优质风场资源有限限制，但是考虑风机大型化和 海风开发，利用小时数趋于稳定；光伏受限于消纳条件，利用小时数逐年小幅下降。 从电量供需平衡角度测算，考虑容量市场和辅助服务市场顺利建成且机制公允，预 计“十五五”期间火电利用小时数逐年小幅下降，2030 年下降至 3500 小时左右。

1.3、 工程投资：电源投资放缓，国网宣布 4 万亿投资计划

电源投资维持高位，电网投资持续高增。2025 年，我国主要发电企业电力工程 投资完成额 1.09 万亿元，同比减少 6.5%；火电/水电/核电/风电/光伏发电完成投资 2400/1033/1610/3078/2805 亿元，同比+51.1%/-4.8%/+9.6%/-0.1%/-37.1%。2025 年， 我国电网投资完成额 6395 亿元，同比增长 5.1%。2026 年 1 月，国家电网宣布“十五 五”期间固定资产投资预计达 4 万亿元，较“十四五”时期增长 40%，以 2025 年为基 期 CAGR 约 7.6%。南方电网 2026 年固定资产投资安排 1800 亿元，连续五年创新 高，年均增速达 9.5%。

火电：电价承压、煤价趋稳，容量电价重塑煤电商业模式

电量供需宽松，广东、江苏、浙江电力市场年度长协电价下降。2026 年，广东、 江苏、浙江年度交易均价分别为 372.14、344.19、344.85 元/兆瓦时，同比下降 19.72、 68.26、67.54 元/兆瓦时，较燃煤基准价下浮 17.8%、12.0%、17.0%。 截至最新数据，2026 年 2 月，广东月度交易均价 372.48 元/兆瓦时，环比基本持 平；2026 年 2 月，江苏月度集中竞价均价 312.8 元/兆瓦时，环比降低 11.91 元/兆瓦 时；2025 年 12 月，山东月度交易均价 368.16 元/兆瓦时，环比降低 2.53 元/兆瓦时； 2025 年 12 月，甘肃省内中长期交易均价 251.85 元/兆瓦时，环比提高 10.02 元/兆瓦 时，甘肃外送电量交易均价 298.88 元/兆瓦时，环比提高 53.87 元/兆瓦时。

2025Q4 动力煤现货价格回落趋稳。2025H1，CCI 动力煤（5500）大宗价格指数 （反映现货价格水平）均值为 694 元/吨，同比下降 189 元/吨；2025M7-11 动力煤现 货价格反弹突破 800 元/吨，2025M12 动力煤现货价格回落至长协价附近。电煤中长 期合同价格采用“基准+浮动”的形成机制，基准价与浮动价权重各 50%；2023-2025 年下水动力煤（5500）中长期合同基准价为 675 元/吨，浮动价取几种煤炭综合价格 指数均值，长协价格波动较小。

2015 年，国家发改委发布《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》（发改 价格〔2015〕3169 号） 明确以中国电煤价格指数 2014 年各省（价区）平均价格作 为基准煤价，与之对应的上网电价为基准电价；各省电煤到厂价指数（5000 动力煤） 按月发布。2019 年，国家发改委发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的 指导意见》（发改价格规〔2019〕1658 号），明确从 2020 年 1 月 1 日起不再实行煤电 标杆电价，改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，各省电煤到场价停止披露。 为量化各省煤电燃料成本，我们以 2019 年 12 月为基期，假设到厂煤中 85%为 长协煤，15%为现货煤，通过 CCI 大宗和 CCI 长协价格指数区间变动幅度来估算 2020 年至今各省电煤到厂价水平，即：

电煤到厂价区间变动幅度=85%×CCI 长协变动幅度+15%×CCI 大宗变动幅度

尽管电力市场中年度长协交易占比更高，但是由于该电价数据不透明，我们重 点关注变化方向和幅度而非绝对额，除山东、江苏、广东三省使用市场化交易均价 之外，其余各省电价采用电网代理购电价格和容量电价加权来表征；根据各省电价、 省内累计供电煤耗和电煤到厂价计算点火价差。自 2024 年起，火电容量电价从电量 电价中独立出来单独补贴，为保持前后数据可比性，我们在 2024-2025 年代理购电价 格基础上增加了容量电价部分；各省容量电价折合度电水平计算方式为：各省当期 容量电价补贴/各省当期火电利用小时数。 从历史数据来看，各省点火价差数据存在较大差异。北方产煤区（山西、内蒙 古、新疆、陕西）、环渤海地区（河北、天津、辽宁）点火价差较高；2025 年东部地 区（上海、江苏、浙江、广东）点火价差下跌较多；水电大省四川、云南、青海代 理购电价格受水电价格影响较大，点火价差季度波动较大，可能失真；广西点火价 差偏低且波动较大。从边际变化来看，2025Q4 多数省份点火价有所下降。

从单位装机的点火差收益（点火差×利用小时）的边际变化来看，2025 年北方 省份火电机组单位盈利整体上同比向好，东部省份火电机组单位盈利承压。

容量电价将有效容量价值从电能量价格中剥离，进行单独定价、单独结算，通 过补偿固定成本的方式激励煤电投资，并推动煤电机组向保障性电源转变。随着新 能源渗透率逐渐提高，煤电的功能需要从电量生产转为兜底调节，利用小时数逐年 下降，单位发电分摊的固定成本越来越高，容量电价机制对净发电空间内无法回收 的固定成本进行补偿。2023 年，国家发改委、能源局发布《关于建立煤电容量电价 机制的通知》（发改价格〔2023〕1501 号），将煤电单一制电价调整为两部制电价， 其中电量电价通过市场化方式形成，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况； 容量电价体现煤电对电力系统的支撑调节价值，确保煤电行业持续健康运行；煤电 机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦 330 元；通过容量电价回收的固定 成本比例，2024～2025 年多数地方为 30%左右，2026 年起，将各地通过容量电价回 收固定成本的比例提升至不低于 50%。 2026 年 1 月 30 日，国家发改委 国家能源局印发《关于完善发电侧容量电价机 制的通知》（发改价格〔2026〕114 号），在 1501 号文的基础上，114 号文允许各地 结合市场建设进度、煤电利用小时数等因素进一步提高回收比例；同时，在煤电容 量电价机制完善后，各地可根据电力市场供需、参与市场的所有机组变动成本等情 况，适当调整省内煤电中长期市场交易价格下限，在确保电力电量平衡的情况下适 当放宽煤电中长期合同签约比例要求。 容量电价补偿能够覆盖煤电项目大多数固定成本。假设项目运维费用、人员费 用等其他固定成本取固定值每年每千瓦 200 元，折旧与运维等固定成本总计每年每 千瓦 400 元。考虑极端情景，若项目固定成本全部由容量电费承担，当煤电利用小 时数下降至 2500 小时，容量电费补贴提高至每年每千瓦 330 元，容量电费无法回收 的固定成本折合度电水平仅 28 元/兆瓦时。

中期来看，煤电机组折旧到期后有望释放较多利润。根据中电联《煤电机组灵 活性运行与延寿运行研究》，煤电机组设计寿命一般为 30 年，到期后符合条件的机 组可适当延寿；截至 2019 年末，我国现役机组平均服役年限 12 年。2019-2024 年， 我国煤电装机容量净增加 1.54 亿千瓦，增幅仅 14.8%。据此推断，若现役煤电机组 折旧年限为 20 年，则我国大部分现役煤电机组折旧到期时间集中在 2027 年前后。

以上市公司 2019 年发电设备当期折旧做线性外推得，截至 2019 年末，各公司 现役发电设备折旧到期时间集中在 2031 年前后。2019-2024 年期间，多数上市公司 火电装机增幅较小，2019 年之前的存量机组占主导，2030 年前后现役机组折旧到期 后，上市公司利润有望得到较可观的提升（上市公司 2019 年之前投产的火电存量机 组单位造价约 4.0 元/瓦，建设期 2 年，建设期利息费用资本化，假设项目采用 20 年 线性折旧，残值率 5%，则年折旧率 4.8%，年折旧金额约 200 元/千瓦）。

（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。）