行业核心观点 - 电力行业正步入转型关键期，核心导向是“投资理性化，电源市场化，电价现货化” [1] - 火电凭借多重利好有望在2026年实现“困境反转” [1] - 电源商业模式将从依赖长协合同，转向依托现货收入与容量收入 [9] 投资与装机格局 - 电源投资结构分化明显，新能源投资降温，火电投资持续高增 [1] - 2025年“136”号文加剧新能源项目收益不确定性，风光投资增速同比下行，风电表现略优于光伏 [1] - 信达证券预测2026年火电投资达峰 [1] - 2025年“136”号文引发上半年“531”抢装潮，1-5月新增光伏197.85GW、风电46.28GW，同比分别增149.97%、134.21% [3] - 2025年6月后新能源装机断崖式下跌，环比、同比均大幅下行 [3] - 预计2026年风光装机延续颓势，分别达10000万千瓦、22000万千瓦，同比降4.31%、29.00% [3] - 2022-2024年煤电累计核准2.6亿千瓦，超额完成目标 [3] - 受24个月建设周期影响，2026年火电迎投产高峰，年均投产超8000万千瓦 [3] 2026电改突破 - 截至2025年底，26个省区市公布新能源机制竞价结果，多数省份以竞价上限或接近上限成交，多数竞价结果接近燃煤基准价 [4] - 13个地区机制电量使用率不足80%，支撑了竞价表现 [4] - “十四五”后半段核电年均核准不低于10台，2027年后迎投产潮 [4] - 2026年广东、广西、福建多地核电全面入市，浙江新增50%核电电量参与交易 [4] - “1502”号文推动电力交易与电价向现货市场靠拢，煤电长协签约下限从80%放宽至不低于60% [5] - “1502”号文要求现货运行地区开展24小时分时段交易，鼓励签订灵活价格合同，同时取消分时电价机制 [5] - 地方积极落实现货化，如山东按月度签约、60%电量执行灵活价格，湖南40%电量固定结算，安徽、河南等降低长协占比 [5] 火电机遇 - 2025年清洁能源电量大幅增长，不仅满足5%的全社会用电增量，还挤占火电空间，规上火电发电量同比减少492.7亿千瓦时 [7] - 2026年风光装机放缓，若全社会用电维持5%增速，新增装机难以覆盖需求，火电增发空间显现，预计增发电量1025亿千瓦时，增速1.67% [7] - 2026年长协电价下行，江苏、浙江同比降6.8分/千瓦时，全国电网代理购电价均值较燃煤基准价下浮2.00%，为首次下浮 [8] - 煤价趋稳回升叠加火电电量增长、现货占比提升，有望实现“量价齐升” [8] - 现货市场峰谷价差或进一步拉大，成为利润核心引擎 [8] 投资标的与核心优势 - 优质龙头电力央企与煤电一体化运营商为核心投资标的 [1] - 优质龙头央企凭借机组质量、集团支持、区域布局及治理能力等核心优势，业绩保持稳健韧性，有望率先实现复苏反弹 [9] - 2025年下半年以来煤价持续修复，2026年在政策托底背景下，煤价中枢有望同比抬升 [9] - 煤电一体化运营商或将先于纯火电实现“困境反转” [9]