核心观点 - 报告认为电力行业在2026年将迎来估值与业绩的双重提升，核心驱动力在于电价企稳及供需格局改善 [1] - 火电板块在北方地区因新能源比例高而稀缺性凸显，电价呈现易涨难跌态势，南方现货电价亦开始上涨 [3] - 绿电领域投资机会将从总量增长转向结构性、区域性机会，具备强大电力交易和成本控制能力的央企将受益 [3] - 水电、核电等清洁能源资产的稀缺性和稳定价值日益凸显，电价有望温和上行 [3] 装机与电量结构 - 全国新能源装机高速增长，2025年第三季度末达到17.1亿千瓦，占全国总装机的46.0%，2020-2024年复合年增长率为27.4% [4] - 区域装机结构差异显著，甘肃省2025年第三季度末新能源装机占比高达64.8%，而广东省2025年上半年新能源装机占比为30.5% [4] - 三北地区（西北、华北、东北）是新能源装机集中地，青海、河北、甘肃、西藏、宁夏的新能源装机占比分别为71%、64%、64%、56%、55% [18] - 全国火电发电量在2025年上半年同比下滑2.4%，但北方地区火电电价保持强势，呈现"量跌价涨"格局 [28] 电价表现与趋势 - 现货电价呈现区域性分化，北方地区如甘肃现货电价在经历三年下跌后于2025年首次上涨并超过长协电价，预计2026年甘肃年度长协电价也将上涨 [3][22] - 南方地区如广东现货电价则呈现下跌趋势 [22] - 火电企业盈利分化，例如华能国际2025年上半年火电量同比下滑6.1%，煤机电价同比下滑2.6%；而华电国际火电量同比增长19.8%，电价同比下滑4.2% [29] - 火电在电力系统中扮演顶峰发电角色，例如2022年山西晚高峰现货均价达0.974元/度，是全年均价的2倍 [40] 火电供需模型 - 全国用电需求增速超过火电装机增速，导致火电供需趋紧，2025年全国用电量/装机比例预计为70% [35][48] - 火电的实际供需取决于风光发电间歇期（约每天11小时）的瞬时平衡，该时段的供需关系决定火电价格 [46] - 模型预测显示，甘肃、内蒙古等地区因用电/装机比例高（2025年分别为83%、74%），现货电价呈上涨趋势；而广东、山西该比例相对较低，电价承压 [48] 绿电发展新阶段 - 政策设定2035年风电光伏总装机达36亿千瓦目标，未来十年年均装机增量约2亿千瓦，风光仍是核心增量 [57] - "十五五"期间预计风电光伏年合计新增装机维持在3亿千瓦以上，2028年风光装机占比预计达55% [57] - 新能源上网电量全面市场化交易新政（136号文）下，项目收益率整体下行，行业竞争格局重塑 [59][60] - 已公布机制电竞价结果显示收益率承压，如山东光伏机制电价为0.225元/度，较燃煤标杆电价下降43% [61][62] - 市场化交易导致新能源电价下行，例如节能风电2025年上半年在甘肃、湖北的上网电价分别同比下降115元/MWh、150元/MWh [63][64] 水电资产价值 - 中国除西藏外的大水电资源基本开发完毕，存量大型水电站资产因其清洁、廉价和稳定性而稀缺性凸显 [3][71] - 水电市场电占比较小，"十三五"期间电价平稳，"十四五"期间小幅上行，预计后续有望温和上行 [3][76] - 水电电价显著低于其他电源，2024年行业样本公司平均上网电价为0.30元/度，较火电低0.17元/度 [76] - 主要水电公司如长江电力、华能水电等承诺高比例分红（如净利润的70%），提供稳定现金流回报 [77][78] - 复盘显示，水电板块在股市下行和震荡期间表现出显著的防御性，相对收益突出 [80][81] 核电政策与市场 - 核电增值税优惠政策调整，但对"十五五"阶段影响有限，已商运机组政策基本不变，在建及新核准机组政策有所调整 [82][83] - 核电审批加速，2024年核准11台机组，2025年核准10台机组，长期增量明确 [84][86] - 核电面临部分区域市场化电价下行风险，如中国核电在江苏的市场电量2025年长协电价下降4分，但整体风险可控 [87][91] 行业驱动因素 - 信息技术服务业用电需求呈现高增长，2024年增量达109亿度，2025年预计增量175亿度，成为用电需求新增长点 [54] - 全国最高用电负荷增速持续高于发电装机容量增速，凸显电力系统紧平衡状态 [35]