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]

报告行业投资评级 - 行业投资评级：看好 [2] 报告的核心观点 - 核心观点：电力行业正进入“电改下半场”，其发展趋势可概括为“投资理性化，电源市场化，电价现货化” [2][49] - 核心观点：在投资降温、交易侧重现货的背景下，电源商业模式将从依赖长协合同转向依赖现货和容量收入，火电行业有望在2026年实现“困境反转” [3][49] 根据相关目录分别进行总结 一、电力行业投资与装机情况：电源投资逐步理性，2025年装机或已达峰 - 电源投资趋势：新能源投资明显降温，火电投资保持可观增速并预计于2026年达峰 [2][5] - 新能源装机节奏：受“136号文”影响，2025年上半年出现“531”抢装潮，1-5月光伏新增装机197.85GW（同比+149.97%），风电新增46.28GW（同比+134.21%）；6-11月装机环比和同比均大幅下滑 [10] - 新能源装机展望：预计2025年12月风电/光伏装机分别为22GW/35GW，同比降幅21.62%/51.17%；预计2026年风电/光伏新增装机分别为100GW/220GW，同比降幅4.31%/29.00%，装机节奏回归理性 [12] - 煤电核准与投产：2022-2024年煤电核准容量累计约2.6亿千瓦，2023年后核准体量达峰并逐年下行；预计2025-2026年迎来投产高峰，年均投产体量有望达8000万千瓦以上 [2][17] 二、2026年电改新动向：电源市场化，电价现货化 - 新能源增量项目竞价：截至2025年底，全国26省市公布竞价结果，大部分省份以或接近竞价上限成交，结果普遍较好；但多数省份竞价结果低于当地燃煤基准价 [19] - 机制电量使用：在已公布结果的26个地区中，仅7省区机制电量全部用完，13地区机制电量使用比例不足80%，供需情况影响竞价结果 [26] - 核电入市进展：主要核电省份持续深化核电入市，2026年广东岭澳、阳江核电全面入市；浙江新增50%电量进中长期交易；广西红沙核电与福建福清、宁德、漳州核电全面入市交易；“十五五”期间核电在装机增长的同时将持续扩大入市比例 [2][29] - 电价现货化改革：“1502号文”核心在于打破“中长期为主，现货为辅”的体系，全面倒向现货交易；放宽煤电年度中长期合同签约比例要求至原则上不低于60%，并推动电价由固定模式转向灵活价格模式，要求煤电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 [2][33][34] - 各省落实进展：山东、湖南调整中长期合约模式，40%电量固定价格，60%电量与现货价格挂钩；安徽、河南、江西等多省份降低煤电机组中长期合约电量占比并推进分时交易 [2][3][35] 三、电改下半场形势分析：新能源投资降温火电电量重迎增长，现货交易或成火电利润重点 - 电量分析：2025年受新能源抢装影响，规上火电发电量同比下滑492.7亿千瓦时（-1.00%）；预计2026年用电需求维持5%增长下，风光装机增速放缓，火电增发电量有望达1025亿千瓦时，增速1.67% [37][43] - 电价分析：受供需偏宽松影响，2026年年度交易电价明显下行，江苏、浙江度电同比均降低约6.8分，广东度电同比降低2分；2026年1月全国电网代理购电均价为361.61元/兆瓦时，同比-10.02%，环比-9.35%，首次较燃煤基准价均值下浮2.00% [3][44][45] - 火电盈利机遇：2026年火电电量有望可观增长，同时中长期电量占比走低、现货占比提升；煤价企稳或上涨可能推高火电在现货市场中的报价，实现“量价齐升”，现货市场或成火电利润新增长点，峰谷价差有望拉大 [3][46] 四、投资建议：火电困境反转可期，看好优质龙头与煤电一体 - 投资逻辑：火电有望因2026年煤价同比企稳、电量增幅可观、现货电价超预期等因素实现“困境反转” [3][49] - 具体建议： 1. 优质龙头电力央企：在供需宽松周期中凭借自身优势实现优异业绩，困境反转时有望率先复苏反弹；建议关注布局华东的央企龙头：国电电力、华润电力 [3][51] 2. 煤电一体化运营商：在政策托底、煤价中枢同比抬升背景下，可能先于纯火电实现困境反转，具备业绩稳定性和高分红属性；建议关注：新集能源、陕西能源、淮河能源、皖能电力、内蒙华电、甘肃能源 [3][51]