电改下半场开启：投资理性化，电源市场化，电价现货化一一行业专题研究

2026年01月21日


证券研究报告

行业研究

行业专题研究（普通）

电力行业

投资评级 看好

上次评级 看好

邢秦浩 电力公用研究负责人

执业编号：S1500524080001

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李春驰 电力公用联席首席分析师

执业编号：S1500522070001

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唐婵玉 电力公用分析师

执业编号：S1500525050001

邮箱：tangchanyu@cindasc.com

电改下半场开启：投资理性化，电源市场化，电价现货化

本期内容提要：

2025年1月21日

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。从电源投资额情况来看，“十四五”后半程新能源投资出现明显降温，同时火电逐步步入投资高峰。受年初“136”号文出台影响，虽然风电投资仍好于光伏投资，但整体新能源投资出现明显降温。火电投资仍保持一定的可观增速，我们预计火电投资随装机投建进度有望于2026年达峰。从分月装机情况看，新能源“531”前后差别较大，装机节奏或逐步回归理性。“136”号文对于新能源存量项目和增量项目提出差别较为明显的“保底待遇”，因而导致25年上半年出现新能源项目抢装“531”的热潮，6-11月新能源装机环比上半年“抢装潮”和同比 24年数据均出现明显下行。但在当前补贴退坡完毕、“十四五”规划已经基本完成的情况下，新能源运营商再度在12月抢装的可能性不大。同时，2026年风电光伏装机增速可类比2025年下半年情况，同比出现大幅下滑，装机节奏整体或逐步回归理性。煤电核准潮已过，预计26年将迎投产高峰。自2023年后煤电核准体量达峰，并开始逐年下行。我们预计2025~2026年煤电机组有望迎来投产高峰，年均投产体量有望达到8000万千瓦以上。

2026年电改新动向：电源市场化，电价现货化。电源市场化：新能源增量项目竞价结果较为可观，核电持续提高入市比例。从竞价结果及竞价上下限来看，全国范围内大部分省份竞价结果均以竞价上限或接近竞价上限成交，竞价结果普遍较好。对比当地燃煤基准价情况来看，大部分省份竞价结果均低于燃煤基准价。综合来看，机制电量使用情况反映增量项目申报竞争情况，机制电量使用比例偏低最终反映在整体可观的机制电价竞价结果上。同时，核电主要分布省份均持续深化核电入市。2026年已经公布电力交易方案的省份中，广东岭澳阳江核电全面入市交易；浙江新增 50%电量进入中长期交易，非市场化电量占比缩减至 40%；广西红沙核电与福建福清、宁德、漳州核电全面入市交易。综合来看，核电在“十五五”期间装机体量快速增长的同时持续扩大入市比例，或将成为又一大规模入市的主力电源。电价现货化：“1502”号文松动原有电价模式，现货交易权重全面提升。“1502”号文发布，其关键核心在于打破原先电力市场中“中长期为主，现货为辅”的稳定体系架构，从电量构成和电价构成全面倒向现货交易。从中长期交易调整来看，“1502”号文放宽煤电签约电量要求下限；同时在电价方面推动由固定价格转向灵活价格模式，要求煤电年度中长期合同中约定一定比例电量反映实时供需灵活价格。从分时电价的调整上来看，“1502”号文取消分时电价机制，原有基于固定时段、固定价差的收益模型将全面失效。整体来看，2026年电改新方向正如“1502”号文所言，电力交易与电价将逐步摆脱原先行政规定影响，逐步全面与现货市场挂钩，发电收入将更大程度与真实的电力供需挂钩。2026年已有部分省份开始落实“1502”号文的规定。其中，山东、湖南同步落实调整中长期合约模式，40%电量按固定价格


结算； 60%电量执行反映实时供需的灵活价格；安徽、河南、江西、新疆、陕西等省份分别降低煤电机组的中长期交易合约电量占比，同时推进分时交易。

电改下半场形式分析：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：新能源装机或将显著降速，火电电量空间可观。2025年受新能源抢装潮的影响，新能源增发电量呈现显著增长。虽然全年全社会用电量增速达 5%较为可观，但水核风光等清洁能源电量均有大幅增长，不仅导致增量电量需求全部由清洁能源电量满足，还挤占部分火电电量。2025年全年火电发电量增速维持小幅下降。但考虑到2026年风光装机因入市而放缓增长，若整体用电需求仍然维持 5%的增长，我们认为火电发电量或因风光发电量无法满足全部用电需求而实现可观增发。据我们测算，火电增发电量或将由2025年的-378亿千瓦时增长至2026年的1356亿千瓦时，整体增速达 2.20%。电价分析：年度长协降幅超预期，现货或存火电盈利机遇。受电力供需形势偏宽松等因素的影响，以江苏、广东为代表的全国主要用电大省2026年年度交易电价出现明显下行。从月度电价来看，2026年1月全国多地电网代理购电价打破了近年来冬季电价的常规走势，同样出现明显下行。但2026年火电电量有望实现可观增长，同时火电电量中长期占比走低，现货占比有望提升；煤价上涨或将同步推高火电在现货市场中的机组报价，现货市场中的火电机组或将实现“量价齐升”。在现货市场全面铺开，电力交易倒向现货的背景下，机组报价反映边际生产成本的现货市场或有可能成为火电利润新的增长点。我们预计现货市场峰谷价差有望因火电报价提升而逐步拉大。

投资建议：火电困境反转可期，看好优质龙头与煤电一体。展望 2026年，“投资理性化，电源市场化，电价现货化”有望成为电力行业发展趋势的核心关键词。在投资逐步降温，侧重现货交易的背景下，电源市场化叠加电价现货化将直接导致电源的商业模式将由过去的主要依赖长协合同转变为主要依赖现货收入和容量收入，而在现货市场中，摆脱电源内卷和寻找尖峰需求将成为电源盈利的关键因素。火电或因2026年煤价同比企稳、电量增幅可观、现货电价超预期等三个因素，有望实现“困境反转”。投资建议：1）优质龙头电力央企：供需宽松、电价下行周期中，优质龙头电力央企有望凭借机组质量、集团支持、分布区域、治理能力等自身优势，实现行业内优异业绩。“困境反转”启动时，央企龙头有望凭借其业绩韧性与行业弹性实现率先复苏反弹。建议关注布局华东的央企龙头：国电电力、华润电力。2）煤电一体化运营商：2025年下半年以来煤价持续修复，政策托底背景下2026年煤价中枢有望实现同比抬升。煤电一体公司或将先于纯火电实现“困境反转”。我们持续看好煤电一体标的的业绩稳定性和高分红属性，具有投资价值。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。

风险因素：电力需求持续低于预期；电价超预期大幅下行；火电小时数大幅下行；风光装机持续高增速导致消纳和电价压力突显；电力市场化改革推进不及预期。


目 录

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 ...5

1.1 电源投资额：火电投资仍保持可观增速，新能源投资出现明显降温 ...5

1.2 分月装机：新能源“531”前后差别较大，火电装机逐步步入投产高峰 ...5

二、2026年电改新动向：电源市场化，电价现货化 ...7

2.1 电源市场化：新能源增量项目竞价结果较为可观，核电持续提高入市比例 ...7

2.2 电价现货化：“1502”号文松动原有电价模式，现货交易权重全面提升 ...11

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13

3.1 电量分析：新能源装机或将显著降速，火电电量增长空间可观 ...13

3.2 电价分析：年度长协降幅超预期，现货或存火电盈利机遇 ...14

四、投资建议：火电困境反转可期，看好优质龙头与煤电一体 ...16

风险因素 ...17

表目录

表1：部分省份新能源增量项目机制电价竞价结果（元/千瓦时，截至2025年底） ...8

表2：部分省份新能源增量项目机制电量出清结果（亿千瓦时，截至2025年底） ...9

表3：2015-2025年核电机组核准情况 ...10

表4：2024-2026年主要沿海省份核电入市情况 ...11

表5：“1502”号文重点内容总结 ...12

表6：各省年度交易方案落实“1502”号文要求 ...12

表7：2024-2026年电量平衡表（基准情景） ...14

表8：部分省份年度交易协定情况（元/MWh） ...14

图目录

图1：电源分月投资额情况（亿元） ...5

图2：电源投资额分月同比增速情况 ...5

图3：风电分月装机情况（万千瓦） ...6

图4：光伏分月装机情况（万千瓦） ...6

图5：2025年新能源分月装机同比增速情况 ...6

图6：2021-2026年新能源年装机情况（万千瓦） ...6

图7：2021-2025Q1-3全国煤电机组核准及投产情况（万千瓦） ...7

图8：各省光伏增量项目竞价情况（元/千瓦时） ...9

图9：各省风电增量项目竞价情况（元/千瓦时） ...9

图10：2025年规上发电量同比变动情况（亿千瓦时） ...13

图11：2025-2026年分电源增发电量情况（亿千瓦时） ...13

图12：全国代理购电均价逐月情况（元/兆瓦时） ...15

图13：2026年1月全国代理购电价格环比变化情况 ...15

图14：2021-2025H1广东电力交易占比情况 ...16

图15：2023-2025年3月山东日前现货市场分时月均价情况（元/兆瓦时） ...16


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

1.1 电源投资额：火电投资仍保持可观增速，新能源投资出现明显降温

新能源投资出现明显降温，火电装机&投资达峰在即。从电源投资额情况来看，“十四五”后半程新能源投资出现明显降温，同时火电逐步步入投资高峰。2023-2024年，风电与光伏电源投资额虽仍增长，但分月增速出现持续下滑；2025年受年初“136”号文出台影响，新能源项目收益不确定性持续放大，风电与光伏电源投资额出现分月增速同比持续下行；虽然风电投资仍好于光伏投资，但整体新能源投资出现明显降温。相比之下，火电投资仍保持一定的可观增速，火电投建潮仍在持续。我们预计火电投资随装机投建进度有望于 2026年达峰。

图1：电源分月投资额情况（亿元）


资料来源：iFind，信达证券研发中心

图2：电源投资额分月同比增速情况


资料来源：iFind，信达证券研发中心

1.2分月装机：新能源“531”前后差别较大，火电装机逐步步入投产高峰

存量增量待遇差别较大，收益不确定引发新能源“531”抢装潮。2025年2月9日，国家发改委发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）。“136”号文明确新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。同时，为保障存量项目的合理收益，“136”号文设立“新能源机制电价”作为保底，并以“新老划断”做好衔接。但因未来新能源项目的“保底收益”主要取决于“机制三要素”：机制电量、机制电价水平，以及机制的执行期限。而“136”号文对于新能源存量项目和增量项目（以2025年6月1日投产与否作为分界线）提出差别较为明显的“保底待遇”，因而导致25年上半年出现新能源项目抢装“531”的热潮。 2025年1-5月，国内新增光伏装机197.85GW，同比增长149.97%；新增风电装机 46.28GW，同比增长134.21%。但6-11月新能源装机出现断崖式下跌：风电分月装机为 14.36/11.04/7.36/9.66/12.60/22.02GW，环比上半年“抢装潮”和同比24年数据均出现明显下行。


图3：风电分月装机情况（万千瓦）


资料来源：iFind，信达证券研发中心

图4：光伏分月装机情况（万千瓦）


资料来源：iFind，信达证券研发中心

年底抢装不具备客观条件，2026年新能源装机节奏或逐步回归理性。“十四五”期间，新能源装机普遍因补贴退坡、项目要求、集团“十四五”规划等因素影响下在年末12月迎来抢装并网潮。但就2025年6月至今的情况来看，新能源运营商投资热情出现明显下行。因而我们认为，在当前补贴退坡完毕、“十四五”规划已经基本完成的情况下，新能源运营商再度在12月抢装的可能性不大。我们预计12月风电光伏装机分别为2200/3500万千瓦，同比降幅分别为 21.62%/51.17%。此外，“136”号文对新能源收益影响仍未完全消化，多地风电光伏项目建设出现暂停。据光伏们，在首批机制电价结果公示之后，山东有将近 2GW的光伏项目指标计划放弃或者暂缓推进；宁夏区域已经停止开发建设大型光伏电站项目；甘肃的低机制电价、低现货价格以及高限电大幅劝退了新能源的投资积极性。因而我们认为2026年风电光伏装机增速可类比2025年下半年情况，同比出现大幅下滑，装机节奏整体或逐步回归理性。我们预计2026年风电/光伏装机或分为别10000/22000万千瓦，同比降幅分别为 4.31%/29.00%。

图5：2025年新能源分月装机同比增速情况


资料来源：iFind，信达证券研发中心（注：12月为信达能源预估）

图6：2021-2026年新能源年装机情况（万千瓦）


资料来源：iFind，信达证券研发中心（注：2025及2026为信达能源预估）


煤电核准潮已过，预计26年将迎投产高峰。2022年9月发改委能源局召开煤炭电力保供会议，提出“今明两年煤电每年新开工8000万千瓦，后年保障投运煤电机组8000万千瓦”，合计1.6亿千瓦，之后煤电项目核准审批明显提速。据绿色和平统计，2022-2024年全国范围内煤电机组的核准容量累计达到约2.6亿千瓦，“三个八千万”目标实现超额完成。自2023年后煤电核准体量达峰，并开始逐年下行。2025年前三季度核准体量仅为4177万千瓦，年内核准体量或为“十四五”次低。但考虑以煤电项目建设开工周期约24个月计算，2022年以来新核准的煤电机组有望于2025-2026年逐步投产。2025年前三季度煤电新增投产装机3927万千瓦，同比增长2447万千瓦。我们预计2025~2026年煤电机组有望迎来投产高峰。以2023~2025年核准体量预计，2025~2026年年均投产体量有望达到 8000万千瓦以上。

图7：2021-2025Q1-3全国煤电机组核准及投产情况（万千瓦）


资料来源：绿色和平，中电联，各地发改委官网，投资项目在线审批监管平台，生态环境厅项目环境评价报告，信用中国，信达证券研发中心

二、2026年电改新动向：电源市场化，电价现货化

2.1 电源市场化：新能源增量项目竞价结果较为可观，核电持续提高入市比例

1）新能源：增量项目竞价结果较为可观，半数省份机制电量未用完

增量项目竞价结果大部出炉，机制电价&电量较为可观。截至2025年底，全国31省市自治区中，除了河南、贵州、广西三省区机制电价竞价结果未公布外，全国26个省市的的新能源机制竞价结果已经出炉（内蒙无机制电量，西藏未出台文件）。从竞价结果及竞价上下限来看，全国范围内，除河北、山西、吉林、黑龙江、山东、江苏、广东、甘肃、新疆等9省区，其余省份竞价结果均以竞价上限或接近竞价上限成交，竞价结果普遍较好。竞价结果不佳的省份中，仅甘肃风光和新疆2026年光伏以下限成交。对比当地燃煤基准价情况来看，北京、安徽、上海、重庆、云南、陕西、宁夏、新疆（2025）等8省市区竞价结果与燃煤基准价相差不大，其余省份竞价结果均低于燃煤基准价。


表1：部分省份新能源增量项目机制电价竞价结果（元/千瓦时，截至2025年底）

地区

省份

燃煤基准价

机制电价

竞价限价区间

风电

光伏

风电

光伏

下限

上限

下限

上限

华北

北京(2025~2026)

0.3598

0.3598

0.3598

无

0.3598

无

0.3598

天津(2025~2026)

0.3655

0.3196

0.3196

无

0.32

无

0.32

冀北(2025~2026)

0.372

0.347

0.352

0.2

0.372

0.2

0.372

河北南网(2025~2026)

0.3644

0.353

0.3344

0.2

0.3644

0.2

0.3644

山西(2025)

0.332

0.285

0.320

0.2

0.332

0.2

0.332

东北

辽宁(2025~2026)

0.3749

0.33

0.3

0.18

0.33

0.18

0.33

吉林(2025~2026)

0.3731

0.25

0.334

0.15

0.334

0.15

0.334

黑龙江(2025~2026)

0.374

0.228111

0.228111

0.114

0.3

0.114

0.3

华东

山东(2025)

0.394

0.319

0.225

0.094

0.35

0.123

0.35

安徽(2025~2026)

0.3844

0.3837(独立竞价)

0.384(统一竞价)

0.2

0.3844

0.2

0.3844

江苏(2025~2026)

0.391

无

0.36

0.3(海风)

0.391(海风)

0.25(其他风电与光伏)

0.391(其他风电与光伏)

浙江(2025)

0.4153

无

0.3929

无

无

0.242

0.393

上海(2025~2026)

0.4155

0.4155

0.4155

0.2182

0.42

0.2182

0.42

江西(2025)

0.4143

0.375

0.33

0.24

0.38

0.24

0.38

福建(2025~2026)

0.3932

0.35(其他新能源)

0.388(海上光伏)

0.16(其他新能源)

0.357(其他新能源)

0.16(海上光伏)

0.3932(海上光伏)

华南

广东(2025)

0.453

无

0.36

无

无

0.2

0.4

海南(2025~2026)

0.4298

无

0.3998(分布式光伏)

0.35(海风)

0.4298(海风)

0.2(其他风电与光伏)

0.3998(其他风电与光伏)

华中

湖南(2025~2026)

0.45

0.33

0.375

0.26

0.38

0.26

0.38

湖北(2025~2026)

0.4161

0.387

0.333

0.26

0.39

0.25

0.38

西南

四川(2026)

0.4012

0.393

0.373

0.2

0.4012

0.2

0.4012

重庆(2025~2026)

0.3964

0.3961

0.3963

0.2

0.3964

0.2

0.3964

云南(2025)

0.3358

0.332

0.33

0.18

0.3358

0.22

0.3358

云南(2026)

0.3358

0.329

0.335

0.18

0.3358

0.22

0.3358

西北

陕西(2025~2026)

0.3545

0.352

0.35

0.23

0.3545

0.23

0.3545

甘肃(2025)

0.3078

0.1954

0.1954

0.1954

0.2447

0.1954

0.2447

甘肃(2026)

0.3078

0.1954

0.1954

0.1954

0.2447

0.1954

0.2447

青海(2025)

0.3247

0.24

0.24

0.205

0.24

0.18

0.24

青海(2026)

0.3247

0.24

0.24

0.205

0.24

0.18

0.24

宁夏(2025~2026)

0.2595

0.2595

0.2595

0.18

0.2595

0.18

0.2595

新疆(2025)

0.25

0.252

0.235

0.15

0.262

0.15

0.262

新疆(2026)

0.25

0.21

0.15

0.15

0.262

0.15

0.262

资料来源：光伏们，信达证券研发中心


图8：各省光伏增量项目竞价情况（元/千瓦时）


资料来源：光伏们，信达证券研发中心

图9：各省风电增量项目竞价情况（元/千瓦时）


资料来源：光伏们，信达证券研发中心

竞价结果取决于“内卷”情况，机制电量供需决定价格。就已完成增量项目竞价的省份来看，据智汇光伏，增量项目机制电价的竞价结果主要受到增量项目机制电量的供需影响。已经公布竞价结果的26个地区中，仅有黑龙江、江苏、四川、陕西、甘肃、宁夏、新疆等七省区机制电量全部使用完毕，有13地区机制电量使用比例不足 80%。综合来看，机制电量使用情况反映增量项目申报竞争情况，机制电量使用比例偏低最终反映在整体可观的机制电价竞价结果上。

表2：部分省份新能源增量项目机制电量出清结果（亿千瓦时，截至2025年底）

地区

省份

机制电量空间

实际竞价结果

电量空间使用比例

风电

光伏

风电

光伏

华北

北京(2025~2026)

12

2.413

20.11%

天津(2025~2026)

40

5.42

3.98

23.50%

冀北(2025~2026)

357.87

103.70

36.13

39.07%


河北南网(2025~2026)

290.87

142.01

14

53.64%

山西(2025)

14.17

40.89

14.82

39.75

99.11%

东北

辽宁(2025~2026)

105.88

12.75

80.22

1.43

68.83%

吉林(2025~2026)

38.62

7.14

37.76

2.76

88.54%

黑龙江(2025~2026)

63.04

52.71

10.33

100.00%

华东

山东(2025)

81.73

12.94

59.67

12.48

76.21%

安徽(2025~2026)

63(独立竞价)

27(统一竞价)

41.13(独立竞价)

17.55(统一竞价)

65.20%

江苏(2025~2026)

10(海风)

120(其他风电与光伏)

0

131.35

101.04%

浙江(2025)

-

14.74

-

13.57

92.06%

上海(2025~2026)

22

1.36

4.02

24.45%

江西(2025)

5.7

5.9

4.62

1.31

51.12%

福建(2025~2026)

31.8(其他新能源)

14.5(海上光伏)

6.61(其他新能源)

15.97(海上光伏)

48.77%

华南

广东(2025)

50

46.5

93.00%

海南(2025~2026)

82.32(海风)

16.45(其他风电与光伏)

-

-

-

华中

湖南

25.18

8.58

25.18

7.58

97.04%

湖北

-

-

10.84

4.88

-

西南

四川(2026)

8.8

41.4

8.8

41.4

100.00%

重庆(2025~2026)

22.6

26

20.75

17.02

77.72%

西北

陕西(2025~2026)

62.7

52.3

62.7

52.3

100.00%

甘肃(2025)

8.3

3.46

4.84

100.00%

甘肃(2026)

15.2

12.327

2.873

100.00%

青海(2025)

6.33

16.08

5.43

11.25

74.43%

青海(2026)

10.44

18.15

6.69

7.81

50.72%

宁夏(2025~2026)

102

102

100.00%

新疆(2025)

185.39

36.08

185.39

36.08

100.00%

新疆(2026)

130.62

67.64

130.62

67.64

100.00%

资料来源：光伏们，信达证券研发中心

2）核电：入市比例进一步提升，“十五五”投产潮或同步伴随全面入市

2019年我国核电机组审批正式重启，在“十四五”后半段（2022-2025年）核电维持年均不低于10台机组高核准体量。按照核电项目5-8年的建设周期计，2027年后将迎来核电装机投产潮。虽然当前核电电量并未全面入市，但自“十四五”以来，核电主要分布省份均持续深化核电入市。2026年已经公布电力交易方案的省份中，广东岭澳、阳江核电全面入市交易；浙江新增 50%电量进入中长期交易，非市场化电量占比缩减至 40%；广西红沙核电与福建福清、宁德、漳州核电全面入市交易。综合来看，在当前电力电量供需格局宽松和核电持续保持高核准量的背景下，目前市场化程度较低的核电市场化程度逐步提升，在“十五五”期间装机体量快速增长的同时持续扩大入市比例，或将成为又一大规模入市的主力电源。

表3：2015-2025年核电机组核准情况

时间

核准机组

核准数量

2015

中核：福清核电5、6号，田湾三期（5、6号）

8

中广核：防城港二期（3、4号），红沿河二期（5、6号）"


2016

0

2017

0

2018

0

2019

中核：漳州核电一期（1、2号）

中广核：太平岭核电一期（1、2号）

华能：荣成石岛湾示范工程

6

2020

中广核：浙江三澳核电一期（1、2号）

华能：海南昌江核电二期（3、4号）

4

2021

中核：田湾四期（7、8号），辽宁徐大堡二期（3、4号），海南昌江小型示范堆型

5

2022

中核：浙江三门二期（3、4号）、福建漳州二期（3、4号）

国电投：山东海阳二期（3、4号）、广东廉江一期（1、2号）

中广核：广东陆丰项目5、6号

10

2023

中核：浙江金七门一期（1、2号）、辽宁徐大堡1、2号

中广核：福建宁德5、6号、广东太平岭3、4号

华能：山东石岛湾一期扩建（1、2号）

10

2024

中核：江苏徐圩一期（1、2、3号）

中广核：浙江三澳二期（3、4号）、广东陆丰一期（1、2号）、山东招远一期（1、2号）

国电投：广西白龙一期（1、2号）

11

2025

中核：浙江三门三期（5、6号）

中广核：广东台山二期（3、4号）、广西防城港三期（5、6号）

华能：福建霞浦一期（1、2号）

国电投：山东海阳三期（5、6号）

10

资料来源：核能号，中国能源报，信达证券研发中心

表4：2024-2026年主要沿海省份核电入市情况

2024

2025

2026

广东

安排岭澳、阳江核电年度市场化电量约195亿千瓦时

安排岭澳、阳江核电年度市场化电量约273亿千瓦时

岭澳、阳江核电全面入市

广西

红沙核电站1、2、3号机组全电量进入市场，4号机组暂不进入市场

核电全电量参与市场化交易

核电全电量参与市场化交易

福建

福清核电1-4号机组、宁德核电1-4号机组原则上全部上网电量参与市场交易

福清、宁德、漳州核电参与市场化交易

福清、宁德、漳州核电参与市场化交易

江苏

江苏核电有限公司所属核电机组全年市场交易电量270亿千瓦时左右

江苏核电有限公司所属核电机组全年市场交易电量300亿千瓦时左右

江苏核电有限公司所属核电机组全年市场交易电量300亿千瓦时左右

浙江

无

10%进现货，其余另行通知

50%电量进中长期交易，10%电量通过现货市场交易，40%电量分配政府授权合约

资料来源：能源新媒、新浪财经、阳光工匠光伏网、鼎聚新能源、福建省发改委、江苏省发改委、北极星售电网、江西百通能源官网、浙江省太阳能光伏协会、浙江省发改委，广东省能源局，北极星电力市场网，信达证券研发中心

2.2电价现货化：“1502”号文松动原有电价模式，现货交易权重全面提升

除推动新能源与核电等电源逐步市场化以外，国家发改委国家能源局还于12月发布了《关于做好2026年电力中长期合同签约履约工作的通知》（发改运行[2025]1502号），对 2026年电力中长期合同签订工作提出明确要求。这份重磅文件直接影响发电企业、售电公司、电力用户等所有市场参与者，其关键核心在于打破原先电力市场中“中长期为主，现货为辅”的稳定体系架构，从电量构成和电价构成全面倒向现货交易。


从中长期交易调整来看，“1502”号文同步调整中长期合同签约比例和电价模式：煤电年度中长期合同签约电量由 80%的刚性要求调整为“各地可随煤电容量电价标准提高适当放宽燃煤发电企业年度中长期合同签约比例要求，但原则上不低于 60%”，且要求“各地应在年度电力中长期交易组织中实现电力中长期分时段交易”，优化原本刚性固定的中长期电量交易；同时，在电价方面推动由固定价格转向灵活价格模式，鼓励“中长期合同双方签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制，各地不得强制要求签订固定价”，并要求 “煤电年度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”。从分时电价的调整上来看，“1502”号文取消分时电价机制，要求“各地要做好峰谷分时电价政策与市场交易电价的衔接，原则上直接参与市场用户不再执行政府规定的分时电价”，这意味着政府行政性制定的固定分时电价有望持续逐步弱化，原有基于固定时段、固定价差的收益模型将全面失效。整体来看，2026年电改新方向正如“1502”号文所言，电力交易与电价将逐步摆脱原先行政规定影响，逐步全面与现货市场挂钩，发电收入将更大程度与真实的电力供需挂钩。

表5：“1502”号文重点内容总结

重点内容

燃煤发电签约电量要求放宽

各地可随煤电容量电价标准提高适当放宽燃煤发电企业年度中长期合同签约比例要求，但原则上不低于60%。对于电力供需紧张地区，可在迎峰度夏（冬）等时段适度上调签约比例要求。

优化完善中长期分时段交易

各地应在年度电力中长期交易组织中实现电力中长期分时段交易。特别是电力现货市场正式运行和长周期试运行地区，交易时段数应不少于24个。

中长期价格向现货靠拢

各地要做好峰谷分时电价政策与市场交易电价的衔接，原则上直接参与市场用户不再执行政府规定的分时电价。

鼓励中长期合同双方签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制，各地不得强制要求签订固定价。要求煤电年度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。

资料来源：国家发改委，北极星电力市场网，信达证券研发中心

多省落实“1502”号文规定，灵活交易成未来趋势。2026年已有部分省份开始落实 “1502”号文的规定。其中，山东不仅取消组织传统年度交易，还调整中长期合约价格模式，仅 40%的电量挂钩协商的固定电价， 60%的电量结算时需与电力现货市场实时出清价格挂钩，实际“定量定价”的“中长期交易”电量占比出现大幅调整；湖南同步落实调整中长期合约模式， 40%电量按固定价格结算； 60%电量执行反映实时供需的灵活价格（按实时市场统一结算点电价确定）；安徽、河南、江西、新疆、陕西等省份分别降低煤电机组的中长期交易合约电量占比，同时推进分时交易。

表6：各省年度交易方案落实“1502”号文要求

重点内容

山东

暂不组织年度交易，按月度组织中长期合同签约。

优化中长期价格机制，建立约定一定比例的电量反映发用双方实时供需的灵活价格机制，现阶段40%电量固定价格、60%灵活价格。

安徽

30万千瓦级及以上燃煤发电机组年度中长期合同下限调整为2025年实际上网电量的60%。

河南

2026年扩大新能源入市范围，放宽中长期签约比例下限(原则上年度煤电70%、月度煤电80%)。

江西

全面推进分时交易，中长期交易与现货市场的衔接更为紧密。


• 市场化电力用户和燃煤发电机组年度中长期合同签约电量比例下限降低为上一年用电量/实际上网电量的 60%。

湖南

市场主体自主签订的省内年度中长期电力交易合同，其电量按以下比例签订相应价格：合同电量的40%可协商约定固定价格，其价格不得超过湖南省中长期交易价格上限相关规定；合同电量的60%执行反映实时供需的灵活价格（按实时市场统一结算点电价确定）

新疆

中长期交易由尖峰平谷时段向24时段量价约定合同曲线转变，交易方式更加灵活，新增多月交易和临时交易

陕西

放宽中长期签约比例下限(原则上年度煤电70%、月度煤电80%)

资料来源：大地量子，河南宛碳节能科技有限公司，北极星电力市场网，飓合科技，北极星电力交易学社，江西电力交易中心，信达证券研发中心

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

3.1 电量分析：新能源装机或将显著降速，火电电量增长空间可观

火电电量进入平台期：25年或小幅下降，26年增长空间可观。2025年受新能源抢装潮的影响，新能源增发电量呈现显著增长。虽然全年全社会用电量增速达 5%，但水核风光等清洁能源电量均有大幅增长（规上水电+2.80%、核电+7.70%、风电+9.70%、光伏+24.40%），不仅导致增量电量需求全部由清洁能源电量满足，还挤占部分火电电量（规上火电-1.00%），火电规上发电量同比下滑492.7亿千瓦时。但考虑到2026年风光装机因入市而放缓增长，若整体用电需求仍然维持 5%的增长，我们认为火电发电量或因风光发电量无法满足全部用电需求而实现可观增发。据我们测算，在2026年整体用电量需求为 5%，来水基本保持平稳，风电光伏利用小时数进一步下滑，新增装机分别增长100/220GW的前提下，火电增发电量或将由2025年的-492.7亿千瓦时增长至2026年的1025亿千瓦时，整体增速达 1.67%。

图10：2025年规上发电量同比变动情况（亿千瓦时）


资料来源：iFind，信达证券研发中心

图11：2025-2026年分电源增发电量情况（亿千瓦时）


资料来源：中电联，信达证券研发中心（注：数据为信达能源预估）


表7：2024-2026年电量平衡表（基准情景）

2024

2025E

2026E

全社会用电量增速

6.8%

5.0%

5.0%

发电增量(亿千瓦时)

6240

5383

5226

水电发电增量(亿千瓦时)

1402

420

233

火电增量(亿千瓦时)

1010

-496

1025

其中:燃煤

529

-1090

346

燃煤发电量增速

0.98%

-2.00%

0.65%

核电发电增量(亿千瓦时)

128

363

193

风电发电增量(亿千瓦时)

1109

1589

1891

太阳能发电增量(亿千瓦时)

2549

3550

2655

风电新增装机(万千瓦)

7934

10000

10000

光伏新增装机(万千瓦)

27717

30000

22000

资料来源：中电联，信达证券研发中心整理（注：表中仅体现电量平衡部分关键假设）

3.2 电价分析：年度长协降幅超预期，现货或存火电盈利机遇

电力供需形式偏宽松，年度&月度电价出现明显下行。受电力供需形势偏宽松等因素的影响，以江苏、广东为代表的全国主要用电大省2026年年度交易电价出现明显下行。其中，江苏2026年电力市场年度交易均价344.19元/兆瓦时，度电同比降低6.8分；浙江2026年年度交易均价344.85元/兆瓦时，度电同比降低6.8分；广东2026年度双边协商成交均价372.14元/兆瓦时，度电同比降低2分。从月度电价来看，2026年1月全国多地电网代理购电价打破了近年来冬季电价的常规走势，同样出现明显下行。全国28个地区的电价出现下降，降幅在 0.65%至 24.68%之间。从具体数据来看，除海南电价高于600元/兆瓦时外，1月份各地电网代理购电价格主要落在236元至440元/兆瓦时的区间。其中辽宁、山西、黑龙江、江西、吉林、广东、山东、河南、江苏、安徽、蒙东11个地区的价格降幅超 50元/兆瓦时。全国代理购电电价均值为361.61元/兆瓦时，较燃煤基准价均值下浮 2.00%，同比-10.02%，环比-9.35%。代理购电价格较燃煤基准价首度下浮。

表8：部分省份年度交易协定情况（元/MWh）

省份

燃煤基准价

2024交易电价

2025交易电价

2026交易电价

同比变化

2026上浮比例

广东

463

465.62

391.86

372.14

-19.72

-19.62%

江苏

391

452.94

412.45

344.19

-68.26

-11.97%

浙江

415.3

463

412.39

344.85

-67.54

-16.96%

资料来源：国家能源局浙江监管办、北极星电力市场网、光伏們、柏云能源，北极星电力交易学社，广东电力交易中心，信达证券研发中心整理


图12：全国代理购电均价逐月情况（元/兆瓦时）


资料来源：北极星电力市场网，信达证券研发中心

图13：2026年1月全国代理购电价格环比变化情况


资料来源：北极星电力市场网，信达证券研发中心

煤价逐步企稳回升，现货交易或成火电利润重点。从年内煤炭供需情况和煤价波动情况来看，在当前煤炭供需平衡较为脆弱时，相关政府部门对于煤价下行时部分煤矿企业采取的 “越跌越产”、“以量补价”等扰乱市场秩序的生产策略管控较为严格。当煤炭价格出现明显不合理波动时，能源局即开展规范市场行为的核查活动，其目的在于强化煤炭市场调控，促进煤炭供应稳定。因而我们认为未来针对煤炭市场和供需的宏观调控将有望更为积极有效，煤价波动有望持续趋于稳定。但如前所述，2026年火电电量有望实现可观增长，同时火电电量中长期占比走低，现货占比有望提升；煤价上涨或将同步推高火电在现货市场中的机组报价，现货市场中的火电机组或将实现“量价齐升”。在现货市场全面铺开，电力交易倒向现货的背景下，机组报价反映边际生产成本的现货市场或有可能成为火电利润新的增长点。我们预计现货市场峰谷价差有望因火电报价提升而逐步拉大。


图14：2021-2025H1广东电力交易占比情况


资料来源：广东电力交易中心，信达证券研发中心

图15：2023-2025年3月山东日前现货市场分时月均价情况（元/兆瓦时）


资料来源：电查查，信达证券研发中心

四、投资建议：火电困境反转可期，看好优质龙头与煤电一体

2025年随着“136”+“394”号文的公布，我国“年度中长期-月度中长期-现货市场”的主要电力市场交易体系得到全面确立，市场主要电源（煤电、新能源）完成全面入市交易，同时市场价格实现反映供需情况的合理上下浮动，新一轮电力市场化改革已经取得初步成效。展望2026年，“投资理性化，电源市场化，电价现货化”有望成为电力行业发展趋势的核心关键词。在投资逐步降温，侧重现货交易的背景下，电源市场化叠加电价现货化将直接导致电源的商业模式将由过去的主要依赖长协合同转变为主要依赖现货收入和容量收入，而在现货市场中，摆脱电源内卷和寻找尖峰需求将成为电源盈利的关键因素。火电或因2026年煤价同比企稳、电量增幅可观、现货电价超预期等三个因素，有望实现“困境反转”。

1) 优质龙头电力央企：供需宽松、电价下行周期中，优质龙头电力央企有望凭借机组质量、集团支持、分布区域、治理能力等自身优势，实现行业内优异业绩。“困境反转”启动时，央企龙头有望凭借其业绩韧性与行业弹性实现率先复苏反弹。建议关注布局华东的央企龙头：国电电力、华润电力。

2) 煤电一体化运营商：煤炭作为不可再生资源，具有独到的稀缺属性。2025年下半年以来煤价持续修复，政策托底背景下2026年煤价中枢有望实现同比抬升。煤电一体公司或将先于纯火电实现“困境反转”。我们持续看好煤电一体标的的业绩稳定性和高分红属性，具有投资价值。建议关注：新集能源、陕西能源、淮河能源、皖能电力、内蒙古电、甘肃能源。


风险因素

(1) 电力需求持续低于预期：市场化电价主要受到电力供需关系影响，若电力需求持续低于预期，则会引发发电电量及上网电价超预期下行，相关运营商利润或会受到影响。

(2) 电价超预期大幅下行：随着电力市场化不断深入推进，电价受政策及市场影响增加，电力电量供需情况偏宽松的背景下可能出现电价超预期大幅下行的风险。

(3) 火电小时数大幅下行：随着新能源装机及电量持续增长，火电电量受挤占压力增加，可能出现火电利用小时数大幅下行的风险。

(4) 风光装机持续高增速导致消纳和电价压力突显：新能源入市步伐加快背景下，若风光装机建设持续超预期高增，或将导致消纳压力持续提升，电价内卷压力持续加大，相关运营商利润或会受到影响。

(5) 电力市场化改革推进不及预期：现货尖峰电价、辅助服务及容量等额外收入依赖于电改的持续推进。若电改推进不及预期，相关运营商利润或会受到影响。


研究团队简介

左前明，中国矿业大学博士，注册咨询（投资）工程师，中国地质矿产经济学会委员，中国国际工程咨询公司专家库成员，中国价格协会煤炭价格专委会委员，曾任中国煤炭工业协会行业咨询处副处长（主持工作），从事煤炭以及能源相关领域研究咨询十余年，曾主持“十三五”全国煤炭勘查开发规划研究、煤炭工业技术政策修订及企业相关咨询课题上百项，2016年6月加盟信达证券研发中心，负责煤炭行业研究。2019年至今，负责大能源板块研究工作，现任信达证券研发中心负责人。

李春驰，CFA，CPA，上海财经大学金融硕士，南京大学金融学学士，曾任兴业证券经济与金融研究院煤炭行业及公用环保行业分析师，2022年7月加入信达证券研发中心，从事煤炭、电力、天然气等大能源板块的研究。

高升，中国矿业大学（北京）采矿专业博士，高级工程师，曾任中国煤炭科工集团二级子企业投资经营部部长、下属煤矿副矿长，曾在煤矿生产一线工作多年，从事煤矿生产技术管理、煤矿项目投资和经营管理等工作。 2022年6月加入信达证券研发中心，从事煤炭、钢铁及上下游领域研究。

刘红光，北京大学博士，中国环境科学学会碳达峰碳中和专业委员会委员。曾任中国石化经济技术研究院专家、所长助理，牵头开展了能源消费中长期预测研究，主编出版并发布了《中国能源展望2060》一书；完成了 “石化产业碳达峰碳中和实施路径”研究，并参与国家部委油气产业规划、新型能源体系建设、行业碳达峰及高质量发展等相关政策文件的研讨编制等工作。2023年3月加入信达证券研究开发中心，从事大能源领域研究并负责石化行业研究工作。

郭雪，北京大学环境工程/新加坡国立大学化学双硕士，北京交大环境工程学士，拥有5年环保产业经验，4年卖方经验。曾就职于国投证券、德邦证券。2025年3月加入信达证券研究所，从事环保行业及其上下游以及双碳产业研究。

邢秦浩，美国德克萨斯大学奥斯汀分校电力系统专业硕士，天津大学电气工程及其自动化专业学士，具有三年实业研究经验，从事电力市场化改革，虚拟电厂应用研究工作，2022年6月加入信达证券研究开发中心，从事电力行业研究。

吴柏莹，吉林大学产业经济学硕士，2022年7月加入信达证券研究开发中心，从事公用环保行业研究。

胡晓艺，中国社会科学院大学经济学硕士，西南财经大学金融学学士。2022年7月加入信达证券研究开发中心，从事石化行业研究。

刘奕麟，香港大学工学硕士，北京科技大学管理学学士，2022年7月加入信达证券研究开发中心，从事石化行业研究。

李睿，CPA，德国埃森经济与管理大学会计学硕士，2022年9月加入信达证券研发中心，从事煤炭和煤矿智能化行业研究。

李栋，南加州大学建筑学硕士，2023年1月加入信达证券研发中心，从事煤炭行业研究。

唐婵玉，香港科技大学社会科学硕士，对外经济贸易大学金融学学士。2023年4月加入信达证券研发中心，从事天然气、电力行业研究。

刘波，北京科技大学管理学本硕，2023年7月加入信达证券研究开发中心，从事煤炭和钢铁行业研究


分析师声明

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评级说明

投资建议的比较标准

股票投资评级

行业投资评级

本报告采用的基准指数：沪深300指数（以下简称基准）；时间段：报告发布之日起6个月内。

买入：股价相对强于基准15%以上；

看好：行业指数超越基准；

增持：股价相对强于基准5%~15%；

中性：行业指数与基准基本持平；

持有：股价相对基准波动在±5%之间；

看淡：行业指数弱于基准。

卖出：股价相对弱于基准5%以下。

风险提示

证券市场是一个风险无时不在的市场。投资者在进行证券交易时存在赢利的可能，也存在亏损的风险。建议投资者应当充分深入地了解证券市场蕴含的各项风险并谨慎行事。

本报告中所述证券不一定能在所有的国家和地区向所有类型的投资者销售，投资者应当对本报告中的信息和意见进行独立评估，并应同时考量各自的投资目的、财务状况和特定需求，必要时就法律、商业、财务、税收等方面咨询专业顾问的意见。在任何情况下，信达证券不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任，投资者需自行承担风险。