电改加速深化，预期有望趋稳

电改加速深化，预期有望趋稳 电力行业2026年度投资策略 姓名周磊（分析师）证书编号：S0790524090002邮箱：zhoulei1@kysec.cn 姓名黄懿轩（联系人）证书编号：S0790125070014邮箱：huangyixuan1@kysec.cn 2025年10月29日 核心观点 1.行业回顾：红利风格表现不佳，电力需求平稳增长 2025年初至10月28日，红利风格板块整体表现不佳。2025Q1-3，电力需求维持平稳增长，我国全社会用电量7.77万亿千瓦时，同比增长4.8%。预计十五五期间我国将呈现“宽电量、紧电力”的电力供需格局，综合电价有望企稳。 2.电力：煤价触底带动电价企稳，风电政策底已现 （1）火电：动力煤价格触底回升，有望带动电价企稳。2023年底至2025年中，动力煤价格持续下行，广东、江苏电力市场年度长协电价和月度交易均价逐渐下降。2025年7月，动力煤价格开始反弹，江苏电力市场月度集中竞价出清价格395.60元/兆瓦时，环比提高82.80元/兆瓦时。 （2）水电：经营稳健，低利率环境下具备长期配置价值。2025Q1-3，主要流域来水基本持平，上市公司经营稳健。2024H2起，水电股息率与国债收益率的息差走阔；2025年初至今水电净息差均值较2023.5-2024.4区间均值扩大69bp。低利率环境下，水电资产作为稳定盈利品种具备配置价值。 （3）核电：市场化比例逐渐提升，天然铀价格波动影响较小。2026年，岭澳、阳江核电市场化电量上限312亿千瓦时，较2025年提升14.3%。天然铀价格波动对运营商影响较小；中期维度来看，若天然铀价格达到90美元/磅，则核电单位燃料成本较当前提高约5.61元/兆瓦时，毛利率下降约1.7pct。 （4）绿电：收入端政策不确定性落地，市场化改革进入深水区，风电政策底已现。136号文推动新能源全面入市，辅以场外价差结算机制，绿电收入端政策不确定性落地。山东、甘肃、新疆、云南四省已完成首轮机制电价竞价，出清结果较燃煤基准价下浮较多，市场化改革步入深水区。风电增值税补贴退坡，政策底已现。 3.电网设备：国网输变电设备集招&一次设备出口金额同比高增 国内电网投资结构分化，海外景气度延续。2025年1-9月，国网输变电设备集招金额累计681.88亿元，同比增长22.9%；特高压设备招标同比减少58.9%，十 五五特高压规划 有望再创新 高。2025年1-9月一次 设备出口金 额同比保持 高增长；液 体介质变压 器/高压开 关/电能表出口金额315.82/280.03/78.58亿元，yoy+54.9%/+32.6%/-6.0%。 4.关注火电盈利弹性、优质风电和电力设备出海机会 受益标的：（1）火电：华能国际（A/H）、华电国际（A/H）、华润电力（H）、大唐发电（A/H）、建投能源、国电电力、内蒙华电、江苏国信、申能股份、皖能电力、浙能电力等；（2）水电：长江电力、华能水电、国投电力、川投能源等；（3）核电：中国核电、中国广核、中广核电力（H）等；（4）绿电：龙源电力（H）、中国电力（H）、大唐新能源（H）、中广核新能源（H）、江苏新能、浙江新能、中闽能源、三峡能源等；（5）电网设备：平高电气、许继电气、中国西电、国电南瑞、四方股份、华明装备、思源电气、金盘科技、三星医疗、海兴电力等。 4.风险提示：电源投资不及预期；利用小时数下降风险；电网建设不及预期；电力市场建设不及预期；燃料成本上涨风险；市场化电价波动风险。 目录C O N T E N T S 行业回顾：红利风格整体表现不佳，电力需求维持高景气 火电：动力煤价格触底回升，有望带动电价企稳水电：经营稳健，低利率环境下具备长期配置价值核电：市场化比例逐渐提升，天然铀价格波动影响较小绿电：市场化改革进入深水区，风电政策底已现电网设备：国内投资结构分化，一次设备出口同比高增受益标的：关注火电盈利弹性、优质风电和电力设备出海机会风险提示 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10月28日，红利风格整体表现不佳；公用事业板块（+5.7%）、电力行业（+5.2%）均跑输沪深300指数（+19.2%）；细分行业来看，火电（+20.6%）、光伏发电（+6.2%）行业涨幅居前，水电（-3.7%）、风电（-0.9%）、核电（-0.9%）行业下跌。 数据来源：Wind、开源证券研究所 数据来源：Wind、开源证券研究所 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。2025Q1-3，我国全社会用电量7.77万亿千瓦时，同比增长4.8%；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0.11、4.91、1.51、1.24万亿千瓦时，同比增长10.3%、3.6%、7.9%、5.6%。 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8月末，全国并网火电、水电、核电、风电、光伏发电装机容量1494.36、442.19、60.94、579.01、1117.23GW，同比新增分别为79.91、13.52、2.86、104.98、364.88GW，装机占比分别为41.4%、12.3%、1.7%、16.0%、31.0%，新能源发电装机容量占比47.0%。2025年前三季度，全国总发电量7.26万亿千瓦时，其中火电、水电、核电、风电、光伏发电量分别为4.70、1.00、0.36、0.77、0.44万亿千瓦时，占比64.7%、13.7%、4.9%、10.6%、6.0%，新能源发电量占比16.6%。 数据来源：Wind、开源证券研究所 数据来源：Wind、开源证券研究所 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 从电力电量供需平衡表来看，“十五五”乃至更长时期里全国将呈现电量（能量）供需宽松，电力（功率）供需偏紧的格局，综合电价有望企稳。 假 设“十 五 五”期 间 全 国 最 大 用 电 负 荷CAGR约为4.1%；此处引入保证出力系数（可控功率维度表征机组顶峰发电能力），假设火电、水电、抽水蓄能、核电、生物质能发电的置信容量系数均为1.0，风电、光伏发电保证出力系数分别为0.1、0.0；随着新能源装机维持快速增长、装机占比逐年提升，电力系统备用率（保证出力容量/最大电力负荷-1）持续下降，电力供需趋紧，系统灵活性资源稀缺性愈发凸显；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。 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 不考虑规模以下发电机组和系统损耗电量，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，预计将于2030年下降至3500左右。 1.3工程投资：电源投资维持高位，电网投资持续高增 电源投资维持高位，电网投资持续高增。2025年1-8月，我国主要发电企业电力工程投资完成额4992亿元，同比增长0.3%；具体来看，火电/水电/核电/风电/光伏发电完成投资1029/525/858/1200/1380亿元，同比+39.5%/+0.0%/+27.5%/+5.9%/-27.6%。2025年1-8月，我国电网投资完成额3796亿元，同比增长14.0%。 数据来源：Wind、开源证券研究所 数据来源：Wind、开源证券研究所 目录C O N T E N T S 行业回顾：红利风格整体表现不佳，电力需求维持高景气火电：动力煤价格触底回升，有望带动电价上行水电：经营稳健，低利率环境下具备长期配置价值核电：市场化比例逐渐提升，天然铀价格波动影响较小绿电：市场化改革进入深水区，风电政策底已现电网设备：国内投资结构分化，一次设备出口同比高增风险提示受益标的：关注火电盈利弹性、优质风电和电力设备出海机会 2.1火电：2025H1动力煤现货价格持续下降，2025Q3动力煤价格反弹 2025H1，动力煤现货价格持续下降，2025年一季度末，现货价跌破长协价。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。2025Q3动力煤价格反弹，CCI动力煤（5500）大宗价格指数均值为677元/吨，环比上升34元/吨；截至9月末，CCI动力煤（5500）大宗价格指数报709元/吨，较6月末上升78元/吨。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。 数据来源：Wind、开源证券研究所 2.1火电：动力煤价格触底回升，有望带动电价上行 2023年底至2025年中，动力煤价格持续下行，广东、江苏电力市场年度长协电价和月度交易均价逐渐下降。2025年7月，动力煤价格反弹，江苏电力市场月度集中竞价出清价格395.60元/兆瓦时，环比提高82.80元/兆瓦时。截至最新数据，2025年10月，广东月度交易均价372.36元/兆瓦时，环比降低0.15元/兆瓦时；2025年10月，江苏月度集中竞价出清价格340.77元/兆瓦时，环比提高21.29元/兆瓦时；2025年8月，山东月度交易均价364.70元/兆瓦时，环比降低3.48元/兆瓦时；2025年8月，甘肃省内中长期交易均价217.17元/兆瓦时，环比提高2.86元/兆瓦时，甘肃外送电量交易均价258.87元/兆瓦时，环比降低0.35元/兆瓦时。 2.2火电：北方产煤区、环渤海地区、中部地区以及东部地区点火价差较高 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）、中部地区（河南、湖南、湖北）以及东部地区（上海、江苏、浙江、广东）点火价差较高；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