电力行业正经历市场化改革深化，电改步入下半场，现货铺开和电源入市成为主线。“136”号文推动新能源全面入市，但存量项目与增量项目机制差异导致上半年“531”抢装潮。各地保障机制差异较大，增量竞价结果分化。现货市场试运行全面覆盖，预计2026年实现连续结算试运行。
电力供需步入宽松周期，现货价格显著影响长协，稀缺稳定价值凸显。煤电投运潮叠加用电需求疲弱，供需格局转宽松，导致现货价格和电价下行。电力供需宽松背景下，中长期交易占主导地位的地位或将遭受现货价格的挑战，“年度-月度-现货”的电量占比格局跟随电力供需格局情况持续调整。
电源投资周期高峰或已度过，资产整合或存投资机遇。新能源投资增速明显下降，电力供需宽松情况下电源投资或将有所放缓。集团存量资产整合或成“十五五”发展主线，聚焦主业、优化资产结构、推动能源转型和提升资产证券化率。
遵循行业发展趋势和市场化原则，稀缺性稳定性电源有望受益市场化。水电剩余可开发裕度较低，稀缺性突出；火电受“双碳”压力核准有限，稀缺性适中；核电审批建设保持年均10台左右，未来装机和电量预计将保持稳健增长；风光装机快速上升、稀缺性相对较低。未来电力行业中具备稳定顶峰能力和装机稀缺性的资产有望受益于市场化，获得更好的定价。
火电：价减本增盈利周期底部临近，推荐煤电一体高股息。供给端增量明显，电量电价或明显下行；“煤价挺电价”效果或滞后显现，容量补偿托底收入稳定；电量或将长期处于震荡波动，小时数随装机增长逐步下行；煤价波动趋于稳定，成本端让利空间。2026年火电或同时面临“价减本增”的情况，度电盈利或将同比出现下滑，但火电作为电力系统内稳定的调峰顶峰电源，其稀缺程度或将逐年抬升。
新能源：入市影响仍未消除，消纳或将进入新阶段。就增量项目竞价结果来看，仅上海、安徽、云南、新疆四省区竞价结果较好；其余各省区竞价结果均显著低于当地燃煤基准价。未来机制电量仍面存调整可能，新能源投资节奏或持续调整。绿电直连政策突破性发布，消纳模式创新性发展；“1192”号文明确输配电价机制，厘清权责助力发展；“1360”号文整合消纳体系，开启新能源消纳新业态。
水电&核电：水电兼具稀缺性与稳定性，核电或将面临全面入市。水电剩余可开发容量裕度有限，主要集中在西藏地区；水电无发电成本，入市比例较低；未来有望成为电量供应与灵活调节并重的电源。核电“十四五”后半段核准高增，市场化程度或持续提升。2027年后将迎来核电装机投产潮，核电在装机与电量快速增长的阶段入市，电量与电价或将出现此消彼长态势。
投资策略：红利高股息资产稀缺性凸显，预测及优化服务重要性显著提升。水电运营商兼具稀缺性、成长性和调节性的优质资源，具有长期投资价值。煤电一体化运营商短期业绩受商品价格波动影响，不改长期资源稀缺优势。稳健型高股息煤电资产经营业绩波动较小、高分红凸显长期持有价值。新能源入市叠加现货推广，预测及优化服务重要性显著提升。
