深度报告-2025-12-29-国盛证券-2026电力行业年度策略_火绿重构_水核筑基_燃气优化_57页_5mb

> **来源：[研报客](https://pc.yanbaoke.cn)** # 电力 # 2026电力行业年度策略：火绿重构，水核筑基，燃气优化 行情回顾：板块盈利稳健，市场表现跑输大盘。2025年1-9月，公用事业(SW）板块上涨 $0.92\%$ ，位列全行业第27名，跑输沪深300指数17.02pcts。实现营业收入13817.83亿元，同比增长 $0.02\%$ ，归母净利1723.24亿元，同比提高 $8.43\%$ 。2025前三季度火电业绩稳健，成本低位支撑盈利，实现归母净利711.23亿元，同比增长 $15.83\%$ ；新能源发电低电价压力下业绩仍维持高增，风电板块实现归母净利润220.31亿元，同比提高 $31.67\%$ ；水电经营稳健但增速有所放缓，实现归母净利513.22亿元，同比增长 $3.30\%$ ；核电相对承压，实现归母净利165.78亿元，同比下降 $12.36\%$ 市场回顾：电力供需转向平衡，电改进一步推进。2025年前三季度用电量增速 $4.6\%$ ，电力消费弹性系数明显下滑至0.88。二产用电需求疲软拖累整体用电，一、三产业及居民用电仍具韧性，信息类行业是用电的主要增量，建筑业为主要拖累。风光新能源装机维持高增，1-10月风电、光伏发电装机累计增速分别达到 $21.4\%$ 、 $43.8\%$ ；同时风光发电出力占比逐年提升，1-10月新能源发电量占比提升至 $16.4\%$ 。今年电力市场化改革及新型能源体系建设相关政策频出，28省电力现货市场已连续运行，全国各地区“136号文”配套政策基本完全落地，2026年竞价稳步运行，全国统一电力市场初步建成。电力供需转向平衡，我们预计2025年全社会用电量增速为 $5\%$ ，电力消费弹性系数为1。 火电：分红提升，开启红利化时代。成本端，四季度煤价反弹回升明显，顺利突破800元/吨关口，或支撑年底26年电价谈判，供强需弱下短期动力煤市场反弹幅度有限。电价端，2025年电价整体承压，北方区域降幅相对较小，广东下半年逐步止跌。2026年容量电价全面上调，部分地区上调幅度有望超预期，同时电力辅助服务市场规模不断扩大，进一步提升火电收入确定性。火电盈利模式重塑，装机总量预计今年达峰，至2030年占比降至 $33\%$ ，同时板块资本开支拐点已至，经营性净现金流逐年走高，为红利化打下基础。建议关注后续具有分红比例提升潜力的高股息火电龙头以及电价相对稳健的北方区域&煤电一体化企业。 - 绿电：全面入市后迎来新赛程。“136号文”市场化竞价进入深水区，新能源装机高增下消纳压力进一步增大，光伏利用率回落幅度比风电更大。2026年各地新能源竞价结果陆续公布，整体呈现风电大于光伏、东部高于西部的特点，后续区域分化预计进一步增大。另外，今年以来绿电补贴回款显著加速，预计带来企业现金流的持续改善。建议关注电价相对稳定的风电运营商。 核电：AI竞争催化全球核能开启高速增长期。“十五五”定义核电为转型支柱，预计2030年全国在运核电装机容量达到1.1亿千瓦。当前核能成为AI之争背景下的重要能源解决方案，匹配数据中心的用电需求，全球核电商业化快速推进。我国核电核准已进入常态化，“十五五”期间预计年均核准机组数8台左右。电价方面，核电企业市场化交易比例逐步增加，度电利润受电价影响相对可控，同时广东2026年取消变动成本补偿机制，核电电价有望开启反弹。建议关注核电运营商、核聚变以及铀矿相关公司。 水电：坚持长期主义。水电龙头前三季度发电稳健，下半年长江上游蓄水维持高位，叠加去年四季度各公司发电量低基数，今年Q4水电发电有望 # 增持（维持） 行业走势 # 作者 分析师 执业证书编号：S0680520070001 邮箱：zhangjinming@gszq.com 分析师 高紫明 执业证书编号：S0680524100001 邮箱：gaoziming@gszq.com 分析师 刘力钰 执业证书编号：S0680524070012 邮箱：liuliyu@gszq.com 分析师 张卓然 执业证书编号：S0680525080005 邮箱：zhangzhuoran@gszq.com 分析师 鲁昊 执业证书编号：S0680525080006 邮箱：luhao@gszq.com # 相关研究 1、《电力：关注年底电价谈判，中长期合约比例下限调低》2025-12-21 2、《电力：云南容量电价比例提至 $100\%$ ，优化集中式新能源市场报价》2025-12-14 3、《电力：新能源新格局：解码19省机制电价竞价结果》2025-12-10 高增。据北极星电力网不完全统计，2024年我国22座水电站取得重要进展，装机总容量达2296万千瓦，在建抽水蓄能项目容量1.75亿千瓦，预计持续维持较高增长。水电企业经营稳定分红意愿较高，低利率下息差持续提升，股利支付率显著领先板块内其他子行业，建议关注经营稳健高分红意愿的水电龙头。 燃气：需求放量，盈利能力修复。全球LNG产能处于集中投放期，消化能力有限，预计2030年LNG产能过剩余额650亿立方米，价格预期下行，支撑国内天然气需求复苏。今年部分城市继续推进居民用气顺价政策，我国城燃企业毛差压力显著缓解，工商业用户能源替代加速，推动城燃企业销售量的提升。建议关注盈利修复同时稳定分红的优质龙头城燃。 风险提示：原料价格超预期上涨；项目建设进度不及预期；电力体制改革政策推进进度和力度不及预期；报告中的假设与测算可能存在误差。 # 内容目录 1.行情回顾 7 1.1行情回顾：板块盈利稳健，市场表现跑输大盘 2.市场回顾 14 2.1电力供需转向平衡，新能源装机高增 14 2.2 电改进一步推进，统一电力市场初立 ..... 17 2.3预计2025年全社会用电量增速为 $5.2\%$ ，电力消费弹性系数为1 3.火电：分红提升，开启红利化时代 20 3.1 容量电价全面提升，煤电价同稳保证火电盈利 20 3.2盈利模式重塑，红利化时代开启 23 3.3 建议关注分红比例提升的高股息龙头和电价稳健的北方区域&煤电一体化企业 ..... 26 4. 绿电：全面入市后迎来新赛程 28 4.1 “136号文”市场化竞价进入深水区，区域分化进一步加大 28 4.2 绿电补贴加速发放，企业现金流预计改善 32 4.3 优选电价相对稳定的风电运营商 34 5. 核电：AI竞争催化全球核能开启高速增长期 36 5.1 “十五五”装机投产将开启“高速增长期” 36 5.2 电价：广东修改核电电价交易，电价预期触底提升 5.3核能成为AI之争背景下的重要能源解决方案 40 5.4 投资主线：核电运营商、核聚变以及铀矿相关公司 43 6. 水电：坚持长期主义 45 6.1量价支撑，在建机组贡献增长预期 45 6.2息差继续提升，红利属性优于其他子行业 48 6.3 建议关注经营稳健高分红意愿的水电龙头 49 7.燃气：需求放量，盈利能力修复 51 7.1 全球LNG产能释放，气价有望下行 51 7.2 顺价修复，盈利能力提升 ..... 53 7.3 优选优质龙头城燃 风险提示 56 # 图表目录 图表1：2025年前三季度公用事业板块表现相对一般 图表2：电力（Wind）营业收入（亿元）及变化情况（%） 图表3：电力（Wind）营业成本（亿元）及变化情况（%） 图表4：电力（Wind）归母净利（亿元）及变化情况（%） 8 图表5：电力（Wind）ROE及变化情况（单位：%） 8 图表6：火电行情复盘 8 图表7：火电（申万2021）营业收入（亿元）及变化情况（%） 9 图表8：火电（申万2021）归母净利（亿元）及变化情况（%） 9 图表9：火电上市公司2025前三季度业绩表现（亿元） 9 图表10：风电&光伏行情复盘 图表11：光伏（申万2021）营业收入（亿元）及变化情况（%） 10 图表 12: 光伏 (申万 2021) 归母净利 (亿元) 及变化情况 (%) ..... 10 图表 13：风电(申万 2021)营业收入(亿元)及变化情况(%) ..... 11 图表 14：风电(申万 2021)归母净利(亿元)及变化情况(%) ..... 11 图表 15: 新能源上市公司 2025 前三季度业绩表现 (亿元) 图表16：水电行情复盘 12 图表17：水电（申万2021）营业收入（亿元）及变化情况（%） 12 图表 18: 水电 (申万 2021) 归母净利 (亿元) 及变化情况 (%) ..... 12 图表 19: 水电上市公司 2025 前三季度业绩表现 (亿元) ..... 13 图表20：核电行情复盘 13 图表 21：核电(申万 2021)营业收入(亿元)及变化情况(%) ..... 14 图表 22：核电(申万 2021)归母净利(亿元)及变化情况(%) .14 图表 23：核电上市公司 2025 前三季度业绩表现 (亿元) ..... 14 图表 24：全社会用电量(截至 2025 年 11 月) ..... 15 图表 25: 2025 年电力消费弹性系数显著下滑. 15 图表26：一、二、三产业用电占比 15 图表 27: 第二产业用电同比增速相对较低 ..... 15 图表 28: 大类行业用电量占比情况变化. 16 图表 29: 大类行业累计用电量增长(截至 9 月) .....16 图表30：分电源累计装机容量占比 16 图表 31：分电源累计装机增速 (%) ..... 16 图表32：分电源累计发电量占比 17 图表33：分电源累计发电量增速 17 图表34：电改政策推进时间线 17 图表 35: 2025 年电力板块主要政策一览. 18 图表36：用电量与装机数据 19 图表 37：环渤海动力煤 (Q5500) 市场价 (单位：元/吨) ..... 20 图表38：秦皇岛港动力煤库存（万吨） 20 图表39：沿海8省电厂-库存（万吨） 21 图表40：沿海8省电厂-日耗（万吨） 21 图表 41：各地区代理电价与同比变化 ..... 21 图表 42：广东今年月度综合电价显著低于去年水平 ..... 22 图表 43：江苏月度成交电价下滑明显 22 图表 44：2025 年长协价以及 2023-2024 年年度交易价(元/兆瓦时) 图表 45：测算 2025、2026 各省市自治区容量电价收入情况. 23 图表 46: 华能国际辅助服务净收入体量显著提升. 23 图表 47: 2024 年各地辅助服务费用情况. 23 图表 48：火电装机总量预计 2025 年达峰 24 图表 49: 火电板块经营性净现金流与资本支出之差回正. 24 图表50：部分火电公司分红规划汇总 25 图表51：火电企业近年分红比例 26 图表 52：火电龙头相对分红比例提升潜力更大... 27 图表53：全国新能源消纳情况 28 图表54：各省市自治区风电消纳情况 28 图表55：各省市自治区光伏消纳情况 28 图表56：各省份机制电量实际利用情况 29 图表57：华东地区“136号文”落地政策与竞价结果 30 图表58：南部地区“136号文”落地政策与竞价结果 30 图表59：华北地区“136号文”落地政策与竞价结果 30 图表 60: 华中地区 “136 号文” 落地政策与竞价结果 ……………………30 图表 61：西北地区 “136 号文” 落地政策与竞价结果 31 图表62：西南地区“136号文”落地政策与竞价结果 32 图表 63：东北地区 “136 号文” 落地政策与竞价结果 32 图表64：可再生能源补贴政策主要发展阶段 32 图表65：各公司应收账款情况及与总市值比 33 图表66：各公司近期公告国家可再生能源补贴回收情况（单位：亿元） 33 图表67：龙源电力现金流情况（亿元） 34 图表 68: 福能股份现金流情况 (亿元) 34 图表69：大唐新能源现金流情况（亿元） 34 图表 70: 新天绿色能源现金流情况 (亿元) 34 图表 71: 2024 年风电电价降幅更小 图表 72: 2026 新能源增量项目竞价风电项目电价相对更高. 35 图表 73: “十五五” 海风装机预计高增 (单位：万千瓦) 35 图表74：2030年海上风电降本空间 35 图表 75：港股绿电运营商整体估值更低,股息率更高(截至 2025/12/11) 图表76：核电、煤电占总发电量比例 37 图表77：各发电类型利用小时数单季环比 37 图表 78：我国发电装机容量以及同比变化(截至 2025 年 10 月) 图表 79: 2012-2025 年我国核准机组数量情况 图表 80: 我国在建核电机组数量情况 (截至 2025 年 10 月底) 图表81：我国待建核电机组数量情况 39 图表 82：中国广核、中国核电度电利润变化. 40 图表 83：中国核电,中国广核市场化交易比例情况 40 图表 84：中国核电,中国广核成本结构. 40 图表 85: 中国核电, 中国广核燃料成本受上游铀价影响可控. 40 图表86：2030年全球数据中心电力消耗将达到约945太瓦时 41 图表87：2030年各国、地区数据中心电力消耗预计 41 图表88：各类能源的LCOE 41 图表89：各类能源土地利用效率（兆瓦时/英亩） 41 图表 90: 各国核电投资规模. 42 图表 91: 全球核电商业化进展 ..... 42 图表 92：各国可控核聚变进展 42 图表 93：中国核电,中国广核在建工程情况(亿元) 43 图表 94：中国核电,中国广核分红情况. 43 图表 95: 全球主要国家的铀需求情况. 44 图表96：全球铀供应集中度较高（2023年） 44 图表 97: 全球铀需求缺口预测 44 图表 98: 铀价历史复盘 (美元/磅) ..... 44 图表99：中国铀业营收业务拆分（亿元） 45 图表 100: 中广核矿业持有资产. 45 图表101：长江电力季度发电量（亿千瓦时） 46 图表 102: 华能水电季度发电量 (亿千瓦时) 图表103：川投能源季度发电量（亿千瓦时） 46 图表 104：国投电力季度发电量(亿千瓦时) 46 图表 105: 三峡水库站水位处于高位 (米) 图表 106: 水电机组在建情况 (截至 2024 年底) 图表107：各地区在建抽水蓄能电站容量. 48 图表 108: 主动型与指数型基金对电力及公用事业行业持仓同步回落. 48 图表 109: 长江电力股息率与十年期国债利率息差继续加大. 48 图表 110: 部分水电企业 ROE (%) ..... 49 图表 111: 部分水电企业分红比例 (%) ..... 49 图表 112: 电力及公用事业子行业经营情况对比(申万)2025 年三季度. 49 图表 113: 电力及公用事业子行业 2024 年分红情况对比 图表 114: 部分水电企业盈利能力指标对比 (%) .....50 图表 115: 部分水电企业分红情况 图表 116: 部分水电企业成长能力对比 图表 117: 水电龙头资产负债率均开始走低 图表118：水电公司利息支出（亿元） 51 图表 119: LNG 正在投放的产能,2010-2035. 52 图表 120: LNG 出口能力和贸易量展望. 52 图表 121: 我国 LNG 产量. 52 图表 122: 我国 LNG 表观消费量 (亿立方米) ..... 52 图表 123: 期货收盘价(连续):NYMEX 天然气 (美元/百万英热单位) 图表 124: 中国 LNG 到岸价 (单位：美元/百万英热单位) ..... 53 图表 125: 新奥能源、华润燃气价差变化情况 (元/立方米) ..... 53 图表 126: 各燃气公司天然气零售销气量 (百万立方米) ..... 53 图表 127: 城燃龙头公司 ROA (%) ..... 54 图表 128: 今年部分调整天然气价格的城市及调价幅度. 54 图表 129: 昆仑能源主营业务构成 ..... 54 图表 130: 新奥能源主营业务构成 ..... 54 图表 131: 中国燃气主营业务构成 .55 图表 132: 华润燃气主营业务构成 ..... 55 图表 133: 城燃公司自由现金流 (亿元) ..... 55 图表 134: 各燃气公司分红比例 (%) ..... 55 # 1.行情回顾 # 1.1行情回顾：板块盈利稳健，市场表现跑输大盘 2025年1-9月，公用事业(SW)板块上涨 $0.92\%$ ，位列全行业第27名，跑输沪深300指数17.02pcts。整个电力板块2025年1-9月实现营业收入13817.83亿元，同比增长 $0.02\%$ ；营业成本10213.84亿元，同比减少 $2.84\%$ ；实现归母净利1723.24亿元，同比提高 $8.43\%$ 图表1：2025年前三季度公用事业板块表现相对一般 资料来源：wind，国盛证券研究所 图表2：电力（Wind）营业收入（亿元）及变化情况（%） 资料来源：wind，国盛证券研究所 图表3：电力（Wind）营业成本（亿元）及变化情况（%） 资料来源：wind，国盛证券研究所 图表4：电力（Wind）归母净利（亿元）及变化情况（%） 资料来源：wind，国盛证券研究所 图表5：电力（Wind）ROE及变化情况（单位：%） 资料来源：wind，国盛证券研究所 2025前三季度火电业绩稳健，成本低位支撑盈利。2025年1-9月火电板块（SW）实现营业收入9057.83亿元，同比下降 $3.08\%$ ；营业成本7456.38亿元，同比下降 $6.15\%$ 实现归母净利711.23亿元，同比增长 $15.83\%$ 。火电板块中28家火电公司中共有18家公司三季报归母净利润同比增长，2家公司业绩扭亏为盈，1家公司减亏，10家公司归母净利润同比下降，火电板块盈利能力整体稳健，主要系成本煤价仍处于低位，火电板块整体降收增利。 图表6：火电行情复盘 资料来源：wind，国盛证券研究所 图表7：火电（申万2021）营业收入（亿元）及变化情况（%） 资料来源：wind，国盛证券研究所 图表8：火电（申万2021）归母净利（亿元）及变化情况（%） 资料来源：wind，国盛证券研究所 图表9：火电上市公司2025前三季度业绩表现（亿元） 营业收入 归母净利润 2025前三季度 同比 2025前三季度 同比 000027.SZ 深圳能源 324 7% 19.6 -8% 000037.SZ 深南电A 3 -25% -0.2 / 000531.SZ 穗恒运A 32 -5% 4.4 139% 000539.SZ 粤电力A 377 -11% 5.8 -60% 000543.SZ 皖能电力 218 -3% 19.1 20% 000600.SZ 建投能源 165 5% 15.8 263% 000690.SZ 宝新能源 68 11% 8.2 39% 000767.SZ 晋控电力 112 -6% 3.2 / 000899.SZ 赣能股份 52 1% 8.7 36% 000966.SZ 长源电力 105 -19% 3.4 -62% 001286.SZ 陕西能源 164 -3% 24.2 -3% 001896.SZ 豫能控股 87 -8% 2.9 / 002608.SZ 江苏国信 255 -7% 32.3 11% 600011.SH 华能国际 1730 -6% 148.4 43% 600021.SH 上海电力 322 -1% 30.5 24% 600023.SH 浙能电力 588 -11% 62.3 -7% 600027.SH 华电国际 959 13% 64.4 25% 600098.SH 广州发展 379 5% 21.6 36% 600396.SH 华电辽能 31 -2% 0.0 -86% 600509.SH 天富能源 59 -12% 3.7 -24% 600578.SH 京能电力 262 5% 31.7 4% 600642.SH 申能股份 209 -6% 33.1 1% 600726.SH 华电能源 118 -11% 2.7 -41% 600744.SH 华银电力 64 3% 3.6 955% 600780.SH 通宝能源 82 4% 4.9 27% 600795.SH 国电电力 1252 -6% 67.8 -26% 600863.SH 内蒙华电 151 -9% 22.1 -11% 601991.SH 大唐发电 893 -2% 67.1 52% 资料来源：wind，国盛证券研究所 新能源发电低电价压力下业绩仍维持高增，盈利模式逐步明晰。今年以来，“136”号文全面推进新能源入市交易，各省落地细则与2026年竞价结果陆续公布，绿电市场化交 易将迎来实质运行，同时绿电直连、绿证等政策频出，新能源发电盈利模式逐步明晰。2025年1-9月光伏板块（SW）实现营业收入261.04亿，同比下降 $18.63\%$ ；营业成本162.44亿元，同比减少 $24.08\%$ ；实现归母净利润29.04亿元，同比增长 $67.57\%$ 。2025年1-9月风电板块(SW)实现营业收入1080.90亿，同比上升 $29.98\%$ ；营业成本645.82亿元，同比增加 $29.53\%$ ；实现归母净利润220.31亿元，同比提高 $31.67\%$ 。新能源板块中26家公司中共有13家公司三季报归母净利润同比增长，4家公司减亏，13家公司归母净利润同比下降，1家公司转亏。 图表10：风电&光伏行情复盘 资料来源：wind，国盛证券研究所 图表11：光伏（申万2021）营业收入（亿元）及变化情况（%） 资料来源：wind，国盛证券研究所 图表12：光伏（申万2021）归母净利（亿元）及变化情况（%） 资料来源：wind，国盛证券研究所 图表13：风电（申万2021）营业收入（亿元）及变化情况（%） 资料来源：wind，国盛证券研究所 图表14：风电（申万2021）归母净利（亿元）及变化情况（%） 资料来源：wind，国盛证券研究所 图表15：新能源上市公司2025前三季度业绩表现（亿元） 营业收入 归母净利润 2025前三季度 前三季度 000591.SZ 太阳能 41 -14% 11.3 -13% 002218.SZ 拓日新能 8 -27% -1.1 / 002256.SZ 兆新股份 3 34% 0.0 / 002480.SZ 新筑股份 11 -37% -0.4 / 002617.SZ 露笑科技 28 -1% 2.5 5% 300125.SZ *ST聆达 1 83% -1.3 / 300317.SZ 珈伟新能 4 25% -0.4 / 600032.SH 浙江新能 39 -2% 6.1 -5% 600821.SH 金开新能 28 0% 5.6 -25% 601222.SH 林洋能源 37 -29% 3.6 -61% 601778.SH 晶科科技 31 -20% 3.6 62% 601908.SH 京运通 25 -38% -2.3 / 603105.SH 芯能科技 6 4% 1.9 0% 000155.SZ 川能动力 21 -8% 3.5 -45% 000507.SZ 珠海港 32 -20% 2.5 4% 000537.SZ 中绿电 37 27% 8.1 -12% 000862.SZ 银星能源 10 5% 2.4 25% 001258.SZ 立新能源 8 3% 1.3 2% 001289.SZ 龙源电力 222 -16% 43.9 -20% 002053.SZ 云南能投 19 -26% 2.3 -60% 600163.SH 中闽能源 11 -1% 3.3 -20% 600905.SH 三峡能源 213 -2% 43.1 -15% 600956.SH 新天绿能 144 -9% 15.6 4% 601016.SH 节能风电 34 -11% 7.5 -36% 601619.SH 嘉泽新能 19 3% 5.9 8% 603693.SH 江苏新能 15 -2% 3.9 -8% 资料来源：wind，国盛证券研究所 水电业绩增速有所放缓，盈利能力仍有提升空间。水电其高股息、高ROE的红利资产属性在二季度市场波动较大及缺乏主题赛道的情况下展现了优势，同时今年来水情况较好，水电价格受市场化因素影响较小，水电业绩相对稳定。2025年1-9月水电板块（SW）实现营业收入1487.60亿元，同比增长 $1.56\%$ ；营业成本675.38亿元，同比减少 $2.70\%$ 实现归母净利513.22亿元，同比增长 $3.30\%$ 。水电板块中11家水电公司中共有7家公司中报归母净利润同比增长，3家公司归母净利润同比下降，1家公司归母净利润由正转负。 图表16：水电行情复盘 资料来源：wind，国盛证券研究所 图表17：水电（申万2021）营业收入（亿元）及变化情况（%） 资料来源：wind，国盛证券研究所 图表18：水电（申万2021）归母净利（亿元）及变化情况 $(\%)$ 资料来源：wind，国盛证券研究所 图表19：水电上市公司2025前三季度业绩表现（亿元） 营业收入 归母净利润 2025前三季度 同比 2025前三季度 同比 000601.SZ 韶能股份 36 8% 2 -12% 000722.SZ 湖南发展 3 14% 1 4% 000791.SZ 甘肃能源 65 212% 16 156% 000993.SZ 闽东电力 5 9% 2 32% 002039.SZ 黔源电力 22 48% 5 86% 600025.SH 华能水电 206 6% 75 4% 600236.SH 桂冠电力 73 0% 24 12% 600674.SH 川投能源 11 5% 42 -5% 600868.SH 梅雁吉祥 2 -19% 0 / 600886.SH 国投电力 406 -9% 65 -1% 600900.SH 长江电力 657 -1% 282 1% 资料来源：wind，国盛证券研究所 核电板块业绩相对承压，后续景气上升预期稳定。国内核电机组核准迈入常态化，多机组逐步建成或开工，行业景气度上升预期稳定，此外陆上商用模块化小堆“玲珑一号”、可控核聚变等全球前沿技术持续突破，都将推动行业价值重估。2025年1-9月核电板块（SW）实现营业收入1213.58亿，同比增 $1\%$ ；营业成本742.15亿元，同比增长 $6.85\%$ ；实现归母净利165.78亿元，同比下降 $12.36\%$ 。两家核电上市公司受今年整体电价下行压力影响，归母净利润均有双位数下滑，业绩相对承压。 图表20：核电行情复盘 资料来源：wind，国盛证券研究所 图表21：核电（申万2021）营业收入（亿元）及变化情况（%） 资料来源：wind，国盛证券研究所 图表22：核电（申万2021）归母净利（亿元）及变化情况（%） 资料来源：wind，国盛证券研究所 图表23：核电上市公司 2025 前三季度业绩表现 (亿元) 营业收入 归母净利润 2025前三季度 同比 2025前三季度 同比 003816.SZ 中国广核 597 -4% 85.8 -14% 601985.SH 中国核电 616 8% 80.0 -10% 资料来源：wind，国盛证券研究所 # 2.市场回顾 # 2.1电力供需转向平衡，新能源装机高增 2025年前三季度用电量增速 $4.6\%$ ，电力消费弹性系数明显下滑至0.88。2025年1-11月，全社会用电量累计94602亿千瓦时，同比增长 $5.2\%$ ，增速较上半年有所回暖，但较2023-2024年仍偏低。今年前三季度国内生产总值（GDP）同比增长 $5.2\%$ ，全社会用电增速 $4.6\%$ ，电力消费弹性系数显著下滑至0.88。 图表24：全社会用电量（截至2025年11月） 资料来源：Wind，国盛证券研究所 图表25：2025年电力消费弹性系数显著下滑 资料来源：Wind，国盛证券研究所 二产用电需求疲软拖累整体用电，一、三产业及居民用电仍具韧性。分产业来看，二产用电量占比显著突出的结构特点仍然存在，1-10月二产用电量占比为 $75\%$ ，但同时其增速较一产和三产用电明显偏低，1-10月第一产业用电量1262亿千瓦时，同比增长 $10.6\%$ 第二产业用电量54781亿千瓦时，同比增长 $3.9\%$ ；第三产业用电量16671亿千瓦时，同比增长 $8.9\%$ # 三产中的信息类行业是用电的主要增量，二产中的建筑业为主要揽累行业的角度， 农林牧渔业用电量占比各月稳定提升，截至今年9月为 $2.4\%$ ，相比去年同期增加0.02个百分点；信息类行业用电占比也逐年提升，今年9月占比为 $2.3\%$ ，相比去年同期增加0.23个百分点。各大类行业的用电增长主要由第三产业中的信息类行业、批发零售业以及租赁和商务服务业贡献，今年1-9月用电同比增长分别达到 $17.5\%$ 、 $12.4\%$ 以及 $8.4\%$ 。而二产中的建筑行业是用电的主要拖累项，今年1-9月用电同比 $-7.4\%$ 。 图表26：一、二、三产业用电占比 资料来源：Wind，国盛证券研究所 图表27：第二产业用电同比增速相对较低 资料来源：Wind，国盛证券研究所 图表28：大类行业用电量占比情况变化 资料来源：Wind，国盛证券研究所 图表29：大类行业累计用电量增长（截至9月） 资料来源：Wind，国盛证券研究所 风光新能源装机维持高增，装机占比进一步提升。截至2025年10月，全国并网火电、水电、核电、风电、光伏发电装机容量1514.73、443.88、62.48、590.39、1140.18GW，装机占比分别为 $40.4\%$ 、 $11.8\%$ 、 $1.7\%$ 、 $15.7\%$ 、 $30.4\%$ ，新能源发电装机容量占比 $46.1\%$ 。2025年1-10月火电、水电、核电、风电、光伏发电装机累计增速分别达到 $6.0\%$ 、 $3.0\%$ 、 $7.6\%$ 、 $21.4\%$ 以及 $43.8\%$ ，新能源装机继续维持高增。 风光发电出力占比逐年提升，增速弱于装机，预计2026年新能源全面入市下发电量加速释放。1-10月份，规上工业发电量80625亿千瓦时，同比增长 $2.3\%$ ，其中火电、水电、核电、风电、光伏发电量分别为5.21、1.13、0.40、0.84、0.48万亿千瓦时，同比 $-0.4\%$ 、 $+1.6\%$ 、 $+8.7\%$ 、 $+7.6\%$ 以及 $23.2\%$ ，占比分别达到 $64.7\%$ 、 $14.0\%$ 、 $4.9\%$ 、 $10.4\%$ 、 $6.0\%$ ，新能源发电量占比提升至 $16.4\%$ 。 图表30：分电源累计装机容量占比 资料来源：Wind，国盛证券研究所 图表31：分电源累计装机增速（%） 资料来源：Wind，国盛证券研究所 图表32：分电源累计发电量占比 资料来源：Wind，国盛证券研究所 图表33：分电源累计发电量增速 资料来源：Wind，国盛证券研究所 # 2.2 电改进一步推进，统一电力市场初立 电力市场化改革及新型能源体系建设相关政策频出，加速构建适应高比例新能源的新型电力系统。年初政策推动新能源全面进入电力市场，确立其作为商品的市场主体地位；接着现货市场基本实现全国全覆盖，为电力商品提供分时、分地的真实价格信号；年底全国各地区“136号文”配套政策基本完全落地，2026年竞价稳步运行，电力市场各方盈利模式逐步清晰，统一电力市场建设完成重要一步。 图表34：电改政策推进时间线 资料来源：中国政府网，央视网，国家发改委，国盛证券研究所 新能源运营商收益确定性提升，市场化机制引导行业理性竞争。以《关于深化新能源上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2025〕136号）为核心，新能源电量将全面进入电力市场交易。配合《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》所开辟的绿色通道，新能源的绿色环境价值得以直接变现。11月10日，国家发展改革委、国家能源局正式发布《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》，明确到2030年每年要实现2亿千瓦新 能源的合理消纳，进一步分类引导新能源开发消纳，鼓励新能源集成与产业融合，按新能源出力的特点完善价格机制。绿电运营商的收益确定性显著提升，预计后续拥有优质资源区位优势、项目开发效率高且融资成本低的绿电运营商将获得更稳固的盈利空间。 28省电力现货市场已连续运行，全国统一电力市场初步建成。《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》要求现货市场基本实现全国全覆盖，使分时价格信号变得清晰。11月初，重庆、青海、四川三省市电力现货市场转入连续结算试运行，28个省份现货市场均已经进入到连续运行。其中现货正式运行地区有7个，分别是：山西、山东、广东、甘肃、蒙西、湖北、浙江；现货连续结算试运行地区有11个，包括：陕西、安徽、河北南网、辽宁、黑龙江、南方区域（广东、云南、贵州、广西、海南五个地区）、江苏；现货长周期结算试运行地区有12个，包括：福建、四川、重庆、湖南、宁夏、河南、上海、吉林、蒙东、江西、青海、新疆。 图表35：2025年电力板块主要政策一览 时间 发布机构 名称 主要内容 2025/1/27 国家发展改革委、国家能源局 《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) 推动风电、光伏等新能源的电量全部进入电力市场,通过交易形成价格,同时建立“多退少补”的差价结算机制来稳定收益,并对2025年6月1日前后投产的存量和增量项目区别对待。 2025/2/27 国家能源局 《2025年能源工作指导意见》(国能发规划〔2025〕16号) 统筹能源安全保障与绿色低碳转型,通过设定非化石能源发电装机占比达60%左右等量化目标,并部署21项重点任务,旨在加快规划建设新型能源体系。 2025/4/16 国家发展改革委、国家能源局 《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》(发改办体改〔2025〕394号) 要求2025年底前基本实现电力现货市场全国全覆盖,全面开展连续结算运行,并明确了20个省份的具体运行时间表。 2025/4/23 国家能源局 《国家能源局关于促进能源领域民营经济发展若干举措的通知》(国能发法改〔2025〕40号) 通过破除市场准入壁垒、拓展投资领域(如核电、油气管网、“沙戈荒”大基地)、支持新业态发展(如新型储能、虚拟电厂)以及优化政务服务等一系列举措,为民营企业在能源领域创造公平竞争环境,充分激发其活力,以推动能源绿色低碳转型和新型能源体系建设。 2025/5/21 国家发展改革委、国家能源局 《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》(发改能源〔2025〕650号) 明确新能源企业可通过点对点直供模式向特定用户供应绿电,实现电力与绿证的物理统一溯源,以市场化方式推进绿色电力就近消纳。 2025/5/23 国家能源局 《国家能源局关于组织开展新型电力系统建设第一批试点工作的通知》(国能发电力〔2025〕53号) 明确围绕构网型技术、系统友好型新能源电站、智能微电网、算力与电力协同、虚拟电厂、大规模高比例新能源外送和新一代煤电等七个关键技术方向开展首批试点,通过“项目级单一方向试点”与“城市级多方向综合试点”相结合的模式,为全面构建新型电力系统探索可复制的技术路径、商业模式和政策机制。 2025/9/4 国家发展改革委、国家能源局 《国家发展改革委 国家能源局关于推进“人工智能+”能源高质量发展的实施意见》(国能发科技〔2025〕73号) 通过系统部署“人工智能+电网/新能源/火电/核电/煤炭/油气”等八大能源场景的应用赋能与关键技术攻关,旨在构建能源与人工智能融合的创新体系,以提升能源系统的安全、效率和绿色低碳水平。 2025/9/9 国家发展改革委、国家能源局 《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》(发改能源〔2025〕1192号) 优化就近消纳项目的电费结算方式,减轻其系统运行费用负担,并通过市场化机制保障其平等竞争地位,以经济手段促进新能源本地高效利用。 2025/10/17 财政部、海关总署、税务总局 《关于调整风力发电等增值税政策的公告》(财政部海关总署税务总局公告2025年第10号) 对风电和核电的增值税政策进行“有保有压”的精准调整,即取消陆上风电的税收优惠,但保留海上风电的税收支持;同时对核电项目采取“新老划断”原则,逐步取消新增项目的税收优惠。 2025/10/29 国家发展改革委、国家能源局 《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》(发改能源〔2025〕1360号) 构建覆盖电网、市场、调节、技术等多维度的系统性方案,旨在保障全国每年新增2亿千瓦以上新能源的大规模开发后,能够安全、高效地并入电网并实现高质量消纳,支撑新型电力系统建设。 2025/10/31 国家能源局 《国家能源局关于促进新能源集成融合发展的指导意见》(国能发新能〔2025〕93号) 推动新能源多维度一体化开发,多元化非电利用,与多产业协同发展。 资料来源：国家发展改革委，国家能源局，中国政府网，国家税务总局山东省税务局，国盛证券研究所 电力市场化改革为公用事业各细分板块均勾勒出清晰的转型路径与价值重估逻辑。风电光伏作为今年政策的关注重点，在全面入市与绿电直供政策下，其绿色价值将通过市场化交易充分兑现，具备优质资源与高效运营能力的龙头公司将直接受益。水电与核电作为稳定的优质清洁基荷电源，在现货市场与容量机制逐步完善的背景下，其可靠性与低边际成本优势将更为凸显，有望获得稳定的容量收益与辅助服务收入。火电的角色正从主力电源转向关键的调节性与支撑性电源，其灵活性改造与容量价值将逐步显现，并通过现货市场峰谷价差及未来明确的容量补偿机制实现盈利模式的重塑。此外，面向新型电力系统的电网升级、储能、辅助服务等细分方向也将成为贯穿全产业链的确定性增长。 # 2.3预计2025年全社会用电量增速为 $5.2\%$ ，电力消费弹性系数为1 四季度电力需求有望继续改善，预计2025年全社会用电量增速为 $5.2\%$ ，电力消费弹性系数为1。2025年上半年经济韧性较强，2025Q1、2025Q2的GDP增速分别为 $5.4\%$ 、 $5.2\%$ ；三季度开始，在地产景气再度回落、“反内卷”收缩效应等影响下，三季度GDP增速降至 $4.8\%$ 。四季度政策逐步加码，将推动经济企稳反弹。2025年上半年，电力消费略显疲软，不及年初预期，主要系二产用电略显疲软拖累以及一季度暖冬影响居民用电，三季度迎峰度夏的催化下用电需求有明显提升，预计四季度迎峰度冬用电进一步回升。假设2025年全年GDP目标在 $5\%$ 左右，我们预计全年用电量增速为 $5.2\%$ ，对应电力消费弹性系数1.04。 图表36：用电量与装机数据 用电量数据（单位：亿千瓦时） 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025E 2026E 用电量(全社会) 59,187 63,077 68,449 72,852 75,110 83,128 86,372 92,241 98,521 103,644 108,826 yoy 5.0% 6.6% 8.5% 4.5% 3.1% 10.3% 3.6% 6.7% 6.8% 5.2% 5.0% 发电量(统计公报-全口径) 61425 64951 71118 75034 77791 yoy 5.6% 5.9% 7.7% 4.7% 3.7% 9.7% 3.7% 6.9% 6.7% 5.2% 5.0% ——火电 44371 46627 50739 52202 53303 58058 58888 62657 63743 63385 62368 yoy 3.6% 5.1% 6.7% 2.4% 2.1% 8.9% 1.4% 6.4% 1.7% -0.6% -1.6% ——水电 11934 11898 12342 13044 13552 13390 13522 12859 14257 14822 15783 yoy 5.6% 0.5% 3.0% 5.9% 3.9% -1.2% 1.0% -4.9% 10.9% 4.0% 6.5% ——核电 2133 2481 2944 3484 3663 4075 4178 4347 4509 4846 5211 yoy 24.9% 16.3% 18.7% 18.3% 5.1% 11.3% 2.5% 4.1% 3.7% 7.5% 7.5% ——风电+太阳能(总发电量-火电-水电-核电) 2,988 3,945 5,093 6,305 7,274 9,820 11,899 14,701 18,361 23,061 28,057 yoy 32.0% 29.1% 23.8% 15.4% 35.0% 21.2% 23.5% 24.9% 25.6% 21.7% 装机数据(单位:万千瓦) 总装机容量 165,209 177,703 190,012 201,006 220,058 237,692 256,405 291,965 334,862 384,806 421,806 ——新增 12,494 12,309 10,994 19,052 17,634 18,713 35,560 42,897 49,945 37,000 ——火电 106,094 110,604 114,408 118,957 124,517 129,678 133,239 139,032 144,445 152,445 160,445 ——新增 4,510 3,804 4,549 5,560 5,161 3,561 5,793 5,413 8,000 8,000 ——水电 33,207 34,119 35,259 35,804 37,016 39,092 41,350 42,154 43,595 45,095 46,595 ——新增 912 1,140 545 1,212 2,076 2,258 804 1,441 1,500 1,500 ——核电 3,364 3,582 4,466 4,874 4,989 5,326 5,553 5,691 6,083 6,533 7,033 ——新增 218 884 408 115 337 227 138 392 450 500 ——并网风电 14,817 16,367 18,427 20,915 28,153 32,848 36,544 44,134 52,068 62,068 71,068 ——新增 1,550 2,060 2,488 7,238 4,695 3,696 7,590 7,934 10,000 9,000 ——并网太阳能 0 0 0 0 0 30,656 39,261 60,949 88,666 118,666 136,666 ——新增 0 0 0 0 30,656 8,605 21,688 27,717 30,000 18,000 风&光发电量占比 4.9% 6.1% 7.2% 8.4% 9.4% 11.5% 13.4% 15.5% 18.2% 21.5% 24.3% 非化石能源发电占比 27.8% 28.2% 28.7% 30.4% 31.5% 32.0% 33.4% 33.7% 36.8% 39.9% 42.8% 资料来源：统计公报，中电联，Wind，央视网，国盛证券研究所 # 3.火电：分红提升，开启红利化时代 # 3.1容量电价全面提升，煤电价同稳保证火电盈利 四季度煤价反弹回升明显，或支撑年底26年电价谈判。2025年上半年煤价大幅度走低，11月上旬在“反内卷”预期对煤炭供给端的约束和迎峰度冬预期对煤炭需求端的释放双重作用下，煤价维持稳中有升的态势，港口煤价增速加快，顺利突破800元/吨关口，突破年初高点。当前时点已接近年底2026年电价长协议判，煤价上涨背景下，电厂挺价或有成本支撑。 高库存压力下旺季需求释放不及预期。在保供政策导向下，从产地到终端多环节库存呈现不同程度累积状态。截至12月3日，环渤海九港库存2729.7万吨，月环比增加405.6万吨，增幅 $17.5\%$ ，环渤海港口垒库加快，市场供需格局进一步宽松，秦港存煤拉高至630万吨附近。冷空气活动频繁，但影响范围及强度有限，沿海八省电厂日耗继续在180-190万吨之间震荡，旺季需求释放未见兑现。 供强需弱下，短期动力煤市场反弹幅度有限。供给角度看，入冬以来主产区煤炭产量逐渐提升，在产量加速释放推动下，重点铁路煤炭发运量快速提升，港口库存也随之持续攀升。从需求端来看，虽然已经进入季节性用煤高峰时段，但近期气温同比偏暖，由于日耗支撑不足，电厂在进口煤和长协煤的稳定兑现下，库存实现在旺季时段积累，对现货煤的采购需求持续冷清。下游采购积极性不足，观望情绪浓厚，导致价格持续承压，短期缺乏反弹支撑。 图表37：环渤海动力煤（Q5500）市场价（单位：元/吨） 资料来源：CCTD，国盛证券研究所 图表38：秦皇岛港动力煤库存（万吨） 资料来源：ifind，国盛证券研究所 图表39：沿海8省电厂-库存（万吨） 资料来源：CCTD，国盛证券研究所 图表40：沿海8省电厂-日耗（万吨） 资料来源：CCTD，国盛证券研究所 2025年电价整体承压下跌，北方区域降幅相对较小，广东下半年逐步止跌。2025年各省份年度长协电价普遍下跌，其中广东、浙江以及江苏跌价幅度较大，较2024年度交易价降低16%、11%以及9%。从月度交易电价来看，今年6-12月安徽、浙江、湖北和福建均显著低于去年同期水平，其中，安徽和浙江各月跌幅均在5%以上，湖北各月跌幅 在 $4\% - 19\%$ 之间，福建各月跌幅在 $2\% - 16\%$ 之间。从代理电价变化来看，北方区域电价降幅相对较小，北京、冀北和黑龙江与去年同期相比波动稳定在 $5\%$ 以内，蒙东、蒙西、青海以及新疆等西北地区部分月份代理电价涨幅超过 $15\%$ 。而与之相比，安徽、浙江、四川、湖北以及福建等南方省份基本每个月代理电价均较去年有所下跌，其中部分月份跌幅超过 $15\%$ 。另外，广东下半年月度电价跌幅缩窄，结合广东省2026交易方案预计电价有望见底回升；江苏省月度电价未见止跌，截至12月综合成交价同比 $-19\%$ 。 图表41：各地区代理电价与同比变化 地区 代理电价(元/兆瓦时) 同比变化 2025年6月 2025年7月 2025年8月 2025年9月 2025年10月 2025年11月 2025年12月 2025年6月 2025年7月 2025年8月 2025年9月 2025年10月 2025年11月 2025年12月 江苏 427.5 437.8 427.4 424.0 433.6 439.3 452.5 -6% -4% -6% -4% 0% -2% -1% 安徽 412.7 416.0 408.9 412.5 389.3 388.5 401.0 -5% -5% -6% -6% -11% -11% -8% 广东 497.0 479.5 502.2 503.0 491.0 432.9 456.3 1% -2% -1% -1% -4% -13% -10% 山东 416.9 376.5 377.9 412.2 498.7 535.0 512.5 6% -14% -12% -10% 8% 14% 11% 山西 342.3 338.8 337.3 340.7 354.7 388.9 398.8 -6% -9% -5% -5% -1% 6% 4% 北京 399.9 406.4 404.6 401.1 396.4 397.7 397.2 0% -1% 0% 0% 1% -1% -3% 河北 411.2 405.3 413.5 423.0 423.9 425.7 442.3 0% 1% -3% -2% -3% 3% 8% 冀北 407.5 412.0 417.8 417.2 418.4 415.3 417.2 -2% 0% 0% 1% 0% 0% 2% 河南 405.1 405.3 407.4 405.1 405.4 377.4 / -2% -2% -1% -2% -1% -10% / 浙江 422.6 424.2 410.8 430.9 442.1 418.3 442.8 -11% -11% -12% -10% -9% -12% -5% 上海 458.8 476.1 485.4 456.0 451.5 450.0 439.8 -5% 0% 0% -2% 3% -2% -1% 重庆 455.5 487.9 498.1 447.6 403.2 437.3 425.6 4% 4% 1% 4% -7% -18% -14% 四川 290.3 202.4 277.4 237.8 268.3 378.8 430.6 4% -22% 6% -25% -18% -5% -7% 黑龙江 401.8 390.2 396.0 389.9 395.5 400.3 406.4 -1% -4% -2% -4% -5% -2% 0% 辽宁 429.2 416.8 423.1 444.0 427.4 410.9 441.9 3% 5% -4% -4% -6% -6% 6% 吉林 392.2 384.6 430.7 412.8 424.0 426.5 419.6 -4% -8% 4% -5% -3% 2% 0% 蒙东 292.9 285.7 298.3 277.3 261.3 279.5 298.5 8% -1% 3% -1% 5% 26% 23% 蒙西 337.7 316.1 333.9 322.1 328.6 314.9 / 19% 6% 17% 13% 8% 1% / 江西 448.6 449.3 456.5 453.7 453.5 455.7 441.2 -4% -4% -3% -3% -1% -2% -7% 湖北 407.1 402.6 416.5 414.5 397.2 426.2 387.0 -9% -7% -6% -4% -15% -9% -19% 湖南 466.0 465.4 410.7 436.7 504.0 407.3 438.9 3% -2% -14% -7% 9% -11% -6% 青海 226.0 244.7 273.4 258.5 317.2 355.2 284.2 -7% 15% 36% 8% 21% 16% 11% 宁夏 273.0 267.9 286.6 289.9 256.0 279.3 285.9 -7% -10% -2% -4% -15% -8% -6% 陕西 376.2 392.0 355.0 340.4 329.5 434.9 419.6 -7% -5% -14% -14% -18% 4% 3% 天津 409.2 415.2 424.0 415.0 429.6 425.5 385.3 0% 0% 2% 2% 10% 6% -7% 甘肃 282.2 259.3 266.8 270.3 287.6 281.2 288.5 0% -6% -4% -7% 0% 4% -11% 新疆 268.2 260.4 267.7 274.2 274.6 271.1 273.2 22% 2% 14% 17% 7% 4% -5% 广西 382.8 411.9 388.7 374.1 372.0 398.8 388.9 / / / / / / / 海南 490.9 507.7 497.8 566.2 548.8 567.6 / -3% 0% -1% 12% 9% 12% / 贵州 393.1 400.9 403.5 386.6 387.7 389.0 389.0 -5% -3% -2% -6% -5% -3% -2% 云南 235.4 208.9 220.3 203.1 210.0 280.7 284.3 5% 8% 8% 7% 13% -4% -6% 深圳 497.0 479.5 502.2 503.0 491.0 432.9 456.3 1% -2% -1% -1% -4% -13% -10% 福建 437.9 404.9 373.9 409.2 408.4 408.7 415.0 -3% -8% -16% -7% -8% -5% -2% 资料来源：北极星电力网，国盛证券研究所 图表42：广东今年月度综合电价显著低于去年水平 资料来源：广东电力交易中心，国盛证券研究所 图表43：江苏月度成交电价下滑明显 资料来源：能源新媒公众号，北极星售电网，北极星电力市场网，国盛证券研究所 图表44：2025年长协价以及2023-2024年年度交易价（元/兆瓦时） 重庆 江苏 广东 安徽省 浙江省 2023年度交易价 485.3 466.64 539.9 460.27 497.73 2024年度交易价 458.67 452.94 465.62 436.17 463.82 2025年长协价 458.33 412.45 391.86 412.97 412.39 资料来源：北极星售电网,北极星电力市场网,国家能源集团,国家能源局,新浪财经,国盛证券研究所 2026年容量电价全面上调，部分地区上调幅度有望超预期，进一步提升火电收入确定性。根据《国家发展改革委国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》，以330元/千瓦/年为煤电机组固定成本，2025年多数地方补偿比例 $30\%$ ；2026年起各地补偿比例上调至不低于 $50\%$ 。今年7月，甘肃发布《甘肃省关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿)》，首发执行 $100\%$ 煤电容量电价，上调幅度超预期，暂定执行2年。今年12月，云南省也明确2026年通过容量电价回收固定成本的比例提升至 $100\%$ （即每年每千瓦330元）。2024年，国电电力、华能国际、皖能电力、浙能电力、粤电力A、申能股份煤电业务板块折旧成本占燃料成本和折旧成本之和的 $11\%$ 左右，当前容量电价还暂时难以完全覆盖固定成本，随着2026年我国容量电价收入确定性提升，火电将进一步回收固定成本。 电力辅助服务市场规模不断扩大，火电向调节功能逐步转型。随着新型电力系统对于灵活调节能力要求的提高，煤电转型发展速度不断加快。截至2022年底，我国电力辅助服务已实现6大区域、33个省区电网全覆盖。2024年，我国电力辅助服务市场费用为402.5亿元，其中调峰、调频、备用、其他费用分别为330.4、68.9、2.9、0.3亿元，分别占比 $82.09\%$ 、 $17.12\%$ 、 $0.72\%$ 、 $0.07\%$ 图表45：测算2025、2026各省市自治区容量电价收入情况 资料来源：电查查，界面新闻，中国能源报，国家发改委，国盛证券研究所，注：河南至福建（从左至右）使用2024年煤电装机测算，湖南至北京使用2024年火电装机 图表46：华能国际辅助服务净收入体量显著提升 资料来源：Wind，国盛证券研究所 图表47：2024年各地辅助服务费用情况 资料来源：国家能源局，国盛证券研究所 # 3.2盈利模式重塑，红利化时代开启 火电装机总量预计今年达峰，至2030年占比降至 $33\%$ 。截至今年10月，我国火电装机总量达到15.15亿千瓦，装机占比降低至 $40\%$ ，较2020年下降14个百分点，火电主体能源的角色发生质变。根据《中国2030年能源电力发展规划研究及2060年展望》，预计2030年，火电装机容量将降至12.35亿千瓦，装机占比降至 $33\%$ ，其原本电力需求由清洁能源代替，预计2030年清洁能源装机占比超过 $65\%$ ，发电占比超过 $50\%$ 。 火电板块资本开支拐点已至，经营性净现金流逐年走高，为红利化打下基础。伴随火电从基荷能源至调节能源的角色转变，火电建设期基本完成，资本开支见顶回落，同时经营性净现金流逐年提升，2025年前三季度经营性净现金流与资本开支之差回正，企业盈利模式进入拐点。目前煤电仍主要以发电作为盈利的主要来源，未来伴随煤电向辅助服务与容量补偿转化，盈利受煤价、电价的波动预计减弱，盈利稳定性提升，进一步支持煤电企业红利化。 图表48：火电装机总量预计2025年达峰 资料来源：北极星火力发电网，Wind，国盛证券研究所 图表49：火电板块经营性净现金流与资本支出之差回正 资料来源：Wind，国盛证券研究所 火电龙头企业对于分红的重视程度提升，基本均承诺较高的分红比例。大唐发电、华能国际等公司承诺的分红比例相对较高，大唐发电每年以现金方式分配不少于归母净利润的 $50\%$ ，吉电股份、国电电力等承诺每年现金分红比例为 $30\%$ 。近年火电企业提升对于分红的重视程度，国电电力提出2025-2027年每年中期、年度各分红一次，现金分红比例不低于当年归母净利润的 $60\%$ ，且每股不低于0.22元（含税）；国投电力提出2024-2026期间每年分红比例不低于当年归母净利润的 $55\%$ 。 图表50：部分火电公司分红规划汇总 公司 文件来源 具体内容 600795.SH国电电力 关于未来三年"2025-2027年"现金分红规划的公告 每年中期、年度各分红一次,现金分红比例不低于当年归母净利润的60%,且每股不低于0.22元(含税)。若可供分配利润不足,以累计未分配利润补足。 公司章程 公司采取现金、股票、现金与股票相结合的方式分配股利,现金分红相对于股票股利在利润分配中具有优先性,在公司具备现金分红条件时,公司将优先采用现金分红进行利润分配;在保证公司持续经营和长期发展的前提下,如公司当年盈利及累计未分配利润为正,且无重大投资计划或者其他重大现金支出等事项发生,公司在足额提取法定公积金、任意公积金以后,每年以现金方式分配的利润不低于当年实现的可分配利润的百分之三十,且任意三个连续年度内,公司以现金方式累计分配的利润不少于该三年实现的年均可分配利润的百分之三十。 600027.SH华电国际 公司章程 在不影响公司正常经营的基础上,在公司当年实现的净利润为正数、当年末公司累计未分配利润为正数且公司经营活动现金流量为正的情况下,公司应当进行现金分红,且连续三年以现金方式累计分配的利润不少于最近三年实现的年均可分配利润的30%。在满足现金分红条件下,公司发展阶段属成熟期且无重大资金支出安排的,进行利润分配时,现金分红在该次利润分配中所占比例最低应达到80%;公司发展阶段属成熟期且有重大资金支出安排的,进行利润分配时,现金分红在该次利润分配中所占比例最低应达到40%;公司发展阶段属成长期且有重大资金支出安排的,进行利润分配时,现金分红在该次利润分配中所占比例最低应达到20%. 601991.SH大唐发电 公司章程 公司在母公司、合并报表当年盈利及母公司报表中未分配利润为正,且公司现金流可以满足公司正常经营和可持续发展的情况下,采取现金方式分配股利,每年以现金方式分配的利润原则上不少于合并报表当年实现的归属于普通股股东的可分配利润的50%。公司发展阶段属成熟期且无重大资金支出安排的,进行利润分配时,现金分红在本次利润分配中所占比例最低应达到80%;公司发展阶段属成熟期且有重大资金支出安排的,进行利润分配时,现金分红在本次利润分配中所占比例最低应达到40%;公司发展阶段属成长期且有重大资金支出安排的,进行利润分配时,现金分红在本次利润分配中所占比例最低应达到20%. 000543.SZ皖能电力 公司章程 公司在弥补亏损、足额提取法定公积金、任意公积金以后,以现金方式分配的利润不少于当年实现可分配利润的百分之三十。三年以现金方式累计分配的利润不少于该三年实现的年均可分配利润的百分之三十。公司发展阶段属成熟期且无重大资金支出安排的,进行利润分配时,现金分红在本次利润分配中所占比例最低应达到百分之八十;公司发展阶段属成熟期且有重大资金支出安排的,进行利润分配时,现金分红在本次利润分配中所占比例最低应达到百分之四十;公司发展阶段属成长期且有重大资金支出安排的,进行利润分配时,现金分红在本次利润分配中所占比例最低应达到百分之二十。 000539.SZ粤电力A 公司章程 公司现金股利政策目标为正常股利加额外股利。公司每年以现金方式分配的利润不少于当年实现的可分配利润的10%,且最近三年以现金方式累计分配的利润不少于最近三年实现的年均可分配利润的30%。公司进行利润分配时,现金分红在该次利润分配中所占比例最低应达到20%。 600023.SH浙能电力 公司章程 在足额提取盈余公积金后,每年以现金方式分配的利润应不少于当年实现的可分配利润的10%(按合并报表口径)且公司最近三年以现金方式累计分配的利润不少于最近三年实现的年均可分配利润的30%(按合并报表口径)。公司发展阶段属成熟期且无重大资金支出安排的,进行利润分配时,现金分红在各期利润分配中所占比例最低应达到80%;公司发展阶段属成熟期且有重大资金支出安排的,进行利润分配时,现金分红在各期利润分配中所占比例最低应达到40%;公司发展阶段属成长期且有重大资金支出安排的,进行利润分配时,现金分红在各期利润分配中所占比例最低应达到20%; 600011.SH华能国际 公司章程 公司在当年盈利及累计未分配利润为正,且公司现金流可以满足公司正常经营和可持续发展的情况下,采取现金方式分配股利,公司每年以现金方式分配的利润原则上不少于当年实现的合并报表可分配利润的百分之五十。 600886.SH国投电力 公司章程 公司最近三个会计年度以现金方式累计分配的利润不少于最近三个会计年度实现的年均可分配利润的百分之三十。公司发展阶段属成熟期且无重大资金支出安排的,进行利润分配时,现金分红在本次利润分配中所占比例最低应达到80%;公司发展阶段属成熟期且有重大资金支出安排的,进行利润分配时,现金分红在本次利润分配中所占比例最低应达到40%;公司发展阶段属成长期且有重大资金支出安排的,进行利润分配时,现金分红在本次利润分配中所占比例最低应到20%达到 未来三年(2024年-2026年)股东回报规划 公司最近三年以现金方式累计分配的利润不少于最近三年实现的年均可分配利润的百分之三十,且2024年-2026年公司拟每年以现金方式分配的利润原则上不少于当年实现的合并报表可分配利润的55%。 000875.SZ吉电股份 公司章程 在保证公司能够持续经营和长期发展的前提下,如公司无重大投资计划或重大现金支出等事项(募集资金投资项目除外)发生,公司应当采取现金方式分配股利,公司每年以现金方式分配的利润应不少于当年实现的公司可供分配利润的30%。公司发展阶段属成熟期且无重大资金支出安排的,进行利润分配时,现金分红在本次利润分配中所占比例最低应当达到80%;公司发展阶段属成熟期且有重大资金支出安排的,进行利润分配时,现金分红在本次利润分配中所占比例最低应当达到40%;公司发展阶段属成长期且有重大资金支出安排的,进行利润分配时,现金分红在本次利润分配中所占比例最低应当达到20%; 资料来源：公司公告,国盛证券研究所 # 3.3 建议关注分红比例提升的高股息龙头和电价稳健的北方区域&煤电一体化企业 近年火电企业对于分红重视程度均有提升，建议关注后续具有分红比例提升潜力的高股息火电龙头。一方面，部分企业如华能国际、粤电力A、华能国际2021-2024年间从亏损转向盈利，逐步开启分红；另一方面，经营相对稳健的火电企业对于分红重视程度逐步提升，如申能股份、内蒙华电、国投电力等火电龙头2024年分红比例均超过 $50\%$ 。后续伴随火电公司整体资本开支降低，盈利在容量电价和辅助服务的保障下波动减少，板块分红预计将进一步提升。 图表51：火电企业近年分红比例 证券代码 证券简称 归母净利润（亿元） 分红比例 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 600023.SH 浙能电力 40.3 42.9 60.8 -8.6 -18.3 65.2 77.5 61% 63% 50% 0% 0% 51% 50% 000539.SZ 粤电力A 4.7 11.5 17.5 -31.5 -30.0 9.7 9.6 66% 55% 36% 0% 0% 11% 11% 000543.SZ 皖能电力 5.6 7.7 10.1 -13.4 4.3 14.3 20.6 14% 35% 17% 0% 26% 35% 35% 600642.SH 申能股份 18.3 22.9 23.9 16.4 10.8 34.6 39.4 50% 47% 57% 60% 73% 57% 56% 600021.SH 上海电力 27.7 9.6 8.9 -18.9 3.2 15.9 20.5 31% 35% 32% 0% 31% 35% 39% 600863.SH 内蒙华电 7.8 11.1 7.6 4.5 17.7 20.0 23.3 71% 66% 96% 144% 61% 60% 62% 600578.SH 京能电力 8.9 13.6 14.0 -31.1 8.0 8.8 17.2 61% 59% 57% 0% 100% 80% 47% 000875.SZ 吉电股份 1.1 1.5 4.8 4.5 6.7 9.1 11.0 0% 0% 0% 0% 0% 34% 35% 600011.SH 华能国际 14.4 16.9 45.6 -102.6 -73.9 84.5 101.4 109% 126% 62% 0% 0% 37% 42% 600027.SH 华电国际 17.0 34.1 41.8 -49.7 1.0 45.2 57.0 38% 42% 59% -50% 2049% 34% 39% 600886.SH 国投电力 43.6 47.6 55.2 24.4 40.8 67.0 66.4 35% 35% 35% 50% 50% 55% 55% 600795.SH 国电电力 13.7 18.7 26.3 -18.5 28.2 56.1 98.3 57% 53% 27% 0% 63% 38% 36% 601991.SH 大唐发电 12.3 10.7 30.4 -92.6 -4.1 13.7 45.1 150% 113% 55% 0% -131% 10% 26% 000690.SZ 宝新能源 4.6 8.8 18.2 8.2 1.8 8.9 7.1 47% 49% 36% 13% 36% 73% 46% 资料来源：wind，国盛证券研究所 华能国际、华电国际以及大唐发电后续分红提升潜力较大，股息率仍有提升空间。从现金、ROE以及归母净利润三个维度来看各火电公司分红提升的潜能，华能国际、华电国际以及大唐发电拥有较为充足的货币资金和经营性现金流净额作为分红基础，同时ROE相对稳定，盈利质量稳健，归母净利润保持增长，后续仍有增利空间。当前华能国际、华电国际以及大唐发电近十二个月股息率分别为 $3.4\%$ 、 $4.0\%$ 以及 $3.3\%$ ，与传统高股息公司相比仍有提升空间。 图表52：火电龙头相对分红比例提升潜力更大 代码 名称 股息率(近12 个月) 估值 现金 ROE 归母净利润增速(%) PB(LF) PB估值近十 年分位数 货币资金 (亿元) 经营性现金流 净额(亿元) 2024 2025Q3 2024 2025Q3 600023.SH 浙能电力 6.6 0.9 41.0 201.5 109.6 11.0 8.4 18.9 -7.0 000539.SZ 粤电力A 0.4 1.0 44.8 171.0 67.9 4.3 2.5 -1.1 -60.2 000543.SZ 皖能电力 3.8 1.1 72.3 27.0 63.7 13.9 11.6 44.4 20.4 600642.SH 申能股份 5.5 1.1 64.8 162.0 73.2 11.1 8.4 14.0 1.0 600021.SH 上海电力 1.4 2.7 96.6 92.4 124.3 7.2 10.2 28.5 24.0 600863.SH 内蒙华电 4.7 1.7 70.9 14.7 44.8 12.8 12.0 16.0 -10.6 600578.SH 京能电力 2.6 1.3 91.8 47.9 94.0 6.2 10.8 95.5 125.7 000875.SZ 吉电股份 1.0 1.2 48.6 28.1 51.6 7.7 4.6 21.0 -44.6 600011.SH 华能国际 3.4 1.8 64.9 233.6 527.7 7.5 10.4 20.0 42.5 600027.SH 华电国际 4.0 1.2 67.9 66.3 229.8 8.3 9.4 26.1 15.9 600886.SH 国投电力 3.3 1.7 45.7 268.8 240.7 11.0 9.7 -0.9 -0.9 600795.SH 国电电力 3.6 1.7 94.4 194.4 427.8 18.8 11.6 75.3 -26.3 601991.SH 大唐发电 3.3 1.9 87.7 106.3 297.2 6.0 8.0 229.7 51.5 000690.SZ 宝新能源 4.6 0.8 3.4 38.7 14.5 5.8 6.6 -20.6 38.6 资料来源：Wind,国盛证券研究所,注：股息率、估值指标截至 2025/12/12,现金指标截至 2025 年三季报 建议关注电价相对稳健的北方区域&煤电一体化企业，包括陕西能源、内蒙华电、甘肃能源以及建投能源。一方面今年北方区域电价降幅相对较小，抗风险能力较强，北京、冀北和黑龙江等地区代理购电电价与去年同期相比波动稳定在 $5\%$ 以内，蒙东、蒙西、青海等西北地区部分月份代理电价涨幅超过 $15\%$ ，叠加2026年容量电价全面提升，能基本对冲电价下行压力。另一方面，煤电一体化企业熨平电力燃料采购价格波动，受煤价波动影响相对可控，业绩稳定性高，不仅可以实现煤价下行带来的业绩增长，还可以与同行业运营商维持相对业绩优势。 # 4. 绿电：全面入市后迎来新赛程 # 4.1 “136号文”市场化竞价进入深水区，区域分化进一步加大 新能源装机高增下消纳压力进一步增大，光伏利用率回落幅度比风电更大。从今年1-9月的消纳数据来看，几乎所有省的风电与光伏利用率均较去年回落，光伏利用率下降幅度相比风电更大，西藏、青海、新疆、蒙西等西北地区光伏利用率下降更为明显，利用率降至 $65.3\%$ 、 $83.6\%$ 、 $86.4\%$ 以及 $89.8\%$ ，累计同比分别降低 $8\%$ 、 $7\%$ 、 $7\%$ 以及 $5\%$ ，后续消纳难度相对更大。 图表53：全国新能源消纳情况 资料来源：Wind，国盛证券研究所 图表54：各省市自治区风电消纳情况 资料来源：Wind，国盛证券研究所 图表55：各省市自治区光伏消纳情况 资料来源：Wind，国盛证券研究所 2026年各地新能源竞价结果陆续公布，区域分化明显。截至12月8日，全国已有19个省份陆续公布2026年增量新能源项目机制电价竞价结果，其中山东于9月9日首个公布，9月30日云南公布，10月甘肃、新疆、广东公布，11月江西、安徽、青海、黑龙江、上海、天津6省先后公布，12月浙江、福建、河北、辽宁、宁夏等地区陆续公布。整体来看，区域间资源禀赋、消纳能力和电网结构的差异导致各地政策节奏与价格水平存在显著分化。 从出清价格来看，目前价格最高的是上海，风、光均为0.4155元/千瓦时，最低的是甘肃，风、光均为0.1954元/千瓦时；风、光出清价格不同的地区有4个，分别是山东、江西、新疆、云南，风电出清价格普遍高于光伏，价差最大的是山东，光伏0.2250元/千瓦时，风电0.3190元/千瓦时，相差0.094元/千瓦时。 从竞价区间与最终出清价格的维度来看，上海、青海、天津、安徽、浙江、重庆的出清价格贴近竞价上限；甘肃出清价格贴近竞价下限；其他几省出清价格位于竞价区间的中偏上区间。 > 从纳入竞价范围的机制电量总规模和最终入围机制电量维度来看，甘肃、新疆和黑龙江等地区最终入围的机制电量与纳入范围总规模一致，机制电量 $100\%$ 利用完；上海、天津的利用率较低，分别为 $24\%$ 和 $23\%$ ，大部分省份的利用率超过 $50\%$ 。 图表56：各省份机制电量实际利用情况 省份 甘肃 黑龙江 宁夏 陕西 新疆 广东 山东 青海 辽宁 安徽 河北南网 江西 福建 冀北 上海 天津 实际机制电量（亿度） 23.5 63.0 102.0 115.0 221.0 46.5 72.2 16.7 81.7 59.0 156.0 5.9 22.6 139.8 5.4 9.4 分配机制电量（亿度） 23.5 63.0 102.0 115.0 221.5 50.0 94.7 22.4 118.6 90.0 290.9 11.6 46.3 358.0 22.0 40.0 使用率 100% 100% 100% 100% 100% 93% 76% 74% 69% 66% 54% 51% 49% 39% 24% 23% 资料来源：丞华能源，国盛证券研究所 新能源迈向精细化运营，从竞价结果来看后续区域分化预计进一步加大。华东地区用电需求旺盛，新能源开发资源相对紧张，竞价结果公布节奏最快，整体价格水平在全国处于高位。南方区域市场架构成熟，已实现广东、广西、云南、贵州、海南五省区电力现货市场的全覆盖，市场化竞争相对激烈，广东首批机制电价竞价仅针对分布式光伏展开。西北地区的竞价结果呈现“资源高地、价格洼地”特征，甘肃省风光出清价格均为每千瓦时0.1954元，是目前全国已公布结果的最低值。华北区域大部分区域竞争较为理性，冀北、冀南、天津等地机制电价接近上限。华中区域的方案体现了基于高比例新能源接入和复杂供需形势的差异化设计，竞价进度相对滞后，目前仅江西省公布竞价结果。西南区域资源丰富，多能互补，为风光波动性提供支撑，竞价上下限相对宽泛，重庆机制电价结果接近上限，电价相对有支撑。东北地区的政策方案兼顾了存量与增量的平稳过渡，竞价电价在全国相对偏低。 图表57：华东地区“136号文”落地政策与竞价结果 省份 项目 机制电量规定 机制电价规定(元/千瓦时) 执行期限规定 2026年增量项目竞价结果 上海 存量项目 最高为年度电量总规模(根据该项目近3年上网电量均值确定)的100% 0.4155 剩余合理利用小时数和剩余电价补贴利用小时 增量项目 单个项目申报上限90%(不含深远海风电) 0.2182-0.42 12年 机制电量537648.863兆瓦时(集中式光伏288881.677兆瓦时,分布式光伏113103.26兆瓦时,陆上风电135660.926兆瓦时),机制电价0.4155元/千瓦时 江苏 存量项目 户用分布式光伏项目、光伏扶贫项目为100%,其他项目不高于90%(在以上比例基础上再加减25年1-5月绿电交易结算电量比例) 0.391 投产满20年或剩余合理利用小时数较早者 增量项目 单个项目申报上限90% 未明确 未明确 安徽 存量项目 单个项目比例按24年度上网电量加减当年中长期(含绿电)实际结算电量占当年上网电量比例确定 0.3844 投产满20年或剩余合理利用小时数较早者 合计规模58.68亿度;独立竞价项目:机制电价0.3837元/度,机制电量41.13亿度,74个项目;统一竞价项目:机制电价0.384元/度,机制电量17.55亿度,项目8110个 增量项目 竞争性配置项目上限为63亿千瓦时,其他项目上限为27亿千瓦时 0.2-0.3844 未明确 福建<