电力行业电改持续深化电力设备需求有望延续高景气

目 录1、行业回顾：红利风格表现不佳，国网宣布4万亿投资计划 4、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 4、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 4、工程投资：电源投资放缓，国网宣布4万亿投资计划 72、火电：电价承压、煤价趋稳，容量电价重塑煤电商业模式 83、水电：经营稳健，低利率环境下具备长期配置价值 13、电量趋稳，市场化电价影响可控 13、分红稳健，低利率环境下具备长期配置价值 164、核电：广东核电电价止跌，现货铀价波动影响较小 18、广东核电电价止跌，首提核电低碳价值 18、天然铀价格波动较大，运营商盈利能力受铀价短期波动影响较小 205、绿电：市场化改革进入深水区，风电政策底已现 236、电网设备：国内投资结构分化，一次设备出口同比高增 287、投资建议：火电、风电、国内特高压和设备出海机会 318、风险提示 33图表目录图1：2025年初至2026年2月26日，公用事业板块累计涨幅3.1% 4图2：2025年初至2026年2月26日，光伏发电和火电涨幅居前 4图3：2025年我国全社会用电量10.37万亿千瓦时，同比增长4.8%（单位：亿千瓦时） 5图4：2025年我国第二产业用电量在全社会用电量中占比64.0%（单位：亿千瓦时） 5图5：截至2025年末，全国新能源装机容量占比47.3%（单位：GW） 5图6：2025年，全国新能源发电量占比16.7%（单位：万亿千瓦时） 5图7：2025年我国主要发电企业电力工程投资完成额10.9万亿元，同比减少6.5% 7图8：2025年我国电网投资完成额6395亿元，同比增长5.1% 7图9：2026年，广东年度交易均价372.14元兆瓦时 8图10：2026年，江苏年度交易均价344.19元兆瓦时 8图2025M12，山东月度交易均价368.16元兆瓦时 8图12：2025M12甘肃省内中长期均价251.85元兆瓦时 8图13：2026M1，CCI动力煤大宗均价706元吨，环比下降58元/吨（单位：元/吨） 9图14：2025Q4多数省份点火价差环比下降（单位：元兆瓦时） 10图15：2025年北方省份火电机组单位装机点火差收益整体向好（单位：元/千瓦） 10图16：2025年三峡水库入库流量均值1.30万立方米秒，同比偏枯0.84%（单位：万立方米秒） 13图17：截至2026年1月末，三峡水库水位166.46米，同比下降1.41米（单位：米） 13图18：2025年长江电力水电发电量3071.94亿千瓦时，同比增长3.82% 14图19：2025年，华能水电所属水电站发电量1208.15亿千瓦时，同比增长11.9% 14图20：2025年，雅砻江水电发电量871.51亿千瓦时，同比减少6.2% 14图21：IRI预计2026下半年发生厄尔尼诺现象概率较高 15图22：2022年8月起，锦官电源组送苏落地电价形成机制调整为“基准+浮动”形式 15图23：2018-2024年，多数时间水电股息率与国债到期收益率表现出较强的相关性 16图24：2024H2水电股息率与国债收益率净息差开始走阔 17图25：2021-2024年天然铀长协价格大幅上涨（美元磅） 20图26：2024年中国广核核燃料成本占营业成本的25.6% 20图27：2024年中国广核核燃料成本占营业收入的14.4% 20图28：核电上市公司燃料成本与铀价呈现一定的相关性（美元/磅，元兆瓦时） 21图29：中国核能行业协会预计未来十年天然铀价格进入缓慢上涨通道（美元/磅） 21图30：可再生能源补贴未能足额征收，2016年起每年未征收资金约300亿元 26图31：2025年，国网输变电设备集招金额累计919.52亿元，同比增长26.2% 28图32：2025年，国网特高压设备集招金额累计220.63亿元，同比减少15.6% 28图33：2025年，国网电能表集招金额累计93.13亿元，同比减少54.15% 29图34：2025年，我国液体介质变压器出口金额445.20亿元，同比增长48.6%（亿元） 29图35：2025年，我国高压开关出口金额384.27亿元，同比增长31.5%（亿元） 29图36：2025年，我国电能表出口金额105.40亿元，同比减少7.8%（亿元） 30表1：考虑电力供需平衡，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 6表2：考虑电量供需平衡，火电利用小时数或将于2030年前后下降至3500小时左右 7表3：每年每千瓦330元的容量电价水平基本可以保障煤电固定成本回收（元/兆瓦时） 表4：现役火电大多为2019年之前的存量机组，设备折旧到期时间在2030年前后（单位：万千瓦、亿元、年） 12表5：2023-2026年，锦官送苏落地倒推上网电价高于2019年的计划电价 16表6：2026年，广东岭澳、阳江核电市场化电量进一步提升，变动成本补偿机制取消 18表7：2026年，广东核电变动成本补偿机制取消，核电电价止跌 19表8：2025、2026年江苏市场化电价下行预计导致中国核电归母利润同比减少4.2、8.6亿元 19表9：天然铀价格每提高5美元磅，核电燃料成本增加1.87元/兆瓦时（美元/磅、元兆瓦时） 22表10：2016-2024年，中国广核单位发电燃料成本平均值为50.29元兆瓦时（元/兆瓦时） 22表136号文明确新能源可持续发展价格结算机制的电量规模、机制电价和执行期限 23表12：从机制电量完成情况来看，多数省份完成度较高 24表13：高价主要集中在东部以及西南省份，风电电价基本高于光伏（元度） 25表14：根据《关于调整风力发电等增值税政策的公告，陆上风电、核电增值税补贴退坡 26表15：汇总16家新能源发电板块上市公司2025中报披露的应收账款，约占当前市值的60.0% 27表16：多家上市公司8月收到大量可再生能源补贴（单位：亿元） 28表17：受益标的估值表 321、行业回顾：红利风格表现不佳，国网宣布4万亿投资计划、市场表现：红利风格整体表现不佳，公用事业板块跑输沪深30020252026年2月26+6.6（4.830+201+25+18.1.）（10.4（7.2160.0%140.0%120.0%100.0%0.0%图1：2025年初至160.0%140.0%120.0%100.0%0.0%图2：2025年初至2026年2月26日，光伏发电和火电涨幅居前沪深300 电力 火电 水电 核电 风电 光伏30.0%25.0%30.0%25.0%20.0%15.0%10.0%5.0%0.0%-5.0%-10.0%-15.0%202510.375.0%；0.156.641.99、1.59万亿千瓦时，同比增长9.9%、3.7%、8.2%、6.3%。第三产业和城乡居民生活用电对用电量增长的贡献达到50%；充换电服务业以及信息传输、软件和信息技术服务业用电量增速分别达到48.8%、17.0%，是拉动第三产业用电量增长的重要原因。图3：2025年我国全社会用电量10.37万亿千瓦时，同比增长4.8%（单位：亿千瓦时）

图4：2025年我国第二产业用电量在全社会用电量中占比64.0%（单位：亿千瓦时）0

全社会用电量 YoY

12.0%10.0%8.0%6.0%4.0%2.0%0.0%

第一产业 第二产业 第三产业 城乡居民生活02015201620172018201920202021202220232024202520251539.04、448.0262.48、640.01、1201.73GW94.5912.071.65119.3339.6%、1.6%、16.4%、30.9%，新能源发电装机容量占比47.3%。1361-546.81197.79GW，6-12月全国新增风电、光伏72.52、117.28GW，光伏装机增速下滑。20258.066.291.310.481.050.5764.8%13.5%5.0%、10.8%、5.9%，新能源发电量占比16.7%。图5：截至2025年末，全国新能源装机容量占比47.3%（单位：GW）

图6：2025年，全国新能源发电量占比16.7%（单位：万亿千瓦时）0

火电 水电 核电 风电 光伏20152016201720182019202020212022202320242025

12.010.08.06.04.02.00.0

火电 水电 核电 风电 光伏20152016201720182019202020212022202320242025能量供需宽松，电力（CAGR0.10.0；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（量/最大电力负荷-1）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。电力供需平衡表单位202020212022电力供需平衡表单位202020212022202320242025 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E全社会用电量亿千瓦时7511083128863729224198521103682108348112980117568122104126579/3.1%10.3%3.6%6.7%6.8%5.0%4.5%4.3%4.1%3.9%3.7%用电量年增长 亿千瓦时8018324458696280516146664632458845364475统调最大负荷 亿千瓦10.7611.9212.9013.4014.5015.5016.5217.5418.5819.6220.67/2.3%10.8%8.2%3.9%8.2%6.9%6.6%6.2%5.9%5.6%5.3%最大负荷年增长 亿千瓦1.160.980.501.101.001.021.031.041.041.05火水核备用率/45.6%36.4%28.9%28.2%22.5%20.5%16.8%13.4%10.7%8.2%6.0%全电源备用率（含风/53.9%45.4%38.5%38.6%33.3%38.3%35.0%32.0%29.6%27.4%25.4%累计装机容量亿千瓦（全电源合计）21.6223.3525.0828.6432.8839.2143.1546.8950.6954.4958.29燃煤 亿千瓦10.8011.0911.2411.6511.9512.5912.8913.1913.4913.7914.09燃气 亿千瓦0.981.091.151.261.441.641.791.942.092.242.39常规水电 亿千瓦3.393.553.683.713.773.823.924.024.124.224.32抽水蓄能 亿千瓦0.310.360.460.510.590.660.760.860.961.061.16核电 亿千瓦0.500.530.560.570.610.620.680.740.860.981.10风电 亿千瓦2.823.283.654.415.216.407.608.8010.0011.2012.40光伏 亿千瓦2.533.073.936.098.8712.0214.0215.8217.6219.4221.22生物质能 亿千瓦0.300.380.410.440.461.461.491.521.551.581.61年新增装机容量亿千瓦（全电源合计）1.911.731.733.564.256.333.943.743.803.803.80燃煤 亿千瓦0.390.290.150.410.300.640.300.300.300.300.30燃气 亿千瓦0.080.110.060.110.180.200.150.150.150.150.15常规水电 亿千瓦0.140.160.130.030.060.050.100.100.100.100.10抽水蓄能 亿千瓦0.010.050.100.050.080.070.100.100.100.100.10核电 亿千瓦0.010.030.020.010.040.020.060.060.120.120.12风电 亿千瓦0.720.470.370.760.791.191.201.201.201.201.20光伏 亿千瓦0.490.530.862.172.773.152.001.801.801.801.80生物质能 亿千瓦0.070.080.030.030.021.000.030.030.030.030.03（不含抽蓄）电抽蓄生物质能、国家能源局、中电联2030年下降至3500电量供需平衡表单位202020212022202320242025(E)2026E电量供需平衡表单位202020212022202320242025(E)2026E2027E2028E2029E2030E全社会发电量（全社会用电量）亿千瓦时7511083128863729224198521103682108348112980117568122104126579燃煤亿千瓦时4652551271532985580656452529475139651518515475038149170燃气亿千瓦时25663056279030603395358942984658501853785738常规水电亿千瓦时1295512858125461161112627128501292513255135851391514245核电亿千瓦时37184155422943654673487953065727659774548296风电亿千瓦时508668087706897510233114881470016810188002120023600光伏亿千瓦时29343343467464449058113601301714171150461666618286生物质能亿千瓦时13261637112919802083657067056840697571107245利用小时数（全电源综合）小时34743560344532212996264425112409231922412171燃煤小时43084623474147914724420439863905382036533489燃气小时26182814242924362363218724002400240024002400常规水电小时38273622341231333349336733003300330033003300核电小时74537802761676707683780977497689762975697509风电小时20732232222122252127197921002050200020002000光伏小时1281119413371286121110881000950900900900生物质能小时44924310273244864529450045004500450045004500、国家能源局、中电联1.3、工程投资：电源投资放缓，国网宣布4万亿投资计划20251.096.5%；火电/核电//+51.1%/-4.8%/+9.6%/-0.1%/-37.1%。2025年，63955.1%20261国家电网宣布十五五4十四五时期增长，以2025年为基期CAGR约7.6%。南方电网2026年固定资产投资安排18009.5%。图7：2025年我国主要发电企业电力工程投资完成额10.9万亿元，同比减少6.5%

图8：2025年我国电网投资完成额6395亿元，同比增长5.1%电源工程投资额（亿元） YoY 电网工程投资额（亿元） YoY0

20152016201720182019202020212022202320242025

60%50%40%30%20%10%0%-10%-20%-30%

0

20152016201720182019202020212022202320242025

20%15%10%5%0%-5%-10%2、火电：电价承压、煤价趋稳，容量电价重塑煤电商业模式电量供需宽松，广东、江苏、浙江电力市场年度长协电价下降。2026年，广东、372.14344.19344.85元/19.72、68.26、67.54元17.8%、12.0%、17.0%。2372.48元/平；20262312.8元元/兆瓦时；2025年12月，山东月度交易均价368.16元/兆瓦时，环比降低2.53元/兆瓦时；2025年12月，甘肃省内中长期交易均价251.85元/兆瓦时，环比提高10.02元/兆瓦时，甘肃外送电量交易均价298.88元/兆瓦时，环比提高53.87元/兆瓦时。图9：2026年，广东年度交易价372.14元兆瓦时 图10：2026年，江苏年度交易价344.19元兆瓦时600.0550.0500.0450.0400.0350.02022-12022-42022-12022-42022-72022-102023-12023-42023-72023-102024-12024-42024-72024-102025-12025-42025-72025-102026-1

（/）（元/）

江苏省电力市场月度集中竞价出清价格（元/兆瓦时）江苏省电力市场年度长协价格（元/兆瓦时）2022-12022-42022-72022-102022-12022-42022-72022-102023-12023-42023-72023-102024-12024-42024-72024-102025-12025-42025-72025-102026-1图11：2025M12，山东月度交均价368.16元兆瓦时 图12：2025M12甘肃省内中长均价251.85元兆瓦时375370365360355350345

山东电力市场中长期交易平均电价（元/兆瓦时）

320.0300.0280.0260.0240.0220.0200.0

甘肃省内中长期交易均价（元/兆瓦时）甘肃外送电量交易均价（元/兆瓦时） 奥信光智能公众号 甘肃电力交易中心有限公司公众号2025Q4动力煤现货价格回落趋稳。2025H1，CCI动力煤（5500）大宗价格指数（694元189元800元/2025M12+（5500）675元/图13：2026M1，CCI动力煤大宗均价706元/吨，环比下降58元/吨（单位：元/吨）CCI动力煤长指数:5500 CCI动力煤综指数:5500 CCI动力煤大指数:55002020-012020-042020-012020-042020-072020-102021-012021-042021-072021-102022-012022-042022-072022-102023-012023-042023-072023-102024-012024-042024-072024-102025-012025-042025-072025-102026-012015号）2014）（5000）2019（20191658号020年1月1+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：=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，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20242024-2025/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（（区（上海、江苏、浙江、广东）差偏低且波动较大。从边际变化来看，2025Q4多数省份点火价有所下降。图14：2025Q4多数省份点火价差环比下降（单位：元/兆瓦时）省（市、区）2022202320242025Q12025Q22025Q32025Q420252025Q4环比2025同比海南192.66210.89208.87213.81220.70253.91313.79254.2559.8745.38蒙西122.79118.15120.89150.44170.74156.27156.94157.530.6836.65上海192.72156.82154.97147.14162.47175.28134.47155.78-40.800.80天津152.87139.78126.34172.45174.52151.12136.28150.42-14.8424.08冀北115.92121.39132.05174.17164.20148.24139.08148.61-9.1616.56山西139.77143.71136.91196.38144.57130.38121.77143.61-8.606.69河北96.90119.77125.33168.01152.60133.83140.37140.476.5415.14重庆69.70101.02118.17130.57130.63159.3690.96131.22-68.4013.05辽宁67.2867.17105.40157.77139.77120.54137.15125.0116.6119.61蒙东110.14102.5994.47121.64132.02129.57111.48122.65-18.0928.18新疆79.5185.2494.02108.52122.09123.67129.35119.795.6825.77河南107.35115.92103.97134.20133.38112.65107.57116.69-5.0812.72吉林86.4496.33101.31140.15111.7296.76116.41102.9719.661.67浙江136.99142.35129.4194.73108.78100.1990.13101.52-10.06-27.89福建82.3589.48104.4194.79116.9788.6175.9096.64-12.71-7.76贵州50.5690.9762.8495.40105.36112.1069.7196.38-42.4033.54湖南65.38101.4797.61115.27116.0793.6840.3592.20-53.34-5.40江西77.1187.0281.4494.5794.3490.1673.1988.04-16.966.59宁夏53.5949.3277.4693.4883.2073.9790.5485.5316.578.07陕西111.21120.03126.66106.27104.17105.4120.6384.09-84.79-42.58安徽84.7287.1690.3582.8691.4186.6763.2181.86-23.46-8.49湖北114.57119.06104.3875.8889.1676.6979.6579.882.96-24.50江苏118.50116.85105.44108.0485.0377.4240.4878.71-36.94-26.73黑龙江62.9961.1275.63104.2499.3976.9055.9075.18-21.00-0.45广东148.69137.3080.7962.7769.4265.3849.8464.51-15.53-16.28山东27.8322.2653.1379.7680.5562.5647.4262.91-15.149.77甘肃14.2825.9724.5943.7844.547.743.6821.82-4.06-2.77广西-98.83-5.4013.94-1.08-25.807.06-73.97-6.88四川6.5710.3020.9481.59-44.226.9118.99-14.03青海-98.50-60.04-19.3027.4626.0319.61-20.484.17-40.0923.47云南-103.70-73.2915.9116.9916.71-11.44-76.64-15.16-65.20-31.08、中电售电、广东电力交易中心等 （注：不同颜色的突出显表示北方产煤区、环渤海地区、东部地区三类地区）从单位装机的点火差收益（点火差×利用小时）的边际变化来看，2025年北方省份火电机组单位盈利整体上同比向好，东部省份火电机组单位盈利承压。省（市、区）2022202320242025Q12025Q22025Q32025Q4省（市、区）2022202320242025Q12025Q22025Q32025Q420252025Q4环比2025同比海南739.62777.75759.12164.11165.43199.65246.64785.4847.0026.36蒙西699.82727.74699.45223.21154.01176.89146.29683.57-30.60-15.88上海699.00590.26621.32149.97132.68205.21119.76607.09-85.45-14.23天津563.93534.81477.09146.14119.91142.35116.63501.22-25.7324.13冀北645.41608.06553.60189.80160.00169.42148.53636.00-20.9082.40山西627.56657.47607.47211.61130.15148.22131.20602.01-17.03-5.46河北409.11521.02549.20184.91139.90150.04152.97593.962.9444.77重庆332.19496.10612.83174.07141.81180.1685.46589.01-94.71-23.82辽宁228.89217.82315.43129.8990.6398.62106.52383.347.9067.91蒙东551.47519.54482.62138.26140.63175.80133.93583.82-41.87101.20新疆407.55454.99491.41139.40121.95143.21169.73569.4426.5278.03河南389.25408.29385.60116.30103.47130.0781.83415.15-48.2429.54吉林297.52348.41340.28127.4971.2783.85104.97341.4521.111.17浙江646.59679.60635.15102.65121.05147.42112.66499.25-34.76-135.91福建359.87428.17535.8586.35140.85132.7493.48468.18-39.27-67.66贵州195.46413.03271.31122.33107.5688.2361.59382.99-26.64111.68湖南269.94427.09343.25104.4078.4086.5829.78299.05-56.80-44.20江西372.60404.04377.67105.4196.90117.0379.15398.03-37.8820.36宁夏263.53242.27374.14115.1088.3494.32113.55412.4419.2438.31陕西536.59572.31597.66116.8496.97131.1324.05373.36-107.08-224.30安徽414.60443.66461.3294.9274.17391.34-48.66-69.97湖北529.67476.96425.1971.0257.77288.56-25.59-136.63江苏526.04530.72484.55107.9485.16104.3742.69346.56-61.67-137.98黑龙江207.67215.98258.04102.7172.7663.7453.25263.04-10.505.00广东619.00571.04319.1749.6967.7370.8641.67237.87-29.19-81.30山东122.8996.44226.9579.6369.3469.5047.68250.08-21.8223.13.224.2095.56-4.03-11.431.94-15.5119.87-47.45-28.16四川28.4150.70100.52108.7535.53-59.32-46.9428.8012.38-71.72青海-400.12-241.77-62.1624.2313.839.75-18.7211.78-28.4873.94云南-311.19-337.0068.1420.1616.95-5.76-78.76-56.58-73.00-124.72、中电售电、广东电力交易中心等 （注：不同颜色的突出显表示北方产煤区、环渤海地区、东部地区三类地区）容量电价将有效容量价值从电能量价格中剥离，进行单独定价、单独结算，通过补偿固定成本的方式激励煤电投资，并推动煤电机组向保障性电源转变。能源渗透率逐渐提高，煤电的功能需要从电量生产转为兜底调节，利用小时数逐年下降，单位发电分摊的固定成本越来越高，容量电价机制对净发电空间内无法回收202320231501号33030%50%。2026130（2〕1415114量电价机制完善后，各地可根据电力市场供需、参与市场的所有机组变动成本等情况，适当调整省内煤电中长期市场交易价格下限，在确保电力电量平衡的情况下适容量电价补偿能够覆盖煤电项目大多数固定成本。200400时数下降至2500330的固定成本折合度电水平仅28元/兆瓦时。容量电价无法补50004750450042504000375035003250容量电价无法补50004750450042504000375035003250300027502500贴的固定成本10060.063.266.770.675.080.085.792.3100.0109.1120.013253.656.459.663.167.071.576.682.589.397.5107.216547.049.552.255.358.862.767.172.378.385.594.020040.042.144.447.150.053.357.161.566.772.780.023233.635.437.339.542.044.848.051.756.061.167.226527.028.430.031.833.836.038.641.545.049.154.029720.621.722.924.225.827.529.431.734.337.541.233014.014.715.616.517.518.720.021.523.325.528.0国家发改委、国家能源局中期来看，煤电机组折旧到期后有望释放较多利润。根据中电联《煤电机组灵302019122019-2024年，1.5414.8%折旧年限为20年，则我国大部分现役煤电机组折旧到期时间集中在2027年前后。20192019各公司2031年前后。2019-2024（20194.0元/220年5%4.8%200元千瓦。火电装机 火电装机火电装机增幅发电设备账面原值发电设备当期折旧发电设备累计折旧火电装机 火电装机火电装机增幅发电设备账面原值发电设备当期折旧发电设备累计折旧发电设备剩余折旧年限发电设备折旧到期时间（2019）（2024）（2019）（2019）（2019）（2019）（2019）华能国际9,92510,6657.5%4,8832012,412122031华电国际5,0115,73514.5%1,69379.5614142033华润电力3,0973,82623.5%1,57684599122031大唐发电5,1285,3814.9%1,945921,07592028建投能源8151,17744.4%24412111122031国电电力6,8747,4638.6%2,7861371,296112030内蒙华电1,0541,1408.2%43919230112030浙能电力3,1933,69515.7%8564353082027皖能电力9531,73682.2%1991089112030江苏国信1,1781,64339.5%33513133152034申能股份1,0481,18312.9%39117156142033合计/平均38,27415,3462031各公司3、水电：经营稳健，低利率环境下具备长期配置价值、电量趋稳，市场化电价影响可控1.30/2003-202420261166.461.412003-20247.442025101.35644392.685.93%20253071.943.82%。图16：2025年三峡水库入库流量均值1.30万立方米/秒，同比偏枯0.84%（单位：万立方米/秒）

2020 2021 2022 2023 2024 2025 20261月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月图17：截至2026年1月末，三峡水库水位166.46米，同比下降1.41米（单位：米）2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026180.0175.0170.0165.0160.0155.0150.0145.0140.0135.0130.01月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月图18：2025年长江电力水电发电量3071.94亿千瓦时，同比增长3.82%350030002500150010000

长江电力-水电发电量（亿千瓦时） YoY2020 2021 2022 2023 2024

60%50%40%30%20%10%0%-10%-20%长江电力公告澜沧江流域：2025丰1.51208.15因为托巴电站和硬梁包电站全容量投产；剔除托巴与硬梁包水电后，水电发电量为1112.91亿千瓦时，同比增长6.0%。871.516.2%。图19：2025年，华能水电所属水电站发电量1208.15亿千瓦时，同比增长11.9%

图20：2025年，雅砻江水电发电量871.51亿千瓦时，同比减少6.2%1400120010000

华能水电-水电发电量（亿千瓦时） YoY5%0%-10%2020 2021 2022 2023 2024 2025

950900850800750700650

雅砻江水电发电量（亿千瓦时） YoY15%10%5%0%-5%-10%2020 2021 2022 2023 2024 2025华能水电公告 国投电力公告I预计06N）事件对我国气候具有重要影响。厄尔尼诺（ElNiño）事件通常导致中国南方地区冬季降水增加，北方地区出现干旱和寒冷天气；拉尼娜（LaNiña）事件则会带来中国北方地区的夏季降水增多和南方的干旱。NINO3.4指数是用来监测和分析ENSO事件的重要气候指标。据哥伦比亚大学国际气候与社会研究所IRI预测，2026上半年ENSO中性概率较大，2026下半年发生厄尔尼诺现象概率较高。图21：IRI预计2026下半年发生厄尔尼诺现象概率较高IRI（注：横轴坐标代表自2025年12月起的每三个连续月。）201970.2603元/20228+391元/1或分担2024（江苏电力市场交易年度交易成交均价江苏省煤电容量电价度电标准-燃煤发电基准上网电价）×50%，其中煤电容量电价度电标准=2023-2026468.58452.94412.45344.19元/19.84%、15.84%、5.49%、。20228-12319.5元/201922.74%；2023标为0.395元0222249.66元/0.3193元/2023年至2025、2026图22：2022年8月起，锦官电源组送苏落地电价形成机制调整为“基准+浮动”形式年度交易成交均价 浮动电价 落地电价锦苏直流输电价格1分/千瓦时（线损率 ）四川电网分享锦苏直流输电价格下调空间1.73分锦苏直流输电价格1分/千瓦时（线损率 ）四川电网分享锦苏直流输电价格下调空间1.73分/瓦时44分/千瓦时（线四川省线损折价上网电价江苏省发改委根据相关参数与计算方法，我们估算复合输送电价为83.89元/兆瓦时，线损系数1.0796；2025-2026年锦官电源组送苏上网电价为307.9、277.7元/兆瓦时。0806.25640重庆。锦官电源组年平均送苏电量311.86亿千瓦时。2022年锦官送苏上网电价采用市场化机制形成后，2023-2026年落地倒推电价高于2019-2021年的计划电价。项目202320242025E2026E锦官送苏电量（亿千瓦时）311.86311.86项目202320242025E2026E锦官送苏电量（亿千瓦时）311.86311.86311.86311.86计划电价（元/兆瓦时，苏发改价格发〔2019〕596号）260260260260落地倒推市场化电价（元/兆瓦时）320319308278落地倒推市场化电价较计划电价差异（元/兆瓦时）59594817江苏省发改委、分红稳健，低利率环境下具备长期配置价值2018年起（2017年报发布后）水电行业盈利与分红趋稳，其后多数时间水电行业股息率与国债到期收益率之间表现出较强的相关性，呈现出“类债券”特征。为5t年的分红计算t+15t+242018年5月至2024年4月水电股息率与100.22%。图23：2018-2024年，多数时间水电股息率与国债到期收益率表现出较强的相关性水电行业股息率与10年期国债收益率息差 中债国债10年期到期收益中债国债30年期到期收益率 水电行业股息率6.0%4.0%2.0%2014-012014-042014-012014-042014-072014-102015-012015-042015-072015-102016-012016-042016-072016-102017-012017-042017-072017-102018-012018-042018-072018-102019-012019-042019-072019-102020-012020-042020-072020-102021-012021-042021-072021-102022-012022-042022-072022-102023-012023-042023-072023-102024-012024-042024-072024-102025-012025-042025-072025-102026-01-2.0%-4.0%20242023.5-2024.471bp202510年期国2024Q445bp10bp图24：2024H2水电股息率与国债收益率净息差开始走阔水电行业息率10年期国债收益率息差 中债国债10年期期收率 中债国债30年期期收率 水电行股息率4.0%3.5%4.0%3.5%3.0%2.5%2.0%1.5%1.0%0.5%0.0%-0.5%4、核电：广东核电电价止跌，现货铀价波动影响较小、广东核电电价止跌，首提核电低碳价值202510202620263122025年提升14.3%；项目 2025 2026表6：2026项目 2025 2026岭澳、阳江市场化电量 273亿千瓦时 312亿千瓦时按照年月中长期市场交易均价与政府授权合约价 按照年月中长期市场交易均价与政府授权合约价政府授权单向差价合约

格之差（为负置零）对授权合约电量进行单向差价格之差（为负置零）对授权合约电量进行单向差价结算回收，其中授权合约电量为核电当月实际市场结算回收，其中授权合约电量为核电当月实际市场变动成本补偿偏差考核

90%，合约价格为核电核定上网电价。k（暂取0.85）执行变动成本补偿机制。1.1。

电量的90%，合约价格为核电核定上网电价。核电机组不再执行变动成本补偿机制。继续执行发电侧中长期交易偏差考核。发电计划

在满足系统安全和电力平衡的基础上，按照多发满在满足系统安全和电力平衡的基础上，按照多发满发原则安排核电机组发电计划。广东电力交易中心公众号、广东省能源局官网

发原则安排核电机组发电计划。广东岭澳、阳江核电站总装机容量849.6万千瓦，计划上网电价0.415元/千瓦时。2024-2026年，岭澳、阳江核电站市场化交易电量分别为195、273、321亿千瓦时。2024-2026466、392、372元/202585%）351元/780018%20255.29元计划电价67.52元/兆瓦时。表7：2026年，广东核电变动成本补偿机制取消，核电电价止跌20242025E2026E广东年度长协电价（元/兆瓦时）465.6391.9372.12025变动成本补偿（元/兆瓦时）/40.8/岭澳、阳江市场化电价（元/兆瓦时）465.6351.1372.1岭澳、阳江市场化电量（亿千瓦时）195.0273.0321.0岭澳、阳江平均核准价（元/兆瓦时）415.0415.0415.0岭澳、阳江计划电量（亿千瓦时）421.3343.3295.3岭澳、阳江平均电价（元/兆瓦时）381.4342.2347.5中国广核公告、广东电力交易中心660.82024-20262703003002024-2026453413344元/7800受市场化电价下行影响，2025、20264.2、8.68.0亿元。202420252026江苏年度长协电价（元/兆瓦时）452.9412.5344.19田湾市场化电量（亿千瓦时）270300202420252026江苏年度长协电价（元/兆瓦时）452.9412.5344.19田湾市场化电量（亿千瓦时）270300300田湾市场化电价（元/兆瓦时）446.1409.7335.5所得税税率13%13%13%中国核电归母影响（亿元）/-4.2-8.6田湾平均核准价（含增值税，元/兆瓦时）406.4406.4406.4市场化电价较计划均价差异（含增值税，元/兆瓦时）46.56.1-62.2中国核电归母影响（亿元）/0.3-8.0中国核电公告、江苏电力交易中心20262（2026〕4号2030、203570%2035年，全面建成全国统一电力市场体系，市场功能进一步成熟完善，市场化交易电量占比稳中有升；跨省跨区和省内交易有机融合，电力资源的电能量、调节、环境、容量、天然铀价格波动较大，运营商盈利能力受铀价短期波动影响较小2021-2024年，天然铀长协价格大幅上涨，2024-2025年天然铀现货价格波动较大。2023年中至2024年中，长协铀价由56美元/磅大幅上涨至近80美元/磅，之后直至2025年中基本维持平稳运行；现货铀价波动较大。图25：2021-2024年天然铀长协价格大幅上涨（美元/磅）Cameco以中国广核为例，核电营业成本主要包含折旧、燃料、乏燃料处置、运维及其他四2044.425.61；2024659.32（假设其他业务毛利润=营业利润，此算法下核电毛利率较实际值偏低，核电业务营业利32.1%。图26：2024年中国广核核燃本占营业成本的25.6% 图27：2024年中国广核核燃本占营业收入的14.4%运维及其他,32.1%

固定资产折旧,31.4%

营业利润,32.1%其他费用和损益,-0.4%管理费用,

固定资产折旧,17.7%核燃料成本,14.4%乏燃料处

核燃料成本乏燃料处置运维及其他财务费用管理费用乏燃料处置,10.9%

核燃料成本,25.6%

4.1%财务费用,7.8%

运维及其他,18.1%

置,6.2%

其他费用和损益营业利润、中国广核公告 、中国广核公告核电企业与各自集团下铀业公司签订燃料供应长协，短期铀价波动影响有限。总产量的7202年产量255U，占5%102017-2024年，22.096.69215，而9.1%（Cameco）2021-2024铀价格大幅上涨，区间内现货价最大涨幅258.3%，长期价最大涨幅143.3%。而202120249.82.8。图28：核电上市公司燃料成本与铀价呈现一定的相关性（美元/磅，元/兆瓦时）

铀价-年度均值（左轴） 中国核电-单位燃料成本（右轴中国广核-单位燃料成本（右轴）20082009201020112012201320142015201620172018201920202021202220232024

60.055.050.045.040.035.030.0、各公司公告（025年1月用。预计现货、长期价格在未来均将保持向上态势，呈现有节奏的阶段性上涨，并在2030年前后突破90.00美元/磅。图29：中国核能行业协会预计未来十年天然铀价格进入缓慢上涨通道（美元/磅）

现货价格 长期价格969692857820242025E2026E2027E2028E2029E2030E2031E2032E2033E2034E2035E中国核能行业协会7.3。算法1g89kgUO8节成本分别为120、401、300美元；1kg铀燃料可发电360兆瓦时。225505/6.2美元/3.8美元/兆瓦时；天然铀价格每上涨25美元，单位成本提高1.2美元/兆瓦时。120016000元/7500，3026元/60元/340元/下同5美元1.87元8038.5%天然铀价格6065707580859095100105110115120单位发电天然铀成本22.4天然铀价格6065707580859095100105110115120单位发电天然铀成本22.424.326.228.129.931.833.735.537.439.341.243.044.9单位发电燃料成本44.646.548.450.352.154.055.957.759.661.563.365.267.1单位发电营业成本201.8203.6205.5207.4209.2211.1213.0214.8216.7218.6220.5222.3224.2天然铀成本/营业成本11.1%11.9%12.7%13.5%14.3%15.1%15.8%16.5%17.3%18.0%18.7%19.4%20.0%燃料成本/营业成本22.1%22.8%23.5%24.2%24.9%25.6%26.2%26.9%27.5%28.1%28.7%29.3%29.9%天然铀成本/营业收入6.6%7.2%7.7%8.3%8.8%9.4%9.9%10.5%11.0%11.6%12.1%12.7%13.2%燃料成本/营业收入13.1%13.7%14.2%14.8%15.3%15.9%16.4%17.0%17.5%18.1%18.6%19.2%19.7%毛利率40.7%40.1%39.6%39.0%38.5%37.9%37.4%36.8%36.3%35.7%35.2%34.6%34.1%WNA从运营商历史发电成本来看，单位燃料成本变动幅度较小，且燃料成本倒算出的天然铀价格已经处于较高水平。2016-2024年中国广核单位发电燃料成本平均值为50.29元/75/10元/2016-202410元/201620172018201920202021202220232024单位发电收入349.78337.01201620172018201920202021202220232024单位发电收入349.78337.01336.38334.78335.08319.37349.73350.83345.54单位折旧50.4750.8550.7958.8858.4355.2656.0258.6561.12单位燃料成本52.4054.8953.5851.1447.6545.4650.3347.2449.91单位乏燃料处置13.219.639.7310.5712.1915.4419.7519.4021.28单位运维及其他57.8959.6156.9355.3762.5161.5962.4164.6862.59单位发电成本173.97174.98171.03175.96180.79177.75188.51189.97194.89毛利率50.3%48.1%49.2%47.4%46.0%44.3%46.1%45.9%43.6%中国广核公告5、绿电：市场化改革进入深水区，风电政策底已现20252（2025136后，在市场外建立差价结算的机制，纳入机制的新能源电价水平（价由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。连续运行地区，市场交易均价原则上按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定；电力现货市场未连续运行地区，市场交易均价原则上按照交易活跃周期的发电侧中长期交易同类项目加权平均价格确定。2025年6月11（2）机制电价，按现行价格政策执行，（3）目、已开展竞争性配置的海上风电项目，按照各地现行政策执行。2025年6月1（1户承受能力等因素确定。超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模可适当减（2）机制电价，组织已投产和未来12初期对成本差异大的可按技术类型分类组织。竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。竞价上限由省级价格主管部门考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，（3）期限，按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，间确定，入选时已投产的项目按入选时间确定。项目类型 2025年6项目类型 2025年6月1日以前投产的存量项目 2025年6月1日起投产的增量项目机制电量

各地妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策。新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年

各地根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定。各地每年组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制电价 按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价

机制执行范围的项目自愿参与竞价形成执行期限 按照现行相关政策保障期限确定。 按照同类项目回收初始投资的平均期限确国家发改委202613150%。100%从机制电价绝对值来看，高价主要集中在东部以及西南省份，风电电价基本高于光伏。其中风电、光伏机制电价低于0.3元/度的仅有6省，其中除了山东、黑龙江之外，均为燃煤基准价较低且新能源市场化交易程度较高的西北地区。从机制电1010%20240.2元/（（）竞价限制电量（亿千瓦时）风电 光伏 合计竞价结果电量（亿千瓦时）风电 光伏 合计完成度北京/////12/天津//40//9.3923.5%冀北电网219.35138.52357.87103.736.13139.8339.1%河北南网245.8345.04290.87142.0114156.0153.6%山西///14.8239.7554.57/山东81.7312.9494.6759.6712.4872.1576.2%辽宁105.8812.75118.6380.221.4381.6568.8%吉林38.627.1445.7637.7627.6265.38142.9%黑龙江//63.04//6399.9%上海//22//5.3824.5%江苏陆风光120；海风10130/131131浙江/ 14.74//14.74/100.0%安徽/ /90//58.67765.2%湖北/ //10.844.8815.72/福建/ 46.3//22.5848.8%江西5.7 5.911.64.61.315.9150.9%湖南25.18 8.5833.7625.187.5832.76陕西62.7 52.311562.752.3115100.0%甘肃/ /8.33.4644.8288.29299.9%青海5.43 11.2516.685.4311.2516.68100.0%宁夏/ /102//102100.0%新疆185.39 36.08221.481853622199.8%重庆22.6 2648.620.7517.0237.7777.7%四川8.8 41.450.28.841.450.2100.0%广东/ /50/46.5/93.0%云南/ //////光伏们公众号省（市、区）燃煤基准价风电光伏竞价结果较燃煤基准价省（市、区）燃煤基准价风电光伏竞价结果较燃煤基准价竞价结果较燃煤基准价北京0.35980.35980.0%36.0%0.0%天津0.36550.3196-12.6%//冀北电网0.3720.347-6.7%0.352-5.4%河北南网0.36440.353-3.1%0.3344-8.2%山西0.3320.285-14.2%32.0%-3.6%山东0.39490.319-19.2%0.225-43.0%辽宁0.37490.3-20.0%0.33-12.0%吉林0.37310.25-33.0%33.4%-10.5%黑龙江0.3740.228111-39.0%//上海0.41550.41550.0%//江苏0.391//0.36-7.9%浙江0.4153//0.3929-5.4%安徽0.38440.384-0.1%//湖北0.450.33-26.7%37.5%-16.7%海上0.388；海上-1.3%，福建0.3932//陆上0.35陆上-11%江西0.41430.375-9.5%0.33-20.3%湖南0.450.33-26.7%0.375-16.7%陕西0.33450.3525.2%0.354.6%甘肃0.30780.1954-36.5%//青海0.32470.24-26.1%0.24-26.1%宁夏0.25950.25950.0%//新疆0.250.2520.8%0.235-6.0%重庆0.39640.3961-0.1%0.39630.0%四川0.40120.393-2.0%0.373-7.0%广东0.453//0.36-20.5%云南0.33580.332-1.1%0.33-1.7%光伏们公众号20251025年第10号2025年1月1日025年1月1日至2027年12月3150%20251031日前已2008382025103110年11月1日后核准的核电机组，不再实行增值税先征后退政策。电源类型 新政策 原政策表14：根据《关于调整风力发电等增值税政策的公告》，陆上风电、核电增值税补贴退坡电源类型 新政策 原政策陆上风电 不再实行增值税先征后退 增值税即征即退50%（财税〔2015〕74号海上风电 2025年月1日至2027年12月31日增值税即征即退50% 增值税即征即退50%（财税〔2015〕74号）2025年10月31日前商运的机组按照原有政策执行；2025年1031正式商运起10核电征后退50%；20251日后核准的核电机组，不再实行增值税先征后退政策。国家税务总局

556100；第11至第15年返还55%；满15年以后，不再实行增值税先征后退政策。（财税〔2008〕38号）根据现行政策，享受国家补贴的可再生能源项目，标杆电价与各地煤电标杆电价之差，由从全国销售电量中收取的“可再生能源电价附加”补足（0~8厘/“”20060.001元0.019元/十三五以来”20009260亿元，2020年底缺口或突破3000亿元。当前补贴总需求已经收口。20〕882号221年1月120222021风电光伏补贴需求的总盘子基本可以收口。224改委制定电价政策时依据的“合理利用小时数”核定中央财政补贴额度，同时明确20图30：可再生能源补贴未能足额征收，2016年起每年未征收资金约300亿元0

理论征收金额（亿元） 实际征收金额（亿元） 补贴征收比例100.0%80.0%60.0%40.0%20.0%0.0%20122013201420152016201720182019202020212022202320242022年三部委授权两大电网成立可再生能源发展结算公司，统筹解决补贴问题。2022年8月，国家发展改革委、财政部、国务院国资委授权两大电网公司设立北京、广州可再生能源发展结算服务有限公司，统筹解决可再生能源发电补贴问题。结算公司市场化运作，在财政拨款基础上，补贴资金缺口按照市场化原则通过专项融资解决，专项融资本息在可再生能源发展基金预算中列支。获得新能源补贴电费的结算。由电网公司直接支付，通常跨月结收电费，即本月对上月发电收入进行结算，账龄11-3162025202621361.1%。当期新增应收/股票代码 公司简称 企业类型 总市值 应收账款（与票据）营业收入 累计应收/总市值当期营收1798.HK当期新增应收/股票代码 公司简称 企业类型 总市值 应收账款（与票据）营业收入 累计应收/总市值当期营收1798.HK大唐新能源中央国有企业131.10243.7168.4540.7%185.9%2380.HK中国电力中央国有企业341.57363.91238.5819.9%106.5%0916.HK龙源电力中央国有企业526.25494.55156.5737.9%94.0%0579.HK京能清洁能源地方国有企业168.36159.72109.0017.9%94.9%000591.SZ太阳能中央国有企业213.88142.5226.9752.4%66.6%600821.SH金开新能地方国有企业123.8386.9319.2236.7%70.2%1811.HK中广核新能源中央国有企业99.7970.668.5780.8%70.8%601778.SH晶科科技民营企业159.2769.4021.2422.3%43.6%600032.SH浙江新能地方国有企业187.0895.1724.5538.7%50.9%0956.HK新天绿色能源地方国有企业162.2780.35109.044.8%49.5%601016.SH节能风电中央国有企业199.6583.7724.4431.2%42.0%600905.SH三峡能源中央国有企业1166.38496.51147.3633.2%42.6%000537.SZ中绿电中央国有企业177.7370.8123.3335.6%39.8%600163.SH中闽能源地方国有企业113.6133.577.9437.7%29.5%601619.SH嘉泽新能民营企业169.8138.8113.1035.5%22.9%600956.SH新天绿能地方国有企业329.4378.76109.046.6%23.9%合计4,270.022,609.141,107.4025.4%61.1%（注：总市值取2026年2月13日收盘价数据，应收账款、营业收入取2025中报数据）2025年9月，太阳能、吉电股份、林洋能源、晶科科技、金开新能等多家上市公司公告称，8月收到大量可再生能源补贴资金，同比大幅增长。可再生能源补贴有望陆续补发，缓解上市公司现金流压力。股票代码公司简称8月收到补贴1-8月累计收到补贴1-8股票代码公司简称8月收到补贴1-8月累计收到补贴1-8月累计收到1-8月累计收到补贴占000591.SZ太阳能16.9223.19补贴同比232.2%2024全年补贴总额169.8%000875.SZ吉电股份9.1312.71154.2%135.4%601222.SH林洋能源2.033.06210.1%177.1%601778.SH晶科科技6.468.91248.0%166.0%600821.SH金开新能9.3912.14341.7%190.1%各公司公告6、电网设备：国内投资结构分化，一次设备出口同比高增国网输变电设备集招金额同比高增，特高压设备和电表集招金额同比大幅下降。202565919.5226.2%////75.04/70.16/21.51/15.19/8.39220.6393.132026图31：2025年，国网输变电设备集招金额累计919.52亿元，同比增长26.2%国网输变电设备集招金额（亿元）250.00200.00150.00100.000.00国家电网、电网设备公众号等图32：2025年，国网特高压设备集招金额累计220.63亿元，同比减少15.6%国网特高压设备集招金额（亿元）200.00150.00100.0050.000.00国家电网、电网设备公众号等图33：2025年，国网电能表集招金额累计93.13亿元，同比减少54.15%140.00120.00100.000.00

国网电能表集招金额（亿元）2023-1 2023-2 2024-1 2024-2 2024-3 2025-1 2025-2 2025-3国家电网、中国仪器仪表协会公众号等2025年，我国一次设备出口金额同比保持高增长。2025年，液体介质变压器出口金额445.048.6384.71.5；105.407.8%。图34：2025年，我国液体介质变压器出口金额445.20亿元，同比增长48.6%（亿元）0.00

2021 2022 2023 2024 20251月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月11月12月海关总署图35：2025年，我国高压开关出口金额384.27亿元，同比增长31.5%（亿元）0.00

2021 2022 2023 2024 20251月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月11月12月海关总署图36：2025年，我国电能表出口金额105.40亿元，同比减少7.8%（亿元）6.004.002.000.00