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《电力行业2026年度策略：核电+绿电+火电+水电+电网设备，最新盈利能力数据梳理（附各环节核心公司名单）》
2025年以来，电力板块整体表现偏弱，公用事业板块累计上涨5.7%，电力行业上涨5.2%，均低于沪深300指数19.2%的涨幅。从细分看，火电涨幅20.6%，领先于光伏发电6.2%，而水电、风电、核电板块则分别下跌3.7%、0.9%、0.9%。在需求层面，2025年前三季度全国用电量达7.77万亿千瓦时，同比增长4.8%，其中工业用电量4.91万亿千瓦时，占比六成以上。全国新能源发电装机容量8月底达到47%占比，发电量占比提升至16.6%。火电依旧是发电主力，占64.7%。
1. 供需格局：电量宽松，电力趋紧
“十五五”期间，电力行业预计将长期处于“宽电量、紧电力”的状态。2025年最大负荷为15.5亿千瓦，预计2030年增长至20.67亿千瓦，最大负荷年复合增长约4.1%。火电、水电等可控容量承担系统调峰和保供，新能源高装机下备用率逐年下降，2025年仅剩23.2%，2030年或降至9.2%。火电、燃气发电装机容量预计平稳增长，淘汰30万千瓦以下小机组，新建大机组提升灵活性。预计火电利用小时数将于2030年前后降至3500小时左右。
2. 工程投资：火电光伏冷热不均，电网高增
2025年前8个月，全国发电企业电力工程投资4992亿元，同比增长0.3%。分项看，火电投资增长39.5%，水电持平，核电增长27.5%，风电小幅增长，光伏则下降27.6%。同期电网投资完成额3796亿元，同比增长14%。2025年特高压设备招标量减少58.9%，但国网输变电设备集招金额681.88亿元，同比增长22.9%。一次设备出口金额整体高增，液体介质变压器、高压开关、智能电表出口额分别达315.82亿元、280.03亿元、78.58亿元，前两者同比增长54.9%、32.6%。
3. 火电盈利：煤价回升、点火差修复
动力煤价格2025年上半年持续下行，三季度开始反弹，9月末CCI动力煤大宗价格报709元/吨，较6月末上涨78元/吨。电力市场年度长协电价和月度交易均价底部企稳，江苏7月竞价出清价395.60元/兆瓦时，环比大幅提升。北方产煤区、环渤海、中部、东部地区点火价差普遍较高，2025Q3多数省份火电机组单位盈利环比改善。长期看，煤电机组折旧到期后有望释放利润，2030年前后为主力公司利润提升节点。2024-2025年上市公司火电机组以老机组为主，建投能源、国电电力、华能国际、华电国际等单位造价和折旧年限均处于行业主流区间。
4. 水电资产：股息优势突出，配置价值强化
2025年前三季度，长江流域三峡水库水位171.26米，同比提升9.02米，发电量基本持平。华能水电发电量916.49亿千瓦时，同比增长10.3%，国投电力雅砻江流域发电量小幅下降。2024下半年起，水电行业股息率与10年期国债息差走阔，2025年水电股息率均值2.87%，较前一年上升。低利率环境下，长江电力、华能水电、国投电力、川投能源等水电资产配置价值提升，市场资金青睐稳定分红标的。
5. 核电运营：市场化提升，成本波动可控
广东核电2026年市场化电量计划312亿千瓦时，同比提升14.3%，变动成本补偿机制取消。中国广核核燃料成本占营业成本25.6%，对天然铀价格敏感度有限。2023年后铀价阶段性上涨，长期仍将缓慢抬升，预计2030年前后突破90美元/磅。运营商主要与自有集团下铀业签10年长协，短期铀价波动对成本影响较小。华龙一号机组测算，铀价每提升5美元/磅，核电燃料成本增加1.87元/兆瓦时，但整体毛利率仍保持在38%左右水平。中国广核、中国核电等公司单位燃料成本多年保持稳定波动区间。
6. 绿电市场：全面入市、收入端机制落地
2025年“136号文”推动新能源上网电价完全市场化，省内现货市场与差价结算机制逐步落地。山东、甘肃、新疆、云南已完成首轮竞价，出清价格低于燃煤基准价，市场化改革进入深水区。风电增值税补贴退坡，政策底已经显现。新能源龙头如龙源电力、中国电力、大唐新能源、中广核新能源、江苏新能、浙江新能、三峡能源、中闽能源等，装机规模持续扩张，市场关注政策与电价机制对收入端的影响。
7. 重点公司分类
火电：华能国际、华电国际、华润电力、大唐发电、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
水电：长江电力、华能水电、国投电力、川投能源
核电：中国核电、中国广核、中广核电力
绿电：龙源电力、中国电力、大唐新能源、中广核新能源、江苏新能、浙江新能、中闽能源、三峡能源
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
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