全年风光装机新增434GW 并再创历史新高，预计“十五五”回归理性。 2025 年风电、太阳能新增装机分别为119.33GW、315.07GW，同比增速分别为50.4%、13.7%，预计风光装机增速分化主要是由于“136 号文”后新能源全面入市对电量电价造成压力， 其中风电由于出力相对分散影响较小， 光伏由于出力集中影响较大。2025 年新能源新增装机434.4GW 并再创历史新高，同比增长22.2%。根据2026 年全国能源工作会议规划，2026 年新增新能源200GW 以上，预计十五五期间新能源开发将回归理性。 2026 年1-2 月电网 *** 电价整体下降，但区域有所分化。我们梳理2026年1、2 月各地电网 *** 电价，全国平均来看分别为0.362、0.360 元/kwh，同比分别下降0.043、0.035 元/kwh，较2025 年同期降幅0.008、0.023 元/kwh 有明显扩大。究其原因，我们认为是煤炭价格下降、电力供需格局转向宽松、煤电容量电价提升等因素叠加的结果。考虑到常规情境下，2026 年全国各地容量电价补偿比例需不低于50%，较2025 年的平均30%有所提升，在煤电利用小时4000h 的假设下， 我们测算煤电容量电价提升有望带来约0.0165 元/kwh 的度电价格上涨，因此，对于煤电而言， 2026 年平均的综合上网电价降幅预计小于前述水平。分省份来看，我们观测到2026 年1-2 月江苏、广东、山西、河南、黑龙江、辽宁、吉林、江西、宁夏、云南等地电网 *** 电价同比降幅较大，均超过15%；北京、河北、上海、重庆、四川、蒙西、陕西、新疆、广西、海南、贵州等地电网 *** 电价同比有所上涨或降幅不超过5%。 2026 年136 号文全面执行，各省机制电价差价结算费用分摊金额差异较大。除煤电容量电价的确定性提升以外，2026 年136 号文全面执行带来新能源机制电价差价结算费用在用户侧的分摊（计入系统运行费用），1、2 月全国平均水平分别达到0.021、0.028 元/kwh，因此，用户侧电价的降幅预计较前述约4 分/kwh 的水平有所收窄。具体来看， 由于各地新能源的发展水平，以及136 号文下新能源的保障力度存在差异， 从而导致用户侧分摊的机制电价差价结算费用出现分化，1-2 月平均来看冀北、上海、重庆等地分摊费用为负值，预计新能源市场化交易均价高于机制电价；而山东、河南、辽宁、蒙东、江西、陕西、广西、海南等地分摊费用超过0.05 元/kwh，预计新能源参与市场后电价下行压力较大。 投资建议：分板块来看：1）火电：考虑到2026 年上网电价存在下行趋势，且区域有所分化，我们推荐区域布局多元的全国性公司，以及26 年电价降幅相对较小的北方电厂，个股建议关注华能国际、大唐发电、建投能源等。2）水电：26 年市场化电价下降对业绩的影响有限，建议关注股息率处于阶段性高位的大水电资产长江电力，以及电价相对稳定、资产注入打开中长期成长空间的桂冠电力。3）核电：短期市场化电价压力仍存，期待电价机制进一步理顺；而中长期维度成长性较为确定；个股建议关注中国广核、中国核电。4）新能源：26 年全面入市背景下电价仍有下行压力，优选消纳和电价有支撑的风电资产，个股建议关注龙源电力等；同时建议关注布局绿色氢氨醇、打造第二增长曲线的吉电股份等。 风险提示：电力需求不及预期的风险；装机规模不及预期的风险；电价大幅下跌的风险；煤炭价格大幅上涨的风险；自然资源条件大幅波动的风险等。 【免责声明】本文仅代表第三方观点，不代表和讯网立场。投资者据此操作，风险请自担。 【免责声明】本文仅代表第三方观点，不代表和讯网立场。投资者据此操作，风险请自担。
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