经过“十四五”前四年的大规模投资，电源侧正从“建设期”走向“收获期”。国金证券2025年度策略报告指出，2020-2023年电源工程投资完成额年均复合增速高达32.5%，2023年煤电项目开工量超80GW。2025年起新建火电将进入投产高峰期，叠加24-26年新能源年增约300GW，“电源侧投资开花结果”的业绩兑现逻辑逐步清晰。预计24-26年全社会用电增速7.0%/5.7%/5.3%，近六成增量用电由新能源满足，区域电力供需分化加剧，有装机增量的区域性火电和风电运营商将率先受益。
电源投资进入收获期，火电25年起集中投产
2020-2023年电源工程投资CAGR达32.5%，高投资正在转化为实物量。2022年国家提出煤电“3个8000万”目标（2022、2023年煤电各开工8000万千瓦、两年投产8000万千瓦）。2022年实际开工不及预期，但2023年煤电开工超80GW，叠加4Q23容量电价机制出台提振信心，预计2025年起进入集中投产期。9-10月已有多个22年开工项目投产（如中煤新集板集二期、国能舟山三期等）。分区域看，1H25新增支撑性电源主要集中在南方及华东地区（广东约1100万千瓦、江苏约346万千瓦等），部分省区迎峰度夏期间电力供需或仍然偏紧。
用电需求稳健增长，“新三样”持续驱动
以动力电池、光伏组件、新能源车为代表的“新三样”产业继续拉动用电需求。2023年“新三样”共新增耗电约1147亿千瓦时（增速约59%），对工业用电新增贡献率30%。预计2024年“新三样”新增耗电约910亿千瓦时（增速约29%），贡献率25%。预计24-26年四大高耗能用电增速2.3%/2.2%/1.8%，二产用电增速5.6%/3.7%/3.4%，全社会用电增速7.0%/5.7%/5.3%。新能源与支撑性电源增速趋势相反——新能源装机增速下滑（存量基数扩大），而火电+核电装机增速逐年提升（25-26年迎投产高峰）。
电改加速理顺火电与新能源价值
新能源高增背景下，火电利用小时数持续下降（24年-3.2%、25年-2.4%、26年-4.3%），火电转型依赖“以价换量”——度电容量补偿上升至关重要。现货市场尖峰电价可为火电提供补偿（广东1H24现货偏差均价0.446元/KWh，仍高于月度/年度交易价）。新能源通过差价合约（CFD）降低电价波动风险，新疆、广西、广东、云南等地已自下而上实践，合约价参考燃煤基准价。环境溢价方面，绿电交易环境溢价（约20-40元/MWh）与电能量价格脱钩，出口企业对绿电直接交易凭证的客观需求使市场供需紧平衡。
区域分化下寻找装机弹性标的
区域电力供需分化加剧，有装机的区域运营商将直接受益。建议关注绿电：中闽能源（23年福建海风竞配获项目）、福能股份（参控股海风项目）、新天绿色能源H（核准待开工近11GW）、云南能投（风场扩建贡献35%装机增速）、龙源电力H（化债修复弹性大）。火电：皖能电力（控股火电24年底集中投产+19.2%）、浙能电力（高市场煤占比受益煤价下行）、新集能源（在建火电532万千瓦，24-27年发电量CAGR 63%）、陕西能源（火电煤炭双放量）。核电：中国核电（漳州1 24年底并网）、中国广核（惠州1 1H25投产）。
表：24-26年全社会用电增速预测| 指标 | 2024E | 2025E | 2026E |
|---|
| 全社会用电增速 | 7.0% | 5.7% | 5.3% |
| 二产用电增速 | 5.6% | 3.7% | 3.4% |
| 四大高耗能增速 | 2.3% | 2.2% | 1.8% |
