公用事业行业研究

买入(维持评级)

行业中期报告

证券研究报告

公用事业与环保组

分析师：姜涛(执业 S1130525120007)

jiang\_tao@gjzq.com.cn

分析师：许子怡（执业S1130526030003)联系人：郭仕豪

xuziyi@gjzq.com.cn

guoshihao@gjzq.com.cn

煤与煤电，利与红利

投资逻辑：

 上半年煤价如期上涨，短期兑现煤的利润增长，中期撬动板块估值提升

回顾上半年，我们在年初就已提出上半年电煤需求将在低基数下高增长，从结果看，1-4月火电发电量同比增长3.6%（去年为-4.1%），一方面源于去年同期的发电量受二产拖累偏低（1-4 月全社会用电量同比增长 5.4%，去年为增长3.1%，二产用电量同比增长4.9%，去年为增长），另一方面源于去年上半年风光在发电量增量占比达2.3% 149%（今年 1-4月为35%），此外印尼煤炭政策调整、地缘推升能源价格、国内煤矿事故安监加严等因素共同推升煤价，年初至今秦港 Q5500 动力煤价格上涨 27%达 860 元/吨，我们认为上述趋势可持续至 6 月末。展望下半年，7-10 月低基数基本过去，2025 年 7-10 月全社会用电量同比增长 7.3%、两年复合增速为 7.1%，火电发电量同比增长 2.2%，两年复合增速为 2.5%。水电目前来水整体良好，预计将在低基数下改善（去年7-8月同比下降 9.3%），因此火电电量高增则需更多依赖需求的实质性向好，11-12月则类似上半年，可持续跟踪。总的来说，我们看好长周期的煤价中枢抬高，价格的久期价值将通过红利的角度兑现煤炭股估值的弹性。

 能源通胀带动电价上涨+水电汛期水文改善，火电水电迎来业绩与估值的双击时刻

3 月 29 日我们率先提出能源通胀下的电价上涨作为电力煤炭三维框架之一。我们也看到在上半年煤价上涨的同时，电价端的反馈也在同步形成，5 月广东月度电价结束连续 15 个月的地板价，实现同比上涨 0.111 元/度至 0.483元/度，江苏的月度电价也从 2月 0.313元/度涨至6月的0.351元/度，超过年度长协电价的 0.344元/度，全国代购电价数据的均价也有企稳趋势。我们认为能源通胀下的电价上涨已经初现趋势，这将是下半年电力板块持续跟踪和确认的主要方向，路径或有曲折，但是方向已经明朗，电力板块将走出通缩。基于此，我们认为板块的业绩拐点也已到来，今年一季度火电在年度长协电价大跌的情况下，仍然实现业绩增长，大超市场预期，火电发电的灵活性价值和做市能力得到体现。Q2火电的业绩底部基本确立，即将进入季度业绩环比改善的窗口期，底部利润+底部估值+底部关注度+股息价值，火电迎来公用事业化的关键窗口期。水电方面，关注 6-8 月汛期水文改善带来的价稳量增，也可驱动估值端的修复。绿电、核电更关注业绩拐点和电价上涨的兑现，持续关注配置窗口期的到来。

 算电融合从主题行情逐步迈向产业趋势，关注低配低估下的主题行情机会

算电融合的主题行情从 3月份开始演绎，5月份行情更进一步，公用事业板块指数涨幅分别为1.3%、8.3%，位列31 个一级子行业的第 2、3。我们看好算电融合产业趋势，原因有二：一是绿电直连节省输配电费、大基地就地训练的经济性优势决定了算电势必融合；二是我们看好八大数据中心节点的省属能源集团作为地方政府投资主体对算电融合项目的参与能力、水电基地与风光基地的资源禀赋优势，看好电力公司通过参股/控股的方式参与算力设施建设和运维。看好电力公司从能源底座逐步转向算力底座，也通过产业链延伸提升电力资产的商品化，由此形成利润增量。当前产业趋势逐步明朗，广东省已提出省政府应统筹推动算力、电力及通信网络一体化布局。我们看好本轮算电融合对标上一轮双碳，即从主题行情→项目规划落地确认产业趋势→电价上涨改善基本面的演绎节奏。重点在于，板块大部分低估值已经迎来业绩拐点，未来的算电融合又打开估值空间，看好主题行情的演绎，由点及面、由区域到全国。

 业绩时间线行至半程，主题事件线愈发清晰

业绩时间线上，逐步从年初开始的煤炭→Q1 业绩后的火电→汛期水电的思路过渡，相关标的：煤炭：兖矿能源、陕西煤业；火电：皖能电力、宝新能源、华能国际A+H、国电电力、华润电力；水电：长江电力、国投电力。

主题事件线上，央国企市值管理与资本运作：川投能源、华电国际；持续跟进算电融合进展。

风险提示

煤价波动幅度超预期；绿电装机及消纳情况不及预期；电力体制改革政策出台不及预期。

内容目录

一、煤与电的三维框架：关注电价业绩改善、重视算电融合主题 5 1.1 上半年用电量低基数下高增长，火电发电量同比提升 5 1.2 供需双轮驱动带动煤价上涨，看好能源通胀下的电价上涨 8 1.3 算电融合打开电力的成长空间，关注从主题行情向产业趋势的演绎 10 1.4 关注板块依旧低配低估，年初至今表现优异 17 二、火电：市场化交易带来收入超额，利润有望在 Q2 筑底回升 18 三、水电：水文数据改善带动业绩增长，估值端值得期待 21 四、绿电、核电、燃气仍需关注量价的边际变化 25 4.1 绿电：承压仍在进行，关注绿证、消纳、电价 25 4.2 核电：投产高峰临近，关注电价政策 28 4.3 燃气：消费量继续承压，关注毛差修复情况 30 五、相关标的 31 六、风险提示 31

图表目录

图表1：煤与电行情的三维框架 5 图表2：2026M4二产用电量增量占 62% （单位：亿千瓦时） 6 图表3：2026M4风光发电量增量占比 37% （单位：亿千瓦时） 6 图表4：从增速来看，火电与风光呈现跷跷板，与全社会用电量趋势相近 6 图表5：2025年二产细分行业用电结构 7 图表6：2025年三产细分行业用电结构 7 图表7：2025年上半年二产增量用电量处于低基数（亿千瓦时） 7 图表8：二产用电量较大细分行业单月用电量贡献度 7 图表9：三产细分行业单月用电量贡献度 8 图表10：年初至今国内现货煤价涨幅达 27% 8 图表11：年初至今进口煤较内贸煤价差扩大（元/吨） 8 图表12：近期电厂煤炭库存开始回升 9 图表13：近期港口库存持续提升 9 图表14：2026年5月广东现货电价再次提升 9 图表15：2026年5-6月广东月度电价均超0.4元/度 9 图表16：2026年2月至今江苏月度电价持续提升 9 图表17：山西现货电价中枢亦有所上行 9 图表18：2026年1-6月代购电价格下降的趋势有所改善 10

图表19：2025年至今绿电直连核心政策.... 10

图表20：2026年以来算电协同项目加速涌现.... 11

图表21：两河口算电融合示范项目.... 13

图表22：甘肃电投庆阳绿电聚合项目.... 13

图表23：绿电直连与普通下网情况下电价对比.... 13

图表24：受双碳及电改政策催化2020-2022年电力板块持续上涨.... 14

图表25：复盘2020-2022年行情，部分区域公司、区域新能源、新能源龙头、全国火转绿龙头公司分批上涨.... 14

图表26：2026年初至今个股涨幅持续扩大.... 15

图表27：最新公用事业成交量占比为8.1%、成交额占比为3.4%.... 17

图表28：2026年一季度末公用事业股基金配置占比为0.45%、环比+0.06pct、同比-0.60pct.... 17

图表29：细分板块来看，2026年一季度末水电、火电板块配置比例降至0.11%、0.11%.... 18

图表30：2026年至今公用事业板块涨幅靠前.... 18

图表31：2026年至今火力发电、光伏发电涨幅居前.... 18

图表32：2026Q1火电板块归母净利润同比-2.1%.... 19

图表33：2026Q1火电板块扣非归母净利润同比-0.6%.... 19

图表34：现货电价与中长期交易电价存在明显价差.... 19

图表35：2026年甘肃、吉林等地容量电价超额提升.... 20

图表36：容量收入可为火电贡献稳定利润.... 20

图表37：测算2026Q2火电度电利润有望见底.... 20

图表38：各流域主要水库蓄水分位点.... 22

图表39：溪洛渡平均入库流量情况.... 23

图表40：三峡平均入库流量情况.... 23

图表41：锦屏一级平均入库流量情况.... 23

图表42：二滩平均入库流量情况.... 23

图表43：瀑布沟平均入库流量情况.... 23

图表44：水布垭平均入库流量情况.... 23

图表45：未来10天全国降水量预报图.... 24

图表46：2025年水电公司上网电价小幅下滑.... 24

图表47：2026年Q1水电公司上网电价小幅下降.... 24

图表48：水电公司分红承诺.... 25

图表49：长江电力股息率与十年期国债收益率.... 25

图表50：2025年绿电板块营收同比-5.2%.... 25

图表51：2026Q1绿电板块归母净利润同比-35.5%.... 25

图表52：2025年风电电价同比降幅集中于8%-10%.... 26

图表53：2025年光伏电价同比降幅差异较大.... 26

图表54：除电价（营业收入）影响外，2026Q1其他部分亦占业绩下滑 12% 权重.... 26

图表55：A股绿电板块单季归母净利润同比变化拆解.... 26

图表56：2026年绿证价格同比有所提升.... 27

图表57：2026年1-3月风电利用率降至 91.9% .... 27

图表58：2026年1-3月光伏利用率降至 91.2% .... 27

图表59：期待绿电回归PB-ROE估值体系.... 28

图表60：辽宁省发改委印发《关于2026年辽宁省核电机组参与电力市场化交易有关事项的通知》.... 29

图表61：预期在建机组投产节奏.... 29

图表62：2026年1-4月天然气表观消费量同比 -2.3% .... 30

图表63：2026年1-4月国内规上天然气产量同比 +2.7% .... 30

图表64：2026年天然气价格受地缘扰动影响分化.... 30

图表65：全国性城燃公司总销气量增速/%.... 31

图表66：2025年主要城燃公司毛差整体修复.... 31

一、煤与电的三维框架：关注电价业绩改善、重视算电融合主题

我们3月就已提出当下煤与电行情的三维框架：

（1）长期来看，能源通胀下的电价上涨：在上半年煤电需求低基数下高增长的驱动下、叠加地缘和煤矿事故等影响，煤价走势如期强劲（秦港 Q5500 煤价已超 850 元/吨，年初至今上涨近 30%），与此同时，南方电网负荷5 月下旬持续创新高，相较往年提前约一月，广东现货电价和月度电价同比上涨86%、8%，更多省份月度及现货电价中枢有所上涨，电价底部向上值得期待；

（2）中期来看，业绩兑现中的时间线索：Q1 火电业绩好于市场预期，通过市场化交易、容量电价上涨抵抗了年度长协电价的大幅下行，呈现了充分的业绩韧性，分红和现金流也进一步彰显公用事业化。我们强调，看好火电在Q2业绩底部+估值底部，未来将迎逐季度改善，目前已经进入配置窗口期。此外，汛期水文改善带来的量价齐升基本确定；

（3）短期来看，低配低估下的主题行情：算电融合行情仍将演绎，从点状公司向区域逻辑延展，并持续跟进投资进展，另外我们建议也关注能源强国，此前能源局赴深圳调研能源强国建设工作已显端倪，关注分子侧扩大能源需求、分母侧体现安全溢价。煤与电大部分龙头公司具备股息基础，攻守兼备。

1.1上半年用电量低基数下高增长，火电发电量同比提升

我们年初就已重点强调，上半年全社会用电量将在低基数下高增长、发电量增长中火电的占比将在超低基数下提升。从 1-4 月数据来看，全社会用电量同比+5.4%（去年同期同比仅增长 3.1%）；其中二产用电量同比+4.9%（去年同期受黑金等高耗能制造业承压影响，增速仅为 2.3%）；三产用电量同比+8.3%，其中充换电、互联网数据服务业保持快速增长；一产、城乡居民用电量分别同比+5.8%、+3.9%。发电侧来看，1-4 月全国规上发电量同比+3.3%，水、风、光、核同比分别+9.9%、-3.5%、9.8%、-4.8%，在风光增速有限的状态下，火电同比增速由去年同期的-4.1%转正至今年的+3.6%。从发用电量增量来看，1-4 月二产在用电量增量占比达 60.3%，接近结构占比 64.7%；火电在发电量增量占比 51.1%、风光为34.8%（去年上半年风光增量占比达149%）。展望后续，我们看好5-6月用电量依旧高增，火电发电量保持稳健增长。但需要注意去年 7-10 月的用电量为高基数，今年的电量增速以及水电发电量改善情况需要重点关注。

从二产、三产细分行业用电量数据来看，我们采用用电量增量的占比-用电量结构的占比数据来衡量该细分行业对二产（或三产）用电量的拉动贡献情况。选择二产细分行业中，用电量绝对值前 12的行业进行分析，2025年 7月起电子设备制造业景气度显著提升并延续至今（单月用电量贡献排名基本保持前三），非金属矿物制品业用电量持续承压。三产中，批发和零售业（含充换电）、信息传输软件服务业（含数据中心）用电量的快速增长为近期三产用电量高增的主要因素。展望后续，进入下半年二产此前低基数效应逐步减弱，三产景气度持续下，预计全社会用电量增速相较上半年或有回落。

图表8：二产用电量较大细分行业单月用电量贡献度

来源：国家能源局，i

备注：如 26M4 电子设备制造业 4.5%计算公式为：（2026 年 4 月电子设备制造业用电量-上年同期）/（2026年 4 月二产用电量-上年同期）-（2026 年 4 月电子设备制造业用电量/当月二产用电量），即用细分行业用电量增量占比-结构占比

图表9：三产细分行业单月用电量贡献度

来源：国家能源局，i

1.2供需双轮驱动带动煤价上涨，看好能源通胀下的电价上涨

2026 年初至今现货煤价持续攀升，秦皇岛 5500 大卡动力煤价已达 860 元/吨，较年初上涨27%；印尼进口4200大卡动力煤达 723元/吨，较年初上涨 40%（折 5500大卡为947元/吨，与国内价差达 88元/吨）。我们认为年初至今动力煤价格上涨，本质上是阶段性供需错配的体现叠加地缘影响的催化（火电发电量低基数下高增长、山西事故后的安监趋严、海峡影响全球能源价格提升、印尼产能限制等）。5月中下旬起，伴随气温提升电厂日耗开始提升，补库需求有所释放，电厂库存煤炭已升至 27 天。结合我们此前讨论火电发电量将在上半年保持增长，预计煤价6 月表现仍较为强势；7-8月若水电电量恢复火电增量或转负，煤价或迎阶段性压制。但是煤价均价同比抬升已成既定事实，因此看好电价的持续抬升。

能源通胀带动的电价上涨已经开始显现，传导机制从现货电价向月度电价向年度长协逐步传导。以广东为例，今年 4 月和 6 月均出现现货电价超 0.6 元/度的现象，广东 5-6 月月度电价均超 0.4元/度（2026年度长协为 0.372元/度）。江苏6 月月度电价已连续4个月持续上涨，目前达 0.351元/度，超过2026年度长协的0.344元/度。

从代购电数据来看（用户侧），尽管 2026年1-6月各省平均代购电价仍在持续下降中，但已有企稳趋势（两年相较差值较大主要系去年煤价中枢的下跌和容量电价的提升）。展望后续，一方面煤价中枢上行趋势下，看好燃料成本上涨对电价形成支撑，另一方面电力供需最为宽松的阶段也即将过去，此外，预计 2027 年用户对年度长协的需求程度也将相较2026年提升，因此看好电价中枢的提高。

1.3算电融合打开电力的成长空间，关注从主题行情向产业趋势的演绎

政策端持续完善，为算电融合落地提供制度基础。从 2025 年末开始，绿电直连政策持续落地，从经济上通过输配电费的调整提升了算电融合的盈利能力、从一对多直连的角度提升了绿电直连项目的存续能力、政府工作报告及十五五规划明确算电融合，政策端的框架已经基本搭建完毕，后续关注各省细则的落地。本周，广东省发布《广东省人工智能发展促进条例（征求意见稿）》，提出省政府应统筹推动算力、电力及通信网络一体化布局。我们看好能源公司参与数据中心建设及运营，从单纯卖电走向算电融合，延伸产业链的同时实现了电力的市场化，看好如豫能控股参股算力项目，雅砻江水电与中国电信共建算电融合项目等模式的更广泛推开。

图表19：2025年至今绿电直连核心政策

2026 年 5 月

《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（688号文）

国家发改委、国家能源局

在 650号文基础上，将绿电直连由单用户“一对一”扩展至多用户“一对多”；明确优先支持算力设施、绿氢氨醇等新兴产业开展绿电直连。投资模式上项目原则上由电源方与负荷方合资。

来源：国家发改委，国务院，国金证券研究所

图表20：2026年以来算电协同项目加速涌现

来源：国家能源局，公司公告，中国能源网，各地人民政府，国金证券研究所

2025年 9月，国家发展改革委印发《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（1192号文），对绿电直连项目的电费缴纳方式作出系统性调整，核心变化是输配电费从“按电量计费”模式转向“按容量计费”模式，降低了绿电直连项目的综合用电成本。输配电费方面，项目实行按容（需）量缴纳输配电费，下网电量不再缴纳系统备用费、输配环节的电量电费。月度容（需）量电费计算方法为：容（需）量电费=按现行政策缴纳的容（需）量电费＋所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量。系统运行费方面，项目使用公共电网时暂按下网电量缴纳，即自发自用部分无需缴纳系统运行费，并暂免缴纳自发自用电量的政策性交叉补贴新增损益；后续将逐步向按占用容量方式缴费过渡。

以宁夏地区项目为例，按照 1192号文的绿电直连项目电费缴纳方式，平均负荷率取66.38%，绿电直连部分下网电价按宁夏中卫数字信息产业开发区发展规划取0.36元/千瓦时，则该项目在绿电直连比例为 58%时，绿电直连部分和普通购电部分电网侧中间费用将从 0.1735元/千瓦时分别降低至 0.0873 元/千瓦时和 0.1456 元/千瓦时，节省的费用将成为绿电运营项目与数据中心的收益提升来源。

图表23：绿电直连与普通下网情况下电价对比

来源：《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》、网上国网、国金证券研究所 注：以宁夏地区项目 58%绿电直连为例

从“双碳”到“算电”，两轮电力行情对照。受双碳政策、电改持续深化等影响，2020-2022年电力板块出现持续超额收益。2020 年 9 月 22 日我国在联合国大会首次提到力争 2030 年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和目标，电力行业作为能源转型核心环节，市场给予电力板块新能源装机快速成长下的估值重估。自 2020 下半年板块开始启动，并迎来长达接近两年的持续性上涨，期间电力板块最大涨幅达 65%，风电子板块最大涨幅达203%、光伏达 152%。

2020年初至今涨跌幅

聚焦 2020-2022 年板块上涨行情期间，区域公司、区域新能源运营商、全国新能源龙头、全国火转绿龙头公司分批上涨。复盘个股来看，板块内部呈现明显分批接力上涨趋势。（1）2020 年 9 月双碳目标首次提出后，新能源运营商均开始上涨。（2）2021 年 2 月中下旬板块再次启动，区域新能源公司如福能股份、中闽能源等开始启动，港股区域龙头新天绿色能源、全国龙头中广核新能源、龙源电力 H 等大幅上涨。（3）2021 年 2 月-9 月期间，全国新能源运营商开始上涨。（4）2021 年四季度，受益于预期困境反转，1439 号文发布扩大电价上限，全国性龙头公司开始领涨，后续伴随龙头公司新能源发展亦迅速、火电认知逐步纠偏，火转绿龙头公司波动上涨。

算电融合主题从年后至今经历了两轮行情，行情结构正在从点状项目催化走向区域性及全国性公司的价值重估。第一轮行情中，领涨标的主要集中在已从电力向算力投资的小市值公司，市场交易的核心是题材弹性，行情呈现点状扩散特征。4月中下旬以来，行情逐步向区域能源集团和大型电力投资主体演绎，市场关注点从单一项目签约，转向电源资源、区域负荷和数据中心承接能力。行情主线由点及面，从个别项目公司扩展至区域性能源平台，尤其是数据中心节点所在省份的省属能源平台，未来将进一步向全国性公司中推进电力大基地向电算大基地的企业进行延展。

备注：截止 2026年 6月 5日，豫能控股上涨 279%，华电辽能上涨 592%，大唐发电上涨 123%未显示全

从交易层面来看，双碳行情中板块最大成交量占比为16.6%、成交额占比为 9.4%。最新板块成交量占比仅 8.1%、成交额占比仅 3.4%。我们看好电力公司未来通过参股或控股数据中心，参与算力基础设施收益分配。传统模式下，电力公司盈利仍受售电价格和电价机制约束。算电融合模式下，电力公司可依托低成本电源、绿电直连、地方产业协同和资金优势，与负荷端共同投资数据中心，实现“发电—算力”一体化运营，既锁定了稳定的内部消纳渠道，又延长了产业链价值，切实提升公司盈利的稳定性与抗风险能力。沿海负荷中心的能源集团预计可通过参股省级数据中心平台的方式切入算力节点，西北大基地则有望从煤火风光大基地进一步转向电算一体化基地。电力板块基本面处于底部、机构配置比例偏低，算电融合有望成为电力公司商业模式重估的重要抓手。

1.4关注板块依旧低配低估，年初至今表现优异

2025年基金持仓大幅回落，关注低配下的投资机会。2025年Q3、Q4公募基金对公用事业板块配置比例大幅回落，2025Q3 环比下降 0.70pct 至 0.44%（GJ 公用样本股，下同），2025Q4 环比下降 0.05pct 至 0.39%，持仓已经接近 2021 年以来最低值。2026Q1 板块受益于算电融合主题行情，基金持仓小幅回升至0.45%，但仍处于显著低配状态。公用事业板块当前持仓已处历史低位，但板块盈利稳定性、现金流质量和分红能力仍在改善，市场对电价、消纳等短期扰动已有充分反映。低配之下，稳健资产的配置价值更易在业绩兑现与分红提升中重新获得定价。

备注：包括 GJ公用合计 100支样本股，板块基金配置比例=重仓股汇总的该板块配置市值/基金重仓股票投资市值。基金统计口径：偏股型基金（不含指数型)=开放式股票型基金（不含指数型）+开放式偏股混合型基金+开放式灵活配置型基金+封闭式股票型基金（不含指数型）

拆分板块来看，26年一季度末电力各子板块公募持仓比例均位于历史低位。具体而言，26年一季度末 GJ 火电、GJ 水电、GJ 核电、GJ 绿电、GJ 燃气基金配置比例分别为 0.11%、0.11%、0.03%、0.11%、0.09%，同比分别-0.24pct、-0.44pct、0.00pct、-0.03pct、0.02pct。火电、水电调整幅度较大，火电、水电配置比例均为 2022 年以来新低，各板块均处于低配状态。

2026年初至今公用事业板块涨幅 19.72%，在申万31个一级行业中位列第 5。从子板块看，火力发电、光伏发电涨幅居前，年初至今分别上涨 44.05%和 31.65%，在申万 259 个三级行业中位列第 15和第 24，显著领先其他细分板块，整体表现与算电融合主题行情相关性较强。

二、火电：市场化交易带来收入超额，利润有望在Q2 筑底回升

26Q1火电板块归母净利润同比下滑 2.1%，扣非归母净利润同比下滑 0.6%，降幅显著好于市场预期，我们预计除 Q1 煤价同比有下降外，电价降幅好于市场预期为主要原因。参考2025 年全国性公司火电电价同比下降 1-3 分/度，降幅均少于 2025 年初长协电价落地后市场预期。根据江苏、广东电力交易中心，2025年度广东、江苏年度长协价格分别同比下降7.4分/度、4.1分/度，而2025年火电实际结算电价粤电力同比下滑5.8分/度，江苏国信同比下滑 3.1分/度，均优于预期。究其原因我们认为一方面为 2026年长协电量占比下降，而上半年部分省份月度及现货价格已有回升，另一方面为火电通过市场化交易多发高价效益电，拉高了部分结算电价；华能国际在 2026 年一季度公开电话会议中也提到，一季度通过市场化交易电价增加 1.5分/度，也印证了我们的观点。

以山东电力交易中心披露的分时段发电侧实时电价为例，我们通过对山东日频数据平均得到月频处理数据，可以发现现货电价日内呈现典型的“两峰一谷”特征，主要反映电力系统净负荷的时段性变化。早晚高峰期间，终端用电需求集中释放，系统边际机组出清价格上行，推动现货电价抬升；午间时段受光伏集中出力影响，净负荷明显回落，低边际成本电源占比提升，现货电价随之下探。火电作为可灵活调节负荷机组，整体电量或为下降，但高价格电量占比提升（即早晚高峰期间），部分时段甚至高于中长期交易价格，因而在发电曲线显著下，火电有望获得额外收入。

容量电价方面，两部委规定2026年煤电容量电价下限为 165元/千瓦年，甘肃、吉林等地容量电价超额提升，看好火电收入中稳定电价部分的比例继续提高。根据国家发改委、国家能源局《关于建立煤电容量电价机制的通知》，容量电价政策自 2024年 1月1 日开始实施，其中要求 2024-2025年，省级电网中河南、湖南、重庆、四川、青海、云南、广西等七个省份煤电机组固定成本回收比例是 50%，对应容量电价 165 元/千瓦·年；其余省份成本回收比例为 30%，对应容量电价 100 元/千瓦·年；2026 年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于 50%。从 2026 年实际执行情况来看，部分省份出现超额提升，天津、四川执行 231元/千瓦·年，吉林、甘肃、云南等提高至 330元/千瓦·年。此外，4 月 21 日辽宁省发改委发布征求意见稿，拟自 2027 年起建立发电侧可靠容量补偿机制（涉及公用煤电机组、电网侧独立新型储能等），标准暂按370元/千瓦年执行。我们预计容量电价预期仍有提升空间，火电度电收入中的稳定部分比例有望持续扩大。

图表35：2026年甘肃、吉林等地容量电价超额提升

来源：国家发改委，各地能源局、发改委，国金证券研究所 备注：广西、青海 2026年容量电价为征求意见稿

在第一章中我们分析了，下半年用电量增速有所回落下、伴随水电的恢复火电发电量增速持平或转负，预计 7月后煤价继续大涨概率有限，基于上述观点我们对火电度电利润进行测算。考虑一个月煤炭库存后，2026Q1、2026Q2秦皇岛港动力煤均价（对应各季度Q5500现货用煤成本）分别为 714、775元/吨，同比分别-48元、/+吨119。我们以华能国际披露的单季煤电度电税前利润为基准，对后续季度盈利能力（度电利润指标）进行测算。煤价方面，假设后续现货煤价Q3 见顶而后保持830元/吨平稳、长协煤价保持690元/吨平稳，考虑南北方电厂供热/供暖对单季煤耗影响，分为A（含供热,50%长协煤）、B（不含供热，50%长协煤）、C（不含供热，90%长协煤）三个类别；考虑 5月至今月度现货电价上涨，月度现货电量占比 30%。以华能国际 2025年单季度电利润为基数进行测算，则B、C组假设下26Q3 度电利润均提升（Q4 受减值、费用等较为集中影响，暂不进行同比计算）。2027年考虑长协电量电价同比上涨1分、市场化交易增利5厘，则 B、C组中 2026Q2均为火电度电利润低点。

图表37：测算2026Q2火电度电利润有望见底

来源：i

三、水电：水文数据改善带动业绩增长，估值端值得期待

年初以来主要流域水库蓄水情况整体好于去年同期，汛前水位基础有所改善。从 5月末水位分位看，金沙江下游、红水河、清江等重点水库同比普遍回升，为后续汛期发电提供一定保障。流域之间仍有分化，长江上游流域来水偏丰，为满足防洪需求三峡电站 5月末水位大幅降低，锦屏一级、瀑布沟等水库 1-5 月来水偏枯，5月末水位分位低于去年同期。整体看，今年水电板块的水位条件较去年同期更为积极，若后续汛期来水延续改善，主要水电公司发电量修复具备基础。

图表38：各流域主要水库蓄水分位点

来源：长江水利网、珠江水利委员会，四川省水文水资源勘测中心，湖北省水文水资源中心，国金证券研究所

根据各省水文网站数据，1-5 月金沙江下游来水整体接近去年同期；长江上游三峡电站来水偏丰，1-5月同比增长30.6%，5月同比增长达75%。雅砻江1-5月延续2025-2026水文年枯特征来水偏；红水河龙滩电站来水较好，1-5 月入库流量同比增长 56.5%；清江水布垭电站来水明显偏丰，在25 年低基数下同比增长 146%；大渡河 1-5月来水偏枯，入库流量同比小幅下滑。

6月以来降水明显增多，降水主要集中在西南东部、江南西部，有利于水电增发。根据美国气候预测中心（NOAA/CPC）预测，2026年 5-7月出现厄尔尼诺状态的概率为82%，并可能持续至 2026-2027年冬季。伴随汛期来临，全国降水开始增加，中央气象台预报未来 10天西南地区东部、江南西部地区降水量较常年同期偏多 30%-80%，后续水电发电量修复具备支撑。

水电上网电价小幅下滑，总体相对稳定。2025 年由于煤价较低，市场化交易电价位于低位，部分市场化交易水电电量的上网电价受到压制，整体电价略微下滑；雅砻江水电与国能大渡河由于来水偏枯，丰水期发电量比例下降，整体电价微增。2026年一季度，由于市场化交易电价低位影响，水电上网电价仍有小幅下滑。整体来看，水电电价低于多数电源，电价下行风险相对可控。

成熟水电资产现金流稳定充裕，资本开支压力相对较小，常年保持50%以上高分红率。长江电力承诺十五五期间分红不低于当年可供分配利润的70%，川投能源承诺2026-2028年分红不低于当年归母净利润的 50%，国投电力承诺2024-2026年分红不低于当年可供分配利润的 55%，华能水电承诺2024-2026 年分红不低于当年可供分配利润的 50%。2025年川投能源分红率从 43.3%提升至51.3%，其余主要水电公司分红率保持平稳。股息率上，2025年各水电公司股息率均有所提升，除华能水电外均高于 3.5%，叠加市场无风险利率下行，水电公司估值具备弹性。

图表48：水电公司分红承诺

来源：i

利率下行背景下，长江电力息差持续扩大。长江电力自2016年提出连续十年分红承诺后，市场对其稳定分红预期逐步强化，估值体系也由传统 PE估值逐渐切换至股息率定价。2023年以来，我国长端利率持续下行，十年期国债收益率由 2023 年初的 2.83%降至 2026 年 5月31日的1.71%，累计下降112bp。与此同时，长江电力年平均息差自2021年的 0.44%起持续抬升，截至 2026 年 5 月 31 日已提升至 1.93%，显著高于“十三五”以来平均水平。长端利率下行放大了高分红水电资产的相对配置价值，也为公司估值中枢提供了支撑。

四、绿电、核电、燃气仍需关注量价的边际变化

4.1绿电：承压仍在进行，关注绿证、消纳、电价

近年新能源装机持续高增，电量增长抵消电价下行影响下 2023-2024年收入端尚可保持增长，2025 年绿电板块实现营收3120亿元（同比-5.2%），营收开始下降主要为 2025年6 月新能源全面市场化后（136号文）电价再次大幅下降影响；而成本端改善相对有限下，2025年绿电归母净利润仅完成363亿元（同比-23.6%）。2026Q1受风资源偏弱、消纳压力等致使风电电量下降以及电价基数影响，板块归母净利润同比大幅下滑35.5%。

来源：Wind，国金证券研究所

来源：Wind，国金证券研究所

对绿电归母净利润同比变动进行拆解来看，营收同比下滑仍然为业绩下滑的最主要因素，以2026 年一季度为例，营收影响权重占78%（营收同比下滑/归母净利同比下滑\*100%）、所得税同比减少对利润为正向贡献、权重为-14%，期间费用减少亦有一定程度增厚利润（权重为-1%）。此外，受2025年 11月 1日起陆风增值税即征即退 50%取消政策影响（海风为2028 年 1 月 1 日起取消），其他部分（主要为其他收益）亦对归母净利润下滑存有 12%权重。

图表55：A股绿电板块单季归母净利润同比变化拆解

来源：Wind，国金证券研究所 备注：成本及费用类科目的增长记为负值，反之亦然

新能源装机持续高增下，我国消纳压力进一步加大，2026年 1-3月全国风电、光伏累计利用率分别为 91.9%、91.2%，同比分别下降 1.5、2.6个百分点；但另一方面，2026年绿证价格同比有所提升，考虑为在 2024 年已对电解铝提出绿电消费目标、并使用绿证核算的基础上，2025年五部门《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》进一步提出要加快提升钢铁、有色、建材、石化、化工等行业企业和数据中心，以及其他重点用能单位和行业的绿色电力消费比例。我们认为，伴随企业履约、出口供应链低碳要求、绿电消费认证和政策考核提升，后续绿证价格有望持续提升。

复盘过去几年绿电的估值与业绩数据，绿电的估值提升恰好发生于利润高增及ROE的高点，伴随绿电装机增速的回落和 ROE的回落（2024年增速已转负），绿电的估值体系也从偏成长的 PEG 走向偏价值的 PB-ROE 定价体系，当前 ROE 及利润增速仍在下行。预计十五五伴随跨省跨区输电通道完善、灵活性调节资源加快建设、市场机制的陆续完善，风光消纳压力有望逐步缓解。期待绿电消纳问题解决、电能量价格企稳、环境价值提升，绿电业绩触底回升，关注基本面右侧的投资机会/非业绩期的政策预期。

4.2核电：投产高峰临近，关注电价政策

辽宁核电机制电价落地，期待更多省份政策催化。辽宁省发改委印发《关于 2026 年辽宁省核电机组参与电力市场化交易有关事项的通知》，政策规定 2026年执行差价结算机制的核电机组，其纳入机制的电量规模、电价水平（以下简称机制电价）等由省发展改革委明确。对纳入机制的电量（以下简称机制电量），市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，差价结算费用暂纳入系统运行费用，由全体工商业用户进行分摊。在电力供需宽松和绿电入市冲击的背景下，核电参与市场化交易导致电价承压，机制电价的落地可稳定存量核电机组业绩预期、明确未来新增装机带来的利润增厚，有望让核电重回公用事业化的轨道，期待更多省份核电机制电价的落地。

图表60：辽宁省发改委印发《关于2026年辽宁省核电机组参与电力市场化交易有关事项的通知》

来源：辽宁省发改委，国金证券研究所

在建及核准机组储备充足，核电装机成长确定性较强。截至 2025年底，我国核电在运59台机组，装机容量 62.52GW，2025 年仅漳州1号机组实现并网。2026年初漳州2号商运，2026年 4月太平岭1号商运，截至目前在建机组 35台。受十三五期间核电核准节奏放缓影响，十四五前期核电机组投产较少。随着核准重启后在建及核准机组陆续进入投产窗口，2026年起核电将迎来新一轮投产高峰。

4.3燃气：消费量继续承压，关注毛差修复情况

天然气表观消费同比下滑，国产气产量增速放缓。2026年 1-4月，全国天然气表观消费量1372 亿方，同比下降 2.3%，降幅与去年同期基本一致，主要系工业用气恢复偏弱，城燃及气电需求表现亦低于预期，共同拖累天然气消费。供给端，1-4月全国规模以上天然气产量899.8亿方，同比增长2.7%，增速较此前有所回落。终端需求偏弱对产量释放形成一定约束，天然气产销均呈现偏弱运行特征。

天然气价格受地缘扰动影响分化，欧洲及国内 LNG 价格明显上涨。2025 年底，美国 HH、欧洲 TT

元/吨；截至 2026年5月29日，三者分别为 3.27美元/百万英热单位、46.04欧元/兆瓦时、5834 元/吨，较年初分别变化-11.8%、+62.0%、+76.7%。欧洲和中国天然气价格涨幅较大，主要受地缘政治扰动及 LNG 供应预期变化影响；美国 HH 价格仍受本土供需宽松约束。近期地缘扰动边际缓和，主要气价已有回落，但现货市场不确定性仍较高。

城燃销气毛差延续修复，成本上行或影响后续改善节奏。2025年，主要城燃公司销气毛差继续修复，除昆仑能源受业务结构调整影响外，样本公司毛差基本回升至0.54元/方以上。2026年以来，地缘政治扰动推升天然气价格，城燃公司采购成本仍有压力。考虑居民气顺价推进节奏、上游成本传导时滞及工商用气需求恢复偏弱，预计城燃公司毛差短期有所承压，后续改善仍取决于气源成本回落、顺价情况和终端需求修复情况。

五、相关标的

业绩时间线行至半程，主题事件线愈发清晰。业绩时间线上，逐步从年初开始的煤炭→Q1业绩后的火电→汛期水电的思路过渡，关注相关标的：煤炭：兖矿能源、陕西煤业；火电：皖能电力、宝新能源、华能国际A+H、国电电力、华润电力；水电：长江电力、国投电力。主题事件线上，央国企市值管理与资本运作，关注：川投能源、华电国际；持续跟进算电融合进展。

六、风险提示

煤价波动幅度超预期：若进口煤价格、国际能源价格扰动导致煤价超预期上涨，火电度电燃料成本可能重新抬升，压缩电量增长和容量电价带来的盈利改善空间，并影响火电自由现金流转正、资产负债率下降及分红能力提升的持续性。

绿电装机及消纳情况不及预期：新能源全面入市后，绿电盈利对利用小时、市场化交易电价和消纳水平更加敏感。若风光装机继续快速增长但电网外送、调节电源及负荷增长不及预期，弃风弃光率可能抬升，大发时段电价折价扩大，导致绿电电量增长难以转化为收入和利润增长。

电力体制改革政策出台不及预期：若电力市场化改革推进节奏慢于预期，或机制电价、容量补偿、辅助服务收益、系统运行费用分摊等细则落地不及预期，相关资产盈利稳定性和现金流改善可能弱于判断，影响公用事业化重估逻辑兑现。

行业投资评级的说明：

买入：预期未来 3－6个月内该行业上涨幅度超过大盘在 15%以上；

增持：预期未来 3－6个月内该行业上涨幅度超过大盘在 5%－15%；

中性：预期未来 3－6个月内该行业变动幅度相对大盘在 -5%－5%；

减持：预期未来 3－6个月内该行业下跌幅度超过大盘在 5%以上。

特别声明：

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