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

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。
图表1：煤与电行情的三维框架
来源：国金证券研究所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。行业中期报告扫码获取更多服务
图表2：2026M4 二产用电量增量占62%（单位：亿千瓦时）
来源：国家能源局，国金证券研究所
图表3：2026M4 风光发电量增量占比37%（单位：亿千瓦时）
来源：国家统计局，国金证券研究所
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
来源：国家统计局，国金证券研究所从二产、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80%75%64%40%26%45%103%72%80%61%55%55%54%70%65%61%54%28%28%44%56%68%47%46%37%32%40%34%60%79%42%50%78%65%42%62%-30%0%30%60%90%120%-500一产二产三产城乡居民二产增量占比132%25%46%39%33%51%20%11%1%43%20%20%78%19%50%69%40%29%48%118%45%123%84%144%129%78%65%102%50%1%113%183%46%-5%37%-90%-30%30%90%150%210%-600-200火电水电风电光伏核电风光增量占比8.9% 8.5%8.6%10.4%-30%-15%0%15%30%45%-12%-6%0%6%12%18%火电发电量同比全社会用电量同比风光发电量同比（计算值，右轴）行业中期报告扫码获取更多服务中，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5：2025 年二产细分行业用电结构
图表6：2025 年三产细分行业用电结构
来源：iFind
图表7：2025 年上半年二产增量用电量处于低基数（亿千瓦时）
来源：国家能源局，iFind
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，iFind19%13%10%10%6%4%5%4%3%3%3%3%17%电力、燃气及水的生产和供应业有色金属冶炼及压延加工业黑色金属冶炼及压延加工业化学原料及化学制品制造业非金属矿物制品业采矿业计算机、通信和其他电子设备制造业金属制品业石油、煤炭及其他燃料加工业纺织业电气机械和器材制造业橡胶和塑料制品业其他27%25%14%11%10%7%5%1%公共服务及管理组织批发和零售业交通运输、仓储、邮政业房地产业信息传输、软件和信息技术服务业住宿和餐饮业租赁和商务服务业金融业22%8%16%40% 42% 39%4%-10%0%7%19% 31%49% 53%14%5%12%38% 35%24%32%42%32%-4%20%-16%0%16%32%48%64%-100二产细分行业当月用电量增量/亿千瓦时传统高耗能（除公用）新兴制造业公用事业行业其他传统高耗能（除公用）增量占比（右轴）传统高耗能（除公用）结构占比（右轴）行业中期报告扫码获取更多服务备注：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，iFind1.2 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。
图表10：年初至今国内现货煤价涨幅达27%
图表11：年初至今进口煤较内贸煤价差扩大（元/吨）
来源：iFind1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月平仓价:动力煤:山西优混(5500):秦皇岛(元/吨)2022-012022-042022-072022-102023-012023-042023-072023-102024-012024-042024-072024-102025-012025-042025-072025-102026-012026-04平仓价:动力煤:山西优混(5500):秦皇岛印尼进口动力煤（广州港，4200折5500大卡）行业中期报告扫码获取更多服务
图表12：近期电厂煤炭库存开始回升
图表13：近期港口库存持续提升
来源：iFind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。
图表14：2026 年5 月广东现货电价再次提升
图表15：2026 年5-6 月广东月度电价均超0.4 元/度
来源：广东电力交易中心，国金证券研究所来源：江苏电力交易中心，国金证券研究所
图表16：2026 年2 月至今江苏月度电价持续提升
图表17：山西现货电价中枢亦有所上行
来源：广东电力交易中心，国金证券研究所来源：山西电力交易中心，国金证券研究所从代购电数据来看（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1100013000150001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月重点电厂:库存煤炭(万吨)1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月煤炭:库存:分区域:北方(万吨)574.731月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月日前现货成交电价:平均电价:燃煤:广东
373 372 372 373
1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月广东市场化交易当月成交电价（元/兆瓦时）325 313 318 324 338 3511月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月江苏市场化交易当月成交电价（元/兆瓦时）1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月出清算术均价:电力:日前市场:山西行业中期报告扫码获取更多服务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。
图表18：2026 年1-6 月代购电价格下降的趋势有所改善
来源：iFind1.3 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
时间政策/文件发布部门核心内容
2025 年3 月
《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》（262 号文）国家发改委等五部门完善绿证核发、交易、核销、消费认证和国际应用机制；明确加快提升钢铁、有色、建材、石化、化工等行业企业和数据中心绿色电力消费比例，国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例在80%基础上进一步提升。
2025 年5 月
《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（650 号文）国家发改委、国家能源局国家层面首次系统明确绿电直连定义、项目边界、建设模式、运行管理、市场交易和费用缴纳要求；绿电直连由新能源通过直连线路向单一电力用户供给绿电。
2025 年9 月
《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）国家发改委、国家能源局明确绿电直连、零碳园区、源网荷储一体化等就近消纳项目公平承担输配电费、系统运行费等费用；项目原则上作为统一整体参与电力市场。
2026 年3 月
2026 年政府工作报告
国务院“算电协同”首次纳入政府工作报告和新基建工程，算力与电力协同由产业探索上升至国家基础设施建设方向。
2026 年3 月
算电协同相关国家标准立项国家标准化管理委员会算电协同从政策倡导进入标准体系建设阶段
2026 年5 月
《关于促进人工智能与能源双向赋能的行动方案》国家发改委等四部门明确到2027 年清洁能源与算力设施互动能力显著提升，到2030年人工智能算力设施清洁能源供给保障能力达到世界领先水平，聚焦算力的能源保供、低碳转型，包括强调算电协同、强化低碳管控；算力与能源电力的高效协同，提及对算力设施分类管理，鼓励部分算力成为灵活性负荷、鼓励签订多年期绿电交易合同0.3990.392 0.390 0.387 0.387 0.3820.360 0.3570.3460.3380.330 0.3290.300.330.360.390.42各省平均代购电价（元/千瓦时）2025年1月2025年2月2025年3月2025年4月2025年5月2025年6月2026年1月2026年2月2026年3月2026年4月2026年5月2026年6月行业中期报告扫码获取更多服务
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
时间企业/项目单位项目名称项目阶段牵头主体属性项目情况
2026 年
1 月
中金数据集团、昌吉市政府、昌吉州国投中金数据新疆零碳算力集群签约落地算力方主导，地方国资配合绿电保障项目总体建设目标1.44GW，总投资313.68 亿元；先导项目位于昌吉市新疆信息产业园，投资约78.42 亿元，规划IT 产出约360MW；项目定位为零碳算力园区，并与地方签署绿电战略合作协议。
2026 年
1 月
四川达沃斯生态科技、中晖宁基私募基金等新疆塔城智算产业托里集聚区16000P 算力项目开工算力投资方主导，地方产业园承载项目总投资约22 亿元，位于塔城托里县智算产业集聚区，建设16000P 算力项目。
2026 年
1 月
瑞风新能源、张家口宣化经开区宣化人工智能算力中心项目签署投资框架协议能源企业向算力端延伸项目拟总投资240 亿元，建设“智算中心+绿电+储能”，分五期推进，一期智算中心拟建设不低于3000 机架，预计2028 年2 月前投产。
2026 年
1 月
甘肃电投庆阳新能源庆阳“东数西算”产业园区绿电聚合试点项目首批机组并电源方主导，服务算力园区项目总规划装机200 万千瓦，首批建设100 万千瓦，包括75 万千瓦风电和25 万千瓦光伏，同步配套储能、升压站、变电站及输电线路，直接服务庆阳数据中心集群。
2026 年
2 月
国网北京市电力公司、京能数字产业有限公司、中国电科院北京市海淀区算力中心高比例新能源供电与电算协同项目纳入国家能源局首批新型电力系统试点电网+地方能源数字平台国家能源局第一批新型电力系统建设能力提升试点中，项目方向明确为“算电协同”。
2026 年
2 月
豫能控股参股合盈数据（怀来）智谷算力产业园收购推进中电源端收购算力公司拟以不超过14 亿元参股投资"先天算力（河南）科技有限公司"（持股比例不超过49%），并联合控股股东收购"郑州合盈数据有限责任公司"控股权 。郑州合盈在京津冀节点拥有IT 容量超过1GW 的超大规模绿色算力集群。
2026 年
2 月
中国联通芜湖分公司、国网安徽芜湖供电公司、华电安徽新能源芜湖数据中心算电协同项目纳入国家能源局首批新型电力系统试点运营商+电网+电源方国家能源局第一批新型电力系统建设能力提升试点中，项目方向明确为“算电协同”。
2026 年
3 月
大唐新能源中卫大数据算力产业绿电园区二筹建中电源端主导、算力侧商业合同供电2026 年3 月10 日竞争性优选结果公示。项目总规模260 万千瓦，其中光伏60 万千瓦，风电200 万千瓦。
2026 年
3 月
韶能股份广东韶关算电融合项目筹建中电源端主导、算力侧商业合同供电公司全资子公司广东韶能算电融合投资有限公司拟在韶关乐昌市出资10 亿元设立全资子公司，开发清洁电源业务，落实韶关数据中心集群源网荷储电力一体化中的电源业务。
2026 年
3 月
中国移动青海公司、国家电投黄河公司中国移动柴达木绿色微电网算力中心示范项目在建运营商+电源央企联合项目为100%绿电直供微电网算力中心，由中国移动青海公司和国家电投黄河公司共同投资建设，定位为青海特色算电融合核心示范项目。行业中期报告扫码获取更多服务
2026 年
3 月
国信盈创国信盈创（格尔木）智算中心项签约算力方主导项目总投资约19.92 亿元，拟建设A 级标准数据中心，安装3024 个标准机架，算力规模6000P；项目已通过省级评审及咨询论证，正按程序报送国家相关部委。
2026 年
4 月
腾讯云、远景集赤峰100%绿电直供数据中心落地运营算力方+能源科技企业联合在内蒙古赤峰落地100%绿电直供数据中心，清洁能源不经公共电网中转直接输送至数据中心，综合能源成本降低超40%。
2026 年
4 月
中国华电、中国移动呼和浩特数据中心和林格尔数据中心集群绿色能源供给示范项目已投产运行电源央企主导，算力方消全国首批“电算协同”示范项目，由中国华电运营，一期每年产出7.6 亿度绿电，通过41 公里绿电专线直供和林格尔新区数据中心
2026 年
4 月
中国联通新疆分公司、昌吉州国新疆信息产业园绿电直连算电协同项目获批/纳入绿电直连清运营商+地方国资联合负荷侧为中国联通新疆云数据中心，算力规模8192P，规划18876 个标准机架；电源侧配套10万千瓦光伏、2.5 万千瓦/10 万千瓦时储能和110 千伏专线，实现点对点绿电直连。
2026 年
4 月
新疆浦源慧途数据科技、海南浦源慧途投资合伙企业等丝路慧途智算中交付算力方主导南疆首个智能绿色算力中心，算力规模4000P，采用“风光发电—绿电消纳—算力输出”一体化模式。
2026 年
4 月
新华三集团、海南九垚等西宁开发区绿电智算融合基础设施/西宁智算中心项目签约/改造部署算力方主导总投资165.5 亿元，海南九垚西宁智算中心预计5 月底实现5000P 算力点亮，新华三绿电智算融合基础设施项目推进申报。
2026 年
4 月
晶科科技、中卫市政府宁夏中卫1GW 算力中心项目签署投资协电源端主导、自营延伸至算力端，拟引入战略合作方项目计划总投资约245 亿元，计划部署机柜约5万架，分三期建设；一期IT 功率400MW、二期300MW、三期300MW。当前仍为投资协议阶段。
2026 年
4 月
先河环保收购邢台顺科、邢台智算，打造智算中心已签署产权交易合同环保公司收购算力公司取得邢台顺科100%股权及邢台智算100%股权，合计底价约4.80 亿元，并已签署产权交易合同。收购完成后将取得大数据产业园相关资产，并围绕绿电供应、储能、能效管理、碳监测、节能运维建设零碳产业园。
2026 年
5 月
大唐新能源中卫大数据算力产业绿电园区一部分运营中电源端主导、算力侧商业合同供电一期50 万千瓦光伏项目已投运（直连），150万千瓦风电项目计划2026 年9 月全容量并网（聚合），年可满足中卫云基地数据中心22.9亿千瓦时用电需求。来源：国家能源局，公司公告，中国能源网，各地人民政府，国金证券研究所行业中期报告扫码获取更多服务
图表21：两河口算电融合示范项目
图表22：甘肃电投庆阳绿电聚合项目
来源：新华网，国金证券研究所来源：甘肃电投官网，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
项目普通情况
1192 号文
绿电直连部分普通购电部分上网电价（元/千瓦时）0.25510.27270.2551输配电价（元/千瓦时）0.06000.00000.0000政府性基金及附加（元/千瓦时）0.02130.02130.0213上网环节线损电价（元/千瓦时）0.00680.00000.0068系统运行费（元/千瓦时）0.05150.00000.0515容量电价折算（元/千瓦时）0.03390.06600.0660下网电价（元/千瓦时）0.42860.36000.4007输配电费节省金额（元/千瓦时）-0.08620.0279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%。行业中期报告扫码获取更多服务
图表24：受双碳及电改政策催化2020-2022 年电力板块持续上涨
来源：iFind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。
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
-100%-50%0%50%100%150%2018-2024年涨跌幅电力光伏发电风力发电火力发电上证指数-50%0%50%100%150%200%2020年初至今涨跌幅电力光伏发电风力发电火力发电上证指数2020年9月首次提出双碳1439号文发布160%-50%20%90%160%230%300%2020年9月20日-2022年9月20日部分区域公司涨跌幅豫能控股晋控电力赣能股份甘肃能源天富能源36%284%-50%20%90%160%230%300%2020年9月20日-2022年9月20日部分区域新能源公司涨跌幅新天绿色能源福能股份中闽能源浙江新能江苏新能行业中期报告扫码获取更多服务来源：iFind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。
图表26：2026 年初至今个股涨幅持续扩大
-50%20%90%160%230%300%2020年9月20日-2022年9月20日新能源龙头公司涨跌幅太阳能节能风电三峡能源龙源电力H中广核新能源276%-50%20%90%160%230%300%2020年9月20日-2022年9月20日火转绿龙头公司涨跌幅华能国际华电国际国电电力大唐发电华润电力中国电力81%211%0%50%100%150%200%250%2026年初至今部分区域电力公司涨跌幅粤电力A豫能控股晋控电力华电辽能赣能股份甘肃能源行业中期报告扫码获取更多服务来源：iFind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。23%-20%0%20%40%60%80%2026年初至今部分区域电力公司涨跌幅皖能电力川投能源江苏国信建投能源华能蒙电申能股份京能电力82%-10%10%30%50%70%90%2026年初至今新能源龙头公司涨跌幅太阳能三峡能源节能风电龙源电力龙源电力H19%34%-10%10%30%50%70%90%2026年初至今龙头公司涨跌幅华能国际国电电力华润电力中国电力华电国际大唐发电行业中期报告扫码获取更多服务
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%
来源：iFind1.4 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。
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
来源：iFinD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。-10%2%14%26%38%50%0%4%8%12%16%20%2020/12020/72021/12021/72022/12022/72023/12023/72024/12024/72025/12025/72026/1SW公用事业成交量占比/%SW公用事业成交额占比/%公用事业累计涨跌幅/%（右轴）0.80%0.58%0.45%0.20%0.50%0.35%1.14%1.42%1.37%0.80%0.95%1.12%1.20%1.60%1.43%1.79%2.63%3.29%2.07%1.57%1.05%1.14%0.44%0.39%0.45%4.49%4.08%3.78%3.60%4.15%3.92%4.82%4.54%4.55%4.41%4.57%4.48%4.23%4.64%4.41%4.63%5.03%5.55%4.89%4.60%4.36%4.31%3.98%3.93%4.27%0.0%1.2%2.4%3.6%4.8%6.0%2020-032020-092021-032021-092022-032022-092023-032023-092024-032024-092025-032025-092026-03GJ公用基金配置比例GJ公用市值占A股总市值比例行业中期报告扫码获取更多服务
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%
来源：iFinD2026 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。
图表30：2026 年至今公用事业板块涨幅靠前
来源：iFinD
图表31：2026 年至今火力发电、光伏发电涨幅居前
来源：iFinD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1.04%1.20%0.0%0.3%0.6%0.9%1.2%1.5%GJ火电基金配置比例GJ水电基金配置比例GJ绿电基金配置比例GJ核电基金配置比例GJ燃气基金配置比例19.72%-20%-4%12%28%44%60%2026年初至今板块涨跌幅-15%0%15%30%45%60%2026/12026/22026/32026/42026/52026年初至今涨跌幅电力火力发电光伏发电风力发电上证指数行业中期报告扫码获取更多服务市场预期，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。
图表32：2026Q1 火电板块归母净利润同比-2.1%
图表33：2026Q1 火电板块扣非归母净利润同比-0.6%
来源：Wind，国金证券研究所来源：Wind，国金证券研究所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。
图表34：现货电价与中长期交易电价存在明显价差
来源：山东电力交易中心，国金证券研究所容量电价方面，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。-226
993 1072
-132.9%550.4%34.4% 7.9%9.2%-2.1%-150%0%150%300%450%600%-400火电归母净利润/亿元火电同比（右轴）-508-103-243.4%44.2%25.0%9.7% -0.6%-280%-210%-140%-70%0%70%-600-300火电扣非归母净利润/亿元同比（右轴）山东现货与中长期交易分时段电价（元/兆瓦时）2026/12026/22026/32026/42026/52026M1-5现货实时算术平均（全天）中长期交易加权平均行业中期报告扫码获取更多服务
图表35：2026 年甘肃、吉林等地容量电价超额提升
省级电网容量电价 （元/千瓦·年，含税）提升幅度省级电网提升幅度甘肃230%北京65%吉林230%上海65%云南100%江苏65%广西
248 *
50%浙江65%天津131%安徽65%四川40%福建65%青海
185 *
12%江西65%湖北65%辽宁65%黑龙江65%冀北65%陕西65%河北65%新疆65%山西65%宁夏65%山东65%深圳65%蒙西/蒙东65%广东65%河南0%海南65%湖南0%贵州65%重庆0%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
图表36：容量收入可为火电贡献稳定利润
来源：Wind，国金证券研究所 备注：华电国际2024 年数据未经重述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Q5500动力煤均价（对应各季度现货用煤成本）分别为714、775 元/吨，同比分别-48、+119元/吨。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
单位：元/吨2025Q12025Q22025Q32025Q42026Q1 2026Q2(E) 2026Q3(E) 2026Q4(E) 2027Q1(E) 2027Q2(E)65.7838.52100.5123.27-30华能国际华电国际国电电力大唐发电2024年火电板块净利润构成/亿元容量部分电量部分（含辅助服务等）109.0554.2498.2348.73-30华能国际华电国际国电电力大唐发电2025年火电板块净利润构成/亿元容量部分电量部分（含辅助服务等）行业中期报告扫码获取更多服务现货煤价均值现货煤用煤成本（考虑1 个月库存）现货用煤成本同比变化-162-195-208-101-48长协煤价均值长协煤同比变化-19-25-29-13-8考虑50%现货比例后同比变化-90-110-119-57-28折至标煤同比变化-115-140-151-73-36华能国际煤电度电税前利润/元0.0480.0440.0600.0000.056类别A50%长协煤，含供热2025Q12025Q22025Q32025Q42026Q1 2026Q2(E) 2026Q3(E) 2026Q4(E) 2027Q1(E) 2027Q2(E)含供热煤耗/(克/千瓦时)燃料成本变化折度电/元0.0330.0430.0480.0220.010-0.026-0.045-0.017-0.023-0.012结算电价同比-0.0030.0010.0040.0150.015其中：长协电量电价-0.030-0.030-0.0300.0100.010月度/现货电量电价0.0080.0100.0150.0000.000市场化交易0.0190.0190.0190.0050.005度电利润0.0480.0440.0600.0000.0560.0190.0180.0460.021类别B50%长协煤，不含供热2025Q12025Q22025Q32025Q42026Q1 2026Q2(E) 2026Q3(E) 2026Q4(E) 2027Q1(E) 2027Q2(E)不含供热煤耗/(克/千瓦时)燃料成本变化折度电/元0.0310.0370.0400.0190.011-0.025-0.042-0.017-0.024-0.011结算电价同比-0.004-0.0020.0030.0150.015其中：长协电量电价-0.030-0.030-0.0300.0100.010月度/现货电量电价0.0080.0100.0150.0000.000市场化交易0.0180.0180.0180.0050.005度电利润0.0480.0440.0600.0000.0560.0180.0200.0450.020类别C90%长协煤，不含供热2025Q12025Q22025Q32025Q42026Q1 2026Q2(E) 2026Q3(E) 2026Q4(E) 2027Q1(E) 2027Q2(E)不含供热煤耗/(克/千瓦时)燃料成本变化折度电/元0.0130.0160.0180.0080.005-0.009-0.015-0.005-0.007-0.003结算电价同比0.003-0.0020.0030.0150.018其中：长协电量电价-0.030-0.030-0.0300.015月度/现货电量电价0.0150.0100.0150.0000.000市场化交易0.0180.0180.0180.0050.005度电利润0.0480.0440.0600.0000.0560.0340.0480.0620.044来源：iFind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。行业中期报告扫码获取更多服务
图表38：各流域主要水库蓄水分位点
所在流域
1 月
2 月
3 月
4 月
5 月
乌东德金沙江下游67%76%62%57%48%67%58%60%72%48%66%53%30%40%27%白鹤滩47%32%27%18%15%73%66%45%51%34%78%68%58%47%37%溪洛渡74%71%76%45%44%79%76%80%54%47%87%72%57%53%50%向家坝35%72%36%55%42%88%68%50%60%33%94%63%70%50%50%三峡长江上游76%62%47%45%9%72%59%59%43%33%81%69%67%67%30%锦屏一级雅砻江56%54%30%32%38%81%72%49%36%59%61%51%31%25%23%二滩68%42%33%29%34%79%59%53%39%24%76%56%49%36%38%猴子岩大渡河65%54%30%30%83%80%55%14%60%76%49%44%56%33%81%瀑布沟68%53%26%30%52%68%64%46%41%69%71%61%37%34%52%龙滩红水河46%39%27%28%25%41%35%24%16%23%75%55%38%25%25%水布垭清江75%61%56%51%43%56%53%52%58%61%53%32%32%33%68%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 水文年来水偏枯特征；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。行业中期报告扫码获取更多服务
图表39：溪洛渡平均入库流量情况
图表40：三峡平均入库流量情况
来源：iFinD
图表41：锦屏一级平均入库流量情况
图表42：二滩平均入库流量情况
来源：四川省水文水资源勘测中心，国金证券研究所来源：四川省水文水资源勘测中心，国金证券研究所
图表43：瀑布沟平均入库流量情况
图表44：水布垭平均入库流量情况
来源：四川省水文水资源勘测中心，国金证券研究所来源：湖北省水文水资源中心，国金证券研究所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。100001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月溪洛渡周度平均入库流量（立方米/秒）160002400032000400001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月三峡周度平均入库流量（立方米/秒）1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月锦屏一级周度平均入库流量（立方米/秒）1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月二滩周度平均入库流量（立方米/秒）1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月瀑布沟周度平均入库流量（立方米/秒）1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月水布垭周度平均入库流量（立方米/秒）行业中期报告扫码获取更多服务
图表45：未来10 天全国降水量预报图
来源：中央气象台，国金证券研究所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。
图表46：2025 年水电公司上网电价小幅下滑
图表47：2026 年Q1 水电公司上网电价小幅下降
来源：各公司经营公告，公司财报，国金证券研究所 备注：单位为元/千瓦时来源：各公司经营公告，公司财报，国金证券研究所 备注：单位为元/千瓦时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。0.200.230.260.290.320.35长江电力华能水电雅砻江水电国能大渡河桂冠电力0.070.140.210.280.35长江电力华能水电雅砻江水电桂冠电力2023Q12024Q12025Q12026Q1行业中期报告扫码获取更多服务
图表48：水电公司分红承诺
公司分红承诺长江电力2026-2030 年每年度现金分红不低于当年合并报表归母净利润的70%川投能源2026-2028 年每年现金分红原则上不低于当年合并报表归母净利润的50%国投电力2024-2026 年每年现金分红原则上不低于当年实现的合并报表可分配利润的55%华能水电2024-2026 年每年现金分红不低于当年实现的可供分配利润的50%来源：iFinD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。
图表49：长江电力股息率与十年期国债收益率
来源：iFinD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%。
图表50：2025 年绿电板块营收同比-5.2%
图表51：2026Q1 绿电板块归母净利润同比-35.5%
-1%息差中债国债到期收益率:10年股息率年平均息差2890 3135 3253 3290 312022.4%8.5% 3.8% 1.1% -5.2%-3.2% -6.4%-40%-20%0%20%40%60%绿电营业收入/亿元绿电同比（右轴）31.3%17.3%9.1%-3.9%-23.6%-3.4%-35.5%-40%-20%0%20%40%60%绿电归母净利润/亿元绿电同比（右轴）行业中期报告扫码获取更多服务来源：Wind，国金证券研究所来源：Wind，国金证券研究所
图表52：2025 年风电电价同比降幅集中于8%-10%
图表53：2025 年光伏电价同比降幅差异较大
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
来源：Wind，国金证券研究所
图表55：A 股绿电板块单季归母净利润同比变化拆解
绝对值/亿元2025Q12025Q22025Q32025Q42026Q1营业收入-15.16-17.13-10.85-46.69-31.59营业成本4.504.03-5.58-20.62-2.48期间费用0.980.090.021.390.37资产+信用减值1.15-3.501.840.65-1.97投资收益8.390.37-2.13-0.48-8.28所得税-2.750.862.012.095.77少数股东损益-0.522.40-0.4913.862.51其他-0.150.74-6.35-0.69-4.91合计/亿元-3.55-12.15-21.53-50.49-40.58权重2025Q12025Q22025Q32025Q42026Q1营业收入427%141%50%92%78%营业成本-127%-33%26%41%6%0.453 0.464 0.4200.4750.4070.459 0.443 0.456-4%-8%-8%-10% -10% -10% -11% -11%-13%-10%-8%-5%-3%0%0.000.120.240.360.480.602025年风电上网电价（元/度，含税）同比降幅0.344 0.3180.414 0.420 0.378 0.362 0.369 0.331-4%-5%-7%-8%-10% -11% -11%-19%-25%-20%-15%-10%-5%0%0.000.120.240.360.480.602025年光伏上网电价（元/度，含税）同比降幅-15.16-17.13-10.85-46.69-31.59-80-60-40-202025Q12025Q22025Q32025Q42026Q1绿电板块归母净利润同比变化影响绝对值/亿元营业收入营业成本期间费用资产+信用减值投资收益所得税少数股东损益其他141%50%92%78%-140%-70%0%70%140%210%2025Q22025Q32025Q42026Q1绿电板块归母净利润同比下降影响权重营业收入营业成本期间费用资产+信用减值投资收益所得税少数股东损益其他行业中期报告扫码获取更多服务期间费用-28%-1%0%-3%-1%资产+信用减值-32%29%-9%-1%5%投资收益-236%-3%10%1%20%所得税77%-7%-9%-4%-14%少数股东损益15%-20%2%-27%-6%其他4%-6%29%1%12%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。
图表56：2026 年绿证价格同比有所提升
来源：iFinD
图表57：2026 年1-3 月风电利用率降至91.9%
图表58：2026 年1-3 月光伏利用率降至91.2%
来源：电力行业规划研究与监测预警中心，国金证券研究所来源：电力行业规划研究与监测预警中心，国金证券研究所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。5.556.215.044.814.391月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月绿证挂牌交易均价/元/张94.5%91.5%91.9%90%92%94%96%98%100%1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月全国风电累计利用率94.3%90.8% 91.2%90%92%94%96%98%100%1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月全国光伏累计利用率行业中期报告扫码获取更多服务
图表59：期待绿电回归PB-ROE 估值体系
来源：Wind，国金证券研究所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。行业中期报告扫码获取更多服务
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》
章节具体内容结算机制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、机制电价等由省发展改革委明确。对机制电量，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。机制电量规模2026 年，核电月度机制电量规模在当月机组实际上网电量的基础上，将每日21 小时时段的80%上网电量纳入机制；其余3 小时时段的上网电量不纳入机制。结合核电机组发电运行特性及新能源消纳等实际因素，不纳入机制的3 小时时段，由省电力公司调度机构结合我省电力实际供需情况按月研究，报省发展改革委、省工业和信息化厅同意后明确。原则上选择新能源消纳最为困难的连续3 小时，1-3 月暂定为每日2:00-5:00。机制电价水平机制电价水平按照国家现行核电上网电价政策执行。目前，我省在运的核电机组为红沿河1-6 号机组，其中红沿河1-4 号机组上网电价为0.3823 元/千瓦时，5-6 号机组上网电价为0.3749 元/千瓦时。纳入机制后，红沿河1-6 台核电机组平均机制电价执行0.3798 元/千瓦时。动态调整机制执行期间，电网企业按月统计核电机组电力曲线、电价情况，做好数据分析。核电企业按月做好执行情况和收益情况统计，每月初报上月情况。省发展改革委根据实际执行情况，综合考虑燃料成本变化、现货价格浮动等因素，适时调整价格结算机制相关参数。保障措施不得向核电不合理分摊费用，逐步取消中长期合约阻塞费用分摊，核电机组机制电量不参与中长期交易，计入中长期合同签约比例。核电机组中长期交易申报电量上限，现阶段按装机容量扣除机制电量对应容量后的最大上网能力确定。不参与发电侧容量补偿机制。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。
图表61：预期在建机组投产节奏
来源：国常会，中国核能行业协会，中国核电、中国广核财报，国电投，国金证券研究所备注：图中仅包含在建机组田湾#7海南小堆招远#1徐圩#1陆丰#2白龙#1三澳#1田湾#8三门#3#4徐大堡#3金七门#1太平岭#1#2昌江#3#4徐大堡#1#4三澳#2陆丰#5海阳#3#4陆丰#6徐大堡#2石岛#1#2宁德#5三澳#3漳州#3#4廉江#3#4太平岭#3陆丰#125.027.632.735.238.940.141.431.835.437.939.140.346.348.85.78.18.110.615.515.515.50.025.050.075.0100.0125.02026E2027E2028E2029E2030E2031E中国核电/GW中国广核/GW其他/GW行业中期报告扫码获取更多服务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。
图表62：2026 年1-4 月天然气表观消费量同比-2.3%
图表63：2026 年1-4 月国内规上天然气产量同比+2.7%
来源：iFinD备注：柱状图为左轴，单位亿立方米，折线图为增速（右轴）来源：iFinD备注：柱状图为左轴，单位亿立方米，折线图为增速（右轴）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TTF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。
图表64：2026 年天然气价格受地缘扰动影响分化
来源：ICE，iFinD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。-0.8%-2.2%-2.3%-5%0%5%10%15%20%2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2023年2024年2025年2026年2023年2024年2025年2026年2.9%3.0%2.7%0%2%4%6%8%10%2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2023年2024年2025年2026年2023年2024年2025年2026年100002022/012022/072023/012023/072024/012024/072025/012025/072026/01美国:期货收盘价(连续):天然气:NYMEX(美元/百万英热单位)欧洲:期货收盘价(连续):天然气:TTF:ICE(中国:现货价:液化天然气(元/吨)(右轴)行业中期报告扫码获取更多服务
图表65：全国性城燃公司总销气量增速/%
图表66：2025 年主要城燃公司毛差整体修复
来源：各公司财报，国金证券研究所来源：各公司财报，国金证券研究所 备注：中国燃气2025-2026 财年经营数据未出。昆仑能源下降系加气站业务剥离主营业务；单位为元/方五、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。-10%0%10%20%30%40%华润燃气昆仑能源新奥能源港华智慧能源中国燃气全国天然气消费增速/%0.400.450.500.550.600.65华润燃气昆仑能源新奥能源港华智慧能源中国燃气行业中期报告扫码获取更多服务买入：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。行业中期报告扫码获取更多服务国金证券股份有限公司经中国证券监督管理委员会批准，已具备证券投资咨询业务资格。本报告版权归“国金证券股份有限公司”（以下简称“国金证券”）所有，未经事先书面授权，任何机构和个人均不得以任何方式对本报告的任何部分制作任何形式的复制、转发、转载、引用、修改、仿制、刊发，或以任何侵犯本公司版权的其他方式使用。经过书面授权的引用、刊发，需注明出处为“国金证券股份有限公司”，且不得对本报告进行任何有悖原意的删节和修改。本报告的产生基于国金证券及其研究人员认为可信的公开资料或实地调研资料，但国金证券及其研究人员对这些信息的准确性和完整性不作任何保证。本报告反映撰写研究人员的不同设想、见解及分析方法，故本报告所载观点可能与其他类似研究报告的观点及市场实际情况不一致，国金证券不对使用本报告所包含的材料产生的任何直接或间接损失或与此有关的其他任何损失承担任何责任。且本报告中的资料、意见、预测均反映报告初次公开发布时的判断，在不作事先通知的情况下，可能会随时调整，亦可因使用不同假设和标准、采用不同观点和分析方法而与国金证券其它业务部门、单位或附属机构在制作类似的其他材料时所给出的意见不同或者相反。本报告仅为参考之用，在任何地区均不应被视为买卖任何证券、金融工具的要约或要约邀请。本报告提及的任何证券或金融工具均可能含有重大的风险，可能不易变卖以及不适合所有投资者。本报告所提及的证券或金融工具的价格、价值及收益可能会受汇率影响而波动。过往的业绩并不能代表未来的表现。客户应当考虑到国金证券存在可能影响本报告客观性的利益冲突，而不应视本报告为作出投资决策的唯一因素。证券研究报告是用于服务具备专业知识的投资者和投资顾问的专业产品，使用时必须经专业人士进行解读。国金证券建议获取报告人员应考虑本报告的任何意见或建议是否符合其特定状况，以及（若有必要）咨询独立投资顾问。报告本身、报告中的信息或所表达意见也不构成投资、法律、会计或税务的最终操作建议，国金证券不就报告中的内容对最终操作建议做出任何担保，在任何时候均不构成对任何人的个人推荐。在法律允许的情况下，国金证券的关联机构可能会持有报告中涉及的公司所发行的证券并进行交易，并可能为这些公司正在提供或争取提供多种金融服务。本报告并非意图发送、发布给在当地法律或监管规则下不允许向其发送、发布该研究报告的人员。国金证券并不因收件人收到本报告而视其为国金证券的客户。本报告对于收件人而言属高度机密，只有符合条件的收件人才能使用。根据《证券期货投资者适当性管理办法》，本报告仅供国金证券股份有限公司客户中风险评级高于C3 级(含C3 级）的投资者使用；本报告所包含的观点及建议并未考虑个别客户的特殊状况、目标或需要，不应被视为对特定客户关于特定证券或金融工具的建议或策略。对于本报告中提及的任何证券或金融工具，本报告的收件人须保持自身的独立判断。使用国金证券研究报告进行投资，遭受任何损失，国金证券不承担相关法律责任。若国金证券以外的任何机构或个人发送本报告，则由该机构或个人为此发送行为承担全部责任。本报告不构成国金证券向发送本报告机构或个人的收件人提供投资建议，国金证券不为此承担任何责任。此报告仅限于中国境内使用。国金证券版权所有，保留一切权利。上海北京深圳电话：021-80234211邮编：201204地址：上海浦东新区芳甸路1088 号紫竹国际大厦5 楼电话：010-85950438邮编：100005地址：北京市东城区建内大街26 号新闻大厦8 层南侧电话：0755-86695353邮编：518000地址：深圳市福田区金田路2028 号皇岗商务中心
18 楼1806
【小程序】国金证券研究服务【公众号】国金证券研究