2026年公用事业中期策略：煤价电价共振上行，算电融合打开估值空间

一、煤电价格共振——上半年煤价上涨27%与电价拐点确认

1.1 年初至今国内现货煤价涨幅达27%（秦港Q5500达860元/吨）

秦皇岛5500大卡动力煤价年初至今上涨27%至860元/吨，印尼进口4200大卡动力煤达723元/吨（较年初+40%，折5500大卡为947元/吨，与国内价差达88元/吨）。年初至今煤价上涨本质上是阶段性供需错配的体现叠加地缘催化——火电发电量在低基数下高增长（1-4月同比+3.6%，去年-4.1%），山西事故后安监趋严、海峡影响全球能源价格、印尼产能限制等因素共同推升。5月中下旬起气温提升带动电厂日耗上升，补库需求释放，预计6月煤价表现仍较强势；7-8月若水电电量恢复，煤价或迎阶段性压制，但均价同比抬升已成既定事实。

1.2 2026年5月广东现货电价再次提升，月度电价结束连续15个月地板价

广东4月和6月均出现现货电价超0.6元/度的现象，5-6月月度电价均超0.4元/度（2026年度长协为0.372元/度），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。江苏月度电价从2月0.313元/度持续上涨至6月0.351元/度，超过年度长协电价的0.344元/度。山西现货电价中枢亦有所上行。能源通胀下的电价上涨趋势已初步形成，传导机制从现货→月度→年度长协逐步传导，这是下半年电力板块持续跟踪和确认的主要方向。

1.3 2026年2月至今江苏月度电价持续提升（6月达0.351元/度，超过年度长协）

江苏6月月度电价已连续4个月持续上涨，达0.351元/度，超过2026年度长协的0.344元/度。月度电价的持续改善反映电力供需格局正在从宽松走向边际收紧，火电通过市场化交易多发高价效益电的能力得到验证。江苏作为华东负荷中心省份，其电价走势具有风向标意义，电价改善信号的持续强化将直接提振市场对火电板块盈利预期的信心。

1.4 2026年1-6月代购电价下降趋势有所改善

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（两年差值较大主要系去年煤价中枢下跌和容量电价提升）。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，看好电价中枢的提高。电价端的反馈正在同步形成，板块走出通缩的方向已经明朗。

二、火电业绩底部确认——市场化交易带来收入超额，Q2筑底回升

2.1 2026Q1火电板块归母净利润同比仅下滑2.1%（大超市场预期）

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。除Q1煤价同比有所下降外，电价降幅好于市场预期为主要原因。2025年广东、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降幅均优于预期——粤电力同比下滑5.8分/度，江苏国信同比下滑3.1分/度。核心原因在于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，火电通过市场化交易多发高价效益电拉高结算电价（华能国际Q1通过市场化交易电价增加1.5分/度）。火电发电的灵活性价值和做市能力得到充分体现。

2.2 2026年甘肃、吉林等地容量电价超额提升（达330元/千瓦·年）

两部委规定2026年煤电容量电价下限为165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%。从实际执行情况看，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（超额100%）。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，标准暂按370元/千瓦·年执行。容量电价仍有提升空间，火电度电收入中的稳定部分比例有望持续扩大，公用事业化属性持续强化。

2.3 火电度电利润测算（2026Q2为低点，Q3有望改善）

以华能国际披露的单季煤电度电税前利润为基准进行测算：考虑一个月煤炭库存后，26Q1、26Q2秦港Q5500均价分别为714、775元/吨，同比分别-48元/吨、+119元/吨。假设后续现货煤价Q3见顶后保持830元/吨平稳、长协煤价保持690元/吨平稳，B、C组假设下26Q3度电利润均较Q2改善。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，26Q2为火电度电利润低点。Q2火电业绩底部基本确立，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。

2.4 现货电价与中长期交易电价存在明显价差（火电灵活性价值兑现）

以山东电力交易中心披露的分时段发电侧实时电价为例，现货电价日内呈现典型的“两峰一谷”特征——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；午间受光伏集中出力影响净负荷回落，现货电价随之下探。火电作为可灵活调节负荷机组，虽然整体电量或下降，但高价格电量占比提升（早晚高峰时段），部分时段电价甚至高于中长期交易价格。火电通过“削峰填谷”获取额外收入的能力正在被市场重新定价，灵活性价值从理论走向兑现。

三、算电融合——从主题行情走向产业趋势

3.1 2026年以来算电协同项目加速涌现（中金数据、甘肃电投、豫能控股等）

2026年以来算电协同项目密集落地：中金数据新疆零碳算力集群（1.44GW，总投资313.68亿元）；甘肃电投庆阳绿电聚合试点项目首批并网（总规划200万千瓦，直供庆阳数据中心集群）；豫能控股拟以不超过14亿元参股投资先天算力（河南）科技；大唐新能源中卫大数据算力产业绿电园区一期部分投运（年可满足数据中心22.9亿千瓦时用电）；雅砻江水电与中国电信共建两河口算电融合示范项目。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。政策端绿电直连（650号文、1192号文、688号文）已搭建起制度框架，算电融合从主题行情逐步迈向产业趋势，节奏上对标2020年双碳行情。

3.2 绿电直连与普通下网情况下电价对比（直连节省电网中间费用）

2025年9月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”转向“按容量计费”，降低了绿电直连项目的综合用电成本。以宁夏地区项目（58%绿电直连）为例，普通情况下网电价为0.4286元/千瓦时；1192号文下绿电直连部分下网电价为0.3600元/千瓦时，节省0.0862元/千瓦时；普通购电部分为0.4007元/千瓦时，节省0.0279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。绿电直连的经济性优势决定了算电势必融合，看好电力公司通过参股/控股方式参与算力设施建设和运维，从能源底座转向算力底座。

3.3 2026年初至今公用事业板块涨幅19.72%（申万第5），火力发电+44.05%

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。子板块中火力发电上涨44.05%、光伏发电上涨31.65%，在申万259个三级行业中位列第15和第24。算电融合主题从3月开始演绎，5月进一步加速，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。行情结构从点状项目催化向区域性及全国性公司的价值重估演进——第一轮以已从电力向算力投资的小市值公司领涨；4月中下旬后向区域能源集团和大型电力投资主体演绎。后续将向全国性公司中推进电力大基地向电算大基地的企业延展。

3.4 公用事业板块基金配置比例降至0.45%（历史低位，低配明显）

2025年Q3、Q4公募基金对公用事业板块配置比例大幅回落，2026Q1虽受益于算电融合主题行情小幅回升至0.45%，但仍处于历史显著低配状态。拆分板块看，火电、水电配置比例分别降至0.11%，均为2022年以来新低。最新板块成交量占比仅8.1%、成交额占比仅3.4%，对比2020-2022年双碳行情中板块最大成交量占比16.6%、成交额占比9.4%，当前交易热度仍有较大提升空间。板块大部分低估值已迎来业绩拐点，算电融合进一步打开估值空间，低配低估下主题行情有望持续演绎，由点及面、由区域到全国。