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2026
2025年以来，电价下行使电力板块持续承压，行业在低预期中震荡前行。但当前煤价回升、气价上涨叠加高温负荷抬升，电价修复预期逐步强化。火电、核电、水电、绿电四大板块正从不同路径迎来边际变化。
01
电价：从下行到修复的拐点
2025年以来电力行业的核心压力源于电价持续下行。从代表性电力公司数据看，2024Q1至2026Q1，电价逐季下滑趋势明显。
但多重因素正推动电价反转：一是年初以来煤炭价格持续回暖，秦皇岛港5500大卡煤价已接近2024年年中高点，3月起现货煤价同比转正；二是液化天然气价格3月末起同比上涨；三是厄尔尼诺气候推高今夏高温预期，南方区域用电负荷已连续四日创历史新高，国家发改委预测今夏全国最高用电负荷将达16亿千瓦左右，较去年增加9000万千瓦。
在此背景下，多地电价已开始上涨。广东5月以来现货均价421元/兆瓦时，同比增长30%，5、6月月度电价回升至400元/兆瓦时以上；山东现货电价、江苏月度电价均有不同程度提升。若夏季高温持续，现货电价弹性有望进一步释放，并联动传导至月度及年度长协电价谈判。
02
火电：煤电一体化构筑成本优势
电价回升推动火电景气改善，但煤价波动决定利润留存。今年以来港口现货煤均价764元/吨，同比提升84元/吨。在年度长协电价已定的情况下，现货煤价上涨压缩火电盈利空间。
但不同火电企业对煤价波动的敏感度存在差异。煤电一体化企业通过“煤矿+电厂”布局，将部分燃料来源内部化，在煤价波动中获得更平滑的成本曲线。历史数据显示，2020-2022年煤价快速上涨期间，普通火电单位燃料成本上涨约72%，而煤电一体化样本仅上涨约56%；2022-2025年煤价下行期间，普通火电成本下降约32%，煤电一体化仅下降约15%，进一步印证其成本敏感性更低。在电价修复、煤价高位的背景下，煤电一体化企业受到的成本端扰动相对更小，能更充分受益于电价上涨。
03
核电：量价双升的成长收获期
核电正迎来电价与装机双重拐点。电价端，核电市场化比例已快速提升至约60%-70%，市场化电量与火电电价强挂钩。火电电价回升将为核电释放向上业绩弹性——若市场化电价每上涨1分钱，对主要核电运营商的业绩弹性约3-4亿元。
更关键的是机制电价政策的推广。辽宁率先建立核电可持续发展价格结算机制，约70%电量按机制电价（0.3798元/千瓦时）结算，市场化波动影响明显收窄；广西同步推行差价合约机制。若机制电价新政推广至其他省份，测算可增厚主要核电运营商数亿元业绩。
装机端，2022-2025年连续四年每年核准10台机组，建设周期约5年，“十五五”将进入集中投产期。其中，中国核电2027年装机增速有望达18.3%。核电正迎来量价双升的成长收获期。
04
水电：估值低位，来水改善
2024年9月以来，水电板块估值持续收缩。长江电力当前股息率已回升至3.75%，处于2021年以来80.6%分位数；川投能源股息率处于2021年以来96.4%分位数，优质大水电的绝对收益配置价值突出。
更关键的是机制电价政策的推广。辽宁率先建立核电可持续发展价格结算机制，约70%电量按机制电价（0.3798元/千瓦时）结算，市场化波动影响明显收窄；广西同步推行差价合约机制。若机制电价新政推广至其他省份，测算可增厚主要核电运营商数亿元业绩。
05
绿电：“三元悖论”破局将至
绿电困境源于“三元悖论”：需求高速增长、技术快速降本、资产低周转三者叠加形成负循环。新建项目成本优势挤压存量项目收益，而长达20-25年的折旧期使存量资产无法快速甩掉历史成本，导致“新项目越多、电价越低”的自我强化困境。
但破局信号已现。一是“136号文”将存量与增量项目纳入不同结算框架，新老项目“同台竞价”的制度性矛盾正被纠偏；二是光伏组件、风机价格自2024年下半年以来已基本企稳，成本斜率下行趋缓，行业喘息窗口打开；三是绿证价格自2025年以来稳步上涨，为存量项目提供电价之外的第二收入来源。
用重置成本法测算，当前诸多绿电公司估值已低于极端假设下的贬值空间，安全垫足够厚。行业正从结构性矛盾的缓解走向资产收益率的底部回升。
小结
电力行业正从“迷雾中的低预期”走向“边际反转的曙光”。火电关注煤电一体化的成本优势，核电处于量价双升的成长收获期，水电具备低估值与来水改善的双重驱动，绿电的“三元悖论”正迎来破局。电价修复是贯穿各板块的主线，但不同电源的受益逻辑与弹性差异显著。