2026年8月23日，今天我们继续跟大家回溯一下12家电力公司的变化情况。

       12家电力公司整体入选的标准变化不大，沪深300成分股中目前依旧包含12家电力公司，业务覆盖水电、火电、核电以及风光电。去年节目中，龙源电力作为风光电运营主体纳入沪深300；截止2026年8月，龙源电力已经调出沪深300，华电新能重新入选沪深300，业务同样为风光电。整体来看，沪深300内这12家电力公司名单框架没有发生实质变化。

一、各类电源度电成本梳理

综合度电成本方面：水电度电成本维持在9分钱每度。长江电力、华能水电的度电成本，较上期相比下降6％-16％；川投能源度电成本反而上涨33％。整体水电行业度电成本，从原先的0.1元／度下降至0.09元／度。水电资产随着固定资产持续折旧摊销，成本呈逐年下行趋势。

火电板块，选取四家代表性企业：国电电力、华能国际、华电国际、浙能电力。截止2026年8月，四家火电企业度电成本区间在0.27-0.35元／度；去年火电度电成本区间为0.35-0.4元／度，火电整体成本下行。国电电力、华能国际、华电国际均开展大规模能源转型，布局大量风电、光伏新能源在建项目。受地域条件限制，火电企业无法新建水电站，转型方向均为风光电。四家企业中三家积极转型，仅浙能电力坚持深耕火电业务。浙能电力度电成本由去年0.319元降至0.27元，主要受益于固定资产摊销。整体来看，火电企业要么推进新能源转型，要么如同浙能电力一般，长期看将逐步丧失竞争优势。

核电代表企业为中国核电、中国广核，度电成本约0.15-0.20元／度，成本没有出现明显变动。核电属于特许经营行业，仅上述两家企业具备核电运营资质，行业格局稳定。

风光电代表企业为三峡能源、华电新能。去年风光电度电成本为0.18-0.19元／度，2026年上升至0.20-0.21元／度。风光电成本小幅抬升的核心原因：企业处于大规模扩张周期，新建风光电站尚处在折旧初期，项目收益率偏低，推高整体度电成本。

综合汇总12家电力公司度电成本：

水电：由0.1元／度下降至0.09元／度

风光电：两类电源成本接近，约0.20元／度

火电：0.30-0.35元／度

核电：0.15-0.20元／度

对比去年到今年的数据，可以总结规律：企业处于大规模转型、大规模扩张阶段，成本倾向抬升；企业稳定经营、无大规模扩张，成本大多小幅下行。12家企业当中，水电、核电本身不需要转型；其余企业均在转型，要么扩张风光电产能，要么由火电转向风光电；唯独浙能电力坚守火电赛道，没有开展新能源转型。博主个人判断：浙能电力这种不做转型的战略选择，未来5-10年大概率会逐步丧失竞争优势。

二、12家电力公司控股股东梳理

13家电力公司控股股东全部为国有企业，大致分为六类：

（一）三峡系：长江电力、三峡能源

三峡集团水电平台为长江电力，风光电平台为三峡能源。集团水电、风电、光伏核心资产均已经完成上市；核电无布局，火电属于落后产能不再新建。因此三峡集团旗下长江电力、三峡能源，未来基本不存在大规模资产注入的可能性，控股股东没有大量未上市发电资产。

（二）华能系：华能水电、华能国际

华能水电主营水电，华能国际主营火电。华能集团存在将集团内部风光电资产注入上市平台的可能性。

（三）华电系：华电国际、华电新能

华电国际主营火电，华电新能主营风光电。如果华电集团存在未上市水电资产，大概率会注入华电国际或者华电新能；华电新能为较新上市主体，水电资产注入华电国际的概率更高，后续分析华电国际部分也能看到，已有水电站资产注入华电国际的实例。

（四）国能集团：国电电力、龙源电力

国电电力主营火电，龙源电力主营风光电，格局与华电集团类似。若集团存在水电资产，大概率注入国电电力。

（五）核电双平台：中国核电、中国广核

两家企业仅经营核电业务，不存在资产注入空间。

（六）地方国企：川投能源、浙能电力

川投能源归属四川地方国企，依托四川丰富水电资源，核心业务为水电；浙能电力归属浙江地方国企，当地水电、风电、光伏资源禀赋不足，主业为火电，且没有新能源转型规划。地方国资可调配资源有限，没有更多资产注入浙能电力，浙能电力发展上限已经相对确定。

（七）国投集团：国投电力

国投电力是国家开发投资集团核心上市平台，水电、火电、风光电业务全部集中在这一个主体，属于综合性能源企业。几乎没有外部资产注入空间，未来主要增量来自风电、光伏继续扩产，水电、火电不会做大规模扩张。

控股股东层面总结：无重组／资产注入空间：三峡系、核电双平台、地方国企、国投集团；具备资产注入可能性：华能系、华电系、国家能源集团。

三、水电、火电、核电、风光电资产特点

（一）水电

水电资产高度受地域约束，国内优质水电资产大多沿长江流域分布。长江电力、华能水电、国投电力等巨头，已经基本占据国内主要已开发水电站。未来水电行业整体增长空间有限。近十年国内重点新建大型水电站为雅鲁藏布江水电站，未来资产注入哪家上市公司尚未确定。已上市水电企业，新增水电产能注入预期偏弱。水电站运营周期约100年。

（二）火电

火电站当前核心定位是电网调峰稳压器，承担电网波峰波谷调节职能。落后火电产能会逐步淘汰；新建火电以清洁火电为主，但火电行业整体发展空间受限。储能电站未来会逐步承接火电的调峰功能。无论新型火电还是存量火电，长期趋势是逐步衰落。火电企业出路只有两条：向风光电转型，或者被市场逐步淘汰。自带煤矿的火电企业（例如中国神华、陕西煤业）掌握上游燃料成本优势，发电成本会低于普通火电企业。博主对火电的逻辑维持不变：火电行业整体处于下行周期，长期会逐步被替代。火电站运营周期约30-50年。

（三）核电

核电属于清洁能源，技术壁垒高，受国家强政策监管，行业准入门槛极高，外部企业很难入局。度电成本0.15-0.20元／度，现阶段比风光电成本更低，具备竞争优势。但如果未来风光电成本下降至0.1元／度，达到水电成本水平，核电的成本优势就会消失。核电存在两大核心风险：核污染风险、安全生产风险。一旦事故发生，企业需要承担巨额社会治理成本，风险不可忽视。核电站运营周期约50-60年。

（四）风光电

风电、光伏均属于不稳定电源：风电出力受风资源波动影响，光伏受昼夜交替约束。风光电站通常需要按照约10:3的比例配套储能。当前水电、火电企业扩产主线都是风光电；风光电对自然资源禀赋约束相对更小。风机设备寿命25-30年，光伏组件寿命约25年。风光电资产，在企业停止大规模扩张之后，随着固定资产持续折旧，度电成本会持续下行，理想状态可以降到0.1元／度，比肩水电。当前风光电度电成本0.2元／度，高于水电与核电。现阶段风光电企业利润难以释放。投资这类企业需要等待拐点：当大规模建设放缓，固定资产充分折旧，度电成本下降至低于核电之后，才是比较好的投资窗口。

补充资产运营周期小结：水电站普遍运营100年；核电站普遍运营50-60年；火电站普遍运营30-50年，设备运营周期基本对应会计折旧周期。

四、公共事业企业的投资逻辑

什么是公共事业企业？

水电站、铁路、公路、港口、机场这类具备公共服务属性的企业都属于公共事业企业。公共事业企业首要目标是提供公共服务，电费、过路费属于服务附带收益。投资公共事业企业，核心看分红收益；企业账面资产并不归属股东，资产用于服务全社会，不会向股东分配资产。国内公共事业企业主体均为央企、地方国企，民营企业很难进入该赛道。本质原因：公共事业前期资本开支巨大，需要超长周期（20-30年）回收投资。民营企业缺少低成本大额融资渠道，没有国家信用背书，很难承担这种重资产长周期项目；国家层面推动这类大额投资，可以带动上下游产业链，拉动地方经济。

公共事业企业两大主要风险：收益下滑风险：电价下行、发电量不及预期，会直接压低企业收益，同步降低分红；资产减值风险：企业如果持有大量落后火电产能，产能出清过程会带来大额固定资产减值，造成单季度大额亏损。

永续年金估值思路：

公共事业企业一次大额投入，之后持续分红，逻辑和永续债高度相似，适用永续年金公式：（P＝A／r）

P：资产合理价值

A：每年稳定分红现金流

r：投资者要求的预期回报率

举例：每年稳定拿到1万元分红，个人预期回报率5％，则资产合理价值P＝10000÷5％＝200000元。代表含义：这张资产每年给你1万元分红，本金永不归还，在5％回报要求下，它的合理价值为20万元。

电力企业可以类比永续债券。本次12家电力公司当前分红率大致区间1％-4％，长江电力分红率最高，达到3.85％，其余多数企业分红率约2％。博主个人对这类企业心理预期回报率为5％，对应合理估值20倍；如果个人预期回报率为4％，对应合理估值25倍。每个人预期收益率不同，得到合理估值也会有差异。

五、2026上半年电力行业发展现状

需求端：2026上半年全国总用电量5.1万亿千瓦时，同比增长5.3％；预计下半年用电量同比增速5％-6％，全年用电量约10万亿千瓦时。分产业：第二产业（工业）用电量同比＋5.1％；第三产业用电量同比＋8％。

供给端：截至2026年6月底，全国发电总装机40.4亿千瓦；非化石能源装机25.2亿千瓦，占总装机62.4％；火电、燃气等化石能源装机占比约38％。

新增装机结构：风电＋光伏占全部新增装机70％，是新增装机的核心主力；水电、核电新增占比较小；煤电新增装机占比不足三成。非化石能源贡献70％发电量增量；煤电总发电量占比49.7％，首次降至50％以下。整体趋势：非化石能源发电量占比持续抬升，煤电发电量占比持续回落。

煤炭市场：煤炭价格稳中有升，供给收缩带来小幅供需缺口，国家对煤炭供给进行管控。煤价上行推高火电发电成本，火电发电量被抑制，风光新能源电站利用小时数得到改善。

统计局存量装机结构：煤电装机占总装机31％；水电11％；核电1.6％；风电16％；太阳能31％。

发电量同比变化：火电＋2.9％，水电＋9.3％，太阳能＋12.3％；核电、风电发电量同比下降。

设备平均利用小时同比变化：火电－73小时；风电－170小时；太阳能-33小时；水电＋74小时。2026上半年风电发电效率出现明显下滑，火电小幅下行，太阳能小幅回落，水电提升。

2026全年预计新增装机规模约4亿千瓦。对比2025年全国新增装机5.5亿千瓦，同比减少1.5亿千瓦，新增装机规模显著回落，会对上游光伏、发电设备企业营收形成压力。参考中电联历史数据，2025年煤电利用小时同比下降269小时，气电下降190小时，火电运营效率持续下行，水电运营效率改善。

行业现状总结：火电逐步没落，水电核电整体平稳，风光电成为新增发电主力。国内用电量维持5％-6％的增长。2026年新增装机规模较2025年明显下滑，对上游设备企业不友好。新增装机70％为风电光伏，火电发电量占比跌破50％；若把尚未完成并网的风光电全部统计进来，火电占比还会进一步降低。

六、12家电力公司个体分析

（一）长江电力

注册地：湖北武汉；主营业务：水力发电；实控人：国务院（央企）；员工8400人；人均薪酬49万。企业收入波动主要受长江流域来水丰枯影响，来水属于不可控外部因素。企业可主动经营部分主要为对外投资业务。2026年一季度收入大幅增长，大概率来自投资业务贡献；单纯水电主业收入、利润波动幅度有限。股东户数74万户，散户持仓占比高；证金退出前十大流通股东，属于证金、汇金批量调出沪深300成分股行为。分红：股息支付率70％以上，股息率3.58％，12家公司当中分红水平靠前，分红意愿较强。估值：市净率3倍，市盈率区间18-25倍。博主判断合理估值对应20倍市盈率，达到5％回报；当前估值偏高，已经打满市场预期。

资产负债表重点（2026Q1）：货币资金80亿，应收账款85亿，存货8亿；固定资产＋在建工程430亿，无形资产245亿。存货占比极低，应收账款规模可控。固定资产原值超6000亿：挡水建筑物3400亿，机器设备1800亿；挡水建筑物仅折旧20％，机器设备折旧58％；整体资产累计折旧33％，剩余账面价值66％。无形资产主要为水电特许经营权；在建工程以抽水蓄能电站为主，体量不算大，是未来潜在增长点。

度电成本：2025年发电量3071亿千瓦时，发电成本258亿，测算度电成本0.0842元／度。下游客户100％为国家电网、南方电网。核心资产为6座水电站：乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝、三峡、葛洲坝。

核心优势：

①　水电赛道属于优质资产；

②　分红意愿强，股息率在电力股中处于高位；

③　资产负债表质量优异，应收账款、存货压力小；随着固定资产持续折旧，未来度电成本仍有下行空间。

风险点

④　自然风险：长江枯水导致发电量下滑；

⑤　估值偏高，股价已经充分反映市场预期，未来预期收益有限。

（二）川投能源

注册地：四川成都；主营业务：水力发电；实控人：四川省政府（地方国企）；员工1000余人；人均薪酬27万。企业2025年收入16亿，净利润47亿。本质是财务投资控股平台，多数水电项目仅参股不控股，只能确认投资收益，不能合并营收。企业不掌握水电站运营权，只获取投资分红。主要参股雅砻江水电站，持股48％，国投电力持股52％，雅砻江水电站报表并入国投电力。雅砻江水电站每年给川投能源贡献利润21亿。

股东户数6.24万户；证金、汇金退出前十大流通股东。分红：股息支付率51％，股息率3.28％。估值：市净率1.66倍，市盈率15-16倍。

资产负债表：货币资金＋交易性金融资产40亿，应收账款7亿，存货1.5亿；长期股权投资493亿（核心资产）；固定资产＋在建工程100多亿。固定资产整体折旧比例63％；在建工程布局少量光伏、抽水蓄能，体量远小于长期股权投资；无形资产以土地使用权为主，没有水电特许经营权。度电成本0.1286元／度，去年0.097元／度，度电成本上行，推测和管理、人力等其他成本抬升有关。

核心优势：

①　布局优质水电资产；

②　股息回报尚可。

风险点

③　仅财务参股，不控股水电站；分红决定权掌握在被投企业手里，如果水电站不分红，川投能源就拿不到收益，会间接影响上市公司股东分红，估值应当给予折价；

④　叠加估值折价之后，当前估值已经接近债券估值上限。

（三）华能水电（华能澜沧江水电）

注册地：云南昆明；主营业务：水力发电，少量风光；实控人：国务院（央企）；员工5300人；人均薪酬51万。收入年增速约6％，净利润增速2％-3％；没有新增投产的情况下，水电企业利润增长非常平缓。资产集中在澜沧江-湄公河流域水电站。股东户数7.81万户。度电综合成本0.09元／度；拆分：水电0.085元，风电0.22元，光伏0.177元。估值：市净率2.58倍，市盈率20倍；分红：股息支付率45％，股息率2.17％。分红水平弱于长江电力。固定资产2587亿；房屋建筑物折旧28％，机器设备折旧49％，整体折旧37％；在建工程285亿，仍有大量待投建水电站，未来有新增投产预期；无形资产主要是特许经营权78亿。

核心优势

①　水电优质赛道；

②　报表质量优秀；

③　有在建水电站储备，未来有新增产能投产，是估值高于长江电力的核心原因。

风险点

④　当前估值偏贵。

（四）国投电力

注册地：北京西城区；业务：水电为主，搭配风光＋火电；实控人：国务院（央企）；员工1万人；人均薪酬44万。核心资产雅砻江水电站，持股52％。业务结构占比：水电45％，新能源27％，高效火电28％。股东户数8.9万户。度电成本拆分：水电0.098元，火电0.3元，风电0.21元，光伏0.24元；综合度电成本0.17元。分红：股息支付率55％，股息率3.69％，分红水平接近长江电力。估值：市净率1.6倍，市盈率13-14倍。固定资产3100亿；房屋折旧30％，机器设备折旧50％，整体折旧47％。重大在建项目孟底沟、卡拉水电站，预算合计937亿，未来有水电站资产投产注入预期；无形资产特许经营权35亿。

核心优势

①　综合性能源平台，以优质水电资产为核心，搭配风光；

②　大量水电站在建，未来增长潜力较强；

③　估值偏低，分红水平较好，综合性价比突出。

风险点

④　仍持有28％火电业务，存量火电未来存在成为业绩拖累的可能性。

（五）国电电力

注册地：北京朝阳区；主营业务：火电为主，搭配新能源、水电；实控人：国务院（央企）；员工3.5万人；人均薪酬47万。股东户数44万户，汇金退出前十大流通股东。收入持续下行；2025年净利润大幅下滑，原因：装机增加但售电电价下行，煤炭燃料成本上行，火电经营承压。火电业务营收从750亿逐步下滑到650亿；新能源收入持续增长，水电收入小幅提升。综合度电成本0.3元／度。估值：市净率1.5倍，市盈率14-15倍。

资产负债表：货币资金141亿，应收账款271亿，存货59亿（主要为煤炭）；固定资产＋在建工程410亿，无形资产80亿。固定资产总额6400亿，发电机器设备4000亿，已折旧52％。火电存量资产中包含落后产能，存在大额资产减值风险。在建工程包含大渡河水电站项目，预算投入438亿。无形资产以土地使用权为主，无特许经营权。

核心优势

①　股息率4.73％，股息支付率60％，分红水平较高；

②　有水电站资产注入预期，同时推进风光转型。

风险点

③　主业火电处在下行周期，收入利润持续承压；

④　存量火电资产存在一次性大额减值风险；

⑤　资产质量偏弱背景下，当前估值不算低。

（六）华能国际

注册地：北京西城区；主营业务：火电；实控人：国务院（央企）；员工5.6万人；人均薪酬39万。股东户数17万户，证金退出前十大流通股东。营收连续下滑，净利润大幅波动。度电成本0.44元／度。估值：市净率1.6倍，市盈率7-8倍；分红：股息支付率43％，股息率约6％。固定资产合计7600亿，发电设备7300亿，设备折旧54％；整体资产折旧54％；在建工程余额700亿，重点投向风电光伏转型；无形资产以土地使用权为主。

（七）华电国际

注册地：北京西城区；主营业务：火电；实控人：国务院（央企）；员工3万人；人均薪酬38万。营收持续下滑，净利润波动大。综合度电成本0.3748元；其中火电0.38元，水电0.12元。估值：市净率1倍，市盈率7-8倍；分红股息率5％-6％。固定资产1700多亿，发电设备1300多亿，折旧58％；整体折旧54％；在建工程141亿，布局抽水蓄能，积极开展新能源转型；无形资产以土地使用权为主。

华能国际＆华电国际合并点评核心优势：

①　股息率水平很高。

风险点：

②　火电主业行业趋势向下；

③　存量火电资产存在减值风险；

④　企业处在转型过程，转型会带来成本损耗；如果看好风光赛道，可直接选择风光运营企业，不建议选择转型中的火电企业。

（八）浙能电力

注册地：浙江；主营业务：火电；实控人：浙江省政府；员工1.3万人；人均薪酬39万。营收逐年下滑；2026年中报净利润大幅下滑。是12家公司当中唯一坚守火电、没有做风光转型的企业。度电成本0.27元，属于火电当中成本控制优秀企业。固定资产1500亿，机器设备1176亿，整体折旧63％，资产折旧充分；在建工程仅32亿，几乎没有新能源资本开支。分红：股息支付率58％，股息率6.79％。估值：市净率0.84倍，静态市盈率8倍。2026年中报利润大幅下滑，推测已经开始出现火电资产减值。

核心优势

①　股息率高；

②　火电内部成本控制优秀。

风险点

③　全部资产为火电，长期赛道下行；

④　火电资产减值风险已经显现；

⑤　静态市盈率参考意义下降，利润下滑之后实际市盈率抬升。

（九）中国核电、中国广核（核电双雄）

业务为核电运营，特许经营赛道。度电成本：中国广核0.166元；中国核电0.197元。近几年成本没有明显变化；无形资产以土地使用权、软件为主。估值：市盈率约20倍，已经接近估值上限；分红率仅2％出头。

核心优势

①　核电属于清洁能源；

②　当前度电成本优于风光电。

风险点

③　估值已经处在高位，分红回报偏低；

④　核安全事故、核污染潜在风险，一旦出事会产生巨额处置成本。

（十）三峡能源

注册地：北京；主营业务：风电光伏；实控人：国务院（央企）；员工7400人；人均薪酬42万。营收增长乏力，净利润持续下滑。度电成本：风电0.21元，光伏0.21元，综合0.2元／度。固定资产6500多亿，以风光电站机器设备为主，整体仅折旧25％。持续大规模扩张，2026Q1在建工程734亿。新项目投运带来大量新增折旧，是营收不增长但利润下滑的主要原因；未来随着资产持续折旧，度电成本有望下行。估值：市净率1.18倍，市盈率25倍；分红：股息支付率31％，股息率1.11％。

（十一）华电新能

注册地：北京西城区；主营业务：风电光伏；实控人：国务院（央企）；员工1万人。营收增长，但净利润同比下滑，模式与三峡能源高度相似。在建工程常年维持800亿以上，处在大规模扩产周期。度电成本：风电0.21元，光伏0.19元，综合0.2元／度；固定资产3500亿，机器设备整体折旧25％。分红：股息支付率17％，股息率1.53％。

三峡能源＆华电新能合并点评核心优势

①　赛道是未来发展主线，火电企业均向风光赛道转型；

②　当前大规模资本开支，虽然压制当期利润，但为未来打下产能基础。

风险点

③　当前扩张周期利润承压，需要等待度电成本下行至低于核电（0.15-0.16元）的拐点；

④　现阶段估值偏高，股息回报较低。

七、全文总结

火电行业长期前景偏弱。火电企业做转型，会承受大额在建资本开支、新增折旧，转型过程企业不适合投资；火电企业不做转型，则长期竞争力持续弱化，浙能电力就是案例。

水电、核电成本优势突出，水电成本还能随折旧继续下行。但优质水电资源已经基本开发完毕，未来增长空间有限。

风光电是长期确定的未来赛道。但是当前行业处于高速扩张阶段，扩张压制当期利润；拐点到来时间尚无法确定。12家成分股中，不存在纯粹只做光伏的上市公司，光伏大多作为配套和风电、火电、水电协同运营，光伏单独运营存在昼夜出力短板。

投资公共事业类电力企业，要把它当做永续债券看待，优先看股息率，同时评估行业长期前景，股息达标叠加赛道合理，才是优质标的。

以上内容仅供参考，不构成投资建议。