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摘要
2026年一季度，电力行业整体呈现"**消费向好、结构向优、投资向新、保障有力**"的四大特征。行业营收与利润表现分化明显：火电板块在煤价低位支撑下维持稳定，但区域分化加剧；水电板块受益于来水改善与降本增效实现业绩高增长；核电板块受电价政策与检修影响业绩承压；新能源板块则面临"量增价跌"困境。
**投资建议**：
- 短期关注火电板块在夏季用电旺季的业绩弹性，尤其是华北、华东区域龙头；
- 中期看好水电板块在低利率环境下的高股息配置价值；
- 长期布局核电板块受益于机制电价政策全国推广带来的估值修复机会；
- 特高压与储能设备商将在"十五五"电网投资周期中持续受益。
**风险提示**：煤价上涨超预期、市场化电价下滑风险、汛期来水不及预期、新能源消纳压力持续、地缘政治风险等。
一、行业概览与整体业绩分析
1.1 电力行业整体运行情况
2026年一季度，电力行业在宏观经济平稳增长和新型基础设施建设的双重驱动下，整体呈现良好发展态势。**国家能源局数据显示**，一季度全国全社会用电量2.51万亿千瓦时，同比增长5.2%，增速较上年同期加快2.7个百分点。其中，第二产业用电量1.60万亿千瓦时，同比增长4.7%，贡献率58.3%，是拉动电力消费增长的主要动力；第三产业用电量4833亿千瓦时，同比增长8.1%，增速较上年同期提高3.0个百分点，"数字经济+绿色出行"成为最强引擎。
从电源结构看，截至2026年3月底，全国全口径发电装机容量达到39.6亿千瓦，同比增长15.5%。其中，**非化石能源发电装机容量24.6亿千瓦，同比增长21.3%，占总装机容量比重达62.0%**，能源结构持续优化。具体来看，太阳能发电装机容量12.4亿千瓦，同比增长31.3%；风电装机容量6.6亿千瓦，同比增长22.4%；水电装机容量4.50亿千瓦，同比增长2.8%；火电装机容量15.5亿千瓦，同比增长6.9%；核电装机容量6373万千瓦，同比增长4.8%。值得注意的是，风电和太阳能发电合计新增装机5716万千瓦，占新增发电装机总容量比重达68.2%，电力行业绿色低碳转型持续推进。
1.2 行业利润表现
电力行业2026年一季度利润总额同比下降3.2%，主要受新能源上网电价全面市场化改革影响，但细分板块表现分化明显。**从细分板块看**：
- 火电板块：营收3191.09亿元，同比下降2.71%；归母净利润257.87亿元，同比下降1.92%；毛利率17.94%，同比提升0.33个百分点。
- 水电板块：营收310.66亿元，同比增长8.46%；归母净利润111.89亿元，同比增长20.62%；毛利率52.17%，同比提升1.91个百分点。
- 核电板块：营收352.44亿元，同比下降9.83%；归母净利润48.05亿元，同比下降21.99%；毛利率39.44%，同比下降2.82个百分点。
- 新能源板块：营收280.66亿元，同比下降8.50%；归母净利润46.38亿元，同比下降36.41%；毛利率40.23%，同比下降2.95个百分点。
**行业用电量结构变化**显示，2026年一季度，高技术及装备制造业用电量同比增长8.6%，其中电气机械和器材制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业、仪器仪表制造业保持两位数增长；消费品制造业用电量同比增长5.4%，其中农副食品加工业、造纸和纸制品业、食品制造业用电量增速相对领先；四大高载能行业用电量同比增长1.9%，其中有色金属冶炼和压延加工业、化学原料和化学制品制造业用电量同比均为正增长，而非金属矿物制品业用电量同比下降6.5%。第三产业中，充换电服务业用电量同比增长53.8%，互联网数据服务用电量同比增长44.0%，两者对第三产业用电量增长的贡献率合计达55.4%。
1.3 行业投资趋势
电力行业投资呈现结构性增长特征，**电网投资增速显著高于电源投资**。2026年一季度，电力完成投资同比增长33.4%，其中电网投资同比增长43.3%，电源投资同比增长27.8%。国家电网宣布"十五五"期间固定资产投资预计达4万亿元，较"十四五"增长40%，主要用于特高压、主网、配网及智能化、储能和新能源等领域。
**储能投资加速**，2026年一季度全国新增储能装机规模达20.1GW/41.08GWh，同比增长显著。其中，电网侧储能占比最高，达74.31%，主要分布在西北地区；电源侧储能占比20.39%，用户侧储能占比5.3%。广东作为电力投资热点区域，2026年一季度电网投资同比大增43.3%，储能项目备案规模达20.1GW/41.08GWh。
二、四大细分板块业绩分化与驱动因素
2.1 火电板块：成本红利支撑业绩，区域分化加剧
火电板块2026年一季度业绩相对稳定，但区域分化明显。**全国火电发电量15895亿千瓦时，同比增长3.7%**，但平均利用小时数同比下降16.5%，反映电力供需宽松背景下火电调峰功能增强。主要驱动因素包括：
1. **煤价红利持续**：2026年一季度秦皇岛港5500大卡动力煤均价716元/吨，较2025年一季度略低5元/吨，同比下降0.7%。煤价中枢下移直接压降了火电企业的燃料成本，成为支撑火电板块利润的关键因素。容量电价补偿比例提升至50%以上，为火电提供稳定保底收入。
2. **区域分化加剧**：
- 华南区域：毛利率显著改善，如粤电力A 2026Q1毛利率同比提升7.4%，主要受益于高现货电价与稳定用电需求。
- 华北区域：毛利率稳健增长，如京能电力毛利率同比提升2.2%，反映北方地区火电电价具备较强韧性。
- 华东区域：如江苏、浙江等省份长协电价同比大幅下探，江苏光伏长协电价同比降幅达16.5%，挤压火电盈利空间。
3. **未来展望**：随着夏季用电旺季临近，火电电价有望企稳回升。华北、华东地区因AI算力与电动车充电需求激增，用电负荷增长强劲，火电电价弹性空间较大。但需警惕煤价上涨风险，2026年二季度煤价已触底反弹，若煤价反弹至850元/吨，火电企业盈利能力将受到较大压力。
2.2 水电板块：来水改善与降本增效双轮驱动
水电板块2026年一季度业绩表现亮眼，**营收与净利润增速均居各板块首位**，主要驱动因素包括：
1. **来水情况改善**：长江电力2026年一季度境内所属六座梯级电站总发电量约618.25亿千瓦时，同比增长7.19%。其中，三峡水库来水总量约585.68亿立方米，较上年同期偏丰5.49%。截至4月初，长江上游水库群蓄水已超334亿立方米，为汛期调蓄奠定基础。
2. **降本增效显著**：水电板块通过财务费用优化与折旧费用控制，实现毛利率同比提升1.91个百分点。长江电力2026Q1毛利率达55.65%，同比增长2.67个百分点；大唐发电2026Q1毛利率达19.66%，同比增长2.88个百分点，均显示水电企业盈利能力持续提升。
3. **未来展望**：需关注汛期来水情况。水利部长江水利委员会预测，2026年汛期长江流域降水量正常偏少、来水量偏枯，但时空分布不均，其中长江中游干流附近偏少可能达两成以上。**若来水不及预期，将对水电企业发电量产生不利影响**。但水电现金流充沛、分红稳定，在低利率环境下，股息率与国债收益率息差走阔，配置价值被显著低估，是长期资金的优质选择。
2.3 核电板块：机制电价政策初显成效，盈利修复可期
核电板块2026年一季度业绩分化显著，成为一季度业绩下滑幅度最大的电源之一，主要驱动因素包括：
1. **大修影响发电量**：2026年一季度，核电企业共完成4个年度大修及2个十年大修，大修天数同比增加152天。中国广核一季度管理在运机组总上网电量为509.57亿千瓦时，同比下降10.11%；中国核电一季度核电归母净利润同比下滑21.7%，主因发电量下滑3.3%及大修成本增加。
2. **机制电价政策落地**：**辽宁省已试点核电差价合约机制**，对纳入机制的电量（每日21小时时段的80%上网电量），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，由全体工商业用户进行分摊。该政策覆盖红沿河1-6台核电机组，平均机制电价执行0.3798元/千瓦时，预计红沿河电站收入提升约8.9%。
3. **未来展望**：随着核电机制电价政策在广东、浙江等沿海省份的逐步推广，核电盈利稳定性有望提升。中信证券测算，辽宁核电股东回报率约12%，政策保障下核电行业盈利增速有望触底回升。**中国核电预计2026-2028年归母净利润分别为93.04、102.44、113.14亿元，同比增长6%、5%、10%**，对应PE分别为22.16、20.5、18.8倍，估值具备修复空间。
2.4 新能源板块：量增价跌困境明显，资本开支收缩或缓解供需失衡
新能源板块2026年一季度业绩承压，**利润降幅远超收入降幅，"增量不增利"困局加剧**，主要驱动因素包括：
1. **电价市场化改革冲击**：2025年底《关于完善能源绿色低碳转型金融支持政策的公告》（136号文）全面落地，新能源上网电量全部进入市场交易，电价由市场供需决定。江苏2026年集中式光伏年度长协电价从412.45元/MWh降至344.19元/MWh，降幅达16.5%。
2. **弃风弃光问题突出**：2026年1-2月全国风电利用率为91.5%，光伏发电利用率为90.8%，弃风弃光率分别为8.5%和9.2%，已逼近能源局要求的90%最低利用率红线。西部地区弃风弃光问题尤为严重，西藏光伏弃光率达39.2%，青海为78.7%，甘肃为82.5%，新疆为85.6%。
3. **未来展望**：随着新能源装机增速放缓（2026年一季度光伏新增装机同比减少18.5GW），以及各省出台新能源消纳支持政策，新能源利用率有望逐步改善。中电联预计，2026年全国发电装机在二季度超过40亿千瓦；到2026年底，全国发电装机容量将达到43亿千瓦左右，其中太阳能发电装机规模将首次超过煤电装机规模，年底风电和太阳能发电合计装机规模将达到总发电装机的一半。
三、行业龙头公司财务健康度、估值合理性及投资价值
3.1 火电龙头：华能国际、大唐发电
**华能国际**2026年一季报显示，公司实现营业收入567.83亿元，同比下降5.89%；归母净利润44.84亿元，同比下降9.83%；扣非归母净利润42.20亿元，同比下降12.00%；经营活动现金净流入124.37亿元，同比下降28.51%。截至2026年一季度末，公司资产负债率为66.32%，较2025年同期增加1.99个百分点；毛利率为19.52%，较2025年同期增加0.48个百分点；ROE为3.33%，较2025年同期下降0.17个百分点。
**大唐发电**2026年一季报表现亮眼，实现营业收入302.71亿元，同比增长0.22%；归母净利润28.93亿元，同比增长29.26%；扣非归母净利润28.68亿元，同比增长29.94%；经营活动现金净流入85.69亿元，位居行业前列。公司一季度毛利率达19.66%，同比增长2.88个百分点；净利率为11.38%，同比增长2.30个百分点；资产负债率为68.98%，较2025年同期减少0.65个百分点；ROE为3.49%，同比增长0.71个百分点。
大唐发电业绩增长主要受益于电量结构优化：煤机完成上网电量451.78亿千瓦时，同比+0.79%；燃机完成50.687亿千瓦时，同比+21.83%；水电完成46.778亿千瓦时，同比+15.20%；风电、光伏分别完成58.926和15.915亿千瓦时，同比分别+1.68%和+7.50%。公司2026年H股股息率预计达6.4%（以2026/3/16收盘价测算），A股股息率预计达3.6%。
3.2 水电龙头：长江电力
**长江电力**2026年一季度业绩表现优异，实现营业收入181.12亿元，同比增长6.44%；归母净利润67.61亿元，同比增长30.50%；扣非归母净利润62.37亿元，同比增长19.20%。公司一季度毛利率达55.65%，同比增长2.67个百分点；资产负债率为57.33%，同比下降2.32个百分点；ROE为2.97%，同比增长0.57个百分点。
长江电力业绩增长主要得益于：
1. 发电量增长：境内所属六座梯级电站总发电量约618.25亿千瓦时，同比增长7.19%；
2. 成本优化：公司积极实施降本增效，2025年全年财务费用93.71亿元，同比减少17.6亿元；
3. 投资收益提升：参股公司南网数字于2025年四季度上市，为公司贡献边际增量。
**公司承诺2026-2030年每年按不低于归母净利润70%进行现金分红**，当前股价对应的股息率约为5.5%（参考股价27元），显著高于国债收益率。中信证券预计公司2025-2027年对应PE分别为18.90倍、18.31倍和18.07倍，维持"买入"评级。
3.3 核电龙头：中国广核、中国核电
**中国广核**2026年一季度实现营业收入163.19亿元，同比下降13.25%；归母净利润27.41亿元，同比下降9.33%；扣非归母净利润26.58亿元，同比下降9.12%；经营活动现金净流入34.78亿元，同比增长44.18%。截至2026年一季度末，公司资产负债率为65.99%，较2025年同期增加6.30个百分点；毛利率为39.37%，同比增长2.79个百分点；ROE为2.18%，同比下降0.29个百分点。
公司业绩下滑主因是部分子公司上网电量同比减少及市场电价同比降低，但**一季度市场化交易电量比例达67.2%（同比提升12.6个百分点）**，显示公司市场化交易能力增强。公司2026年H股股息率预计达6.3%（以2026/3/16收盘价测算），但需关注在建项目资本开支增加对现金流的影响。
**中国核电**2026年一季报显示，公司实现营业收入189.25亿元，同比下降6.65%；归母净利润20.64亿元，同比下降34.19%；扣非归母净利润20.64亿元，同比下降34.19%。公司业绩下滑主因是发电量下降3.3%（大修）及市场化电价下行，但**辽宁核电差价合约机制已覆盖70%电量，平均电价0.3798元/千瓦时，预计收入提升约8.9%**。
中国核电资产负债率约65%（未明确具体数值），但经营现金流稳健。公司2026年H股股息率预计达6.3%，当前股价对应PE约22.16倍，估值具备修复空间。
3.4 新能源龙头：龙源电力
**龙源电力**2026年一季度实现营业总收入78.68亿元，同比下降3.63%；归母净利润16.24亿元，同比下降14.78%；扣非归母净利润16.39亿元，同比下降11.95%；经营活动现金净流入28.51亿元，同比增长5.43%。
公司业绩下滑主因是：
1. 风电发电量下滑：2026年一季度风电发电量164.76亿千瓦时，同比下降7.31%，风电平均利用小时数为520小时，同比下降65小时；
2. 区域发电量差异：江苏陆上风电发电量同比减少14.82%，江苏海上风电发电量同比减少17.98%，山东风电发电量同比减少20.93%，天津风电发电量同比减少31.28%，山西风电发电量同比减少27.61%。
公司2026年一季度资产负债率为65.94%，较2025年同期减少0.72个百分点；毛利率为42.79%，同比增长0.43个百分点；ROE为2.14%，同比下降0.42个百分点。**公司有息负债约1300亿元**，利息支出对利润形成较大侵蚀，但经营现金流改善明显。
四、行业竞争格局与市场份额分析
4.1 火电板块竞争格局
火电板块竞争格局相对稳定，主要企业包括华能国际、华电国际、大唐发电、国电电力等。从装机规模看，截至2025年，华能国际火电装机容量为10,965万千瓦，同比增长10.5%；华电国际火电装机容量为7,545万千瓦，同比增长50.6%；大唐发电火电装机容量为5,861万千瓦，同比增长14.3%；国电电力火电装机容量为8,227万千瓦，同比增长19.7%。
**区域市场占有率**方面，华北地区（如北京、天津）火电企业凭借区位优势和电价韧性，市场份额相对稳定；华东地区（如江苏、浙江）火电企业因市场化电价下探，利润空间受到挤压；华南地区（如广东）火电企业则受益于高现货电价，业绩表现较好。
4.2 水电板块竞争格局
水电板块主要由长江电力、华能水电、国投电力等龙头企业主导。**长江电力作为全球最大的水电上市公司**，控股三峡、葛洲坝、溪洛渡、向家坝、乌东德、白鹤滩等六座世界级梯级电站，装机容量约4,500万千瓦，占据长江流域水电市场的主导地位。
水电企业竞争主要体现在：
1. 来水预测与调度能力：长江电力通过六库联调优势，实现发电量稳定增长；
2. 成本控制与分红政策：长江电力2026年承诺70%高分红率，显著提升股东回报；
3. 抽水蓄能项目布局：长江电力已推进河南巩义、江西寻乌等抽水蓄能项目建设，增强调节能力。
4.3 核电板块竞争格局
核电板块主要由中核集团（中国核电）和中广核集团（中国广核）两大央企主导。截至2026年一季度末，中国广核管理的在运核电机组增至30台，装机容量约3,425万千瓦；中国核电在运核电机组数量相近，但区域分布有所差异。
核电企业竞争主要体现在：
1. 机制电价政策覆盖范围：辽宁已试点核电差价合约机制，广东、浙江等地预计2026年跟进；
2. 新机组投产进度：中国广核苍南1号机组已于2026年4月29日具备商业运营条件，中国核电漳州核电2号机组已于2026年初投产；
3. 国际市场拓展能力：中核集团与中广核均积极推动核电"走出去"，但中核集团在海外项目布局上更为积极。
4.4 新能源板块竞争格局
新能源板块竞争格局呈现"**大而全**"与"**小而美**"并存的特征。大型央企（如龙源电力、国家能源集团）凭借资金优势和规模效应，持续扩大装机容量；地方性企业（如大唐新能源、中广核新能源）则通过区域深耕和精细化运营，实现业绩增长。
**区域市场份额**方面，西北地区（如新疆、甘肃）新能源装机规模大，但弃风弃光问题突出；东部沿海地区（如江苏、浙江）用电需求旺盛，但土地资源紧张；中西部地区（如内蒙古、四川）风光资源丰富，成为新能源投资热点区域。
五、主要风险因素分析
5.1 行业竞争风险
1. **新能源装机过剩**：2026年一季度，全国可再生能源新增装机5893万千瓦，占新增装机的70%。其中，风电与太阳能发电装机合计18.98亿千瓦，占全国电力总装机的47.9%，装机增速远超用电需求增速，导致弃风弃光问题加剧。
2. **火电盈利空间收窄**：随着新能源装机规模扩大，火电利用小时数持续下降，2025年全国火电设备平均利用小时数为4147小时，较2011年的5305小时大幅下降。火电企业需投资进行机组灵活性改造，以获取调峰、调频等辅助服务收益，但前期投入巨大。
3. **核电市场化竞争加剧**：核电参与电力市场交易比例提升，市场化电价面临下行压力。以广东为例，2024-2026年，广东省年度长协电价分别为0.466、0.392、0.372元/千瓦时，累计降幅接近0.1元/千瓦时。核电企业需提升运营效率和成本控制能力，以应对市场化竞争。
5.2 政策风险
1. **电价市场化改革深化**：2026年2月，《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》正式施行，推动核电等电源全面参与电力市场。广东、江苏、浙江等省份年度长协电价同比降幅较大，分别为17.8%、12.0%、17.0%，挤压火电企业利润空间。
2. **新能源消纳政策调整**：2026年，国家能源局发布《2026年新能源消纳工作方案》，提出"优化新能源规划布局"、"强化调节能力建设"、"升级新型电网平台"、"完善电力市场机制"四大攻坚方向，可能影响新能源企业收益。
3. **核电出口政策不确定性**：尽管国家已明确支持核电"走出去"，但国际政治环境复杂多变，如伊朗布什尔核电站面临打击风险，可能影响中国核电企业海外业务拓展。
5.3 地缘风险
1. **俄罗斯核电项目受制裁影响**：西方对俄罗斯实施的多轮高强度制裁，涵盖金融、能源、技术、贸易等领域，对俄罗斯核能企业Rosatom的海外业务构成挑战。然而，俄罗斯通过"平行经济体系"和地缘合作抵消部分影响，同时中国通过技术合作和融资优势（如30年分期偿还）降低海外项目风险。
2. **中东、东南亚地区政治风险**：中东、东南亚等地区核电需求增长，但政治局势复杂多变，可能影响核电项目推进。中国需加强与当地国家的长期绑定，如通过土耳其阿库尤核电站等项目，强化与关键国家的长期合作。
3. **国内区域发展不平衡**：东部沿海地区电力需求旺盛但能源资源匮乏，西部地区能源资源丰富但用电需求不足，区域发展不平衡可能影响电力跨区输送和市场交易。
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