【方正公用】公用事业中期行业策略报告:电价筑底,电量有光

火电：压力测试已经过半，盈利底部逐渐明确。2026年以来，火电板块正从“电价成本双杀”的困境中逐步走出，盈利底部有望确认。电价端，年度长协延续下行但广东等省份已触及-20%下限，政策底信号明确；月度电价超预期修复、现货市场尖峰价值凸显、容量电价补偿比例从30%普遍提升至50%以上，度电增厚近2分钱，共同减缓了综合电价下行。电量端，一季度火电淡季扛旗出力同比增长3.7%，水火反转后电量底部韧性得到验证，下半年迎峰度夏与AI算力需求有望支撑电量维持高位。成本端，煤价淡季不淡逆势攀升至850元/吨附近，但供给约束与需求替代相互对冲，下半年中枢有望高位持稳、再涨空间有限。综合来看，火电最大利空已基本出清，多元收益结构强化盈利韧性，板块估值修复有望延续。

水电：来水偏丰兑现，财务优化与高股息锚定价值。2026年以来，水电板块“来水偏丰+电价韧性强”双重利好兑现，业绩增长确定性突出。上半年主要流域来水整体偏丰，4月水电单月同比大增12.2%，水火反转格局确立，发电量高增驱动收入稳健增长；水电电价在火电长协普遍下行、新能源入市承压背景下仍表现出强韧性，大型电站电量多通过长期协议锁定，价格波动影响有限。展望下半年，我国5月起已进入厄尔尼诺状态，下半年汛期来水有望延续偏丰，全年水电电量实现较好增长的概率较大。财务层面，折旧到期与降息周期下财务费用下降形成双击，净利润释放进入加速期。当前主要水电龙头股息率处于3.5%-4.0%区间，与十年期国债利差走阔至历史高分位，高股息稀缺属性凸显，配置价值持续提升。

绿电：电价托底机制破局在即，成长性逻辑延续。2026年以来，新能源板块核电与风光走势分化：核电迎来机制电价破冰，风光则深陷增量不增利困局。核电方面，一季度检修拖累出力，但辽宁、广西率先落地核电可持续发展电价机制，盈利底部预期逐步明朗；下半年审批有望延续高位，叠加算力基荷直购需求，盈利改善路径清晰。风光方面，来风偏弱与现货“地板价”拖累电价持续下行，行业盈利承压深化；但机制电价框架深化执行与算电协同规模化落地，正为电价划定底部并开辟消纳新场景，竞价生态趋于理性，下半年有望逐步从“增量不增利”过渡至“增量趋稳”的筑底阶段。

投资建议：1）火电板块，2026年起各地容量电价普遍提升，有望在一定程度上缓解电价下滑压力；美伊以虽达成临时停火协议，但我们认为短期缓和≠危机结束，当前美伊核心矛盾（核问题、海峡控制权）仍然未得到解决，后期局势走向高度不确定；日本、韩国、菲律宾的煤电政策转向已落地实施，且当前油价较冲突前仍然偏高，煤电成本优势仍存。建议关注全国化机组布局、稳健盈利的【华能国际】【华电国际】【大唐发电】；以及新增机组陆续投产有望贡献业绩增量，未来成长性较为清晰的【宝新能源】【赣能股份】。

2）水电板块，来水偏丰带动水电发电量整体偏好，且水电企业受市场化波动影响较小，考虑到水电企业分红比例整体较高，在无风险利率下行的趋势下股息率仍有优势，建议关注【长江电力】【川投能源】，以及去年年底收购两家西藏公司，有望开辟第二成长曲线的【桂冠电力】。

3）核电板块，核电方面，尽管核电公司的上网电价或有所降低，但考虑到近年来我国核电核准节奏稳健，且各地机制电价陆续落地，或对核电电价形成托底，建议关注【中国广核（A+H）】【中国核电】；风光方面，竞价电价较存量项目电价有所下降，其中风电电价普遍较高，且消纳条件相对优异，建议关注受益于福建海风项目核准的【福能股份】【中闽能源】。

风险提示：下游需求不及预期的风险；政策支持力度或推进节奏不及预期的风险；电价下跌的风险；来水波动较大的风险；核电机组核准不及预期。

1.1 各板块走势与估值复盘：行业整体跑赢沪深300，子板块分化明显

2026年至今公用事业板块跑赢沪深300。截至2026年5月28日，年内SW公用事业指数累计上涨15.70%，跑赢沪深300指数9.56个百分点，板块展现出较强的防御属性与估值修复的双重逻辑。

分子板块来看，1）火电板块以34.78%的涨幅领涨，我们认为主要系市场对容量电价政策加码以及月度和现货电价驱动盈利修复的认知持续强化，并叠加算电协同背景下电力需求上涨等预期强化；2）光伏板块以31.65%的涨幅紧随其后，我们推测主要受上游产业链价格企稳、装机增速超预期、补贴发放回暖以及部分龙头企业盈利边际改善的催化；3）风电板块上涨14.46%，我们认为虽然海风等项目审批速度略慢，但风电整体竞价结果尚可，叠加绿电与数据中心直连等预期催化，带动板块呈上涨态势；4）核电板块上涨10.94%，我们推测主要系核电核准稳健叠加稳定基荷属性，持续推动其价值回归；5）水电板块涨幅仅3.56%，表现相对落后，我们推测主要是来水偏丰预期已部分提前反映，叠加前期持续走强后股息率吸引力边际回落。

截至2026年5月28日，公用事业板块估值整体呈修复态势。沪深300指数当前市盈率14.57倍，处于近三年93%的高分位，市净率1.45倍亦处于80%分位，反映市场整体估值修复至较高水平。而公用事业板块整体市盈率22.15倍、市净率1.97倍，分位分别达87%和98%，同样处于较高修复阶段。

1.2 全社会用电需求稳步攀升，4月起水电开始挤压火电空间

现货电价方面，2026年1-4月我国现货电价呈现“东部峰谷差拉大、南方阶段性飙升、水电区域承压”的区域分化格局。据统计，东部负荷中心晚高峰（17:00-20:00）现货出清价可达600-800元/兆瓦时，较午间光伏“地板价”溢价3-5倍，火电尖峰价值愈发凸显。其中广东最为典型，其2-4月日前现货均价分别为256、351、508元/兆瓦时，4月同比近乎翻倍；实时均价于4月7日、11日分别触及976、978元/兆瓦时，接近1000元/兆瓦时关口，500元/兆瓦时以上高价小时数占比升至8%-12%，较2025年同期明显抬升。同期，南方其他省份现货电价同步走高，4月1-23日区域现货日前均价达468元/兆瓦时，环比3月上涨38%，广东、广西、云南、贵州、海南周实时均价均高于当地燃煤基准价。

我们认为，本轮广东现货价格飙升主要系中东局势恶化导致霍尔木兹海峡航运受阻，广东气电燃料成本大幅攀升，再叠加一季度广东省内用电高增、入夏偏早推升空调负荷、火电集中检修及西南来水偏枯等多重因素，导致现货价格快速攀升。

对火电公司而言，广东等沿海省份现货价格高弹性直接增厚市场化电量收益，煤电机组因燃料成本相对可控，现货度电利润显著扩张；而四川等水电大发区域现货价格仍承压，我们认为这导致当地火电公司盈利增量则更多依赖容量补偿与辅助服务贡献。

从收入结构来看，火电公司发电量通常以年度长协为基本盘（占比约70%-80%,含月度长协），月度竞价及电网代购电为重要补充（占比约10%-15%），现货交易则占比相对有限（约5%-10%）。2026年至今，我们认为上述三类电价的走势对火电盈利形成“长协拖累、月度缓冲、现货增厚”的分层影响：年度长协电价延续下行，多数省份降幅达2-7分/度，构成收入端的主要拖累；月度代购电价出现超预期修复，广东、江苏、冀北等地月度价格较年度长协溢价3%-7%，为火电提供了一定的超收缓冲，但由于权重有限，仅能部分对冲长协降价的负面冲击；现货侧区域分化显著，广东等沿海省份受益于供需趋紧与气电成本传导，现货均价同比大幅攀升，尖峰时段价格屡破高位，煤电机组凭借相对可控的燃料成本实现了现货度电利润的显著扩张，而四川等水电大发区域现货价格仍承压，当地火电盈利增量则更多依赖容量补偿与辅助服务贡献。综合来看，长协降价仍是盈利的主要压制因素，但月度修复与现货高弹性在一定程度上减缓了综合电价的下行斜率，尤其是广东等现货高价区域的煤电运营商，盈利韧性明显优于行业平均。

2)容量电价收入：补偿比例提升，夯实盈利底部

2026年全年，煤电容量电价回收固定成本的比例正式从30%迈入不低于50%的新阶段，截至2026年5月下旬，已有20个地区公布2026年发电侧容量电价（其中广西、辽宁、青海3地发布征求意见稿），其中云南、四川等煤电转型较快地区提升至70%以上，甘肃更是率先按100%比例执行。这一调整意味着，火电机组即使在高比例水电挤压、利用小时数下降的时段，依然能够通过容量补偿回收大部分固定成本。以50%补偿比例、平均利用小时数3500小时估算，度电补偿将从不足3分钱跃升至接近5分钱，增幅约2分/千瓦时。我们认为，这部分补偿有效降低了火电盈利对煤价和利用小时数的双重敏感度，使火电在电量承压时仍能守住利润底线。

综合来看，我们认为2026年至今，火电电价体系呈现“长协承压但有底、月度修复、现货高弹性、容量加码”四大特征。长协降价虽然仍是主要压制，但月度修复、现货弹性与容量加码共同减缓了综合电价下行斜率，火电电价已进入“压力最大时期已过、底部逐步夯实”的阶段。

2.1.2 火电淡季扛旗，水火反转初现

2026年一季度，火电发电量淡季不淡，逆势扛起主力增供角色。1-3月全国火力绝对发电量15895亿千瓦时，同比增长3.7%，增速高于规上工业发电量整体的3.4%。火电出力的逆势提速，主要系核电集中检修叠加风电来风条件不佳，为火电让渡出可观的发电空间；与此同时，一季度全社会用电量同比增长5.2%，需求侧的稳健增长为火电多发提供了消纳支撑。进入4月，发电侧格局出现明显"水火反转"。随着汛期临近来水持续偏丰，水电单月同比大增12.2%，成为当月发电增量贡献最大的电源，而火电增速则放缓至3.1%，较一季度回落0.6个百分点。水电出力大增对火电形成了阶段性的挤出效应，但火电绝对发电量仍维持在较高水平，电量底部韧性得到验证。

从区域维度看，水电的挤出效应主要集中在西南水电大省外送通道沿线的华中及部分华东省份，当地火电出力受到一定压制。而广东、江苏、山东等沿海省份由于本地水电资源有限，叠加AI算力、充换电等新兴用电负荷持续攀升，火电电量需求支撑相对更强，利用小时数韧性明显优于内陆水电受端省份。

2.1.3 煤价淡季不淡逆势攀升，近期涨势略有趋缓

2026年初至今动力煤价格“淡季不淡、逆势攀升”。秦皇岛港动力煤价由1月中下旬的693元/吨一路攀升至5月末的850元/吨，年内累计上涨超160元/吨，且以5月底的态势来看上涨速度还未明显放缓。我们认为，本轮煤价在传统需求淡季中逆势走强，打破了往年一季度煤价会季节性回落的惯例，主要系来自于供给、需求与外部冲击的三重叠加。供给端，国内原煤产量一季度同比仅增0.1%，同期进口动力煤同比下降2%，导致煤炭供给弹性显著收窄；需求端，火电一季度发电量同比增长，淡季电量超预期增长拉动电煤消费，供需格局趋紧；此外，外部冲击方面中东地缘冲突持续发酵，美伊紧张局势导致霍尔木兹海峡航运通行面临不确定性，国际能源运输成本攀升导致油气和煤炭价格持续上涨，进口煤到岸价较国内煤已出现溢价，对国内煤价形成直接传导支撑。

我们认为，对火电企业而言，煤价快速上涨意味着燃料成本优势有所消退，成本端与收入端的剪刀差迅速收窄，火电的盈利空间受到一定挤压。但与此同时，考虑到电煤长协价格相对稳定且滞后于现货市场波动，一季度煤价快速攀升反而有助于火电企业提前锁定部分用煤成本，因此二季度的成本压力未必会线性传导至利润端。随着二季度以来水电出力增加对电煤需求的边际抑制，我们预计二季度末至下半年火电企业的燃料成本压力有望边际缓解。

2.2 2026H2展望：板块底部或已夯实，盈利有望企稳回升

2.2.1 电价展望：下行压力接近出清，多元收益支撑盈利韧性

下半年，我们认为火电综合电价下行压力最大的阶段已经过去，政策托底与多元收益将共同支撑盈利韧性。电量电价方面，年度长协价已在上半年兑现了大部分跌幅，广东等省份触及-20%下限后进一步下行空间被封堵，叠加国资委“稳电价”政策基调延续，2027年度长协谈判中再度大幅降价的概率较低。

月度电价来看，虽然当前6月部分地区的代购电价还未公布，但从已公布的省份数据来看，6月电网代购电价依然延续了"东高西低、南高北低"的核心格局，其中广东、深圳、海南、上海、重庆、河北等经济发达、用电负荷密集，外来电依赖度高的地区，在叠加迎峰度夏负荷攀升，购电价格继续推高；而北京、浙江、江苏、安徽、河南、蒙西等中电价地区以本地煤电为主，供需基本平衡，价格波动相对温和；此外甘肃、新疆、青海、四川、蒙东等地区受西北新能源大发与西南汛期水电满发，带来大量低价电力，显著拉低市场均价。展望后续，我们认为7—8月多数地区的电价中枢或继续抬升，主要系盛夏高温天气将推动用电负荷达到年度峰值，华东、华南地区代理购电价格大概率继续上行。

3.1 2026年至今：来水偏丰驱动电量高增，水火反转特征显著

3.1.1 来水偏丰驱动电量高增，水火反转格局确立

2026年以来我国主要流域来水整体偏丰，推动水电出力持续攀升，发电侧“水火反转”格局在二季度正式确立。一季度，受核电集中检修及风电来风条件不佳影响，火电一度承担主力增供角色；但水电发电量同比增速已稳步抬升，为后续反转蓄力。进入4月，随着汛期临近降水增多，水电单月同比大增12.2%，成为当月发电增量贡献最大的电源，而火电增速则放缓至3.1%，较一季度回落0.6个百分点，水火反转特征显著。从区域分布看，来水偏丰主要集中于西南水电基地，金沙江、雅砻江、澜沧江、乌江等主要流域来水均有不同程度改善。长江流域受前期降水偏多及融雪径流影响，三峡入库流量一季度即高于历史同期均值，4月进一步攀升；澜沧江流域来水持续好转，华能水电主要电站发电量受益明显；雅砻江流域受降水偏丰及上游水库调节共同作用，发电量增长稳健。

3.1.2 电价平稳叠加电量高增，收入端稳健增长

水电电价韧性较强，电量端增长有效推动收入上行。在当前火电长协电价普遍同比下滑2-7分/度、新能源入市电价持续承压的背景下，水电电价仍表现出显著的稳定性。一方面，部分跨省跨区外送水电的电价形成机制与受电省份燃煤基准价挂钩，火电长协电价下行会对其产生一定传导影响，但程度相对缓和；另一方面，水电近乎为零的边际成本构成应对价格波动的有效缓冲，叠加清洁能源优先消纳的政策保障，以及大型电站折旧到期带来的内部成本改善，水电在电价下行周期中的盈利压缩幅度通常小于其他电源类型。此外，大型水电电量销售多通过长期购电协议或跨省区框架协议锁定，协议期限长、价格调整频率低，进一步平抑了市场化电价的短期波动影响。从2026年Q1来看，来水偏丰驱动水电发电量稳步增长，而主要水电企业收入增长主要由电量弹性贡献，并未明显受到电价下行拖累，水电电价的强韧性特征得到持续验证。

3.2 2026H2展望：多重利好共振，高股息价值持续凸显

3.2.1 来水展望：厄尔尼诺状态已经开启，汛期偏丰格局有望延续

展望下半年，来水端有望延续偏丰态势。作为判断厄尔尼诺状态的核心指标，Nino 3.4区的温度异常指数目前已超过+0.5℃，Nino 1+2区海温异常已高达+1.25℃至+1.5%，Nino 4区已稳步升至+0.8℃左右的高点。包括NOAA、ECMWF及中国气象局在内的主要气候预测中心均预测，秋冬季Nino 3.4区指数有85%以上概率持续高于1.0℃，我国自5月起就以进入厄尔尼诺状态，预计下半年进一步发生中等至强级别厄尔尼诺事件的概率极大。

从历史规律看，厄尔尼诺年份夏季西北太平洋副高位置偏南、东南季风偏弱，长江流域及江南一带降水通常偏多，西南主要流域来水往往显著受益。叠加年初以来降水偏多的前期积累，汛期主要水库蓄能充足，下半年水电发电量有望维持中高个位数至低双位数增长，全年水电电量实现较好增长的概率较大。

公司维度上，从长期成长空间来看，水电板块在建项目储备仍为龙头企业提供了远期装机增量。其中，长江电力浙江天台抽水蓄能电站（170万千瓦）预计于2026年9月投产，国投电力卡拉水电站（102万千瓦）预计2029年投产，两河口混合式抽蓄（120万千瓦）预计2028年底投产，GS（220万千瓦）、BDa（150万千瓦）、RM（260万千瓦）等大型水电站预计于2030-2035年间陆续投产，合计在建装机规模超850万千瓦。上述项目投产后，有望推动相关水电企业装机规模和盈利能力再上新台阶，带动水电板块的长期成长。

3.2.2 电价展望：财务优化叠加电价韧性，高股息利差凸显配置价值

展望下半年，我们预计水电电价仍将延续强韧性，一方面外送水电落地电价与受端燃煤基准价挂钩，在煤价高位持稳背景下大幅下行空间有限；省内市场化电量虽在汛期面临现货价格短期承压，但大型电站电量多通过跨省区框架协议或长期购电协议锁定，短期波动对整体收入影响甚微。与此同时，各大水电公司财务层面的内生优化持续推进——长江电力、华能水电、国投电力等龙头部分大型水电站折旧年限陆续到期，折旧费用同比减少直接转化为利润增量，叠加降息周期下债务置换持续降低综合融资成本，折旧与财务费用下降为净利润释放提供了电量增长之外的额外弹性。整体来看，我们认为水电板块收入端电价有底、成本端折旧与利息持续压降，叠加水电公司分红承诺以及高兑现度，板块有望进一步筑牢分红根基。

4.1 核电：机制电价破冰，基荷电源价值有望迎来重估

4.1.1 2026年至今：检修拖累出力，但机制电价取得关键突破

电量：检修集中致出力短暂下滑，4月起逐步恢复。2026年开年以来，核电发电量呈现“前低后高”的运行节奏，一季度出力整体承压。受多台机组按年度计划集中开展大修影响，1-3月我国核电发电量同比有所下降，部分月份降幅超过两位数，为火电淡季扛旗提供了空间。从检修安排来看，一季度历来是核电大修的密集窗口期——冬季供暖结束后电网负荷回落，为机组停机检修创造了窗口条件；而2026年一季度检修机组数量较上年同期偏多，叠加部分机组大修工期延长，使得核电出力降幅阶段性放大。进入4月，随着检修机组陆续并网恢复运行，预计核电发电量二季度末有望同比转正。

电价：市场化交易比例提升但均价承压，机制电价取得关键突破。2026年一季度核电市场化交易比例持续提升，多数省份核电综合上网电价同比出现小幅下滑，主要系市场化电量占比扩大且部分现货交易价格承压所致。与此同时，2026年以来核电在政策端取得突破性进展——继2025年新能源率先迎来136号文机制电价框架后，核电机制电价正式从地方试点进入落地阶段。辽宁率先建立核电可持续发展价格结算机制，明确红沿河1-6号机组机制电价为0.3798元/千瓦时，后续其它省份或有望持续推出相关政策并落地实施。我们认为，这一政策信号意味着，此前核电领域长期缺乏全国统一机制电价的空白正在被填补，政策有望为持续下滑的核电电价进行托底并确认盈利底部区间。

4.1.2 2026H2展望：审批加速叠加算力直购，盈利预期有望改善

展望下半年，我们推测核电板块有望在政策与电量两端同步迎来边际改善，盈利有望得到修复。

政策方面，从2019年开始，我国核电审批节奏明显加快，其中2019-2021年分别核准核电机组6台、4台、5台；2022年和2023年连续两年均核准了10台，2024年核准11台，2025年核准10台。同样，今年我国机组核准有望延续高位，维持8-10台/年的核准节奏大概率延续，为核电远期装机增长提供支撑。除此以外，我们预计下半年还会有更多省份陆续出台机制电价政策，该政策有望为市场化交易电量设定合理回报下限，从而在一定程度上对冲现货电价下行风险，从而为核电机组盈利修复争取一定空间。

电量方面，在建机组稳步推进，远期出力有保障。截至2026年一季度，全国共有7台核电机组达到重大建设节点，涵盖新机组开工、穹顶吊装、主设备安装、冷试热试等关键工程里程碑，在建项目总体进度符合预期。这些在建机组是未来3-5年核电装机增量的核心来源，待陆续投产并网后，将接续贡献发电量增量，为核电板块电量增长提供清晰可见的远期支撑。

4.2 风光：增量不增利深化，静待竞价格局出清

4.2.1 2026年至今：消纳压力叠加电价下行，盈利压力进一步加深

电量：风光表现分化，消纳压力边际上升。2026年一季度，风电光伏装机延续高增态势，累计装机持续放量，但发电量表现显著分化。风电方面，受来风条件明显弱于2025年同期影响，2026年1-4月风电发电量同比有所下滑。光伏方面，受益于新增装机快速爬坡，发电量同比稳步增长；但由于出力高度集中于午间时段，与用电负荷峰谷存在错配，消纳压力边际上升。部分西部省份弃光率同比有所提升，且由于午间时段新能源出力占比过高导致系统调节压力加大，局部地区已出现限电现象，“增容不增收”的矛盾在电量层面已开始显现。

电价：竞价深化拖累综合电价，机制电价托底效果仍待观察。电价端，当前风光全面入市竞价持续推进，综合电价下行成为盈利承压的核心拖累。风电市场化交易均价同比降幅约5%-10%，光伏因午间现货“地板价”时段占比扩大，部分省份光伏现货均价已接近或低于0.1元/千瓦时，综合电价降幅更为显著。机制电价方面，2025年136号文推动可持续发展价格结算机制在全国落地，至年末已有29个省份出台实施细则，电价下限框架初步搭建。但实际竞价水平偏低，部分省份结算电价贴近下限甚至低于合理回报水平，机制电价虽划定了底部，但当前对盈利的托底效果仍待观察。

新模式：2026年以来，“算电协同”从政策概念加速走向规模化落地，成为风电光伏消纳端最值得关注的需求增量。今年政府工作报告首次将算电协同列为新基建工程，AI大模型训练与Token调用量爆发式增长，带动互联网数据服务业用电量增速远超全社会平均水平，数据中心正崛起为电力需求的核心增量来源。在此驱动下，绿电直连模式快速铺开——大唐、华电、华能等电力央企密集布局算电协同项目，配套风光装机规模可观，已落地项目绿电使用率普遍达80%以上；以宁夏中卫·大唐云基地为代表的光伏直供项目，凭借风光度电成本优势，较东部市电年均可节省电费超亿元。风光全面入市后，电价波动与限发风险令传统投资模式承压，而算电协同、绿电直连通过将新能源电站与算力中心直接绑定，有效锁定消纳出口与长期售电协议，正成为新能源运营商拓展优质需求、稳定回报预期的新途径。

4.2.2 2026H2展望：算电协同打开消纳新场景，竞价压力倒逼行业分化

展望下半年，风光板块核心矛盾仍聚焦于电价与消纳，行业性盈利修复仍需时间。

机制电价方面，2025年136号文搭建的电价下限框架将在下半年进入深化执行阶段。多个省份首批可持续发展价格结算机制已步入实际结算周期，差价合约、政府授权合约等工具在更大范围内推广，有望为风光综合电价提供更具操作性的底部支撑。不过，机制电价本质上划定的是生存底线而非盈利保障——在全面竞价趋势不可逆的背景下，结算电价贴近下限运行的省份仍不在少数，其对板块盈利的实际托底效果，取决于各地执行力度与竞价中枢的后续走向。

2026年5月，贵州和甘肃的2027年上半年机制电价竞价结果陆续发布，5月9日，贵州省2026年增量新能源项目机制电价竞价结果公布，出人意料地全线触及区间上限，即风电0.335元/千瓦时，光伏0.345元/千瓦时。仅隔两天，5月11日，甘肃省2027年上半年增量新能源项目机制电价对外公布，同样报出上限成交价，即风电0.244元/千瓦时，光伏0.2447元/千瓦时。我们认为，这一现象说明2026年新能源竞价已从“抢规模”的单向冲刺，演变为“精算收益”的多维权衡，新能源投资从“拼速度”进入“拼质量”的新阶段，行业恶性低价竞争态势正在明显收敛。

消纳端，算电协同正从政策概念加速迈向规模化落地，成为下半年缓解消纳压力的重要变量。自今年政府工作报告首次将算电协同列为新基建工程以来，大唐、华电、华能等电力央企已密集布局一批算电协同项目，绿电直连模式将新能源电站与算力中心直接绑定，已落地项目绿电使用率普遍达80%以上。这一模式通过锁定消纳出口与长期售电协议，为风光运营商提供了电价与电量双重稳定的需求场景，有望在一定程度上对冲现货市场竞价带来的收入波动。下半年，随着更多算电协同项目签约落实，配套风光装机的消纳保障有望在未来逐步兑现。

综合来看，我们认为2026年下半年风光板块有望从“量增利减”的单边承压，逐步过渡至“竞价趋稳、消纳改善”的筑底阶段。机制电价框架的深化执行与竞价生态的理性回归，正在为电价下行划定底部区间；算电协同的规模化落地，则为新能源消纳开辟了新的需求出口。尽管行业性盈利修复尚需时间，但最悲观的阶段或已过去。在电价与消纳两端同步改善的预期下，风光板块有望在2026年下半年逐步完成从“增量不增利”到“增量趋稳”的过渡。

1）火电板块，2026年起各地容量电价普遍提升，有望在一定程度上缓解电价下滑压力；美伊以虽达成临时停火协议，但我们认为短期缓和≠危机结束，当前美伊核心矛盾（核问题、海峡控制权）仍然未得到解决，后期局势走向高度不确定，煤炭价格仍有抬升支撑，火电的成本优势有所减少；日本、韩国、菲律宾的煤电政策转向已落地实施，且当前油价较冲突前仍然偏高，煤电成本优势仍存。建议关注全国化机组布局、稳健盈利的华能国际、华电国际、大唐发电；以及新增机组陆续投产有望贡献业绩增量，未来成长性较为清晰的宝新能源、赣能股份。

2）水电板块，来水偏丰带动水电发电量整体偏好，且水电企业受市场化波动影响较小，考虑到水电企业分红比例整体较高，在无风险利率下行的趋势下股息率仍有优势，建议关注长江电力、川投能源，以及去年年底收购两家西藏公司，有望开辟第二成长曲线的桂冠电力。

3）核电&新能源板块，尽管受市场化交易电量增长以及年度长协电价下滑影响，核电公司的上网电价或有所降低，但部分省份试点核电机制电价或对核电收入形成托底，且考虑到核电核准节奏稳健，新机组投运带来的发电量提升有望实现以量补价，建议关注中国广核（A+H）、中国核电。考虑到海风消纳条件相对优异，且多地出台海风建设规划，未来发展潜力较大，建议关注受益于福建海风项目核准的福能股份、中闽能源。