2026年公用事业行业中期策略：供需拐点或明朗，红利属性愈强烈

“十五五”新型能源体系顶层规划更重视消纳与调节

国家发改委、国家能源局于今年6月发布《新型能源体系建设“十五五”规划》，承接“十五五”规划纲要，为“十五五”能源体系建设顶层规划。新能源主体地位不变，更加强调消纳与调节，预计能源发展重心将从供给侧扩展到系统侧。规划设定了三个约束性指标，新增单位发电量碳排放下降10%。在区域保障方面，力争实现东部地区“十五五”能源消费增量的70%由本区域生产保障，涵盖海风、核电、分布式、绿电直连等多形式；同时提出2030年可再生能源制氢规模达到200万吨、光热发电累计装机力争达到1500万千瓦。

从具体指标来看，“十五五”期间电力总装机预期从2025年的38.9亿千瓦增长至2030年的54亿千瓦；非化石能源消费比重从21.7%提升至25%（约束性）；非化石能源发电量比重从42.3%提升至50%。西电东送能力预期从3.4亿千瓦提升至大于4.2亿千瓦，源储调节能力增长预期大于40%，电力需求响应能力从大于3%提升至大于5%。

全国电量供需格局或前松后紧，煤电走向深度调峰

双碳战略下，2025-2035年期间煤电利用小时或持续向下。“十五五”前期电量供给宽松或较明确，后期需关注用电需求变化。假设“十五五”分电源装机净增中，煤电增加2.45亿千瓦、风电增加5.7亿千瓦、光伏增加10.4亿千瓦。根据国内电源结构预测表测算，煤电利用小时数将从2025年的4585小时逐步下降至2030年的3668小时，并在2035年进一步降至3236小时。太阳能发电利用小时数预计从2025年的1088小时降至2026年及以后的1000-1100小时区间，风电利用小时数预计在1900-2050小时之间波动。

从负荷平衡缺口测算来看，“十五五”初期电力系统备用率或持续回升，全国层面用电紧张或有缓解，局部区域或仍存紧张。实际备用率预计从2025年的26.4%上升至2027年的29.4%，随后逐步回落至2035年的16.2%。从煤电新增装机考虑，2027年供需格局或边际改善，华东、华南区域或率先走出宽松。

新能源发展区域重心仍在三北，东部沿海以分布式与海风为主

“十五五”新能源增量或不减。我国新一轮国家自主贡献目标提出，2035年风电和太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以上、力争达到36亿千瓦。“十五五”绿色转型仍然为主旋律，市场化与高质量发展成为各主体努力方向。规划明确建设“三北”风电光伏、西南水风光一体化、沿海核电、海上风电等清洁能源基地，加强分布式能源就近开发利用。

预计新能源集中在三北、西南区域，东部沿海仍然以分布式与海风为主。预计沿海区域分布式光伏“十五五”可开发量不及“十四五”规模，华东华南区域在没有煤电大规模上量背景下，或率先走出供给宽松的格局。从已披露的24个省份规划看，总量上“十五五”新能源装机规划高于“十四五”各省实际新能源新增情况；区域上，“十五五”期间新能源增量集中在三北沙戈荒大基地、西南水风光大基地以及华东海风三类，并以前两者为主。例如内蒙古“十五五”新增规划156GW，较“十四五”新增幅度达131%；甘肃新增80GW，幅度141%；陕西新增61GW，幅度154%。

电力现货市场基本全面覆盖，下半场向调节性电源付费

2025年4月国家发改委发布相关文件后，仅剩京津冀区域暂未启动现货运营。预计现货市场启动后，电价将更加高频与透明，实时反映市场供需格局，越是临近现货市场的中长期市场电价将往现货电价靠拢。不同比例的中长期合约或将直接造成火电不同的报价策略，未来的趋势或是放松中长期的电量比例约束。在新能源与现货的配置下，预计三北区域火电将享受更大比例的调节性收入。

电价趋势受多重因素影响，核心决定因素为市场供需关系，关键调节因素为政策与市场机制，不可忽视的自然因素为气象条件，价格均衡的重要因素为跨区域输电能力，此外还包括历史与未来的交织即政策支持与补贴机制。以广东现货市场运行以来多年电价为例，核心在于供需关系的演变。

消纳成为新能源胜负手，限电范围逐步扩大

当前限电最高的仍集中于三北地区，并且难以预测。从调研电站数据看，2025年青海、甘肃、新疆等西北省份平均限电率超过30%。2026年以来限电的范围正逐步向中东部扩大，其中山东、江苏、湖北、河北等此前被认为消纳条件较好的中东部省份也出现了超过10%的限电率。节能风电2021-2025年因弃风限电所损失的潜在发电量分别占当期全部可发电量的11.05%、8.26%、9.00%、10.33%、17.41%，2025年风电弃电率大幅攀升，多地弃风率突破20%，其中新疆最高达到35.78%，其次是青海24.49%、甘肃22.01%。预计后续消纳解决途径在于特高压、抽水蓄能、电化学储能。

火电商业模式分化：三北调峰与东部发电

区域资源禀赋决定了火电商业模式的差异化走向。根据2025年中电联数据，按照区域交换电量看，华北、华东、华中区域为净流入区域；从全国新增装机看，若只考虑净流入省份，新增火电集中在华东与华中区域，以及广东省。从装机结构看，“三北”区域的新能源占比更多，本地火电或优先进入调峰；东部区域由于资源禀赋差异，火电或仍为主力电源。

中期来看，公用事业属性增强，波动率有望下行。“十五五”更强调可调价值，从价值主体性考虑，火电电量电价中枢值以及波动率或将下降；容量电价顶格后或与可靠容量补偿衔接。煤价方面，“十四五”市场机制或逐渐跑通，港口坑口定价机制清晰，合理协商仍为主旋律，2025年试探性触底，“十五五”或完成煤企与电企的协同发展。

煤电一体化企业盈利稳定性与分红率具备优势

煤炭一体化企业同时拥有煤炭销售、供电等上下游产业，盈利稳定性显著强于纯煤电公司与纯煤炭公司，煤价高位区间尤其明显。煤电一体化企业ROE较一般火电企业更为稳定，分红率也更高。股价复盘显示，煤价大幅上涨时煤电一体化企业股价表现好于纯煤电企业。

在投资标的方面，国电电力作为国能集团常规能源平台，新能源发展主力军与神华深度合作发展火电，控股国能大渡河，预计2026年水电投产超3GW。公司享受集团内火电水电优先收并购权，截至2023年底集团未上市火电约80GW、水电约8GW；2026年8月启动约14GW水火资产收购。公司发布2025-2027年三年分红承诺，年度现金分红不低于归母净利润的60%，且每股现金股利不低于0.22元。

华能蒙电为华能集团旗下内蒙地区火电公司，截至2025年底拥有火电装机1140万千瓦，煤炭产能1500万吨/年，煤炭一体的盈利稳定性较强；另外公司拥有3.6GW的新能源装机。公司自1994年上市以来分红持续性较高，2025年公司再次提出三年分红不低于70%承诺，当前股息率水平较高。

陕西能源为陕西投资集团旗下能源上市平台，截至2025年底拥有煤电装机1725万千瓦，其中在运1123万千瓦、在建402万千瓦、筹建200万千瓦；拥有煤炭核定产能3000万吨/年，其中已投产2400万吨/年，在建产能600万吨/年。近几年公司分红率维持50%，未来随着新增产能陆续投产，资本开支下降，公司分红率有望提高，股息率有望上修。

绿电：适配高比例新能源的新型电力系统建设提速

与“十四五”规划的九大清洁能源基地相比，“十五五”规划中清洁能源基地增至10大基地，其中新增藏东南流域水风光基地、澜沧江上游水风光基地，取消金沙江下游水风光基地。国家电网规划在“十五五”期间投产十五条特高压直流，预计在2027年及之后集中投产。包括陕北—安徽、甘肃—浙江、蒙西—京津冀、藏东南—粤港澳大湾区等工程，输电容量多为800万千瓦至1000万千瓦。

海风方面，明确“十五五”期间海风累计装机达到1亿千瓦以上，截至2025年我国海风装机0.47亿千瓦（“十四五”期间新增约0.38亿千瓦），即“十五五”期间新增海风需要超过0.53亿千瓦，较“十四五”期间累计新增增长39%左右。水电方面，明确在“十五五”期间推进藏东南（玉察）等流域水风光一体化基地建设，研究论证怒江流域水电规划，并明确新增抽蓄电站1亿千瓦左右。

目前几乎所有省市已经发布136号文细则，23个省市发布首次竞价结果。市场化为主旋律，预计竞价过程中人为干预较少。机制电量与本省非水可再生能源消纳责任权重挂钩；充足率与中标率与本省可开发资源有关。机制电价与当地新能源开发成本以及新能源保底成本有关，竞价结果贴近本地燃煤标杆电价，科学引导新能源发展。

消纳政策文件密集出台。绿电直连方面，2025年5月国家发改委、能源局发布相关通知，逐步规范绿电直连技术性指标，地方政府示范性项目逐个落地。非电消纳方面，绿氢氨醇成为新型新能源发展方向。2025年10月明确绿色甲醇被列入低碳零碳负碳示范项目一类；2025年11月提出统筹布局绿氢、氨、醇等绿色燃料制储输用一体化产业，打造灵活负荷。

多能互补优势体现在系统稳定与经济性。火风光模式在三北大基地配套外送，稳固系统，增强特高压外送利用率，火电调峰变相降低风光成本，打捆外送变相提升光伏电价。水风光模式在西南区域水电配套外送，风光布局在具备流域调节能力的大水电周边，通过短距离输电线路将风光发电量送至水电站，水电利用其出力灵活性对风光电量进行实时互补，节约调峰储能成本，同时可以与大水电共用外送线路。

在绿电龙头企业方面，龙源电力H作为国能集团风电平台，持有大量早期风场。根据国家能源集团与公司签订的协议，集团承诺将通过资产注入等方式切实推进下属其他风电资产合计2140.67万千瓦注入龙源电力。公司2015年之前投产机组占比超过50%，目前“以大代小”项目正逐步展开，有望大幅释放优质风场价值。华润电力煤电与新能源机组质量均处于行业靠前分位，新能源装机均位于供需偏紧区域，火电主要位于经济发达地区以及铁路、河流沿线，具备明显的区位优势。公司分拆新能源板块至A股上市有利于提升估值，同时减轻火电主体资本开支压力。

水电核电：投产期来临，重返红利属性

中期视角看，国债利率为稳定运营类资产核心影响因素。长江电力利差三因子模型显示，长江电力隐含折现率等于10年期国债收益率加上信用利差与权益利差。信用利差为10年期AA级企业债收益率减去10年期国债收益率，权益利差为长江电力隐含折现率减去10年期AA级企业债收益率。当前长江电力权益利差处于2024年7月至今高位。短期扰动分子端如来水预期、年度电价谈判，站在百年电站运营时间长度对企业价值影响较小。

水电作为全电源成本最左侧，在市场化交易中享有最厚的利润垫。当前大部分水电站上网电价低于本地平均电价，且水电机组资源集中，格局较优。三江陆续进入投产期，2026年大渡河集中投产；2028年起雅砻江陆续投产；澜沧江预计2030年后陆续投产。龙头水库或带来超额收益。

核电即将迎来投产高峰期。“十五五”或为核电投产高峰期，为企业提高分红奠定基础。截至2025年底核电装机62.5GW，“十五五”规划提出到2030年核电装机约1.1亿千瓦，据此计算2026-2030年我国核电需要增加超47GW。随着核电装机逐步投产，企业现金流预计逐步提升，分红能力有望提升。核电机制电价政策有望出台，带来盈利与估值双提升。2026年广东省取消变动成本补偿，辽宁、广西开始执行核电机制电价政策。以辽宁政策为例，其机制电量比例70%，机制电价为0.3798元/千瓦时，较大程度保障核电盈利稳定。若机制电价政策落地，核电电价波动敞口看齐水电，有望迎来戴维斯双击。

在水电资产方面，川投能源持股雅砻江水电48%、国能大渡河20%，业绩主要由雅砻江及大渡河贡献。雅砻江水电已投产19GW装机，中上游尚有约1000万千瓦电站规划未建，为装机成长空间最大的水电公司；大渡河水电预计2026年投产超3GW水电装机。国投电力持有雅砻江水电52%股权，火电以高参数大容量机组为主，新能源全国性布局，多能互补与水风光大基地两条路径发展。桂冠电力以20亿元现金收购集团西藏资产，包含怒江支流等清洁能源资产，稳固大唐集团体内水电定位以及怒江流域的开发权。黔源电力作为华电集团贵州清洁能源平台，现有3.4GW水电，贵州乌江9GW水电未上市。