中金研究
进入2026年，市场风格转向成长板块，主题性投资活跃，公用事业受风格切换及基本面偏弱影响，关注度持续走低，延续2025年下半年趋势。但长线资金对高股息资产的配置需求仍在，部分区域和个股存在交易性机会。
摘要
主线1：赛道盈利与现金流逐步释放，行业格局稳中向好。垃圾发电企业聚焦存量提质增效，资本开支下降、应收账款改善推动自由现金流提升，分红能力增强；积极探索绿电直连、AIDC等新应用场景，并谨慎推进出海布局。核电方面，华南电价风险已充分释放，区域内资产盈利有望企稳，“十五五”期间将迎来密集投产期，每年贡献稳定盈利增量。
主线2：高股息配置需求仍存，火电、垃圾发电及香港公用事业更具吸引力。在海外降息与国内低利率环境下，长线资金持续青睐高股息标的。相较传统水电，火电与垃圾发电资本开支趋缓、现金流充裕，具备更高派息潜力；香港公用事业盈利可预期性强，历史分红稳定。
主线3：新型能源体系下的成长方向。随着“十五五”聚焦绿电消纳、应用拓展与电网升级，电源侧投资趋稳、需求侧压实消纳责任、调节性电源快速发展，多措并举助力绿电走出低谷。当前板块估值处于底部区间，长期配置风险可控。建议关注：1）补贴发放提速带来的绿电运营现金流改善机会，优选风电占比高、交易运维能力强的龙头企业；2）各地政策支持下抽水蓄能、电化学储能等调节性电源的发展机遇。
风险提示
电力需求不达预期；电力企业市值管理效果不及预期。
正文
十四五末电源投产集中，预计2026年电力供应相对宽松
2025年电力消费弹性系数回落至1，需求增速弱于预期。过去五年（2020–2024），我国用电增速高于经济增速，主要受益于工业、建筑、交通电气化率提升以及新兴产业快速发展。但2025年数据显示，三产与居民用电成为增长主力，二产尤其是制造业用电增速显著低于工业增加值增速，其中高耗能行业如有色金属冶炼、化工制造等用电放缓明显，是拖累整体表现的关键因素。
节能降碳压力加大，传统高载能行业转型加速。根据“十四五”规划目标，单位GDP能耗需下降13.5%，碳排放强度下降18%。截至2024年，能耗强度累计降幅达11.6%，接近完成目标，但碳排放仅下降9.3%，后续减排任务艰巨。预计高耗能行业将通过严控产能、工艺优化、提高绿电使用比例等方式推进转型，进一步抑制电力消费弹性。展望2026年，全社会用电量增速预计为5.4%，略高于GDP增速，AI等新兴领域用电将成为潜在增量变量。
前期电源投资集中落地，未来1–2年电力供给维持宽松。2025年前11个月，火电、风电、光伏新增装机分别达77.5GW、82.5GW、275GW，全年预计新增90GW、100GW、290GW，推动年底总装机达约3,840GW，同比增长15%，煤电装机同比增5.5%。全国电力供需总体宽松。
“算电协同”或成“十五五”关键增长点，推动供需由松转紧。数据中心、云计算、人工智能等数字产业用电高速增长，2024年互联网数据服务用电量同比增30.9%。预计2030年数据中心用电量将达5,000亿度，占全社会用电量约3.7%，乐观情景下可达6,500–7,000亿度，占比近5%。该类负荷对供电稳定性要求高，已成为“十五五”电力规划重点考量内容，国家正推动其绿色化、集约化发展。
图表1：全社会用电量增速和电力消费弹性系数趋势
资料来源：国家统计局，国家能源局，中金公司研究部
图表2：全国各电源新增装机规模以及电力装机和需求增速对比
资料来源：国家统计局，国家能源局，中金公司研究部
电价趋势：全国电量电价下行，压力从华南向华东转移；京津冀相对有韧性
区域电价走势主要受电力供需关系和煤炭价格影响，省份间分化明显。
考虑2025年京唐港Q5500动力煤均价同比下降19%至698元/吨，预计2026年各省年度中长期合约电价普遍承压，全国多数省份电量电价降幅或控制在3分/度左右，整体降幅较2025年扩大。
区域分化特征如下：
- 华南地区电价已提前探底，2026年压力较小；
- 江浙皖电价降幅预计为5–7分/度，分别较标杆电价下浮12%、17%、5%；
- 京津冀电价仍维持在标杆以上，表现优于其他区域。
核电电价受火电联动影响，降幅与火电看齐，水电降幅相对较小。广东、江苏等地因政策灵活性较强，核电入市节奏有所放缓，减轻对运营商盈利冲击。
新能源方面，面临机制电价结算首年与现货市场扩围双重压力，电价呈下行趋势，不确定性上升。
行业趋势：全链条破局，加快新型能源体系建设
“十五五”期间，新型能源体系建设将从规模扩张转向系统协同与高质量发展，重点包括：
- 制定“十五五”及2035年发展目标，明确方向；
- 工作重心由“源随荷动”转向“源网荷储协同”，强化绿色消纳；
- 拓展绿电应用场景，推动高载能产业向西部清洁能源富集区转移。
局部时段“缺电力装机”问题凸显，浙江、广东因空调负荷激增与新能源出力波动，偶发阶段性电力缺口。随着数据中心、5G基站、电动车充电、绿氢制备等新型负荷扩张，高峰时段系统压力加剧。叠加可再生能源出力波动性和极端天气频发，电力平衡难度加大。
当前新能源装机占比近50%，发电量占比约20%，调节性电源需求日益迫切。各省已将“科学布局抽水蓄能、大力发展新型储能”列为“十五五”重点工作。预计高比例新能源省份将陆续出台电价补贴、调度保障等支持政策，吸引社会资本参与投资。同时，煤电机组在碳达峰前仍有增量空间（前高后低），发挥“压舱石”作用，保障转型平稳过渡。
2026年电力市场机制持续优化，行政化分时电价逐步取消，现货市场加速推进，更好发挥价格信号功能。全国范围内火电容量电价占比进一步提升，部分地区超出预期，有助于体现调节价值、保障合理收益。
图表3：《关于促进新能源消纳和调控的指导意见（发改能源〔2025〕1360号）》
资料来源：国家发改委，国家能源局，中金公司研究部
图表4：各地容量电价调整文件梳理（截至2026年1月5日）
资料来源：各省发改委，中金公司研究部
投资主线
2026年展望：板块整体偏弱，优选基本面稳健标的
2026年市场风格偏向成长，叠加公用事业基本面偏弱，板块缺乏系统性机会，关注度或继续下降。投资需求主要来自长线配置型资金，建议聚焦基本面稳健、具备高股息潜力的标的，把握阶段性交易机会。
投资主线1：赛道盈利释放，格局稳中向好——垃圾发电、核电
1. 垃圾发电
- 行业运营转型成效显著，企业聚焦存量资产提质增效；
- 资本开支下降、应收账款改善，自由现金流趋势向好，分红能力与意愿提升；
- 积极探索绿电直连、AIDC等用电场景匹配；
- 部分企业谨慎布局海外市场，重点投向中亚、东南亚。
2. 核电
- 华南电价风险释放充分，区域内核电资产盈利有望企稳回升；
- “十五五”进入密集投产期，新机组每年稳定贡献盈利增量；
- 广东、江苏等关键省份核电入市节奏放缓，地方政府仍具保护倾向。
投资主线2：高股息配置需求延续——火电、垃圾发电、香港公用事业
在全球降息背景下，长线资金仍偏好业绩稳定、股息率具吸引力的资产。火电、垃圾发电资本开支收缩、现金流充沛，分红空间大于传统水电；香港公用事业盈利可预测性强，历史分红记录稳定，具备长期配置价值。
投资主线3：新型能源体系下的成长方向——新能源
“十五五”聚焦解决绿电消纳难题，推动高质量发展。“136号文”引导供给侧理性投资，非水可再生能源消纳责任权重制度压实用户侧责任，绿电直连、零碳园区、绿氢氨醇等新业态拓宽应用场景，电网投资提速，调节性电源迎来发展机遇。
当前新能源板块估值处于磨底阶段，长期配置风险可控。建议关注：
- 风电占比高、交易与运维能力强的龙头企业；
- 抽水蓄能等调节性资源的价值重估机会。
火电：稳定器作用突出，盈利将回归可持续水平
东南沿海电价接近下限，2026年火电盈利回落但仍处健康区间
2025年动力煤均价降至700元/吨以下，火电行业ROE修复至周期高位，表现优于钢铁、煤炭、石化等行业，仅次于有色金属。
图表5：动力煤价格趋势
资料来源：Wind，中金公司研究部
图表6：火电、钢铁、煤炭、石油化工等行业净资产收益率波动趋势（2014–2025E）
资料来源：Wind，中金公司研究部
“十四五”后三年火电装机大幅增加，电力供需趋于宽松，电量电价延续下行趋势，华东地区压力尤为突出：
- 电力周期重回宽松阶段；
- 年度交易电价连续两年下行，2026年多数省份将燃煤标杆电价下浮交易，华东地区电价或将触达交易区间下限。
图表7：“十二五”以来电力周期表现
资料来源：中电联、公司公告、中金公司研究部
图表8：2021年以来各省新增火电装机规模情况
资料来源：中电联，中金公司研究部
图表9：2025–2026E 各省年度电量电价交易结果
资料来源：各地电力交易中心，中金公司研究部
容量电价提升有望缓解收入端压力。预计2026年火电度电税前盈利能力同比有所回落，但将回归健康可持续水平。核心假设：
- 收入端：电量电价同比降3–7分/度，容量电价上行约1.8分/度，部分抵消影响；
- 成本端：煤价中枢平稳，财务费用下降。
图表10：2026年火电度电利润测算
资料来源：公司公告，中金公司研究部
强现金流+市值管理驱动高分红
2026年盈利调整后，火电盈利稳定性增强，有望进入稳定回报期。
- 火电现金流强劲、资本开支收缩，具备支撑高派息的基础；
- 行业高度重视市值管理与股东回报，多家企业推出中期分红、三年分红承诺等举措；
- 相较于水电，火电分红提升空间更大，当前估值偏低，股息率更具吸引力。
图表11：火电行业 — 经营活动现金流趋势
资料来源：Wind，中金公司研究部
“十五五”火电转型升级加速，碳达峰前仍有装机增量
预计“十五五”期间年均新增火电装机约50GW，主要用于“上大压小”、大基地配套及区域保供。
- 优化煤电技术指标，量化升级标准；
- 分省制定煤电升级方案，提升智能运行水平；
- 支持符合条件的燃煤项目发行REITs；
- 鼓励煤电与新能源联营，优先并网；
- 完善现货、辅助服务市场及容量电价机制，体现调节价值。
核电：步入加速投产期，关注新技术进展
“十五五”开启投产密集期，小堆与四代技术受关注
“十四五”为核电核准高峰期，“十五五”将进入投产高峰，增量集中在中后期。新技术研发持续推进，拓展适用场景、提升燃料效率。
核电入市节奏放缓，地方政府仍具保护性
广东、江苏等对核电运营商影响较大的省份入市节奏放缓：
- 广东：取消变动成本补偿，肯定核电基荷价值，2026年入市比例边际放缓；
- 广西：2025年已全面入市，电价触底；
- 海南：市场化交易比例低，受价格波动影响小；
- 江苏：2026年入市比例不变，电价同比下降7分/千瓦时；
- 浙江：政府授权合约比例下降，均价接近江苏；
- 福建：新投产机组参与市场，电价同比下降2分/千瓦时。
铀燃料成本进入上行通道，2026年影响可控
天然铀成本约占核电营业成本的10%–15%，核燃料组件加工周期较长（约2–3年）。核电站每1–1.5年换料一次，每次更换1/3炉芯，燃料成本上涨将在未来3–5年逐步反映，年度影响较为平滑。
核聚变：从远景迈向现实
可控核聚变作为“终极能源”，在政策、资本与技术三重催化下发展提速。国家已将其纳入“十五五”六大未来产业之一，多个省份在规划中明确提出支持方向。
图表12：省级“十五五”规划中核聚变相关表述
资料来源：各省省委，中金公司研究部
行业投融资活跃，央企与民营企业均有布局。科研机构与初创企业正积极推进满足劳逊判据的技术路径，商业化前景可期。
新能源：供需政策协同发力，聚焦消纳改善
供给：风电投资倾斜，光伏热度降温
“136号文”出台导致2025年出现抢装潮，2026年新能源投资预计同比下滑。风电年新增100GW目标支撑较强，光伏则需观察大基地释放进度。
- 2026年风电增量项目超56GW，叠加沙戈荒大基地与海上风电潜力，全年有望突破100GW；
- 集中式光伏披露项目约49GW，分布式增量预计10–15GW，多数项目计划2025年投产，全年实现150–200GW新增装机仍存较大不确定性。
图表13：2025–2026年风电、集中式光伏增量项目规模统计
资料来源：国网新能源云，中金公司研究部
机制电价交易结果显示区域分化：
- 多数地区出清价格接近竞价上限或燃煤标杆电价，价差小于5%；
- 甘肃、黑龙江、新疆（2026光伏）、山东（2025光伏）折价超20%；
- 消纳压力大的区域即使当前价格可接受，后续仍面临下行风险。
图表14：各省机制电价竞价结果
资料来源：国网新能源云，北极星电力网，中金公司研究部
大基地与海上风电仍是“十五五”重要增量：
- 沙戈荒大基地随特高压外送通道建设逐步释放；
- 海上风电以近海为主，部分省份开始探索深远海开发。
图表15：沿海省份海上风电相关规划（截至2025年底）
资料来源：各省发改委、能源局，中金公司研究部
需求：新业态推动绿电消纳落地
用户侧消纳责任持续压实，非水可再生能源消纳权重目标逐年提升，覆盖行业范围扩大。地方政策在国家级框架下细化执行：
- 适用范围兼顾传统与新兴高耗能行业；
- 按“以荷定源”原则确定电源类型与规模；
- 云南、宁夏、湖北等地新增地理距离或行政区划要求；
- 费用缴纳遵循国家规定，含输配电费、系统运行费、交叉补贴等。
绿电直连、零碳园区建设加速，“十五五”将进入项目密集落地期。
盈利：电价承压，陆风增值税优惠取消
2026年新能源盈利能力面临多重挑战：
- 区域消纳压力持续，“十五五”前期仍存瓶颈；
- 现货市场推进下，光伏高占比区域在大发时段电价承压；
- 陆上风电增值税返还政策自2025年11月起取消，2026年将产生10个月同比负面影响。
行业亮点：关注现金流改善与优质资产标的
看好国补回流与资本开支下降带来的行业现金流整体改善。重点关注：
- 沙戈荒大基地资源储备丰富的企业：后续装机保障强，项目盈利风险较低；
- 北方风电装机占比较高的企业：存量项目交易风险已充分释放。
风险提示
电力需求不达预期；电力企业市值管理效果不及预期。
本文摘自：2026年1月21日已经发布的《公用事业2026年展望：宽松降价周期淘沙见金；高息筑底、优选区域个股》
刘佳妮 分析员 SAC 执证编号：S0080520070002 SFC CE Ref：BNJ556
蒋雨岑 分析员 SAC 执证编号：S0080525060007