公用事业行业电价研究系列：煤价上涨、供需反转电价面临周期拐点

目录索引一、价究架——本守价线供定润空间 5二、价涨供拐，电预企反弹 8（一煤上，电本提支电反转 8（二火、电增机下，需临期点 三、利定红升板块用业加速 15四、险示 20图表索引图1：本电底供需利空间 5图2：煤电电价机制持续演进，从燃煤标杆电价→基准+浮动的市场化电价→电量+容量+助务三电价 6图3：东度协与标单价 6图4：苏度协与标单价 6图5：东煤组现货月中与东厂用成走势 7图6：南三期力供宽弃电较多 7图7：南省2019电价升 7图8：南省直易月平电走势 8图9：2026年皇岛煤价持回（Q5500，元/8图10：东5月场价环大涨 10图苏3-5月度价环持提升 10图12：电增与增速期变化 图13：社用量增长 图14：电结中产业城居用量比持提升 12图15：四期火新能装快增（位：GW） 12图16：2020-2026火核准开装规模 13图17：2025年电量占提至22% 13图18：光用时续两明下滑 13图19：型份电小时数 14图20：型份伏小时数 14图21：光送份利用下滑 14图22：2025年用板块收比-3.5% 16图23：2025年用板块母利同比+0.9% 16图24：用业块归母利（位亿） 16图25：营现流：2025同比+15.0% 17图26：资现流：2025同比-8.0% 17图27：2025年用分红额122617图28：2025年用块分率中升 17图29：型契：分析素在生化 18图30：江力息十年国收率 19图31：期建组节奏 19图32：电前临、电、金问题 20表1：电伏目成本算 9表2：网域省专项程电格 9表3：力需衡测 14表4：司利测值（盘日：2026/5/15） 20一、电价研究框架——成本守电价底线，供需定利润空间我们曾经在 《电价研究框架：燃煤电量电价三因子模型》中，拆解燃煤量电价影响因素至发电成本、电力供需及竞争格局三方面。本篇报告我们进一步析并提出成本和供需对电价的影响方式，“成本守电价底线，供需定利润空间”，在当前煤价持续回升、供需即将反转的背景下，电价正面临周期性拐点。电价确定的底层逻辑是成本加成。则以火电电价为锚定，因此在2024-2026年煤价持续下跌期间电价随之下跌，进入供需影响利润空间。的大规模核准和风光的快速发展导致电力供给增速高于用电量增速，电力供需走向宽松格局。但目前火电核准量下降、风光装机增速放缓，供给增速下降，需求端在AI数据中心和新能源汽车等新兴产业带动下有望超预期，电力供需格局正面临周期拐点。图1：成本守电价底线，供需定利润空间自行绘制2004122020年起年1020%，市场定价的比例和浮动范围扩大，但电价定价的本质仍然延续着成本加成的逻辑，正如2021年煤价大涨之后，2022-2023年电价随之大幅提升，而在煤价下跌之后电价也随之下跌，火电的度电利润在此期间虽有波动，但最终仍会回归合理利润的均值附近。水电作为发展较早的电源，早期的电价机制同样是以成本加成法确定一厂一价，风光发展早期也是在成本的基础上给予一定的补贴从而获得合理利润。除了图2：煤电电价机制持续演进，从燃煤标杆电价→基准+浮动的市场化电价→电量+容量+辅助服务的三部制电价，发改委 备注煤价单位为元/吨火电年度长协中电价更多反应煤价，其他电源锚定火电。电力公司一年的上网电量中年度长协签约电量占据绝大部分，因此在签约年度长协电价时，会更多考虑当前和预期的煤价，以此获得稳定收入和合理利润，而核电、水电、绿电的市场化电价202220232024-2025图3：广东年度长协电与标煤单价 图4：江苏年度长协电与标煤单价0

广东年度长协电价/元/兆瓦时（左轴）广东平均标煤单价/元/吨（右轴）2020 2021 2022 2023 2024 2025

2000160012008004000

0

江苏年度长协电价/元/兆瓦时（左轴）江苏平均标煤单价/元/吨（右轴）2020 2021 2022 2023 2024 2025

2000160012008004000广东省电力交易中心 江苏省电力交易中心对于月度和现货电价的定位，更多是修正年度电价、作为一次能源价格和电力供需情况的高频传导。我们以广东电力现货市场的数据为例，可以发现：除了煤价的影响之外，现货电价会更频繁受电力供需的影响，在电力供需季节性偏紧的时候广东现货电价中枢会逆煤价上扬、体现出明显的冬夏双峰的特性电力供需平衡或宽松的阶段现货电价中枢亦收敛至较用煤成本稍高的位置。图5：广东燃煤机组实时现货价月度中枢与广东电厂用煤成本走势广东现货电价月度均值/（元/兆瓦时） 广东电厂平均用煤成本预测/（元/兆瓦时）700600500400300200，广东电力交易中心当电力获得较高利润的时候，供需对电价的影响更加明显。由于火电的度电利润较低，且对煤价更加敏感，供需的影响不是十分明显，我们以水电为例，水电度电成云南省20140.18元/2019年开始电价开始回升，并在2021-2023年频繁出现缺电限电问题，电力供给紧张之下，电图6：云南十三五期间力供需宽松弃水电较多 图7：云南省2019年后价回升0

云南省弃电量/亿千时 弃水电量比/%31428816815331428816815317550172420%15%10%5%0%20132014201520162017201820192020

云南省年度市场化交易电价/元/千瓦时市场化交易电价/市场化交易电价/元/千瓦时增速/%0.17980.17700.18080.18450.22300.21670.20266.9%-1.6%2.1%2.1%-2.8%10.1%9.8%

30%20%10%0%-10%-20%昆明电力交易中心 昆明电力交易中心图8：云南省省内直接交易月度平均电价走势云南省省内直接交易月度平均电价/元/千瓦时2020 2021 2022 2023 20240.300.240.180.120.060.001月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月11月12月昆明电力交易中心二、煤价上涨、供需拐点，电价预期企稳反弹（一）煤价上涨，火电成本提升支撑电价反转煤价持续上涨，电力成本提升。2026年煤价持续提升，结束了2022-2025年的持续Q55001264965697元/735元/825元0.315元/分/图9：2026年秦皇岛动力煤价格持续回升（Q5500，元/吨）2021 2022 2023 2024 2025 202683518008351440108072036001月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月11月12月风光占比提升对火电的冲击有限。/3800-4200元/21001200本约在0.17-0.25元/表1：风电光伏项目度电成本测算利用小时单位投资4500500055006000利用小时单位投资300035004000450018000.1790.1980.2180.2389000.2380.2780.3170.35719000.1690.1880.2070.22610000.2140.2500.2860.32120000.1610.1790.1960.21411000.1950.2270.2600.29221000.1530.1700.1870.20412000.1790.2080.2380.26822000.1460.1620.1790.19513000.1650.1920.2200.24723000.1400.1550.1710.18614000.1530.1790.2040.23024000.1340.1490.1640.17915000.1430.1670.1900.21425000.1290.1430.1570.17116000.1340.1560.1790.201备注：利用小时数（单位：小时，单位投资（单位：元/千瓦，表中数据为度电成本（单位：元/千瓦时）外送绿电对落地省份的电价冲击同样有限。考虑西北地区资源禀赋较好利用小时数高，度电成本更低，但是经过特高压输送之外，额外增加了特高压的输配电价和线0.8~1.20.25元/表2：国网区域跨省跨区专项工程输电价格序号名称电量电价（分/千瓦时）容量电价（元/千瓦・年）线损率1灵宝直流4.03-1.00%2德宝直流3.36-3.00%3锦苏直流5.11-7.00%4高岭直流2.35-1.70%5龙政直流6.75-7.50%6葛南直流5.58-7.50%7林枫直流4.39-7.50%8宜华直流6.85-7.50%9江城直流3.85-7.65%10中俄直流3.71-1.30%11青藏直流6-13.70%12呼辽直流4.2-4.12%13阳城送出2.07-3.00%14锦界送出1.81-2.50%15府谷送出1.45-2.50%16辛洹线-40-17三峡送华中4.51-0.70%18长南荆特高压交流2.51-1.50%19天中直流6.13-7.20%20向上直流5.71-7.00%21宾金直流4.54-6.50%22宁东直流5.08-7.00%23灵绍直流4.88-4.26%24祁韶直流6.37-4.14%25鲁固直流4.12-2.69%26锡泰直流4.83-3.32%27雁淮直流3.59-2.77%28吉泉直流8.29-7.00%29昭沂直流5.895-6.50%30青豫直流6.489-5.83%31盂县送出0.81-2.50%32雅湖直流6.85-6.00%33陕武直流5.12-5.00%34建苏直流8.36-6.00%35金塘直流8.14-6.00%36云霄直流-115-国家电网今年4月广东现货电价大涨，也体现出成本和供需对电价的影响。今年4月广东提前入夏，在高温天气加持下，广东用电负荷大增，同时西南地区少雨外送电量减少，本地阴天光伏出力下降，供需出现阶段性偏紧，在此情况下启用高成本气电，气电煤价持续提升，成本提升+供需偏紧下，广东现货电价最高超过1元/度，同时广东月双边协商电价大幅提升至0.4785元/千瓦时，远超年度长协电价0.372元。此外，月电价0.338元/0.344元图10：广东月市场化电价环比大涨 图11：江苏3-5月月度电价环比持续提升广东市场化交易当月成交电价（元/兆瓦时）2021 2022 2023

江苏集中竞价当月成交电价（元/兆瓦时）2021 2022 20233253133383183242024 2025 2026 2024 2025 2026325313338318324 478.5 478.5 5104704303903501月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月

燃煤基准价1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月广东省电力交易中心备注：5月电价使用双边协商电价

江苏省电力交易中心（二）火电、绿电新增装机下降，供需面临周期拐点电力供给快速增长，2023年后电力供需进入宽松周期。电力行业供需存在周期性，一方面需求端用电量的增长受宏观经济、温度等影响存在一定波动，另一方面供给端装机的增长需要政府审批和建设期存在一定滞后，因此电力供需总会出现周期性的宽松和紧张交替的情况。以这一轮供需转换为例，十三五期间国内装机增速持续下降，火电核准规模较小，导致2021年发生大规模缺电限电问题，随后国内大规模核准火电，火电经过2-3年建设期集中于2024-2027年投产，同时新能源快速发展新增装机逐年增长，近三年装机增速明显加快，导致电力供需逐渐转向宽松。图12：用电量增速与装机增速周期性变化20%

用电量速 装机增速16%12%8%4%0%2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025需求端：我国用电量随经济增长稳定提升，产业转型有望带动用电量超预期增长。近五年我国全社会用电量CAGR为5.68%，2025年全社会用电量超过10万亿度，同比增长5%。未来随着我国经济仍然保持增长，电力需求也将保持稳定提升。此外，随着我国经济结构的变化，经济转型也带动用电结构发生变化，二产用电量在全社会用电量中的占比逐渐下降，三产和城乡居民用电量逐渐提升，其背后原因是新兴产业（如数据中心、新能源汽车等）快速发展，单位用电量更高带来更高的用电弹性，2025年充换电服务业用电量增速达到48.8%、软件和信息技术服务业用电量增速达到17%，是拉动第三产业用电量增长的重要原因，未来新兴产业的发展有望进一步带动用电量超预期增长。图13：全社会用电量稳定增长12000096000720004800024000

全社会用电量及其增速

全社会用电量/全社会用电量/亿千瓦时增速/%（右轴）98521103682831288637292241728527521410.3%6363669002534235563756933597474199947022496578.4% 5.6%7.6%4.1%5.0%5.6%6.5%3.2%2.3%4.9%6.8%6.7%3.6%12.0%12%9%6%3%0 0%2010201120122013201420152016201720182019202020212022202320242025图14：用电量结构中第三产业和城乡居民用电量占比持续提升

全社会用电量构成第三产业城乡居民 第二产业 第一产业60%40%20%0%2010201120122013201420152016201720182019202020212022202320242025供给端：十四五期间火电和新能源装机快速增长。过去我国发电结构中火电占比最高，2010年以前火电发电量占比超过80%，但随着新能源的快速发展，火电占比逐渐下降，尤其2022年以来这一趋势明显加速，2022-2025年，绿电新增装机分别为1232933572030年12GW的目标，2025年绿电占比提升至22%，火电占比降至60%，在此期间火电20252010图15：十四五期间火电和新能源装机快速增长（单位：GW）4000

火电 水电 风电 光伏 核电

3,8913,3492,9203,3492,9201,2021,525966216710,0632337681,1471,2581,3701,6511473321,7771,9001291741312,0103582,2022542823702,3773073283912,56439336541488760944142252143664044861163 184344 35324982028087077305924973201,006 1,061 1,1051,1441,190 1,246 1,2971,3321,3901,4441,5392400160080002010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025展望未来，火电装机核准量开始下降。202532GW，开工装图16：2020-2026年火电核准和开工装机规模火电核准/GW 火电开工/GW103.4363.35103.4363.3539.1729.5932.0514.454.691008060402002020 2021 2022 2023 2024 2025 2026北极星电力网弃风弃光率提升、利用小时数下滑，风光项目边际效益递减。2025年全年风光发电量占总发电量比例22%，由于风光发电的波动性，对调节电源的辅助服务需求也在持续增长，调节资源不足也成为制约风光消纳的关键。近两年风光利用小时数持续98751-11下降130、117图17：2025年绿电发量占比提升至22% 图18：风光利用小时数续两年明显下滑

全国发电量构成风光占比/% 火电占比/%水电占比/% 核电占比/%72%72%71%70%69%68%67%67%66%63%60%5%7%8%9%10% 12%13%16%18%22%2016201720182019202020212022202320242025

2500223222212232222122252095208320732127193118011212128512811281133712861211113210151900160013001000

风电平均利用小时数/小时光伏发电平均利用小时数/小时图19：典型省份风电利小时数 图20：典型省份光伏利小时数

1960

风电利用小时数/小时2023 2024 2025221722621788

2168

1984

12641155

光伏利用小时数/小时2023 2024 202510911037994

103010110

1551

150614651619

0

806

956

839外送需求增长但通道建设不足，送出省份风光利用率下滑。截至2025年6月底，西北电网外送能力仅8671万千瓦，远低于西北地区新能源装机，2025年西北电网跨区1402.334.1%，图21：风光外送省份风光利用率下滑50%

净输出/输入电比例左轴） 风电利率（轴） 光伏利率（轴）

40% 90%30% 80%20% 70%10% 60%0% 50%，电力行业规划研究与监测预警中心综合需求侧和供给侧来看，需求侧一方面我国用电量跟随经济保持稳定增长，另一方面AI数据中心等新兴产业有望带动用电量超预期增长。供给侧经过十四五的快速增长后，火电的核准量和风光的新增装机量均开始下降，装机增长开始放缓，虽然当前仍然处于电力供需宽松周期，但电力供需面临拐点。参考我国增速预期和电力弹性系数，预期2025-2030年我国用电量复合增速约5.2%，发电量同步增长，火电装机经过2025-2027年密集投产后大幅减少，风光装持1%-2%20282021 2022 2023 2024 2025 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E表3：电力供需平衡表预测2021 2022 2023 2024 2025 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E全社会用电量/亿千瓦时83128863729224198521103682109975116248122306128134133743增速10.34%3.62%6.67%6.80%5.00%6.07%5.70%5.21%4.77%4.38%发电量/亿千瓦时839598848794564100869105753112046118311124355130165135752火电56655588886265763743632726425565503665616745868138水电13399135221285914257146171501015398157531612516488风电6558762788599970112791319715304174561958621695光伏3270427358428390117321440316295181962007921941核电4075417843474509485251815810638869187490新增发电量/亿千瓦时7695452860776304488462936265604558105586火电4885223337701085-47198312491058896681水电-154123-6641398360393388355372363风电1893106912321112130919172108215221302108光伏659100315692549334226701892190218821863核电413103169161344329628579530572总装机/GW2376255929203349389143194713506754055746火电1297133213901444153916391709173917541769水电391414422436448467484500517534风电328365441521640760880100011201240光伏307393609887120213821562174219222102核电535657616271798692101利用小时数/小时3534345732393012271825942510245424082363火电4369442045074413411139203833382838463852水电3428327030503270326332153184314831173087风电1996208720071915176217361739174617491750光伏1067108895894697610421043104510451044核电7651752476397412776772737383741374907421三、盈利稳定分红提升，板块公用事业化加速GFGY（79只20252.66（2395（同比2245（业绩（）同比略增21（+86+49亿元，23.1%，9.5%。图22：2025年公用事板块营收同比-3.5% 图23：2025年公用事板块归母净利润同比+0.9%0

营业收（亿，左） 营收增（右）222.8%222.8%27,52726,57322,3217.5%18,1765.0%1.3%-3.5%5,0534,8693.6%-3.4-3.6%11%0%%

0

归母净润（元，轴） 归母净润增（右）23732395173043.5%216723732395173043.5%216727.1%147946.5%11644.5%0.9%560509-9.0%-32.7%9.5%0%-40% 2023202425Q1557580同比680（183（（-9.0%）Q1-Q49500公用事板块 公用事业块公用事板块 公用事业块-加回值63765368053353659756058038144943150942831836518418117118321(296)7505002500-250-50020257753（同比、+41.4%投融7371系火电、绿电资本开支放缓，板块自由现金流转正。图25：经营性现金流净：2025年同比+15.0% 图26：投资性现金流净：2025年同比-8.0%0

火电 水电 绿电62.9%25.4%9.3%4.6%10.5%15.0%-11.9%-31.2% 核电 燃气 其同比增速62.9%25.4%9.3%4.6%10.5%15.0%-11.9%-31.2%

80%56%32%8%

0

火电 水电 绿电核电 燃气 其同比增速(合）

40.4%28.9%40.4%28.9%22.0%12.3%10.5%-7.2%-8.0%-2.1%70%40%10%-20%-50% （合计增速；单位：亿元

备注：以上图表统计各细分板块投资性现金流净流出绝对量及公用事业板块投资性现金流净流出额的同比增速；单位：亿元202512262025（+74.45、+35.94、-10.61、-4.29、-4.43亿元。火电、202546.2%、62.4%、32.7%、42.1%、70.8%（同比+4.1pct、+1.0pct、+5.0pct、-1.1pct、+3.3pct）图27：2025年公用板分红总额1226亿元 图28：2025年公用分块分红率稳中有升0

分板块分红总额（单位：亿元）1,1359781,0262121,2262161,1359781,0262121,226216668178813191221381242309345239427861532923532593802892892020 2021 2022 2023 2024

分板块分红率火电 水电 绿电 核电 燃气43.3%47.8%43.3%47.8%42.1%46.2%0.0%2020 2021 2022 2023 2024 2025火电商业模式变化周期性减弱，分红提升公用事业化加速。装机利润。三部分收入稳定性均在增强，其一：煤电联动正在加速，电量电价带来与煤价更加同频，稳定火电月度和现货部分毛差。入十分稳定，且未来利用小时数下降仍有提升空间。提升；其三：调节价值更加突出，且挂钩绿电电量持续提升。在市场化交易的电改转型下，火电可以通过在高电价的时段多发电，低电价的时段少发或不发的方式实现度电收入的大幅扩张，即这种交易行为会导致电量的收缩（即部分时段发电意愿的下降），但却获得了辅助服务补偿或者峰时的高电价收益，即调节价格和调节需求更重要。图29：转型的契机：火电分析要素正在发生变化自行绘制水电盈利稳定，利率下降周期中股息价值更加突出。570，国投电力、川投能源分红率超50%2024年后十2%2026图30：长江电力股息率与十年期国债收益率息差 股息率 十年期债收率 年均息差8%6%4%2%0%-2%2012/12013/12014/12015/12016/12017/12018/12019/12020/12021/12022/12023/12024/12025/12026/1核电电价风险消退，机组有序投产带动业绩稳定增长。2025年江苏、广东、广西电价下降对中国广核和中国核电盈利均有明显影响。2026年广东电价降幅较小、辽宁江20262022-2025年我国连续四年核准10台以上机组，核电核准常态化，核电发展未来成长空间广阔。截至2026年465.31GW，在建3319+核94232026图31：预期在建机组投产节奏国常会，中国核能行业协会，中国核电、中国广核财报，国电投、华能集团债券募集说明书绿电期待消纳问题解决、电价理顺，关注业绩触底。绿电当前来看仍有如下问题待解：（1）消纳：绿电装机