【四海读报】20251130：2026年电力行业年度策略

开端破局，电改当立

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1. 一段话总结

2026年电力行业迎来电改深化与能源结构转型双重机遇，核心呈现“传统电源稳基、新能源扩容、辅助服务补位”特征：火电占比逐步下降（2030E预计25%）但仍承担调峰核心功能，利用小时维持在4300小时左右，受益于煤价稳定与辅助服务收入增长；水电依赖来水情况，头部企业财务稳健；核电作为基荷电源持续扩容，上网电价稳定；风电、光电装机量快速提升（2030E光伏装机预计超200GW），消纳与储能配套成为关键；电改推动辅助服务市场完善，调峰、调频收入成为电源企业重要增量，行业整体向清洁化、市场化、智能化转型，需关注能源结构调整节奏与政策落地效果。

2. 思维导图

3. 详细总结

一、行业整体态势：电改破局，结构转型加速

1. 核心逻辑：2026年电力行业以电改深化为核心驱动力，叠加“双碳”目标推进，能源结构从“传统电源主导”向“清洁电源为主、传统电源兜底”转型，市场化机制（如辅助服务、容量补偿）逐步完善，支撑行业高质量发展。
2. 市场表现：2024年以来，电力板块细分领域分化，火电、光伏发电相关企业营收保持增长，电能综合服务板块表现亮眼，行业整体盈利韧性凸显。

二、各电源板块核心特征与数据

三、关键驱动因素解析

1. 煤价与供应链：

   • 原煤产量稳步增长，2024年原煤产量同比增长约4%，进口煤补充稳定，电力行业动力煤消费量保持正增长，支撑火电成本可控。

2. 辅助服务市场：

   • 调峰、调频等辅助服务市场化程度提升，2022-2024年辅助服务收入持续增长，度电辅助服务收入从0.004元/千瓦时提升至0.007元/千瓦时，成为火电企业重要利润增量。

3. 政策与电改：

   • 电改推动“电量收入+容量补偿+辅助服务收入”三维盈利模式，火电逐步摆脱单一电量依赖；新能源消纳政策持续完善，储能、虚拟电厂等新业态加速落地。

四、行业挑战与关注要点

1. 新能源消纳：风电、光电装机快速增长，需配套储能、电网升级以提升消纳能力，避免弃风弃光。
2. 政策落地：电改相关政策（如容量补偿机制、市场化交易规则）的落地节奏直接影响行业盈利预期。
3. 成本波动：煤价、储能设备成本等波动可能影响电源企业盈利稳定性。

4. 关键问题

问题1：2026年火电行业的核心定位与盈利增长点是什么？

答案：2026年火电的核心定位是电力系统调峰兜底，虽占比逐步下降（2030E预计25%），但利用小时仍将维持在4300小时左右的合理水平。盈利增长点主要有三：①煤价稳定（秦皇岛动力煤平仓价维持800-1200元/吨）降低成本波动；②辅助服务收入快速增长，2024年度电辅助服务收入达0.007元/千瓦时，调峰+调频收入超25亿元；③电改推动容量补偿机制落地，形成“电量+容量+辅助服务”三维盈利模式，对冲电量收入波动风险。

问题2：新能源（风电/光电）快速发展背景下，行业面临的核心挑战与解决路径是什么？

答案：核心挑战是消纳能力不足与出力波动性。解决路径包括：①电网升级，强化跨区域输电通道建设，提升新能源跨省消纳能力；②储能配套，强制要求新能源项目配置储能设施，平抑出力波动；③辅助服务市场化，扩大调峰、调频服务供给，鼓励火电、虚拟电厂参与灵活性改造；④政策支持，完善新能源消纳责任权重考核，推动市场化交易占比提升，保障新能源项目收益稳定性。

问题3：电改深化对电力行业盈利模式的影响主要体现在哪些方面？

答案：电改深化重构了电力行业盈利模式，核心影响有三：①从“单一电量收入”转向“电量+容量+辅助服务”三维模式，容量补偿解决传统电源固定成本回收问题，辅助服务收入成为增量；②市场化交易范围扩大，电源企业可通过参与现货市场、绿电交易获取溢价，竞争从“成本竞争”转向“效率+服务竞争”；③新能源与储能、综合能源服务融合，催生“源网荷储”一体化项目，拓展盈利边界，推动行业从“单一发电”向“综合能源服务商”转型。