文章核心观点 进入2026年，市场风格转向成长，公用事业板块关注度可能走弱，但长线资金仍有高股息配置需求，且部分细分赛道存在结构性机会[1][4]。行业整体面临电力供需宽松、电价下行压力，但通过三条主线可挖掘投资机会：1）盈利与现金流改善的垃圾发电与核电；2）具备高股息潜力的火电与香港公用事业；3）新型能源体系下的绿电运营及调节性电源成长方向[4][5][20]。 投资概要：电力供需与电价趋势 - 电力需求增长放缓：2025年电力消费弹性系数回落至1，需求弱于预期，其中1-11月制造业用电量增速为3.46%，低于其工业增加值增速6.40%[6]。预计2026年全社会用电增速为5.4%[7]。 - 电力供应趋于宽松：2025年前11个月火电、风电、光伏新增装机分别达77.5GW、82.5GW、275GW，预计全年新增90GW、100GW、290GW，推动总装机达约3,840GW，同比增长15%[9]。 - 新兴需求成为变量：“算电协同”是重要增长点，预计2030年数据中心用电量或达约5,000亿度，占总用电量3.7%，乐观预期下可达6,500-7,000亿度，占比近5%[10]。 - 全国电量电价面临下行压力：受2025年煤价同比下滑19%影响，预计2026年全国大部分省份电量电价降幅可控制在3分/度左右，降幅较2025年扩大[12][13]。区域分化明显，华东江浙皖降幅在5-7分/度，华南压力相对较小，京津冀电价相对有韧性[17]。 行业趋势：新型能源体系建设 - 调节性电源进入关键发展期：新能源装机和发电量占比已近50%和20%，调节需求凸显，“十五五”各省将科学布局抽水蓄能，大力发展新型储能[14][15]。 - 电力市场机制持续优化：全国范围火电容量电价比例进一步提升，部分省份提升比例超预期，以巩固火电调节价值与盈利能力[17]。例如，天津、甘肃将容量电价占比从30%分别调整为70%和100%[19]。 - 政策推动全链条破局：“十五五”工作重点从扩大装机规模转向加强绿色消纳与应用，推进“源网荷储协同”[18]。 投资主线一：盈利释放与格局向好 - 垃圾发电：行业运营转型卓有成效，资本开支下滑、应收改善推动自由现金流改善，分红能力和意愿提升[4][21]。企业正探索绿电直连、AIDC等新场景，并谨慎寻求中亚、东南亚等出海机会[4][21][22]。 - 核电：华南电价风险释放较为充分，区域内核电资产盈利有望企稳[4][22]。“十五五”进入密集投产期，每年稳定贡献盈利增量[4][22]。天然铀成本上行影响未来3-5年逐步体现，但2026年影响可控[40]。 投资主线二：高股息配置需求 - 高股息标的转移：在低利率环境下，长线资金仍有高股息需求。相比以往偏好的水电，资本开支放缓、现金流充沛的火电、垃圾发电分红比例存在上升空间，有望成为新的高分红备选标的[4][23]。 - 香港公用事业：利润可预期性强，历史分红确定性高[4]。 - 火电的股息潜力：行业盈利调整后有望进入稳定期，强现金流与资本开支收缩可支撑高派息率，估值偏低使其股息率较水电更具吸引力[36][38]。 投资主线三：新型能源体系下的成长方向 - 绿电运营现金流改善：建议关注风电占比高、交易运维能力突出的龙头运营商。补贴加速发放有望改善行业现金流[5]。 - 调节性电源发展机遇：关注抽水蓄能、电化学储能的发展，各地有望出台支持性政策推动其获得长期合理回报[5][15]。 - 新能源供给结构变化：政策引导下，2026年新能源投资预计同比下滑，风电新增装机目标超过100GW较有支撑（当前统计增量项目超56GW），而光伏新增装机距150-200GW目标仍有差距，需观察大基地进展[46]。 - 盈利仍面临挑战：新能源行业2026年盈利能力面临消纳压力、全面入市交易及陆风增值税返还优惠取消（2025年11月起）等多重挑战[54]。看好沙戈荒大基地资源储备多及北方风电装机占比高的公司，其增量规模与盈利更有保障[56]。 核电与前沿技术进展 - 核电市场节奏：广东、江苏等对业绩影响较大的省份，核电入市节奏有所放缓，地方政府给予一定保护[14][39]。例如，广东2026年取消变动成本补偿机制[39]。 - 核聚变发展提速：可控核聚变被纳入国家“十五五”规划作为未来产业之一，政策、资本、技术端迎来催化，商业化前景可期[41][45]。