核心观点 - 2026年初至10月30日公用事业板块下跌1.6%，跑赢沪深300指数12.4个百分点，核电、水电在电力子行业中涨幅居前[2][8] - 前三季度全社会用电量同比增长3.9%，高技术及装备制造业、充换电服务业用电量分别增长8.7%、55.4%[2] - 风光装机快速增长但火电仍承担约六成发电量，电量总体宽松、顶峰电力偏紧，持续增加对调节能力和电网建设的需求[2] - 火电沿海年度交易电价下降、煤价回升，点火价差承压，容量电价提高固定成本回收比例提供支撑，存量机组折旧陆续到期有望带来中期利润弹性[2] - 水电2026年Q3长江来水偏枯，三峡汛末蓄水处于高位，若2027年来水改善发电量有望修复，股息率增强优质水电资产配置吸引力[2] - 核电核准常态化和在建项目储备支撑装机增长，沿海市场电价下行带来压力，辽宁等地机制结算为部分电量提供缓冲，集团供应与长期协议使铀价上涨向燃料成本传导较慢[2] - 绿电新能源全面入市后机制电量为项目提供基础收益支撑，增量项目回报更取决于竞价结果，重点行业绿色电力消费要求扩大，绿证收入有望增长，存量补贴回款若加快将改善运营商现金周转[3] - 2026年前四批国网特高压设备招标金额达329亿元，已超过2025年全年，较2025年全年增长49%，电表招标规模和均价同步修复[3] - 前三季度液体介质变压器、高压开关出口金额分别增长22.46%、24.42%[3] - 展望2027年，特高压订单交付、电表更新和海外输配电建设有望共同支撑设备企业增长，国家电网"十五五"固定资产投资预计达4万亿元[3] - 推荐华能国际、中国核电、长江电力、龙源电力、平高电气、华明装备[3] 行业回顾：公用事业收益突出，用电需求与电网投资稳步增长 - 2026年初至10月30日公用事业累计下跌1.6%，在一级行业中位列第4，跑赢沪深300指数12.4个百分点[8] - 电力细分板块表现分化，核电、水电、火电分别上涨19%、10.7%、2.6%，风电、光伏分别下跌22.7%、18.4%[8] - 2015—2025年我国全社会用电量由5.55万亿千瓦时增至10.37万亿千瓦时，中电联预计2026年全社会用电量为10.9万亿—11.0万亿千瓦时，同比增长约5.12%-6.1%[13] - 2026前三季度第二产业用电量为5.11万亿千瓦时，同比增长4.1%，其中高技术及装备制造业用电量同比增长8.7%；第三产业用电量同比增长6.8%，充换电服务业和互联网数据服务业用电量分别增长55.4%和41.6%[13] - 截至2026年9月全国发电装机容量达41.32亿千瓦，风电、光伏装机分别为6.99亿、13.13亿千瓦，合计占总装机的48.7%，已超过火电装机的15.93亿千瓦[18] - 较2025年末新增的2.4亿千瓦装机中，风电和光伏贡献1.71亿千瓦，占净增规模的71.1%[18] - 2026前三季度全国发电量为7.49万亿千瓦时，其中火电发电量4.73万亿千瓦时，占比63.2%；风电和光伏发电量合计1.36万亿千瓦时，占比18%[18] - "十五五"乃至更长时期全国将呈现电量供需宽松、电力供需偏紧的格局，综合电价有望企稳，假设"十五五"期间全国最大用电负荷CAGR约为4.1%[23] - 火电、水电、抽水蓄能、核电、生物质能发电的置信容量系数假设为0.95/1.0/0.9/1.0/0.95，风电、光伏发电保证出力系数为0.1[23] - 预计"十五五"期间火电利用小时数逐年小幅下降，将于2030年下降至3500小时左右[25] - 2025年全国电源工程投资完成额同比下降6.5%，2026年前三季度同比下降3.3%；火电和风电投资分别增长16.6%和3.8%，光伏投资下降34.9%[27] - 电网工程投资2025年同比增长5.1%，2026年前三季度继续增长4.9%至4594亿元[27] - 国家电网"十五五"期间固定资产投资预计达4万亿元，较"十四五"增长40%，对应年均投资约8000亿元；南方电网2026年固定资产投资安排1800亿元，连续五年创历史新高，近五年年均增速达9.5%[27] 火电：煤价回升压缩价差，容量电价提供收益支撑 - 2026年广东、江苏、浙江年度交易均价分别为372.14、344.19、344.85元/兆瓦时，同比-19.72、-68.26、-67.54元/兆瓦时，较燃煤基准价-17.8%、-12.0%、-17.0%[34] - 广东10月交易综合均价升至456.78元/兆瓦时，环比上涨53.49元/兆瓦时，涨幅13.3%，较年度合同价格高22.7%；煤电、气电成交价分别环比上涨59.23、60.63元/兆瓦[34] - 江苏10月集中竞价均价为395.32元/兆瓦时，环比上涨50.81元/兆瓦时，涨幅14.8%[34] - 山东8月中长期交易均价为375.38元/兆瓦时，环比基本持平；甘肃7月省内及外送中长期交易均价分别为166.29、214.99元/兆瓦时，环比分别上涨6.8%、0.8%[41] - 截至2026年10月16日，CCI 5500大卡长协、综合及大宗指数分别为717、832、1004元/吨，较年初上涨4.8%、19.7%、41.01%[46] - 广州港5500大卡印尼煤、澳洲煤库提价分别升至1122.21、1103.16元/吨，较年初上涨51.56%、50.25%[46] - 截至2026年10月15日沿海八省电厂日耗为203.7万吨，yoy-4.6%；存煤可用天数为17.6天，同比增加2天，库存同比增长7.2%至3580.2万吨[52] - 2026Q2电价下行与煤价上涨共同压缩煤电盈利，容量电价上调仅形成部分对冲，31个地区中有27个点火价差同比收窄[57] - 山东、河南和黑龙江点火价差同比降幅较大，仅重庆、冀北、天津和蒙西同比改善[57] - 容量电价用于计算固定成本统一按330元/千瓦·年核定，2024—2025年多数地区通过容量电价回收约30%，2026年起提高至不低于50%[59] - 2026年114号文进一步允许各地结合市场建设和煤电利用小时提高回收比例，同时适当调整煤电中长期交易价格下限及签约比例[59] - 假设煤电项目固定成本合计400元/千瓦·年，当利用小时降至2500小时、容量电价为165元/千瓦·年时，未回收固定成本折合94元/兆瓦时；若容量电价提高至330元/千瓦·年则降至28元/兆瓦时[60] - 煤电机组设计寿命一般为30年，截至2019年末我国现役机组平均服役年限12年；2019-2025年我国煤电装机容量净增加2.19亿千瓦，增幅21.0%[63] - 若现役煤电机组折旧年限为20年，大部分现役煤电机组折旧到期时间集中在2027年前后；结合上市公司数据测算，样本公司设备折旧到期时间主要集中在2031年前后[63] - 上市公司2019年之前投产的火电存量机组单位造价约4.0元/瓦，假设20年线性折旧、残值率5%，单位装机年折旧金额约200元/千瓦[63] 水电：来水修复预期升温，股息回报凸显长期配置价值 - 2026年前三季度三峡水库平均入库流量同比下降2.17%，2026Q3平均入库流量为15,438立方米/秒，同比下降25.8%[68] - 三峡电站单季度发电量253.19亿千瓦时，同比下降29.2%；2026H1累计发电450.73亿千瓦时，同比增长31.6%；前三季度累计发电量703.92亿千瓦时，同比增长0.5%[68] - 同期长江电力水电发电量为2,250.58亿千瓦时，同比下降4.28%[68] - 截至2026年9月末三峡水库水位升至172.61米，处于历史同期高位，10月22日蓄至175米完成年度蓄水任务[73] - 2025年澜沧江流域糯扎渡断面来水同比偏丰约15%，华能水电水电发电量达1,208.15亿千瓦时，同比增长11.9%；2026年前三季度水电发电量为894.88亿千瓦时，同比下降2.4%[77] - 2025年雅砻江水电发电量为871.51亿千瓦时，yoy-6.2%；截至2026Q3雅砻江水电发电量680.94亿千瓦时，yoy-4.51%[77] - NOAA预计本轮强至超强厄尔尼诺将延续至2027年一季度，二季度逐步转为中性，2027年汛期处于厄尔尼诺衰减阶段[82] - 历史上1983年、1998年和2016年均为强厄尔尼诺后的衰减年份，长江流域降水明显偏多，厄尔尼诺峰值后的异常暖海温通常提高次年夏季长江流域降水偏多概率[82] - 锦官送苏落地电价2022年8月起调整为"基准+浮动"形式，基准落地电价为江苏省燃煤发电基准上网电价391元/兆瓦时，浮动电价为江苏年度交易成交均价与燃煤基准价之差由送受双方各承担50%[87] - 2023—2026年江苏省年度交易电量加权均价分别为466.64、452.94、412.45、344.19元/兆瓦时，2026年已低于燃煤基准价[87] - 2022年8—12月由落地电价倒推出的锦官电源组送苏上网电价为319.5元/兆瓦时，较2019年计划电价上浮22.74%[87] - 测算2025—2026年锦官电源组送苏上网电价分别为304、277.7元/兆瓦时，较原计划电价仍有一定溢价但增益明显收窄[91] - 锦官电源组合计装机1080万千瓦，占雅砻江水电装机的56.25%，其中640万千瓦送江苏、240万千瓦留川、200万千瓦送重庆，年均送苏电量约311.86亿千瓦时[91] - 截至2026年10月30日水电板块股息率为2.94%；以近三年平均分红比例及2026年Wind一致预期归母净利润测算，2026年板块股息率约为3.17%[95] 核电：核准常态化支撑装机增长，机制结算缓冲电价下行 - 2011年福岛核事故后核电审批趋于审慎，"十二五"和"十三五"期间分别核准8台和10台机组；2022—2025年核准数量连续四年保持在10台及以上，2026年再核准8台[105] - 截至2026年7月末我国大陆在运、在建的华龙一号机组达到38台[105] - "十五五"提出2030年在运核电装机将达到1.1亿千瓦，较当前增长约61%，对应新增装机约4146万千瓦；同期在运及核准在建核电装机已达1.35亿千瓦，其中核准在建机组57台[105] - 2026年广东、江苏、浙江年度交易均价分别为372.14、344.19、344.85元/兆瓦时，同比下降19.72、68.26、67.54元/兆瓦时[109] - 各省市场化电价较相关核电机组核准价低10.2%—19.3%；江苏核电交易均价为335.50元/兆瓦时，较田湾核电核准价低17.4%；辽宁月度集中竞价均价为306.59元/兆瓦时，较红沿河核电核准价低19.3%[109] - 2026年红沿河核电每日21个小时上网电量的80%纳入机制，机制电价为0.3798元/千瓦时，市场均价与机制电价之间的差额纳入系统运行费用，机制电量约占上网电量的70%[112] - 2026年2月起广西代理购电价格新增"核电价差合约费用"，2月和9月分别为0.0326、0.03元/千瓦时[113] - 2026年1—9月U₃O₈现货、长期均价分别为87.41、93.33美元/磅，同比分别上涨21.9%、15.7%；截至9月长期价格进一步升至96.50美元/磅[115] - 2025年中国广核核燃料成本占营业成本25.0%，固定资产折旧占30.4%，乏燃料处置占11.3%，运维及其他占33.3%；核燃料成本占营业收入15.6%[118] - 2017—2025年铀现货年度均价由22.09美元/磅升至58.77美元/磅，累计上涨166.0%，同期中国核电、中国广核单位燃料成本反而分别下降11.0%、9.7%[124] - 2021—2025年长期铀价由33.5美元/磅升至约80.5美元/磅，两家公司单位燃料成本仅分别上涨2.2%、9.1%[124] - 天然铀价格每提高5美元/磅，核电燃料成本增加1.72元/兆瓦时；当天然铀价格达80美元/磅且完全传导至公司时核电毛利率为39.7%，若铀价由75美元/磅上涨至90美元/磅核电毛利率下降1.5pct[129] - 2016-2025年中国广核单位发电燃料成本平均值为50.22元/兆瓦时，对应天然铀价格约75美元/磅，波动幅度约10元/兆瓦时[131] 绿电：机制电价逐步落地，绿证增收与补贴回款改善可期 - 2025年1月136号文规定风电、光伏上网电量原则上全部参与市场交易，纳入可持续发展价格结算机制的电量由电网企业按市场交易均价与机制电价的差额结算[136] - 2025年6月1日前投产的存量项目机制电量和电价与原有政策衔接；此后投产的增量项目机制电量规模由各地确定，机制电价通过竞价形成[136] - 截至2026年10月多数省份竞价出清电量达到预设规模的50%以上，部分地区接近全部出清；上海、天津等地完成度相对较低[139] - 上海、重庆、云南等地出清价格基本贴近当地燃煤基准价，甘肃、青海、新疆等西北省份出清价格多处于0.20—0.25元/千瓦时[141] - 风电或光伏机制电价低于0.30元/千瓦时的共有9个省份，主要分布在东北、西北以及河南、山东等新能源供给较为充裕的地区；11个省份至少一种电源的出清价较燃煤基准价折价超过10%[141] - 多数省份风电出清价高于光伏，但湖南、江西等地存在倒挂[141] - 2016—2024年可再生能源电价附加实际征收额仅为理论征收额的67.6%—75.5%；2024年理论征收额1577.16亿元，实际征收1190.05亿元，差额387.11亿元[143] - 按75%征收比例测算，2026—2027年征收额分别约为1316亿元、1395亿元[143] - 2021年起新备案集中式光伏、工商业分布式光伏及新核准陆上风电项目实行平价上网，中央财政不再补贴；风电、光伏项目并网满20年、生物质项目并网满15年后停止享受中央财政补贴[144] - 统计的15家新能源发电上市公司2026年6月末应收账款及票据合计2384.19亿元，较2025年末增加136.93亿元，新增应收占同期营业收入的14.3%[148] - 2026年1—8月太阳能累计收到补贴24.42亿元，同比增长5.3%[150] - 2025年8月太阳能、吉电股份、林洋能源、晶科科技和金开新能分别收到补贴16.92、9.13、2.03、6.46、9.39亿元[151] - 2025年7月通知新增钢铁、多晶硅、水泥和枢纽节点新建数据中心可再生能源消纳权重考核目标；2025-2026年国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例要求为80%[152] - 2026年预期总量消纳权重平均提升0.90pct，非水消纳权重平均提升1.25pct，绿色电力消费比例完成情况核算以绿证为主[152] - 2026年1—8月全国累计核发绿证23.24亿个，同比增长23.7%；太阳能和常规水电核发量分别同比增长47.1%和32.2%，合计贡献约89%的核发增量[155] - 同期全国绿证交易量达到5.40亿个，同比增长16.4%，8月交易量同比增长25.2%[155] - 广东绿电环境价值均价由2025年9月的7.86元/兆瓦时升至2026年10月的41.16元/兆瓦时，2026年1—10月均价达37.34元/兆瓦时，较2025年同期的8.40元/兆瓦时增长约3.4倍[159] - 按照37.34元/兆瓦时测算，绿电交易电量占总