电力板块的2026年：改革深水区与结构性机遇 （改写自华创证券、信达证券等机构最新策略报告，结合政策与市场新动态） 一、电力市场化改革进入新阶段：从“保量保价”到“竞价博弈” 2025年2月发布的“136号文”标志着新能源全面进入市场化交易时代，而2025年12月最新印发的《电力中长期市场基本规则》进一步细化了交易机制。核心变化在于：新能源发电的“保底收益”模式逐步退出，电价由市场供需决定。例如，2025年增量项目竞价结果显示，上海、云南等省份电价接近基准价上限，而甘肃、青海等新能源富集区电价则逼近下限，区域分化加剧。 这一转变倒逼发电企业从“拼规模”转向“拼效率”。业内普遍认为，2026年将是检验企业交易能力的关键年份——能够通过精准预测供需、优化报价策略的运营商，有望在竞争中胜出。 二、电源品类分化：海上风电、火电、核电的三大主线 1. 海上风电：成长性最强的赛道 截至2024年，海风装机仅占全国总装机的1.2%，但“十五五”规划明确将其作为增量重点。福建、江苏、河北等沿海省份已加快项目审批，具备资源与工期优势的本地运营商（如中闽能源、江苏新能）有望率先受益。此外，风机大型化趋势推动成本下降，预计2026年海风项目度电成本有望接近陆上风电，进一步打开装机空间。 2. 火电：从“周期”走向“公用事业” 容量电价机制全面推广是火电商业模式重构的核心。2026年，多地计划将煤电容量电价从100元/千瓦·年上调至165元/千瓦·年，甘肃甚至试点330元/千瓦·年。这意味着火电企业即使发电量减少，也可通过提供备用容量获得稳定收入。高股息、低负债的火电企业（如华能国际、内蒙华电）成为防御性配置的首选。 3. 水电与核电：稳健价值的回归 水电板块来水波动性降低，叠加高分红特性（长江电力等6家水电企业股息率超3%），在低利率环境下吸引力凸显。核电则受益于新机组投运（2027年将迎投产高峰），且广东已取消变动成本补偿，政策认可其基荷电源价值。 三、新能源消纳新范式：绿电直连、氢基能源与智能微网 1. 绿电直连：破解消纳瓶颈的突破口 2025年5月“650号文”推动绿电直连模式落地，云南、青海等省份已试点“新能源+数据中心”专线供电。这种模式通过减少电网中间环节，降低绿电使用成本，吸引高端制造业向西部能源富集区转移。参与零碳园区建设的运营商（如三峡能源）将获增量订单。 2. 氢基能源：长期储能的潜在解决方案 2025年国家能源局启动50个氢能试点项目，重点攻关离网制氢与长距离输运技术。若2026年技术成本突破，绿氢有望成为风光电力的季节性储能载体。 3. 智能微网：调节资源的商业化场景 虚拟电厂、分布式储能通过聚合分散资源参与调峰辅助服务，2025年国内可调节负荷资源库规模已突破1.2亿千瓦。相关技术服务商（如国能日新）迎来订单增长期。 四、风险提示与投资策略 电价下行压力：电力供需宽松格局下，2026年平均上网电价可能进一步承压，需警惕高杠杆企业现金流风险。 政策执行节奏：容量电价上调幅度、绿电补贴发放进度若不及预期，将影响企业盈利修复。 投资建议： 进攻型：布局海风产业链（运营+设备）、储能集成商； 防御型：配置高股息火电、水电龙头； 主题型：关注氢能试点进展与绿电直连项目落地。 结语 2026年的电力板块，不再是简单的“装机增长”逻辑，而是市场化改革、技术突破与政策红利共同驱动的结构性机会。投资者需跳出传统周期思维，把握从“电力生产者”到“能源服务商”的转型主线。 （本文综合国家能源局最新政策、多家券商策略报告及行业数据，原创深度解读2026年电力投资机遇）