华泰 | 公用事业：2027年上网与终端电价迎来分水岭

2026-10-09 · 鼎合配资

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炒股就看 金麒麟分析师研报 ，权威，专业，及时，全面，助您挖掘潜力主题机会！

我们从 2 026 年 1 月 2 0 日的报告《 公用事业 : 中美电价剪刀差：大国的相同与不同 》 开始 认为 2 026 年是中国电价的底部， 3 月来煤价持续的上涨也加速确认了电价拐点。我们量化测算 2 027 年批发侧和零售侧电价涨幅在 2% 和 3% ，结构性火电综合电价涨幅或超 5% 。 推荐 全国性龙头和 沿海纯火电 、无惧高煤价的 煤电联营标的，持续看好核电受益于本轮电价上涨周期，重点关注各省 2 027 年电力交易方案与 1 2 月长协电价结果落地。系统运行费的持续提升导致用户侧的下网电价上涨空间高于上网侧，关注绿电直连和工 商业分布式光伏。

中长期来看，2026年电价V型反转的拐点已经出现

正如我们在2026年5月4日的报告《中国电价迎来周期性拐点》中所分析的，上网电价2023年以来“煤价下降，电价下降”的趋势或难以长期持续，原因有四：1）中外电价的剪刀差难以持续扩大；2）能源转型过程中传统能源必须维持在可以让新能源收回成本的价格水平；3）供给增速下降带动供需二阶导出现逆转；4）迄今为止，中国的电价仍尚未充分定价碳排放成本或绿色属性，“十五五”期间国内外机制都会加速这一趋势。

上网电价：2027年火电综合电价涨幅或超5%，长协电价或略低

综合各省供需情况、燃料成本曲线的趋势、2026年实际现货电价的走势等因素，我们认为2027年火电电价涨幅可能会超过5%。但是，考虑到火电利用小时持续下降，我们认为部分省份2027年容量电价可能会进一步提升，所以我们判断年度长协的涨幅可能低于综合电价。换言之，容量电价的上涨未必影响火电综合电价，但是有可能变相拉低电能量电价的涨幅，从而保障与火电共同入市的核电、新能源和部分水电价格相对稳定。

下网电价：未来 涨幅高于上网电价，商业压力大于工业。

上网电价和下网电价的高点都在2023年，此后用户电价的下降幅度显著低于批发侧电价，主因在中间环节的持续增加：工业电价的过网费2023-26年9月上涨超40%。目前终端电价中批发电价占比约70%，系统运行费与输配电价分别占比11%。2027年起，下网电价受到上网电价的反弹+过网费持续增长，用户侧涨幅更高。根据我们测算，系统运行费2027年同比增加近20%，工业企业得益于的输配电价和线损的下降，用电成本的涨幅可以控制在3%。商业电价因为输配电价的不降反升，成本压力更大。

本报告复盘近年来发电侧与用户侧的电价变化，并量化预测了2027年；我们认为2027年开始两个环节的价格拐点，对中国能源体系都会有深远影响。

风险提示：煤价超预期回调，各地电力交易规则变化，电力供需超预期恶化，最终电价结果受到很多“行为金融学”的影响。

本报告是全市场唯一量化近年来电价变化的深度报告，并且在对发电侧电价做出深度分析与展望的同时，对终端电价的构成与未来发展趋势做出了量化预测。我们认为，2026年的现货电价反弹预示着2027年长协和整体电价会出现拐点，2026年是中国发电侧上网电价与用户侧终端电价持续下行的最后一年，2027年开始两个环节的价格拐点，对于中国能源体系整体都会有深远影响。

我们从2026年1月20日的报告《公用事业: 中美电价剪刀差：大国的相同与不同》开始认为2026年是中国电价的底部，3月来煤价持续的上涨也加速确认了电价拐点。我们量化测算2027年批发侧和零售侧电价涨幅在2%和3%，结构性火电综合电价涨幅或超5%。推荐全国性龙头和沿海纯火电、无惧高煤价的煤电联营标的，持续看好核电受益于本轮电价上涨周期，重点关注各省2027年电力交易方案与12月长协电价结果落地。系统运行费的持续提升导致用户侧的下网电价上涨空间高于上网侧，推荐绿电直连和工商业分布式光伏。

多维度对比：2026年中国电价底部已现

正如我们在2026年5月4日的报告《中国电价迎来周期性拐点》中所分析的，上网电价2023年以来“煤价下降，电价下降”的趋势或难以长期持续，原因有四：

中外比较：虽然电力作为二次能源不具备全球流通性，但是电力上游（化石能源）与下游的电力产品（包括token）具备跨地区流动性，所以我们不认为中外电价的剪刀差可以持续扩大；

能源转型：2026年的火电长协电价已经和部分核电、风电、光伏的LCOE倒挂，传统能源必须维持在可以让新能源收回成本的价格水平，即便供需失衡也不可能无底线下跌，否则新能源的渗透率很难持续提升；

国内供需：2026年中国发电侧装机增速放缓，供给增速下降带动供需二阶导出现逆转；

碳价上涨：迄今为止，中国的电价仍尚未充分定价碳排放成本或绿色属性，“十五五”期间国内外机制都会加速这一趋势。

中外比较：海外能源价格上涨的背景下，中国电价或难以持续下跌

中国批发侧电价从2023年开始回落，美国从2024年开始回升，当前两国价格水平相似。批发侧上网电价直接影响用户侧终端电价，中国当前的用电成本已经低于光伏资源充足的中东和天然气储量丰富的东南亚，相比美国竞争力凸显，更不用提俄乌冲突后的欧洲。

中外终端电价和批发侧电价截然不同的走势，本质源于上游化石能源价格的剪刀差。2023年来中国煤价下跌带动电价下降，2022年后全球天然气价格上涨（即便是LNG出口大国美国，2024年开始也难以避免气价上行的趋势）带动电价反弹。化石能源具有全球流动性，我们认为海外能源价格上涨的趋势中，中国电价长期持续下跌或难以为继。

在中美，甚至全球大部分国家，不论新能源渗透率多高，火电（包括煤电和气电）作为边际定价者的情形相似，化石能源价格与电价走势高度一致。当然，需要注意的是，某时某地新能源供给大于用电需求时，火电没有定价权，电价往往很低甚至会出现负电价，此时煤价上涨对电价几乎没有太大影响。所以，实际上因为电价的时间价值突出，火电本质决定了长协电价中部分时间段的定价，换言之在供大于求的电力市场中电价对燃料成本的传导并不能是100%的。但是，实操层面，火电并不完全只是在所有时间段按照边际成本报价，在晚高峰或凌晨，火电的现货报价可能远超成本，一方面是为了弥补其他时间的亏损，另一方面也是利用供需紧张的时间段提升利润。

相比二次能源 ， 一次能源具有全球流动性。 中国作为化石能源的进口国家，历史上燃煤成本高于美国（化石能源出口大国）并不常见。2024年来美国天然气价格反弹带动电价上涨，进而带动煤价缓慢上行。虽然中美直接的煤炭进出口有限，但两大经济体的能源价格难以完全割裂——全球流动的一次能源与二次能源（电力）价格会互相影响。2026年3月来，受海外地缘冲突影响，国内煤价出现明显反弹，或为中国电价中枢下移画上阶段性句号。

国内供需：恶化最快的时候已经过去，2026年开始供给增速确定性下降

2025年是火电和基荷电源增速的高点，2026年开始增速显著下降。新能源在经历531（发改委136号文规定投产时间以2025/5/31为新能源机制电价新老划断的分水岭）的抢装后，2026年开始新增装机的绝对值和增速均有所下滑（1-7月风电下滑14%，光伏下滑62%），尤其是当下的电价已经导致部分光伏电站盈利承压。

能源转型：部分风光核电LCOE与2026年电价倒挂

三代核电在标准假设下的LCOE在0.3元/度以上，相比沿海的火电、陆风和光伏，都具备竞争优势。但是，煤价持续下降已经带动沿海省份除海南和福建外，2026年长协电价全面跌破当地核电的LCOE，新建三代核电若全面入市难以获得合理回报，甚至会出现辽宁、广西那样的亏损可能性，这也是此次核电机制电价试点出台的背景（详情参考我们2026年3月22日的报告《核电机制托底提前确立中国绿电电价拐点》）。

假设光伏配储4小时（0.9元/wh的储能成本），就几乎没有光伏可以在2026年长协电价的水平下收回成本。随着组件和风机价格反弹，我们认为从清洁能源LCOE的角度也不支撑煤价和电价进一步下降。

绿色溢价：目前中国电价尚未充分定价碳排放成本

迄今为止，中国的电价仍尚未充分定价碳排放成本或绿色属性，“十五五”期间国内外机制都会加速这一趋势。碳价上涨，会直接推动火电在批发侧市场的报价上升，利好碳排放较少的清洁能源发电；绿证价格上涨，会更直接利好绿电企业的度电收入，带来盈利弹性。

碳价在电价中的传导机制可以概括为：碳价上涨 → 发电成本增加 → 电力批发价格上涨。 在碳排放权交易体系下，发电企业需要为产生的二氧化碳排放购买配额或支付碳税，这将直接增加火电企业的现金成本，会提高火电的边际报价，从而推高电力价格。 参考我国电力行业碳排放因子 ， 中国碳价100元/tCO2等价于火电度电成本上升8.3分，全口径发电成本上涨6.1分/度[footnoteRef:1]。

批发侧电价：量化测算2027年上涨强度

准确预判各省2027年批发侧电价中的电能量价格，需要综合明年年度、月度长协以及现货电价才能综合判断。2026年1月中央发改委的“114号文”[footnoteRef:2]明确要求放松中长期比例，所以未来各省综合电价中年度长协的权重会下降，现货交易（包括日前和实时）的影响会逐步上升。

站在2026年底，大家更多关注2027年各省年度长协的情况，毕竟绝大多数省份中长期电价占比过半；所以我们下文的讨论主要聚焦于明年的年度长协展望。需要注意的是，火电综合电价影响因素较多，长协、现货、容量电价、辅助服务几个市场有的时候可能会有互相影响，并一定完全是独立的市场。

现货电价基础：1/3省份2026年电价高于年度长协

现货日前与实时价格最真实反 映了各省批发侧电价的态势，理论上中长期合约只是现货电价的套期保值合同，中长期价格与现货理应 无限贴近 。 例如：2026年开始山东中长期签约价采用“40%固定价+60%实时价联动”模式，60%电量的结算直接挂钩电力现货市场实时出清价格；河南省正在征求意见，2027年底前取消强制中长期签约比例，省内煤电若选择中长期交易电量的70%与现货市场价格联动，可靠容量补偿标准按330元/千瓦执行。

2 026 年来， 1 /3 省份现货电价加权均值超过年度长协签约价格，电价较低的省份主要集中在三北新能源大省与水电大省，电价上涨较多的省份主要包括南网地区、华东和东北。 根据我们的预测，倘若实时电价持续高于2025年底签订的2026年度长协交易价格，2027年长协电价上涨具备较强的现实基础。

边际成本支撑：明年850元/吨煤价的预期下，2027长协电价有5-10%涨幅

我们在2025年3月10日的报告《量化“十五五”电价与盈利弹性：坚守优质资产，穿越价格周期》中就预测过本轮周期底部的电价。我们测算“十五五”利用小时的低点，假设现货煤价700元/吨，根据运输价格测算各地区入炉燃料成本，考虑各省供需支撑的点火价差，在不考虑固定成本回收的情况下，我们判断全国电价比2025年可能还有3-4分/度的降幅。2025年12月谈判2026年长协电价时，秦皇岛煤价回落至700元/吨的水平， 我们测算 1 4 个省份今年长协电价已经击穿我们当时电价底部的预测。

2026年3月以来，煤价快速反弹，2026年9月10日已经突破1000元/吨的关口。假设今年底年度长协电价谈判时，对明年的煤价中枢预测为850元/吨，我们测算绝大多数省份2027年电价vs 2026年会有5%-10%（算术平均）的涨幅。

各省供需差异：2026年多地装机增速高点，竞争态势逐步缓解

煤电长协竞争激烈程度 V 型反转， 2 026 年为多数省份底部 。 根据我们整理的各省煤电项目建设进度，我们认为大部分省份煤电的装机增速从2026年开始明显高位回落，包括广东、浙江、安徽、河北、湖北、陕西、新疆、湖南、贵州、江西、广西、天津、青海等。但是不可否认的是，2026年的装机大年依然有可能对2027年电价交易在供给侧产生明显的负面作用。并且，根据我们的历史经验，近两年的火电投产进度延迟的概率较大，原定于2026年并网的机组可能会有至少部分延期至2027年。

加权平均来看：2027年火电涨幅或超5%，整体电价依然低于2025年水平

2 027 年火电综合电价涨幅或超 5% ，长协电价涨幅或略低（容量电价提升） 。 综合各省供需情况、燃料成本曲线的趋势、2026年实际现货电价的走势等因素，我们认为2027年火电电价涨幅可能会超过5%。但是，考虑到火电利用小时持续下降，我国能源转型方向明确，我们认为2027年至少部分省份火电容量电价可能会在2026年基础上增加。事实上，我们已经看到河南、广西、辽宁、陕西等省份已经有征求意见或正式稿发布，在今年下半年或明年进一步提升容量电价（明显超过165元/千瓦）。所以，我们判断年度长协的涨幅可能低于综合电价。换言之，容量电价的上涨未必影响火电综合电价，但是有可能拉低电能量电价的涨幅，从而保障与火电共同入市的核电、新能源和部分水电价格相对稳定。

2027 年全口径电源种类批发侧电价涨幅或仅 2% 。 我们综合测算2027年批发侧电价涨幅或低于2%：1）2025年中国发电量结构中煤电占比已经下降至51%，2）气电入市主要在浙江、广东等省份，3）其他电源品种多没有容量电价，2027年涨幅或明显低于火电。2027年长协电价虽然较2026年有所上涨，但未必会超过2025年的水平，中国整体电力系统的上网电价2027年虽有所反弹，但幅度有限。传导至零售电价，我们也不认为2027年用户侧电力成本会有显著上涨（具体我们下一章节分析），但部分省份诸如两广、江浙可能不可避免会迎来终端电价的V型反转。

到户电价：降幅已经收窄，反弹幅度高于上网电价

正如我们在2026年4月1日的报告《算电协同/绿电直连：AI时代的“绿色石油”》中阐述的，用户侧电量电价=批发侧上网电价+线损+输配电价+系统运行费+政府性基金；而系统运行费这一账户集中反映了煤电容量电价、抽蓄容量电价、气电容量电价、储能容量电价、新能源机制电价差价结算、核电机制电价差价结算、辅助服务等。

中间环节：系统运行费持续上涨，工业用户的输配电价和线损下调

2021年底至今，上网电价和终端电价都经历了先涨后跌的过程，高点都在2023年。2023年后，用户电价的下降幅度显著低于发电侧电价，主要原因就在于中间环节的电费持续增加。我国工业电价的中间费用（过网费）从2023年的0.12元/度上升至2026年的0.18元/度，涨幅超过40%。

进一步拆分，我们发现：截至2026年9月，终端电价中发电企业上网电价占比约70%，系统运行费与输配单价占比都在11%左右。系统运行费中，煤电/气电的容量电价与新能源机制电价是主要的组成部分。系统运行费不是电网的“过路费”，可以理解为新能源高比例接入后，为保障电力系统安全稳定运行而产生的“平衡成本”。该账户的创建，就是为了把传统意义上不能和电能量价格混为一谈的电力服务区分定价。

截至2026年9月，全国仅一半省份向用户侧疏导辅助服务费用，仅不足1/8的省份将独立储能的容量电价纳入系统运行费中，仅辽宁、广西建立核电机制电价，所以在可预见的时间内，系统运行费不断完善会带动终端电价持续上涨。不过，2026年系统运行费的涨幅较为明显主要是由于新能源机制电价从2026年1月开始建立的原因，2027年来看考虑到新能源新增装机有限，我们不认为系统运行费会有非常明显的涨幅。

根据我们2026年7月12日的报告《输配调价利好绿电外送消纳与大储》，第四监管周期调整中，两部制输配电价全档位下行（降幅2.6%~7.6%）、线损率全面优化（加权平均下降0.46pct），为大工业用户打开了“输配电量电价+线损”双重降本窗口。上图可以看出，最新监管周期的电价从2026年8月1日开始施行后，输配电价和线损有明显回落。

终端电价：2027年上涨难以避免，商业压力大于工业

根据我们测算，2027年火电容量电价可能还有两位数的上涨，抽蓄的容量电价因为项目投产涨幅或达10%，新能源机制电价同比涨幅10%-15%，系统运行费2027年同比涨幅可能接近20%。得益于第四监管周期调整，工业企业的输配电价和线损2027年下降幅度分别为5%和9%，我们认为2027年整体中间环节电费（过网费）的涨幅在5%-10%。

对于终端电价来说，我们以占比最高的工业电价为例，我们测算若全口径电源的上网电价涨幅在2%以内，用户侧电价的涨幅可以控制在3%以内。2027年电力企业收入上涨，对全社会用电成本的影响可控。从历史经验可以看出，2022年至今用户侧电价的波动幅度通常小于发电侧。但是2027年开始，上网电价反弹，过网费持续提升，终端电价的上涨几乎是难以避免的；而商业电价因为过网费中的输配电价的不降反升，涨价压力可能更大。

各地实际 电价 交易情况变化 ： 电价交易和股价交易一样，虽然基本面的供需和成本曲线是决定性因素，但是也受到很多“行为金融学”的交易因素影响，包括发电企业的报价策略、用电用户的心态、售电公司的市占率、供需双方的集中度与团结程度，都会集中影响实际的交易结果。

各地 电力 交易规则 ： 决定电价的很重要的因素就是各省市和省间交易规则。各地中长期交易的品种、开展的方式、组织的时间与频率，都会很大程度上影响最终交易结果，例如峰平谷时段的限制、不同电源是否同台交易、对中长期交易的参照曲线与偏差考核、月内交易是否可以卖出等等都会直接造成电价波动。当然，当地现货的开展程度与具体规则，例如限价范围、是否超额回收等，也会对中长期产生很大影响，同时会对最终结算电价造成重大影响。

煤价超预期 回调： 本文对于明年电价上涨的最重要理由来自煤价上涨，若山西复产、印尼放开出口等供给侧变化叠加暖冬或其他原因导致的电力需求疲软，煤价在未来3个月出现重大回调，我们对电价的判断同样会面临挑战。

电力供需超预期恶化 ： 我们对电力的判断是基于现行的电力需求预期与装机预期，倘若传统制造业用电超预期下跌、火电与风光新增装机超预期增长，都会对我们的分析带来下行风险。

研报《 2027年上网与终端电价迎来分水岭 》 2026-09-29

研究员 王玮嘉 S0570517050002 BEB090

研究员 黄波 S0570519090003 BQR122

研究员 李雅琳 S0570523050003 BTC420

研究员 康琪 S0570526070019