2026.1.26电力行业观察

核心观点

2026 年起中国电力供给侧降速、需求回升，行业压力最大阶段已过；煤价企稳后，电价和电力股估值将步入底部区间。中美可再生能源比例接近，2026 年初两国批发电价、零售侧工业电价及燃料成本出现倒挂，美国电力股 PB 较 A 股拉开 2 倍以上差距。新型电力时代，电力股估值核心逻辑改变，容量电价影响火电估值，电能量电价影响核电、绿电和水电估值。

中美两轮 “缺电” 的相同本质与收场趋势

• 缺电本质疫情后中美 “缺电” 的核心原因都是基荷电源增长降速，叠加需求结构性超预期，中国是出口带动需求，美国是 AI 产业带动需求，最终引发供电危机。两国缺电均表现为局部区域的尖峰负荷供给困难，而非全国性的电量短缺。
• 应对方式与趋势中国在 2022 年后依靠省间互济，度过了 “三个八千万” 煤电项目投产前的空白期，体现全国统一电力大市场的制度优势。2025 年美国气电电量负增长，部分地区电价下滑，与中国 2022 年缺电状态类似，两国解决方案大概率殊途同归。2026 年中国基荷电源核准降速，电力系统脆弱度或回升，存在缺电风险重演的可能性。

中美电价剪刀差的成因与表现

• 供需格局变化2025 年是中国少数基荷电源装机增速超过用电负荷的年份，2026 年起基荷电源并网降速，新能源装机增速回落至 15%，与美国 2024 年低点相近，行业供需最宽松阶段结束。美国基荷电源随火电退役而下降，装机增速高于电量增速，但无法匹配 AI 带来的负荷增长需求。
• 电价倒挂的核心原因2024 年以来中美一次能源价格分化，中国煤价回落，美国气价上涨，这是两国电价剪刀差出现的本质原因。美国 2024 年以来电价上涨的 70% 由燃料成本贡献，历史上美国气电成本长期低于中国煤电成本的状态被打破。
• 终端电价结构差异美国输配电价和系统性成本显著高于中国，两国批发侧电能量电价水平接近，但美国辅助服务、容量电价等环节拉高了终端电价。美国居民电价显著高于工商业，2008 年金融危机后居民成为电价上涨的主要承受者；中国则通过工商业电价交叉补贴居民电价。2026 年中国工业电价预计明显低于美国，利好中国制造业全球竞争力。

电能量电价与容量电价的不同作用

• 电能量电价中美电能量电价走势长期趋同，2026 年趋于一致，其变动与燃料价格高度相关，中国长协电价跟随煤价波动，美国批发电价跟随气价波动。美国 “电荒” 并未带动火电点火价差明显反弹，三大 AI 聚集区中仅部分区域电价上涨，期货和现货市场未充分反映供需紧张。中国火电利用小时高于美国，但 2023 年后因新能源装机加速而下滑。
• 容量电价容量电价比电能量电价更能反映基荷电源缺口，美国 PJM 市场容量拍卖价格 2024 年大幅上涨，推动火电企业盈利预期改善，当地火电利润中容量电价贡献占比超 50%。中国容量电价机制逐步完善，成为稳定火电估值的关键因素。

中美电力股估值分化的逻辑

• 估值分化表现2020-2022 年中美电力股 PB 水平相近，2023 年起美国因电力缺口预期，电力股估值快速上行，当前美股电力股 PB 是 A 股的 3-4 倍，PE 水平则两国相近。中国电力股估值在 2021 年缺电政策后达到阶段性高点，2023 年随电价回落而承压。
• 估值驱动因素火电 PB 由容量电价决定，非化石能源电力股 PB 由电能量电价绝对值决定。美国独立发电商（IPP）估值受容量电价拉动明显，公用事业公司（Utilities）估值相对稳定；中国火电 PB 随容量电价政策落地保持稳定，非化石能源估值随电能量电价回落至 2020 年水平。

风险提示

• 电力政策需兼顾多重目标，在不同宏观背景下可能出现波动。
• AI 发展可能导致中美电力需求超预期增长，加剧供给压力。
• 区域网架阻塞、基础设施老化等结构性问题，可能影响电力供需平衡的判断。