2月储能政策：十余省市发布2026年储能项目规划 solar_policy D1

发布：2026-06-04 · 事件：2026-06-04

在A股市场，有一条流传多年的谚语：“冬炒煤炭，夏炒电”。每年夏季用电高峰来临前夕，资金往往提前布局电力板块，押注用电量暴增带来的业绩弹性。 然而纵观2026年的电力投资逻辑，已远非简单的“季节性博弈”所能概括。从年初至今，电力板块累计涨幅已超过20%，1~5月全部收涨。更值得关注的是，行情的驱动因素正在发生深刻的结构性变化——从传统的气候轮动行情，演变为由成本端改善、政策红利释放、需求端结构性跃升共同支撑的长期价值重估。

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在A股市场，有一条流传多年的谚语：“冬炒煤炭，夏炒电”。每年夏季用电高峰来临前夕，资金往往提前布局电力板块，押注用电量暴增带来的业绩弹性。 然而纵观2026年的电力投资逻辑，已远非简单的“季节性博弈”所能概括。从年初至今，电力板块累计涨幅已超过20%，1~5月全部收涨。更值得关注的是，行情的驱动因素正在发生深刻的结构性变化——从传统的气候轮动行情，演变为由成本端改善、政策红利释放、需求端结构性跃升共同支撑的长期价值重估。 眼下已是6月，正值夏季用电高峰帷幕拉开之际，同时也是持有电力板块的战略性配置窗口，本文将对此进行详细拆解。 对于火电企业来说，其利润弹性主要取决于燃料成本与电价两个变量。2026年以来，两者均朝着有利于火电的方向演化。 从煤价走势看，2026年动力煤市场走出与往年截然不同的格局。截至5月29日，环渤海动力煤现货参考价（5500K）为854元/吨，比去年同期上涨约234元/吨，涨幅高达37.7%；秦皇岛港Q5500动力煤现货交易场价格亦有类似趋势，且目前涨势仍在延续。而这背后，是供给收缩、进口减弱、火电需求超预期等多重因素的共振。 供应端方面，国内煤炭产量增速已见顶回落。国家统计局数据显示，2026年1-4月全国规上工业原煤产量15.8亿吨，同比下降0.1%；其中4月份产量3.9亿吨，同比下降1.0%，环比大幅下降12.5%，日均产量从1-3月的1421万吨降至1285万吨，减量超4000万吨。在4月港口煤价高位背景下，产量不增反降。 与此同时，进口补充也在减弱。受印尼全年煤炭产量核减、进口煤价格优势减弱及中东地缘冲突影响，2026年1-4月动力煤进口同比降幅持续扩大，全年进口减量预计达3000万吨。3月份澳大利亚、印尼煤与中国内贸煤价格相比高出30-40元/吨，多年来进口煤价一直低于内贸煤的局面被打破，价格倒挂极为少见。总体来看，短期内动力煤价整体高位震荡偏强，供需偏紧格局延续，价格易涨难跌。 煤价的高位运行，对火电板块构成了双重影响：一方面，短期燃料成本压力有所上升；但另一方面，煤价本身就是市场化电价上涨的关键支撑。有机构研究指出，市场担忧用电负荷攀升带动煤价上涨，但煤价上涨也是市场化电价上涨的重要支撑，电价可以逐步传导成本压力。 事实上，在煤价同比大幅上涨的背景下，2026年一季度火电板块归母净利润同比仅下降1.37%，毛利率和净利率反而分别同比提升0.35和0.08个百分点，这说明容量电价和电价传导机制的有效运转正在帮助火电企业实现盈利趋稳。 如果说煤价的有利格局为火电提供了成本端的托底，那么需求端的爆发式增长则是电力板块行情的核心催化剂。 2026年夏季用电高峰正以前所未有的力度提前到来。数据显示，南方区域最大负荷于5 月25 日至5月28 日连续四日创新高，达2.75 亿千瓦，较上年最高值增加7.24%。南方区域最大负荷较往年提前近1月创新高的核心原因，是今年南方地区高温天气显著提前，空调负荷集中释放。从南方区域全社会用电量增长看，2026 年1-4 月同比增速高达8.1%，领先于全国水平的5.38%。 值得一提的是，5月22日国家发改委新闻发布会上公布今夏全国最高用电负荷将达到16亿千瓦左右，较去年增加9000万千瓦——这一增量相当于凭空多出一个河南省的用电量。与此同时，华东、华中和南方区域高峰时段供应偏紧已是公开的判断，而新增发电装机约1亿千瓦仍难以完全弥合供需缺口。中电联预计2026年全社会用电量将达10.9万亿至11万亿千瓦时，同比增长5%至6%，并将极端天气与数字经济并列为核心驱动因素。 在传统用电增量之外，AI算力同样正在催生大规模的电力需求。有机构预测，内地数据中心装机容量至2030年有望接近翻倍，届时耗电量或升至约2890亿千瓦时，占全国用电比重将由目前约1.2%升至逾2%，成为增速最快的用电来源。另有数据表明，2026年一季度，互联网数据服务用电量同比暴增44%。这意味着，电力需求的确定性增长已跨越“靠天吃饭”的传统模式，进入了由数字经济和AI革命驱动的长期景气周期。 电力板块的投资逻辑之所以能够从周期波动走向价值重估，很大程度上得益于当前政策红利的三重叠加。 国家发改委、国家能源局于2026年初联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，标志着电力市场建设进入新阶段。文件明确煤电容量电价回收固定成本比例提升至不低于50%，并首次在国家层面统一规范抽水蓄能、新型储能等容量电价机制，推动发电侧供能体系一体化协同。正如多家券商所指出的，各省份年度长协电价逐渐接近下限，未来下降空间有限，绝大部分省份煤电容量电价提升可带来度电接近2分的增幅，火电盈利稳定性提升仍然可期。火电正在从“单一电量收益”走向“电量+容量+辅助服务”三部制的多元收益格局，抗周期波动能力显著增强。 近日多地分时电价政策密集调整，由行政定价转向市场化定价，峰谷价差大幅拉大，高峰时段电价可达低谷时段4至8倍。这一政策变化意味着，拥有灵活调节能力的火电、水电等电源，在高峰满发、低谷少发的运行模式下，度电收益将显著提升。同时，深度调峰、调频、备用等辅助服务市场规模持续扩容，调节型电源收益渠道进一步拓宽。 AI数据中心的爆发式增长带来了巨大的用电负荷，但同时也打开了电力企业从“传统公用事业”向“电力+算力综合服务商”转型的想象空间。在“算电协同”框架下，发电企业可与算力中心直接开展绿电直供，既解决了绿电消纳难题，又获得了稳定优质的高附加值用电客户。多家机构判断，后续在多方因素催化下的电力板块行情持续性有别此前、值得重视。 就电力板块本身而言，一直都被市场视为典型的防御型板块，理由有三： 首先，电力是现代社会运行的基础必需品，其需求极具刚性。无论经济周期如何波动，工业生产、商业运营和居民生活对电力的基本需求都相对恒定，不会因经济下行或市场波动而显著减少。这种弱周期性赋予了电力企业收入端的稳定性。 其次，电力行业的盈利模式较为稳健。在成熟的电力市场或中国现行的“市场煤、计划电”与长协定价机制下，龙头公司特别是水电企业，运营成本相对固定，并能依托稳定的现金流穿越经济周期。例如，水电站在高资本开支期后，其发电成本极低，收入端受电价和来水量的影响远小于制造业。