电力行业周报：2月风光消纳压力提升，15个地区4月代理购电价环比修复

证券研究报告 | 行业周报 请仔细阅读本报告末页声明 gszqdatemark 电力 2 月风光消纳压力提升，15 个地区 4 月代理购电价环比修复 本周行情回顾：本周（3.30-4.3）上证指数报收 3880.10 点，下跌 0.86%，沪深 300 指数报收 4440.79 点，下跌 1.37%。中信电力及公用事业指数报收3182.31 点，下跌 7.33%，跑输沪深 300 指数 5.95pct，位列 30 个中信一级板块涨跌幅榜第 29。 本周行业观点： ➢ 春节假期影响下 2 月风光消纳压力提升。4 月 3 日，电力行业规划研究与监测预警中心发布《2026 年 2 月全国新能源并网消纳情况》，公布了全国各省 2026 年 1-2 月的风电、光伏发电利用率。其中，2026 年 1-2 月，全国风电利用率为 91.5%，同比-2.3%；光伏发电利用率为 90.8%，同比-3.1%。2026 年 1 月，全国风电利用率为 94.5%，光伏发电利用率为 94.3%。 ✓ 全国整体来看，1-2 月累计风电利用率 91.5%、光伏发电利用率90.8%。两项指标均超过 90%的基准线，符合国家新能源消纳考核的基本要求，但受春节假期工业用电负荷大幅下降、冬季风光出力特性等因素影响，2 月单月消纳压力阶段性上升。 ✓ 分区域来看，消纳水平呈现出“负荷中心领跑、资源基地承压”格局。上海、福建、重庆等负荷中心区域风光利用率达 100%，江苏、浙江等华东、西南区域也超 97%，可能来源于本地用电需求旺盛、装机与负荷匹配度高以及分布式布局相对充分。与之相比，西北、华北、西南的风光资源基地消纳承压：西藏风电利用率 67.5%、光伏 60.8%，河北、河南、新疆、宁夏等地风电低于 90%，青海、甘肃等多地光伏低于 90%。主要来源于本地负荷有限，依赖外送通道，但通道建设滞后，调节能力不足，消纳矛盾突出。 ✓ 与去年同期相比：风电仅山东（+5.0%）、北京（+4.6%）、黑龙江（+2.4%）等少数地区实现正增长，海南风电降幅最大，同比-14.9%；光伏仅蒙西（+6.4%）、黑龙江（+3.7%）、北京（+1.0%）等地区实现同比提升，青海（-11.6%）、海南（-12.1%）等资源大省同比降幅超 10%，上海、福建、重庆等负荷中心地区保持 100%高利用率，消纳韧性突出。 ➢ 系统运行费用水平显著抬升，4 月全国代理购电电价水平相对承压。2026 年 4 月全国各地区系统运行费用平均值为 76.90 元/兆瓦时，较2025 年 4 月的 37.34 元/兆瓦时同比大幅上涨 106.0%。分省份看，新能源发电大省的系统运行费用涨幅最明显，涨幅最高的地区分别为：甘肃（+649.2%）、宁夏（+610.2%）、山东（+473.3%）、山西（+430.3%）和青海（+344.9%）。2026 年 4 月全国各省代理购电价格平均值为 0.341元/千瓦时，较 2025 年 4 月的 0.389 元/千瓦时同比下降 12.3%。其中，山东同比下降 32.79%，内蒙古东同比下降 35.89%，仅重庆（+2.67%）、蒙西（+0.16%）两个地区同比小幅上涨。 全国 15 个地区 4 月代理购电电价环比修复。环比变化方面，4 月共 15个地区环比上涨，17 个地区环比下跌，辽宁代理购电价格环比涨幅最高，达到 44.7%，新疆的代理购电价格环比下降程度最大，达到-29.0%。 增持（维持） 行业走势 作者 分析师 张津铭 执业证书编号：S0680520070001 邮箱：zhangjinming@gszq.com 分析师 高紫明 执业证书编号：S0680524100001 邮箱：gaoziming@gszq.com 分析师 刘力钰 执业证书编号：S0680524070012 邮箱：liuliyu@gszq.com 分析师 张卓然 执业证书编号：S0680525080005 邮箱：zhangzhuoran@gszq.com 分析师 鲁昊 执业证书编号：S0680525080006 邮箱：luhao@gszq.com 相关研究 1、《算电协同——重构源网荷储：》 2026-04-03 2、《电力：多省健全储能机制，现货+辅助服务+容量补偿构建稳盈利模式》 2026-03-29 3、《电力：2026 年 1-2 月全社会用电增速 6.1%，火电发电由降转增》 2026-03-24 0%8%16%24%32%40%2025-042025-082025-122026-04电力沪深3002026 04 06年 月 日 gszqdatemark P.2 请仔细阅读本报告末页声明 4 月新能源机制电量差价电费折合度电水平最高 10.21 分/度。4 月各地区的机制电价分摊费用中海南、山东以及蒙东分摊费用最高，分别为0.1021、0.0998 以及 0.0780 元/千瓦时。与之相比，冀北、天津以及北京三个地区的机制电价分摊费用为负值，分别为-0.005363、-0.002936以及-0.000274 元/千瓦时。福建机制电价 4 月由负转正，为 0.007169元/千瓦时。 1-4 月新能源机制电量差价电费整体呈“V”型趋势，区域分化显著。1-2 月多数地区分摊压力偏高，3 月消纳情况有所好转、负值区域增加，4 月全国分摊压力显著回升，高分摊区域持续扩容，区域分化程度提升。 投资建议：风光消纳承压推升调节资源需求，全国 4 月代理购电电价整体仍存在较大压力，北方地区整体电价与消纳情况偏优。建议关注算电协同相关标的，建议关注涪陵电力、金开新能、甘肃能源。建议关注调节价值凸显&红利化火电企业：华能国际（A+H）、华电国际（A+H）、国电电力、大唐发电、内蒙华电、陕西能源；以及火电灵活性改造龙头：青达环保、华光环能。电算协同有望打开绿电企业新增长空间，看好优质风光资产：新天绿色能源、龙源电力、中闽能源等。把握水核防御，水电电价具备市场化优势、水核容量电价有待补充，建议关注长江电力、川投能源、中国核电和中国广核。燃气板块，建议关注盈利修复同时稳定分红的优质龙头城燃，新奥能源、昆仑能源、华润燃气。 风险提示：原料价格超预期上涨；项目建设进度不及预期；电力辅助服务 市场、绿证交易等政策不及预期。 重点标的 股票 股票 投资 EPS（元） PE 代码 名称 评级 2024A 2025E 2026E 2027E 2024A 2025E 2026E 2027E 600023.SH 浙能电力 买入 0.58 0.54 0.59 0.63 9.30 10.07 9.18 8.55 000543.SZ 皖能电力 买入 0.91 1.02 1.03 1.06 8.60 7.80 7.72 7.52 600795.SH 国电电力 买入 0.55 0.42 0.47 0.51 9.60 11.20 10.06 9.36 600011.SH 华能国际 买入 0.65 0.92 0.83 0.93 11.10 7.51 8.26 7.45