产业图谱 · Industry Map
“传统电力”在当前的能源转型语境下，不仅是新旧动能转换的基石，更是保障国家能源安全的“压舱石”。
“传统电力”在当前的能源转型语境下，不仅是新旧动能转换的基石，更是保障国家能源安全的“压舱石”。本图谱清晰地展示了传统电力产业链“上游能源供给稳定、中游工程设备高端化、下游发供电一体化运营”的金字塔结构。在“双碳”目标倒逼下，
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"传统电力"在当前的能源转型语境下，不仅是新旧动能转换的基石，更是保障国家能源安全的"压舱石"。2026年上半年传统电力产业的深层变化，远超大多数市场参与者的预期。我们认为市场主流叙事仍然停留在"火电衰落、新能源崛起"的简单二分法中，但实际发生的是一幅远比这种叙事复杂和深刻的结构性重组图景。
**我们的核心判断是：中国电力系统正在经历三重范式转换——从"计划主导"到"市场定价"、从"发电为王"到"电网为王"、从"化石基荷"到"风光主力+化石调峰"。**截至2026年5月底，全国发电装机突破40.1亿千瓦，太阳能12.6亿、风电6.6亿，风光合计占比47.9%——逼近一半。而煤电装机占比已降至32.0%（同比降2.9个百分点）。装机结构这个"历史性交叉"的意义不在于风光超过了煤电多少，而在于它触发了电力系统运行逻辑的根本性变化：当间歇性电源占比接近一半时，系统对灵活性资源的需求不是在减少、而是在呈指数增长——每一GW的风光新增装机，都需要对应的火电灵活性改造或抽水蓄能来平衡其波动性。这种"影子需求"目前还没有被市场充分定价。5月发电量数据清晰地展示了这种结构性张力：火电同比+2.1%（增速放缓但仍是发电主力）、水电+13.0%（来水偏丰的利润弹性惊人）、核电+5.0%（由降转增）、风电+0.5%、太阳能+12.1%。装机结构与发电结构的"倒挂"——风光装机占比47.9%但发电量占比不足20%——不是系统bug，而是系统feature：**它揭示了当前电力系统最核心的矛盾和最大的投资机会——"灵活性"正在成为最稀缺也最有价值的资源。**国办4号文（2026年2月）确立了"2030年基本建成、2035年全面建成"全国统一电力市场体系的目标，市场化交易电量占比将从2025年的64%提升至2030年的70%。5月全国市场化交易电量6,268亿kWh（+23.6%），其中省内4,906亿kWh（+26.9%）、跨省跨区1,362亿kWh（+12.9%）、现货交易651亿kWh、绿电交易311亿kWh。我们认为，**电力市场化改革对发电企业估值逻辑的重塑，是当前A股市场最大的定价分歧之一。**市场主流仍然用PE/PB框架和装机容量来估值发电企业——这是在"政府定价"时代的合理方法，但在"市场定价"时代将系统性地低估两类资产：一是拥有优质水电和核电的"基荷确定性"资产（来水偏丰时利润弹性远超营收弹性，长江电力Q1营收+7%→利润+30.5%就是最佳例证）；二是率先完成灵活性改造的火电资产（未来火电企业的盈利模式不是"发电越多越赚钱"，而是"调峰越多越赚钱"——辅助服务市场的补偿将彻底改变火电资产的盈利模型）。**绿电交易311亿kWh虽然只占总交易量的5%，但绿电溢价（比常规电价高2-5分/kWh）+碳减排指标收益（碳价85元/吨站稳80元以上），构成了清洁能源发电企业的"第二利润曲线"——这个曲线的斜率正在加速。**国家电网"十五五"固定资产投资4万亿元（较"十四五"增约40%），叠加南方电网和内蒙古电力，"十五五"全国电网固定资产投资预计超5万亿元。2026年Q1三大电网投资大幅增长（国网+37%、南网+50%、内蒙古电力+16%），陕北-安徽±800kV特高压6月30日投运标志着4万亿投资正式进入交付期。瞭望塔判断：这一超级周期的本质不是简单的"基建刺激"，而是新型电力系统建设的刚性需求——当风光装机占比从47.9%继续攀升至50%以上，电网必须同步扩容才能消纳这些间歇性电源。 十五五规划15项特高压直流工程，平均每年开工3条，这意味着特高压设备商（许继电气、平高电气、特变电工、中国西电）的订单可见度已从传统的"1-2年"延伸至"8-10年"，估值逻辑应从"周期性"向"成长性"切换。我们注意到高盛在2026年首次发布了系统性看多中国电网科技的报告——国际投行的关注标志着这个板块正在从"国内基建故事"升级为"全球能源转型核心供应链"的投资主题。
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图谱中"动力煤发电燃料"板块汇集了神火股份、山西焦煤、兰花科创、中国神华、中煤能源、陕西煤业、兖矿能源、淮北矿业、平煤股份等9家核心上市煤企，细分为"动力煤开采"。动力煤占中国一次能源消费约55%，是火电企业的核心成本构成（燃料成本占火电发电成本的70-80%）。
初版核心判断（2026.01）：在当前长协煤政策指导下，国有大型煤企与五大发电集团之间的长协煤履约率极为关键。煤炭开采的智能化、绿色化水平，直接影响着后续电力供给的稳定性和碳减排效率。
这一判断在2026年上半年得到了充分验证且内涵需要深化。煤电装机占比降至32%但发电量仍以火电为主的结构特征，确立了一种"少装机、多发电"的新常态——每一吨动力煤在关键时刻的供应可靠性，比其年均供应量的重要性高出两个数量级。 当风光出力因天气原因大幅波动时（如冬季寒潮叠加无风无光），火电必须快速响应、满负荷运行，这对煤炭供应链的响应速度和品质一致性提出了比传统基荷运行时代严苛得多的要求。
中国动力煤市场实行"长协+现货"双轨制。长协煤占电煤供应的约70%，价格参照"基准价+浮动价"公式（基准价675元/吨）；现货煤占约30%，价格随行就市。2025-2026年的动力煤现货价格运行在700-900元/吨区间，长协价格在600-750元/吨区间——两者之间的价差（约100-200元/吨）构成了煤企和电企之间最核心的利益博弈空间。
| 煤企 | 2025年商品煤产量（亿吨） | 长协占比 | 现货依赖度 | 2025年归母净利（亿元） | PE(TTM) | 核心竞争优势 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 中国神华 | 3.27 | ~80% | 低 | ~596 | ~12x | 煤电运一体化，全产业链对冲 |
| 中煤能源 | 1.37 | ~75% | 中低 | ~195 | ~9x | 煤化工延伸，平抑煤价周期 |
| 陕西煤业 | 1.70 | ~65% | 中 | ~212 | ~10x | 低成本露天矿，吨煤成本行业最低 |
| 兖矿能源 | 1.25 | ~60% | 中高 | ~176 | ~8x | 海外（澳洲）产能贡献，分散区域风险 |
| 山西焦煤 | 0.48 | ~70% | 中 | ~62 | ~13x | 主焦煤稀缺性，钢铁产业链刚需 |
| 淮北矿业 | 0.24 | ~65% | 中 | ~48 | ~10x | 华东区位优势，运输成本低 |
全国碳市场的扩容（覆盖排放量扩至约80亿吨，钢铁/水泥/铝冶炼纳入）标志着碳定价机制正在从"发电行业专属"走向"全经济领域"。目前碳价站稳85元/吨，按每吨动力煤燃烧排放约2.6吨CO₂计算，每吨动力煤的碳成本约为221元（85×2.6）——相当于当前动力煤现货价格的25-30%。 虽然目前发电行业的碳配额仍以免费分配为主（有偿拍卖比例约5-10%），但根据生态环境部的路线图，有偿拍卖比例将以每年2-3个百分点提升，预计到2030年将达到30-40%。
这对上游煤企的冲击是间接但深远的：碳成本的上升将降低火电相对于风光核电的经济竞争力，进而压缩动力煤的长期需求天花板。我们的判断是：碳成本内化将使动力煤行业出现"估值双杀"——不仅盈利预测需要下修（需求天花板下降），而且估值倍数也将收缩（从"能源股"向"夕阳行业"的估值折价）。 能够对冲这一风险的只有两类煤企：一是积极布局碳捕获利用与封存（CCUS）技术的企业（但目前商业化路径尚不清晰）；二是通过煤化工（煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制油）将煤炭从"燃料"转化为"原料"的企业——中煤能源的煤化工板块就是这一转型路径的代表。
LAF™ 合规扫描
本赛道相关 A 股与 IPO 在审企业已纳入 LAF™ 五维合规分析体系扫描范围。穿透产业链，先看合规底色，再谈产业机会。
按赛道—行业映射归集可分析公司；均分与红旗率为 D1 财务维度预聚合，非正式五维综合评级。
上游
40家
中游
40家
下游
83家
合计 163 家 · 映射行业 7 · 赛道均分 73.1 · 映射 v1.1。一行业可挂多赛道；公司暂按东财行业整段归入，主营构成拆分后可细化到段。
Flagship Report
传统电力产业正经历从“计划主导”到“市场定价”、从“发电为王”到“电网为王”、从“化石基荷”到“风光主力+化石调峰”的三重范式转换。截至2026年5月底，全国发电装机突破40.1亿千瓦，风光合计占比47.9%，煤电降至32.0%。报告深度解构产业链上游（动力煤、燃料油、核燃料）、中游（特高压、抽水蓄能、火电灵活性改造）及下游（发电与供电）的核心演进特征。核心结论包括：灵活性资源成为最稀缺价值；电力市场化改革重塑发电企业估值逻辑；国家电网“十五五”4万亿投资开启特高压设备商“黄金十年”；碳市场扩容加速煤电产业链成本内化。报告不含投资建议。
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