认为2026年与“十五五”电价下降风险可控，火电在“十五五”供需底部ROE或可维持6%—9%。煤价700元/吨时火电周期低点的电价，对应水电核电DCF（现金流折现估值模型）价值相对目前市值还有可观空间。冷热电直供的开拓或成为核电与火电重要的开源手段，AIDC或带动供电与供热的需求超预期，甚至带动整个能源领域迎来模式的突破。短期推荐煤价弹性较大的相关公司，建议长期布局优质资产。毕竟，煤价与电价都有自身的波动，而优质资产可以穿越周期。
电价是电力板块最重要的影响因素，我们通过对2025-30年的长周期测算，认为2026与“十五五”电价下降风险可控，火电在“十五五”供需底部ROE或可维持6%-9%。煤价700元/吨时火电周期低点的电价，对应水电核电DCF价值相对目前市值还有可观空间。冷热电直供的开拓或成为核电与火电重要的开源手段，AIDC或带动供电与供热的需求超预期，甚至带动整个能源领域迎来模式的突破。短期推荐煤价弹性较大的相关公司，建议长期布局优质资产。毕竟，煤价与电价都有自身的波动，而优质资产可以穿越周期。
回溯历史，煤价对电价的解释力度远超供需。按照华泰煤炭组的观点煤价2026年可以恢复到800元/吨，我们测算明年电价下降空间不大。在“十五五”利用小时的低点，假设现货煤价700元/吨，我们判断全国电价比2025年可能还有3-4分/度的降幅。假设光伏加装6小时储能，几乎没有省份的项目可以在我们预测的供需低点的电价盈利（侧面佐证我们预测的电价低点很难长期持续）。碳市场的推进可能会推升电价，德国火电在不到2000利用小时的情况下都可以通过电价传导碳排放成本。此外，我们测算供热可以给火电和核电增厚6.9/2.0pct的全投资IRR，或成为电力公司重要的开源手段。
根据我们测算，煤电的利用小时会在2028年前后见底，并且底部4300左右。参照德国能源转型过程与我国“十三五”电力宽松时期的经验，在供需压力最大的年份，年度长协对应的点火价差或可维持0.08-0.1元/度。2024年广东与江苏两省统调煤电利用小时均已下降至不足4300，但2025年来两省高频月度电价对应的点火价差都已经恢复到0.08元/度。在容量电价加持下，火电ROE或可维持6%-9%。此外，火电受益其调节能力，在中长期分时、现货交易和辅助服务等方面，或还可以获取额外1-2分/度的结算电价；这在新能源渗透率较高的省份，已经开始逐步体现。
在6%的折现率假设下，我们测算了在最悲观的供需环境下电价（煤价700元/吨）对相关公司的市值支撑空间。对于四代高温气冷堆（假设造价49元/W），在我们假设的最悲观的电价、热价下，资本金IRR仍达8.2%。
电力供需由2022年的紧张转向宽松是影响电力行业基本面和估值最重要的因素，我们对火电周期底部不悲观，短期考虑煤价下行的弹性角度我们的推荐公司名单，请见研报原文。长期来看，我们看好优质资产穿越周期的能力。根据我们测算，AIDC的用电量或可从2H25开始体现，每年可有1000亿度增量，带动用电量增长1pct；假设其制冷需求中20%由余热满足，可以给蒸汽市场带来32%的增量——可能给我们的供需预测与盈利预测带来超预期的惊喜。
风险提示：实际交易过程中的“行为金融学”影响，各地交易规则变化，煤价超预期波动，电力供需超预期恶化。
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