火电行业正站在供需改善的拐点前夜。兴业证券研报显示，2026年前5月全国风光新增装机同比大幅下滑45.87%和69.88%，火电核准容量较2022年峰值显著回落，供给侧增量放缓趋势明确。需求侧充换电、数据中心等新业态用电量高速增长，中电联预计2026年全社会用电量同比增加5-6%。经测算，我国电量供需格局有望于2027年迎来改善，火电机组利用小时数降幅收窄，电价具备较强支撑。
供给侧：新增装机降速，火电投产高峰年内收尾
新能源全面入市后新增装机增速显著下滑。2026年前5月，全国风电新增装机25.05GW，同比下降45.87%；光伏新增装机59.59GW，同比下降69.88%。新能源投资回报率受市场化电价走低影响，运营商装机节奏趋于理性。与此同时，火电核准容量自2022年峰值大幅回落，2024年后火电核准容量明显下降，2025年火电核准约3000万千瓦，较2022年超1亿千瓦的峰值下降约70%。火电投产高峰有望于2026年前后收尾，供给侧产能扩张对电价的压制将逐步缓解。
从电源结构看，2024年以后火电核准容量下降，叠加新能源装机增速放缓，电力装机增量供给将进入低速增长阶段。据绿色和平统计，火电核准容量的下降趋势与“十五五”期间电力供需平衡目标相一致，为火电利用小时的企稳创造了条件。
需求侧：新业态用电高增，算力中心2030年用电达8000亿度
充换电与数据中心正成为用电需求增长的核心引擎。据北极星电力软件网，2030年我国新能源汽车总充电量有望达到3839亿千瓦时，约为2025年的3倍，对应2030年全社会用电量的3%。另据国家能源局，2030年我国算力中心用电量预计达到8000亿千瓦时，约为2025年的4.7倍，对应2030年全社会用电量的6%。
2026年前5月，沿海经济大省用电增速强劲。广东用电量同比+9.2%、浙江+7.4%、江苏+6.2%、河北+6.3%，五省合计用电量占全社会38.35%。中电联预计2026年我国用电量同比增加5-6%，后续亦有望保持稳定增速。高用电增速环境下，火电作为基荷电源的利用小时和电量电价均有望获得支撑。
电价信号：广东7月电价同比+29.8%，月协及现货传导能力增强
月度及现货电价的灵活定价机制正逐步反映煤价与供需变化。2026年度长协电价签约限制放宽，政策鼓励签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制，年度长协签约比例要求由80%降至70%。月协及现货电价占比提升，有望更充分地传导成本端变化。
实际电价数据已出现积极信号。广东7月月度中长期交易综合电价实现483.38元/兆瓦时，同比提升29.80%（+110.99元/兆瓦时），环比6月提升20.44%。同期江苏电力集中竞价加权均价为361.98元/兆瓦时，较年度长协电价上浮4.97%，环比6月提升3.15%。东南高负荷且煤价敏感省份电价均已呈现上行趋势，电价企稳回升的信号正在增强。
供需拐点测算：2027年火电利用小时降幅收窄
经兴业证券测算，我国电量供需格局有望于2027年迎来改善。火电上网电量从2025年约5.5万亿度增至2030年约6.2万亿度，火电利用小时从2025年约4147小时降至2030年约4000小时，但降幅逐年收窄。2027年起，随着新能源装机增速放缓和用电需求持续增长，电量供需逐步趋于平衡，火电利用小时的下降斜率将明显趋缓。
供需改善将为火电电价提供底部支撑。叠加容量电价补偿标准提升（甘肃、吉林已上调至330元/千瓦·年），火电综合电价有望在2027年实现企稳，带动行业基本面修复。当前板块经历前期高位回调后，估值已较充分反映盈利压力，建议关注供需改善带来的估值修复机会。
图表1：我国火电利用小时预测（2025-2030E）| 年份 | 2025A | 2026E | 2027E | 2028E | 2029E | 2030E |
|---|
| 火电利用小时（小时） | 4147 | 4080 | 4040 | 4010 | 4000 | 4000 |
| 同比变化（小时） | — | -67 | -40 | -30 | -10 | 0 |
