一、9月发用电量受高基数压制，四季度基数效应转向

　　9月全社会用电量8997亿千瓦时、同比增长1.2%，低于1至9月累计3.9%的增速水平，累计用电量80734亿千瓦时。增速回落主要源于上年同期高基数，2025年9月全社会用电量同比增速为4.5%，今年9月的两年复合增速为3.0%。分产业看，第一产业、第二产业、第三产业用电量分别同比增长4.1%、1.7%、4.9%，城乡居民生活用电量同比下降6.0%，居民电量显著下滑主要受沙德尔台风等极端天气影响。从用电增量看，9月全社会用电量较上年同期增加约111亿千瓦时，其中第二产业增加约95亿千瓦时、占总增量约86%，第三产业增加约87亿千瓦时，城乡居民生活用电减少约77亿千瓦时，第二产业仍是当月用电增量的主要来源。

　　新动能相关用电保持较快增长，1至9月高技术及装备制造业、充换电服务业、互联网数据服务用电量分别同比增长8.7%、55.4%、41.6%，9月单月增速分别为4.6%、57.0%、35.4%，新业态用电韧性对总需求形成支撑。上半年的低基数与下半年的高基数在年初即已明确，去年7至10月受高温影响全社会用电量同比增长7.3%，其中2025年10月增速达10.4%、为全年基数最高的月份;11至12月受暖冬影响基数偏低，叠加二产用电保持韧性、三产延续高增，四季度电量增速有望修复。

　　图1：2026年9月与上年同期分产业用电量同比增速 资料来源：国金证券研报及公开资料整理

　　  二、发电结构分化：水电深度回落，风光核电高增

　　1至9月全国规模以上工业发电量74916亿千瓦时、同比增长2.2%，9月当月发电量8294亿千瓦时、同比下降1.2%。分电源看，9月火电同比下降1.4%、降幅较8月收窄2.9个百分点;水电同比下降18.1%，主要受上年同期秋汛来水高基数影响;核电、风电、太阳能发电分别增长21.5%、10.6%、19.5%，增速分别较8月加快12.1、2.7、9.2个百分点。按各电源当月发电量差额计算，9月风光增量占规上发电净增量约943%，该比例高于100%主要因火电、水电增量为负、总净增量较小，风光对存量电源的替代效应进一步凸显。

　　从累计口径看，1至9月火电、水电、风电、太阳能发电、核电分别同比增长0.7%、3.7%、1.9%、12.9%、3.7%，光伏仍是发电增量的主要来源。发电侧的品种分化直接决定各电源的电量与电价弹性：火电受水电挤出效应减弱、电量有望在11至12月恢复增长并映射冬季电煤需求;水电需关注雅砻江与大渡河基数偏低带来的改善，目前水电龙头已蓄水完成;核电自2026年起进入装机投产高峰，量与价两端同时受益。

　　图2：2026年9月各电源发电量同比增速 资料来源：国金证券研报及公开资料整理

　　  三、电价与煤价同步转向，火电盈利迎来困境反转

　　电价反转首先出现在新能源机制电价环节。截至目前已有15省区市更新新一轮增量项目机制电价竞价状态，其中4地已完成上半年竞价并公布结果、3地启动竞价、4地发布竞价通知、其余4地处于竞价准备阶段。甘肃、云南、新疆、黑龙江四省区已公布2027年上半年竞价结果，整体呈现量价齐升：甘肃光伏以竞价上限出清、风电贴近上限出清，与2025年至2026年以竞价下限出清形成明显反转，出清价同比提高约25%;新疆光伏机制电价由0.15元/千瓦时提升至0.259元/千瓦时、贴近0.262元/千瓦时的竞价上限，同比提高73%。总览15省区市竞价上下限，目前仅黑龙江提高了电价下限，辽宁、江西、福建略微调低电价上限。

　　市场化电价同步抬升。广东、江苏月度交易电价已分别自5月、6月起超过2026年年度长协水平，江苏11月、12月月度电价分别达到0.416元/千瓦时、0.398元/千瓦时，较2026年长协电价提升7.2分、5.4分/度;现货端，10月下旬广东燃煤现货电价0.566元/千瓦时、同比上涨0.297元/千瓦时(涨幅110.7%)，10月以来均价0.486元/千瓦时、环比9月增长5.9%，安徽、江苏10月以来日前现货均价分别为0.386元/千瓦时、0.402元/千瓦时，较9月均价分别提升6.4%和0.5%，10月下旬最新成交价分别为0.417元/千瓦时、0.405元/千瓦时。

　　成本端压力仍在高位，截至10月23日秦皇岛港5500大卡现货煤价1035元/吨、同比上涨269元/吨(涨幅35.1%)，印尼煤5500大卡库提价1110.32元/吨、同比上涨340.71元/吨(涨幅44.3%);10月16日有关部门在太原召开推进会，要求按一矿一策制定复产计划、加快临时停产煤矿复产，10月秦皇岛港动力煤月均价为1010元/吨、同比上涨263元/吨。煤价高企叠加华东区域年内长协电价大幅下降，部分火电企业三季度业绩承压，已披露三季报的三家华东火电企业三季度业绩分别同比下滑76.8%、65.0%、63.8%。但火电资本开支高峰已经过去，2026年上半年行业自由现金流仍达到347亿元，随着多家企业明确分红比例或绝对分红金额承诺，明年盈利修复有望进一步增强分红能力。

　　图3：电价信号由机制电价向现货市场逐级反转 资料来源：国信证券、国金证券研报及公开资料整理

　　表1：本周公用事业产业链关键进展 资料来源：国金证券、国信证券、东吴证券研报整理

　　  四、投资建议

　　电力板块的配置逻辑正从强调利润稳定增长的“利与红利”，转向兼具高股息与业绩弹性的“红与红利”。建议沿三条主线布局：一是火电环节，优先选择高长协煤占比、高股息且位于电价先修复区域的全国性与区域性龙头，盈利改善确定性与电价弹性兼具;二是水电与核电环节，水电龙头当前股息率约3.5%、与十年期国债收益率1.64%的即期息差约1.86个百分点，高于历史上60至140个基点的常态区间，随着息差收敛，稳定型红利资产有望获得估值修复，核电自2026年起进入装机投产高峰;三是电价机制改革受益方向，容量电价在容量供需区域性趋紧的背景下有望进一步上行，煤电与新能源融合发展的五类场景也将打开调节性电源的价值空间。短期关注三季报业绩落地与11至12月月度交易电价的边际变化，中期跟踪电力体制改革细则与容量补偿机制的落地节奏。

　　  五、风险提示

　　煤价波动幅度超预期;绿电装机及消纳情况不及预期;电力体制改革政策出台不及预期;全社会用电量增速下滑;电价下调风险;来水波动导致水电电量不及预期。

　　  博众分析总结

　　本周公用事业板块的核心变化，是电价反转的信号从政策端向交易端逐级确认。用电侧，9月发用电量增速回落主要由上年同期高基数造成，第二产业仍贡献86%的用电增量、新业态用电保持高增，11至12月基数转低后电量增速有望修复。发电侧，水电受秋汛高基数影响同比下降18.1%，风光核电合计贡献主要增量，电源结构分化加剧。价格侧，2027年机制电价竞价在四省区出现量价齐升，江苏月度交易电价连续多月高于年度长协，广东、安徽现货电价环比抬升，而煤价维持在1035元/吨的年内高位。三季度是火电盈利的压力测试期，但资本开支回落与分红承诺为明年的盈利修复和估值中枢回升提供了基础。

　　  参考来源

　　国金证券-公用事业行业研究：电量高基数影响将结束，电价上涨板块困境反转-2026.10.25-姜涛，许子怡，卢佳琪

　　国信证券-公用环保202610第2期：四省(区)公布2027年机制电价竞价结果，广东明确新能源就近消纳价格政策-2026.10.22-黄秀杰，刘汉轩，崔佳诚

　　东吴证券-公用事业行业跟踪周报：城镇供热“温暖工程”三年行动印发，国家发改委、能源局推进山西煤矿复产增产保供-2026.10.19-袁理，任逸轩

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