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%
　　 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。