我们从2026年1月20日的报告《公用事业:中美电价剪刀差：大国的相同与不同》开始认为2026年是中国电价的底部，3月来煤价持续的上涨也加速确认了电价拐点。我们量化测算2027年批发侧和零售侧电价涨幅在2%和3%，结构性火电综合电价涨幅或超5%。推荐全国性龙头和沿海纯火电、无惧高煤价的煤电联营标的，持续看好核电受益于本轮电价上涨周期，重点关注各省2027年电力交易方案与12月长协电价结果落地。系统运行费的持续提升导致用户侧的下网电价上涨空间高于上网侧，推荐绿电直连和工商业分布式光伏。
　　中长期来看，2026年电价V型反转的拐点已经出现
　　正如我们在2026年5月4日的报告《中国电价迎来周期性拐点》中所分析的，上网电价2023年以来“煤价下降，电价下降”的趋势或难以长期持续，原因有四：1）中外电价的剪刀差难以持续扩大；2）能源转型过程中传统能源必须维持在可以让新能源收回成本的价格水平；3）供给增速下降带动供需二阶导出现逆转；4）迄今为止，中国的电价仍尚未充分定价碳排放成本或绿色属性，“十五五”期间国内外机制都会加速这一趋势。
　　上网电价：2027年火电综合电价涨幅或超5%，长协电价或略低
　　综合各省供需情况、燃料成本曲线的趋势、2026年实际现货电价的走势等因素，我们认为2027年火电电价涨幅可能会超过5%。但是，考虑到火电利用小时持续下降，我们认为部分省份2027年容量电价可能会进一步提升，所以我们判断年度长协的涨幅可能低于综合电价。换言之，容量电价的上涨未必影响火电综合电价，但是有可能变相拉低电能量电价的涨幅，从而保障与火电共同入市的核电、新能源和部分水电价格相对稳定。
　　下网电价：未来涨幅高于上网电价，商业压力大于工业。
　　上网电价和下网电价的高点都在2023年，此后用户电价的下降幅度显著低于批发侧电价，主因在中间环节的持续增加：工业电价的过网费2023-26年9月上涨超40%。目前终端电价中批发电价占比约70%，系统运行费与输配电价分别占比11%。2027年起，下网电价受到上网电价的反弹+过网费持续增长，用户侧涨幅更高。根据我们测算，系统运行费2027年同比增加近20%，工业企业得益于的输配电价和线损的下降，用电成本的涨幅可以控制在3%。商业电价因为输配电价的不降反升，成本压力更大。
　　与市场观点的不同之处
　　本报告复盘近年来发电侧与用户侧的电价变化，并量化预测了2027年；我们认为2027年开始两个环节的价格拐点，对中国能源体系都会有深远影响。
　　投资结论
　　两条思路推荐火电：1）沿海火电如宝新、浙能和全国性龙头大唐、华润、华能、华电、中国电力等，电价弹性突出，风险在于明年煤价的走势；2）以国电、新集、淮河、陕西能源、华能蒙电为代表的煤电联营，电价落地后利润的修复空间相对确定。继续看好核电：中核和广核的电价弹性主要取决于各省交易规则，由于我们并不认为2027年各省长协电价可以超过基准电价，所以核电机制电价政策的全国推广，依然是基本面和估值最大的看点。2027年开始，上网电价与系统运行费双击，用户侧电价涨幅高于上网电价，推荐绿电直连的稀缺标的紫金龙净，和分布式光伏龙头港华智慧能源。
　　风险提示：煤价超预期回调，各地电力交易规则变化，电力供需超预期恶化，最终电价结果受到很多“行为金融学”的影响。