长江电力2026年经营形势预测

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目前市场电力不是热点，但追求稳定收益的投资群体还是大有人在，继续坚守在其中，长期关注长电人也不在少数。前几天长电发布了2026年一季度发电量，这个数据对年度业绩影响有限，现从更大视野对长电2026年的经营形势进行动态预测。

一、政策梳理

电价2026年的面临着高度的不确定性，我们只能按当前的政策变化和市场情况做出估算，虽然不能确保准确，但可以足以满足业绩估算要求。

政策上，最新更新一是《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号），这是2026年以后影响电力市场的重要文件。

简单梳理文件的要点：

由于有了火电容量电价，原来的水火同价时代结束，目前火电可以度电3-4分的容量电价保底，但损失利用小时，同时工况的不稳定将增加一定的度电煤耗。

水电按文件关于容量电价的界定，大概率不会给水电，但可以用水电灵活出力优势，从峰谷电量电价的合理安排在市场竞价方面获利。长电官方已经表示正在国资委的协调下与相关方面研究新的电价机制，并表示大水电灵活性调节和环保价值具有较强的市场竞争力，那么在交易机制和绿证价值等方面会给出一个各方利益平衡的方案。

抽蓄方面给与政策稳定的预期，633号文件前的抽蓄仍按原来的机制执行，114号文件前的抽蓄按所在省统一定价，如果项目的资源和造价管理水平较好，可以享受633号文件的政策收益水平。这样的安排对长电未来的投资收益有了基本保证，长电大股东和自身在抽蓄方向投入巨大，也是将来长电主要增长点，抽蓄政策的稳定预期对长电较为有利，至少比投资新能源的要可靠的多，在分析预测长电业绩方面，保守一点也可以不考虑投资损失，乐观一点可以适当考虑自身投资或收购大股东抽蓄项目的收益，在2026年及以后的业绩预测上，按审慎的态度暂时不考虑这一部分的对业绩的影响。

二是第四监管期《输配电定价成本监审办法》2026年起执行，有望降低特高压输电价格。

优化融资成本，新规要求按集团合并口径的平均融资利率核定，在利率下行的背景下，新的监管期比上一个监管期的利率水平要有较大的降幅。

在资金密集型的电网行业，融资成本每降低0.5个百分点，对最终电价的影响约为 1%-3%。

拉长折旧年限， 你提到的特高压从30年拉长到35年，降低折旧15%， 特高压固定资产折旧占总成本的40%以上，影响最终输电电价5%左右。

两项合计影响特高压输电价格7%左右。

三是2026年三月传出发改委发布《煤电容量电价征求意见稿》，火电机组享受容量电价补贴年限明确为20年，消息在顺发恒能投资者互动中得到印证。从容量电价机理上将给政策有其合理性，从促进设备更新角度有利拉动投资；另外加快火电机组更新可以提升机组的环保和灵活性指标，具有积极的社会效益，新政出台的可能性非常大。新政若出台，将一定程度上降低老旧机组火电的市场竞价能力，对其他电源特别是水电相对有利。

二、财务费用

看政策上主要变化，下面再看看长电的本身经营形势变化，或者说2026年有那些变数。先说财务费用：

长电财务费用压降空间是水电企业里最大的，一是三总在电站建设期进行了大量的长期高利息的借款，在长电收购后承接了这些借款，缺点是加大了长电收购后还款期的财务费用，但也为后续借款到期进行融资置换留下巨大空间。二是长电目前没有大型项目投资，每年盈利支付分红和少量项目投资外，可以有大把的资金偿还借款，降低财务费用支出，提高盈利水平。

云川公司建设期间借款置换。收购乌白电站，川云公司2026年还款额446.9亿元，云川公司当时拆借资金利率4.17%，置换后利率按2.7%估算，可以减少利息支出（4.17-2.7）%*446.9=6.6亿元。

长江电力每年分红及投资后，可用现金200亿元左右用于偿还借款，按3%的利率计算，减少利息支出6亿元。

合计减少财务费用12.6亿元，增加税后利润10亿元。

三、来水与发电能力

先看长电梯级电站的径流量数据。

长江三峡水利枢纽环境影响报告书，峡坝址处，多年平均径流量为4510亿m³。

金沙江乌东德水电站工程预可行性研究勘察设计投标文件，乌东德多年平均来水1165亿立方米。

2025年数据：

根据公司初步统计，2025 年，乌东德水库来水总量约1051.35 亿立方米，较上年同期偏枯 6.44%；三峡水库来水总量约 3962.68 亿立方米，较上年同期偏丰5.93%。

乌东德电站2025年来水1051.35 亿立方米，较多年平均径流量1165亿立方米少，少113.65亿方，距平-9.8%。三峡电站来水总量约 3962.68 亿方，较多年平均径流量为4510亿方，少547亿方，距平-12%。

按统计数据，乌东德上游水量每吨发电量为1.92千瓦时，多年平均来水比2025年多113.65亿方，多发电量为218亿千瓦时。三峡多年平均来水比2025年多547亿方，扣减乌东德113.65亿方影响后，本身集水区域平均来水比2025年多547-113.65=433.35亿方，按统计数据吨水发电量三葛0.29千瓦时，多发电量126亿千瓦时。

合计公司梯级电站多年平均来水可以比2025年实际发电多发344亿千瓦时。

看完了来水，再看看2025年公司梯级电站蓄水情况，以2025年年底公司梯级电站的水位数据，计算蓄水和对应的蓄能增量，公司梯级电站蓄能2025年比2024年多39.4亿千瓦时。

把上述两项因素考虑进去，正常来水年份来水全部用电，梯级电站总发电量可比2025年多发344+39.4=383.4亿度。

看上去是不是很意外，之所这样是2023年以来，雅砻江和金上来水很不给力，这个可以从长江公报的公开数据得到印证；三峡的来水数据更容易查到，近三年也比较差，同时来水也极其不均衡，来水少却发生了大量的弃水。

其实这种来水的周期性年纪波动很正常，长电集水区域大，且金上和雅砻江有大量雪山融水和地下水，在一定程度保证了来水的均衡，这几年波动在20%以内，在水电里算是波动很小的，其他水电50%的波动都是常事。这就是水电的特点，在枯水周期时间久了，大家预期也随着下降，习惯的以为本来就是这样的水平，等到丰水年大家的预期就会重新定义，这也是水电估值波动大的重要原因。所以，现在看上面给出的正常年份发电，似乎与公司梯级电站的设计发电量差距比较大，但随着雅砻江和金上水电占不断投运，总调节库容已经非常大了，近年又有两河口、双江口等年调节电站加入进来，流域来水更加均衡，长电梯级电站的弃水减少和综合水头提高，都将大幅度推升公司的发电量，这就是梯级电站联调的魅力。

需要说明的是，上述分析也是基于目前的实际运行情况做出分析，由于上游大型电站水库陆续建成运行影响和公司电站联合调度也在逐步完善之中，长电梯级电站稳定的年发电量还需要继续观察，但2025年的数据还是由很强的借鉴参考意义。

按审慎原则，2026年发电增量预测上，按2025年留存水量对应电量及正常来水多发电量一半计算，2026年增发电量39.4+383.4/2=231.1亿度。

四、长电2026年电价预期

三葛电价核准持不变，金下东送价格，江浙部分按江苏的数据测算。

江苏省文件，锦官送苏落地电价“基准落地电价+浮动电价”形成机制精神，基准落地电价继续按照我省燃煤发电基准上网电价（0.391元/千瓦时，含税，下同）确定，将浮动电价的形成方式优化为：（江苏电力市场交易年度交易成交均价+我省煤电容量电价度电标准-燃煤发电基准上网电价）×50%，其中：我省煤电容量电价度电标准=国家规定我省煤电容量电价年度执行标准÷近三年统调燃煤发电机组平均发电利用小时数。金下与锦官电价机制相同，可以借鉴适用上述规定。

2025年煤电的年度长协均价为 412.45元/兆瓦时,江苏的火电基准价0.391元/千瓦时，容量电价100元/千瓦时，煤电容量电价度电标准0.02元/千瓦时，落地电价0.4117元，输电价格0.092元/千瓦时，上网电价0.3197元/千瓦时。

2026年江苏省煤电的年度长协成交均价为 344.85元/兆瓦时，火电容量电价165元/千瓦时，煤电容量电价度电标准0.035元/千瓦时（考虑火电发电小时下降后），按江苏落地电价0.3853元/千瓦时，输电价格0.092元/千瓦时，上网电价0.2933元/千瓦时。

按原来的规则2026年送江浙的上网电价下降0.3197-0.2933=0.026元/千瓦时。
现在出来了114号文件，火电的容量电价不再适用水电，至少文件是这样表述的。出于审慎的原则，按不享受火电容量电价，以争取大水电的灵活性调节价值和绿证价值，来预期2026年电价。假设绿证可以争取到15元/张，折合度电0.015元/千瓦时；电量交易额外收人及调峰、备用、调频等辅助服务获得收益0.01元/千瓦，合计可以得到超过火电长协电价0.025元/千瓦时的收益，比火电容量电价少0.01元/千瓦时，落地电价及上网电价比原政策下降0.005元/千瓦时，上网电价0.2933-0.005=0.2883元/千瓦时。

合计下降0.026+0.005=0.031元/千瓦时，实际操作中东送电价都是在按原则计算基础上，双方有个协商环节，这里数据无法精确预测的，故将今年电价下降数值按0.03元/千瓦时计算。

广东今年长协电价下降0.02元/千瓦时，假若双方协商后实际下降0.01元/千瓦时。

剩余电量留存云南、四川及外送上海和广西，具体电价情况难以查询得到。

金下外送江浙约1000亿度，送广东电量约500亿度，剩余电量约500亿度。按上述电价情况分析，加权平均降价按0.025元/千瓦时估算。

五、2026年业绩预测

2025年长电每股收益扣非净利润331.24亿元每股收益1.35元，在此基础上考虑主要增减利因素，预测2026年业绩。

财务费用增加利润前面已经计算过了，预计2026年可以减少利息支出带来10亿元的净利润。

增发电量231.1亿度，收入增加231.1*0.2883/1.13=58.96亿元，扣除税费5.78亿元，增加收益53.18亿元。

金下电价下降减少收益2200*0.025=55亿元。

发电量和电价综合影响53.18-55=-1.82亿元，减少净利润1.5亿元。

预测2026年收益331.24+10-1.5=339.74亿元，每股收益1.39元。

其他因素包括国内权益投资收益、海外投资收益、折旧到期增利、所得税优惠到期减少利润，这些优增有减且数额不大，预测时暂不考虑。

来水是最大的变量，目前收集到降水预测为中性，后续跟踪降水和预测情况动态调整预期。

特高压输电价格对上网电价有直接的影响，新的核定价格如何，什么时候执行都还不确定，暂时不与考虑，但是一个值得关注的点。

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