1、2月代理购电与综合电价分析

2月代理购电价降幅情况：2026年2月国内多地电网代理购电电价降幅较大，不同区域降幅存在明显差异。其中，江苏省2月代理购电电价降幅达1毛2分多，广东、山东、山西等省份的降幅则在8-9分。上述区域在2026年度长协电量中的降幅也相对较大，反映出当前电价构成体系里，电量电价正处于相对下行状态，且下行幅度较为显著。

系统运营费用对冲综合电价：仅看代理购电电价降幅会产生误判，若将系统运营费用纳入考量，综合电价的降幅会明显收窄，部分省份甚至出现上涨。具体来看：a.江苏代理购电电价同比降1毛3左右，但系统运营费用增加7.7分，最终综合电价仅降5分；b.安徽2026年2月代理购电电价同比降5.3分，加上系统运营费用后综合电价反而涨1.9分；c.辽宁代理购电电价降近1毛，系统运营费用增9.6分，综合电价仅降3厘；d.广东代理购电电价降9.9分，系统运营费用增9分，综合电价仅降8厘。这类现象在全国各省份均较为普遍，并非个别区域特例。

多元电价体系转变显现：代理购电电价与系统运营费用的走势劈叉，反映出下游工商业用户支付给电力系统的总费用并未减少，只是付费形式发生了转变。用户的费用不再仅集中体现在电量电价或长协电量电价中，而是分散到煤电容量电价补偿、新能源机制电价补偿以及辅助服务调节市场等领域。这一迹象表明，国内电价体系正从单一的电能量价格模式向多元电价体系转变，从多元视角看，电力系统整体收入并未大幅下降，部分省份甚至有所增长。

2、长协电价下降原因与展望

长协电价下降核心因素：a. 煤炭价格下行向电力市场传导，是2026年长协电价大幅下降的核心因素之一；b. 2026年是分曲线电价长期签约的第一年，分曲线模式下中午光伏大发时段的低价竞争更为激烈，进一步拉低电价；c. 此前未进入市场化交易的新能源于2026年进入市场参与竞价，这类电源原本以含补贴的优先发电形式存在、电价较高，入市后直接竞价的模式拉低了中长期市场的综合电价水平。

火电与新能源综合电价展望：2026年进入市场化交易的新能源电量，虽在市场中签约价格可能较低，但享有机制电价保护，可通过获得机制电价的差额获取额外收益。综合来看，即便2026年长协电价降幅较高，火电与新能源的综合电价水平均优于长协电量电价，两类电源的实际电价表现好于表面的长协电价降幅。

3、非电量电价提升火电盈利稳定性

非电量电价增长趋势：煤价前两年处于下行通道，火电从电量电价中获得的收益呈下行趋势。但得益于多电定价体系，非电定价收入持续增长且稳定性更强。容量电价按国家政策要么维持在50%以上水平，要么各省可出台更高标准，收入稳定性有保障；同时，火电正从基荷型电源向调峰型电源转变，非电量电价的补充作用愈发关键。

容量电价区域提升情况：行业内越来越多省份持续上调容量电价补偿比例：甘肃、云南、山东等地已将补偿比例提高至100%以上；原本按国家政策2026年应将容量电价提至50%的天津，自行提升至70%。各省主动上调的核心原因是火电角色转变，利用小时数下滑需要通过容量电价补充收益。

火电盈利稳定性与预期节点：风光持续增长，其发电峰谷差异长期存在，使得与调节相关的现货市场套利等收入具备较强稳定性。容量电价与调节收入等非电量电价的双重支撑，将推动火电整体收益稳定性持续增强。从2月份电网销售电价结构可见，电量电价收入占比下降，但系统运营费用中非电量电价收入占比提升，2026年煤电综合电价水平将好于仅看长期电量电价的判断。市场预期扭转的重要时间节点或为4月一季报发布期，若一季报中火电量降幅小于预期且火电业绩好于市场预期，将推动市场预期积极转变。

4、煤价对火电经营影响分析

煤价影响边际减弱逻辑：近段时间印尼出台相关新政策，引发市场对煤价上升的预期。但煤价对火电经营的影响边际将变弱，核心逻辑有两点：a. 现货市场占比持续提升，上周五出台的政策明确将逐步下调中长期电量占比，电价对煤价的传导更为通畅，煤价上涨将带动现货电价相应调整；b. 火电企业目前可从非电量电价获取较高收入，若煤价高至现货市场无利可图，火电企业可选择停发为新能源让路；若长协存在超额收益，可通过现货市场买电履行长协义务，煤价过高时的停发电行为会抑制电煤需求。在火电从基荷电源向调频电源转变的过程中，短期事件虽可能对煤价带来冲击，但火电盈利对煤价脱敏的趋势正逐渐显现。

5、综合结论与火电盈利展望

综合电价与盈利总结展望：长协电电价下行带动代理购电价格下降，但新型电力系统中，容量电价、新能源机制电价及调节服务相关收入上行，同时系统运行成本大幅下降。综合来看，用户缴纳的每度电电价下行幅度相对有限，火电实际结算电价水平，会比仅根据2026年长协定价签约情况产生的预期要好出不少。此外，2026年4月将是重要时间节点，届时火电股的一季报业绩表现将好于市场预期。

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