煤电利用小时的拐点正在被AI算力的爆发性需求提前。华泰研究研报显示，AIDC有望带动煤电利用小时在2028年提前见底，底部明显高于“十三五”供需最差的时候。2022-23年“缺电”背景下核准的2.26亿千瓦煤电正在建设中，1.8亿千瓦将于2025-27年集中投产，2025-26年煤电装机增速约5%。结合煤炭组对2026年煤价恢复到800元/吨的判断，煤电利用小时与点火价差的底部远高于2016-17年，火电周期底部不悲观。2028年利用小时拐点大概率出现，电价不会等到2028年才开始反应。

“缺电”背景下核准的2亿煤电装机正在建设中。在“十三五”电力宽松背景下，2021年底和2022年夏天的缺电事件给予能源保供当头一棒，3Q22-4Q23每个季度核准的煤电装机均超25GW，单季度核准量几乎超过2017-19三年总和。2023/24年新开工项目达75/79GW，创全球历史罕见记录。

虽然2024年煤电核准量同比下滑60%，但2022-23年核准的2.26亿千瓦煤电中仅0.2亿千瓦尚未开工，其余在建2亿千瓦中1.8亿千瓦于2025-27年投产。2025-26年新增投产每年约1亿千瓦（2024年底煤电产能11.95亿千瓦），显著超过2008-09年中国大基建时代的每年0.66亿千瓦，会导致2025-26年煤电装机增速达8%-9%。考虑上游设备交付限制，在建2.2亿千瓦会在2025-28年逐步投产，2025-26年煤电装机增速在5%左右。

AIDC有望带动煤电利用小时2028年见底回升。倘若2025年开始新增核准下降至20GW左右，除了在建2亿千瓦煤电，2028-30年每年新增下降至0.2-0.3亿千瓦；如果需求端不考虑算力额外增量，煤电利用小时“十五五”中后期下降至4000小时左右。考虑AIDC后，煤电利用小时会在2028年见底，底部明显高于“十三五”供需最差时，相比基准情形下的利用小时持续下滑将得到明显改善。

如果不考虑AIDC影响，2025-30年用电量基本盘增速向下。然而数据中心用电量2025-30年CAGR高达25%，带动全社会用电量增速从4.5%增加至5.3%（“十五五”CAGR），煤电的利用小时会在2028年提前见底。基准情形下利用小时持续下滑，AIDC情形下2028年见底回升。

气电在建50GW投产后2025-27年装机增速达10%。受限于气源与成本，我国气电发展始终受限。2020-22年各地集中核准一批气电，2023-24年新增核准明显下滑，但开工和投产进度伴随气价下行显著加快。在建50GW气电对应2024年底装机增量35%，或将在2025-27年投产。过去5年实际气电核准项目转化比例平均约80%，远低于煤电，在建投产后2028-30年气电新增装机速度将下降。

核电水电“十五五”投产节奏明确。核电投产高峰期在2027和2030年，2027年预计投产10GW项目，2030年投产预计再创新高。结合在建水电进度，2025-30年均新增水电或不足500万千瓦。风光外其他传统能源在建项目扩容空间有限。

短期考虑煤价下行的弹性，推荐浙能电力（长协比例较低）、华润电力（火电盈利能力突出）、华能国际AH（沿海电厂占比高、进口煤采购占比高）、申能股份（上海电价较强）。火电利用小时与点火价差底部远高于2016-17年，火电周期底部不悲观。

结合煤炭组对2026年煤价恢复到800元/吨的判断，对2026年和“十五五”电价谈判相对乐观。倘若2026年电价没有太大下降空间，推荐煤电联营公司包括淮河能源、陕西能源、国电电力；同时煤价修复带动电价回升，利好非火电公司的市场化电价，推荐长江电力、华能水电、国投电力、中国核电等。