用电负荷屡创新高&煤价上涨共同驱动电价修复。8月7日，全国用电负荷今年第四次创出新高，达到15.57亿千瓦，比去年最高峰高出4900万千瓦，高温天气是拉动负荷攀升的直接因素。根据中电联预测，2026年全国统调最大负荷在15.7-16.3亿千瓦（中值16亿千瓦），较2025年增长4.1%-8.1%（中值6.1%）。电力供给方面，根据中电联预测，2026年全国新增发电装机有望达到4亿千瓦，其中新能源新增装机有望超过3亿千瓦。基于此，我们计算2026年电力总装机同比增长10%；若剔除出力不稳定的风光发电，可靠性电源（火水核）装机增速仅4.9%，低于最大用电负荷增速中值。考虑到厄尔尼诺的影响有望持续至2027年，叠加新增发电装机规模的边际收缩，我们预计电力供需将进入确定性改善通道。在此基础上，供弱需强支撑2026年煤价中枢抬升，我们预计全年秦皇岛5500大卡动力煤市场价中枢在750-850元/吨，高于2025年年均价（697元/吨），推高火电边际成本。电力供需格局优化叠加煤价上涨共同驱动电价修复。2026年各省年度长协电价普遍下滑，但从更为高频的月度和现货电价来看：1）月度电价：广东从5月月度电价开启同比上涨，江苏、山西月度电价尽管同比仍下滑，但降幅已显著收窄；2）现货电价：广东发电侧日前加权均价自4月开启同比上涨，上海现货电价虽未有同比数据，但自3月以来已持续高于年度长协电价。从主要火电上市公司披露的综合上网电价来看，26Q2同比变化算数均值为 0.007元/kwh，较26Q1的-0.023元/kwh显著好转；26Q2环比变化算数均值为 0.020元/kwh，亦明显好于25Q2的-0.010元/kwh。展望未来，我们预计在用电负荷不断创新高的情况下，火电顶峰出力价值有望得到充分的体现，26Q3上网电价环比有望继续提升；同时年内月度、现货电价的强势表现有利于年底电价谈判，对27年年度长协电价保持乐观展望。

“十五五”煤炭总量达峰，结构优化，龙头煤企有望受益。 8月10日，国家发改委、国家能源局联合印发《煤炭工业发展“十五五”规划》。供给端，《规划》提出“十五五”期间，新增产能必须纳入产能“一本账”管理，新增产能要严格执行产能置换政策。在严控总量同时，提升规模化集约化开发水平，产能资源加速向山西、蒙西、蒙东、陕北、新疆五大国家级煤炭供应保障基地集聚，2030年五大煤炭供应保障基地产量占全国比重超80%。我们认为这一系列举措标志着煤炭供给端正在经历从“量”到“质”的深层转型，随着落后产能有序退出、先进产能稳步承接，行业集中度与供给质量将同步提升，头部煤企资源掌控力进一步增强。需求端，《规划》提出 “十五五”煤炭消费达峰，电力、钢铁、建材等传统耗煤领域需求增长空间被大幅压缩，现代煤化工成为煤炭消费重要增量方向，煤炭从单一燃料向化工原料延伸。我们预计“十五五”期间煤炭消费量高位达峰，结构上将呈现“传统燃料需求收缩、化工原料需求扩容”的显著分化格局。

资源条件波动的风险，煤价超预期变动的风险，电价超预期变动的风险等