印尼煤炭出口暂停（2026年2月3日启动）通过推高煤价、扩大清洁能源比价优势、提升保供优先级三条主线，对中国电力市场形成结构性利好，其中水电龙头、国内煤炭巨头、新能源运营商、抽水蓄能/电力设备商四大类企业受益最显著，呈现“短期业绩弹性+中期估值修复+长期战略价值提升”的递进格局。

 水电龙头：保供核心+电价优势，长江电力领衔

核心受益逻辑：印尼煤暂停导致华南沿海火电（依赖度超60%）出现5.3%动力煤缺口，枯水期水电成为应急保供主力，调度优先级提升1-2级，度电利润优势扩大至8-10倍。

长江电力：最大赢家，三重红利叠加

- 保供红利：可24小时内提供500-800万千瓦应急电力，出力提升10-15%，现货调峰溢价达0.05-0.10元/千瓦时。

- 估值修复：市盈率TTM仅19.76倍，低于行业平均22倍，能源安全压舱石地位强化，估值向“成长型公用事业”切换。

- 战略价值：“六库联调”技术价值凸显（1立方米水发电6次，效率为普通水电站8倍），与黔南电力等合作的抽水蓄能项目加速落地。

1. 核心催化因素

- 供需缺口填补：印尼煤炭出口暂停导致华南沿海火电（依赖度超60%）约5.3%动力煤供应缺口，枯水期（当前）影响更显著 。长江电力可24小时内提供500-800万千瓦应急电力，成为区域保供核心力量，出力提升10-15%，直接增厚业绩。

- 电价溢价扩大：沿海火电度电成本升至0.35-0.40元，长江电力度电成本仅0.04元，优势扩大至8-10倍。枯水期现货市场获得0.05-0.10元/千瓦时调峰溢价，市场化交易收益提升。

- 机构资金回流：长江电力值仅0.55，防御性强，在煤价波动加剧背景下，成为避险资金首选，推动股价脱离前期震荡区间。

印尼煤炭出口暂停通过冲击火电供应链，对长江电力产生保供地位提升、电价优势扩大、调度价值强化、战略转型加速四大核心影响，凸显水电在能源安全中的“压舱石”作用，呈现“短期催化、长期利好”的格局。

核心缺口区域：华南沿海（粤、桂、闽）是电力供需最紧张的区域，其火电装机占比超50%，且70%的进口煤依赖印尼。当前部分电厂库存已跌破安全红线，若进口中断持续，预计2026年一季度华南区域电力供应缺口可能达到3-5GW，约占当地用电负荷的4%-6%。