2026年电力市场年度展望

刘 鸿 儒国 泰 君 安 期 货 分 析 师投 资 咨 询 从 业 资 格 号 ：Z 0 0 2 3 4 6 6日 期 ：2 0 2 5年1 2月2 3日 结论：供需宽松延续，区域电价分化 ➢2025年，电力市场整体呈现供需宽松格局，全国电价普遍下行。供给端，1-10月全国电源设备完成装机容量约3.98亿千瓦，同比增长42.6%；同期发电机组利用小时为2619小时，较去年同期下降260小时，反映出发电能力较为充裕。需求侧，受暖冬及产业结构转型影响，全国用电量增速有所放缓，1-10月全社会用电量累计约8.62万亿千瓦时，同比增长5.1%。 ➢展望2026年，电量供需宽松格局预计将延续。供给端，火电仍处于投产高峰期，全年新增装机预计约103GW，同比增12%；风电与光伏新增装机合计仍可达约300GW，同比负增长；水电与核电预计分别新增约23GW和12GW。需求侧产业转型持续；2026年虽仍为暖冬，但冬季与迎峰度夏期间用电需求预计略强于今年，电力消费弹性系数有望小幅上调至1.1左右。综合判断，全社会用电量增速预计将温和回升至约5.4%。 ➢从电价维度看，电能量价格预计继续下行，而由于煤电容量电价的提升以及机制电价补偿的分摊，非电能量价格预计小幅上行。 ➢重点区域来看：1）广东：2025年电价显著下跌，2026年现货与月度中长期价格边际变化有限，下行压力集中于年度中长期一侧，若不考虑上游返利，终端电价预计下降15-20元/兆瓦时。2）山东：受“136号文”影响，新增分摊费用难以向终端完全传导，预计中长期价格将大幅下降至330-340元/兆瓦时，现货价格中枢或下破300元/兆瓦时；考虑非电成本上升，终端电价降幅约在10-15元/兆瓦时。3）蒙西：新能源定价影响力持续加强，下行趋势明确，叠加对应风险防范系数机制可能取消，新能源结算价格将失去保底支撑，带动用户侧电价下行。4）山西：需求增速较快对电价形成支撑，电能量价格降幅有限，市场结构平衡费用的转移将带来额外非电成本，终端工商业用电价格有望出现小幅增长。 目录CONTENTS 03重点区域电价展望Power Price Outlook for Key Regions 2025电力市场回顾Review of the 2025 Electricity Market 01 04结论Conclusion 2026电力供需展望2026 Electricity Supply and Demand Outlook 02 2025电力市场回顾 电力供给：发电增速稳步回升，新能源迎抢装 ➢2025年规上发电量增速有所放缓。1—10月份，全国规上发电量80626亿千瓦时，同比增长2.3%。一方面，分布式新能源带来的发电增量尚未完全纳入统计口径；另一方面，受暖冬等因素影响，用电增速较2024年有所减弱。从电源结构上看，火电发电量占比64.7%；水电占比14%；风电占比10.4%；太阳能占比6%；核电占比4.9%。 ➢从新增装机规模来看，1-10月电源设备完成装机容量39784万千瓦，同比增长42.6%。新能源方面，受136号文中存量与增量项目机制电价差异的影响，出现531抢装现象，带动单月装机规模大幅增长，光伏新增装机同比增长39.6%；风电同比增长52.9%。火电方面，得益于2022年以来大量项目的陆续开工，2025年迎来装机高峰，同比增长54.3%。水电与核电表现分化，其中水电装机同比下降5.9%；核电装机同比增长51.5%。 电力需求：增速放缓，气温扰动加剧 ➢从用电需求来看，全国用电量增速较去年同期有所放缓，2025年1-10月份，全社会用电量累计86246亿千瓦时，同比增长5.1%。用电节奏受气温因素影响显著：年初1-2月为暖冬天气，取暖用电需求受到抑制，期间用电量同比仅增长1.6%；进入夏季，7月气温偏高，带动当月全社会用电量同比增长8.6%，其中城乡居民用电增速达18.0%；10月气温继续偏高，推动当月用电量同比增幅进一步升至10.4%，城乡居民用电增速达到23.9%。 ➢分产业看，第一产业用电量1262亿千瓦时，同比增长10.5%；第二产业用电量54781亿千瓦时，同比增长3.7%，占全社会用电量的64%；第三产业用电量16671亿千瓦时，同比增长8.4%；城乡居民生活用电量13532亿千瓦时，同比增长6.9%。 电力价格：多数省份重心延续下移 ➢受电能量总体过剩、动力煤价格中枢下移、新能源入市比例提高等因素共同影响，全国多数省份电价呈下行趋势。 ➢1-11月，在31个省市中，仅蒙西、青海、宁夏等9个省份的工商业代理购电价格同比上涨，其余省份均出现不同幅度回落。 2026电力供需展望02 电力供给：火电高增延续 ➢展望2026年，预计火电仍将处于投产高峰期，全年火电新增装机总量预计约为103GW，在2025年基数已较高的背景下，仍将实现12%的增速。自2021年出现用电紧张局面后，2022年至2023年全国共核准超过200GW的煤电机组，推动2023年至2024年期间开工机组规模持续扩大。按照煤电建设周期24至36个月、气电建设周期约18个月测算，预计2026年煤电新增装机规模将达到82GW，气电新增装机约18GW。 ➢但值得注意的是，自2024年起，火电项目核准规模已开始逐步回落。预计从2027年开始，火电新增装机增速将出现明显放缓。尽管如此，在整个“十五五”期间，火电年均新增装机预计仍将保持在40–50GW的水平。 电力供给：水电稳步增长，抽蓄成主要增量 ➢2026年，尽管金沙江、大渡河流域仍有部分常规水电项目计划投运，但其总体贡献有限，水电增长的主要驱动力将来自抽水蓄能。 ➢具体来看，常规水电预计新增装机9.3GW，较今年仅有小幅提升；而抽水蓄能预计新增装机13.2GW，实现大幅增长。总体来看，水电总新增装机规模预计达到22.5GW，同比增速高达68%。 电力供给：利润压缩严重，新能源增速放缓 ➢2026年，受电价政策调整的影响，新能源装机增长预计将显著放缓。从各省已公布的增量项目机制电价竞价结果来看，多数省份的入围价格较燃煤基准价出现较大幅度折价，光伏项目尤为明显。 ➢综合电价绝对水平与项目收益率测算，预计明年光伏新增装机将大幅回落，特别是分布式光伏一侧。2026年全年光伏新增装机预计约为200GW，增速同比下降33%；风电新增装机预计约100GW，增速下降5%。 ➢从远期看，风电的发展前景预计优于光伏。主要得益于风电利用小时数较高，其上网电价普遍高于光伏。此外，《风能北京宣言2.0》将十五五装机目标明确为年均新增装机120GW，预计在度过当前市场化转型的短暂阵痛期后，风电装机将重回加速轨道。相比之下，光伏收益率预计将持续承压。 电力供给：核准节奏加速，核电建设稳步扩张 ➢近年来，我国核电项目核准节奏明显加快，为远期装机增长奠定了坚实基础。2022年与2023年，每年核准机组数量均保持在10台；2024年进一步提升至11台；2025年4月，核准了共计10台机组。同年7月发布的《新型电力系统发展蓝皮书（2025年版）》首次明确提出，到2030年全国在运核电装机容量力争达到1.2亿千瓦，这意味着2026年至2030年间需新增约60GW核电装机，年均增长约12GW。 ➢展望2026年，随着陆丰、昌江等一批核电项目陆续投运，预计全年将实现新增核电装机12GW，较今年呈现倍增式增长。 电力需求：弹性系数回升，用电增速 ➢2025年，我国用电结构持续调整，高耗能行业用电增速逐步放缓，对应GDP的电力消费弹性系数有所下降。展望2026年，预计该系数仍将维持在较低水平，但相较2025年预计小幅提升。主要由两方面因素共同影响：一方面，新兴制造业与信息服务业用电增长迅速，但在总用电量中占比仍然较低，目前占比仅有6-7%，对整体用电增量的贡献有限；另一方面，随着拉尼娜现象减弱，预计夏季高温持续，可能进一步带动制冷需求，而在年初1-2月，暖冬现象虽延续，但程度有望较2025年略弱，对用电需求的负面影响或有所减弱。 ➢因此，综合全年气候影响的节奏，预计明年初以及迎峰度夏期间用电需求表现将略好于今年，弹性系数有望小幅上调约10%，达到1.1左右。在GDP增长预期为4.7%的基准下，预计2026年全社会用电量增速将达到约5.4%，呈现温和回升态势。 供需平衡：电能量边际过剩或延续 ➢从供需结构看，受近年来火电装机快速增长影响，2026年电能量平衡预计仍将趋于宽松。 ➢具体来看，火电发电量预计达到67238亿千瓦时，同比增长4%，占总发电量比重下降至58%，机组利用小时数预计下降约100小时。 ➢水电方面，假设利用小时数恢复至过去五年平均水平，预计全年发电量约13200亿千瓦时，同比增长7%。 ➢风电和光伏装机规模虽持续扩大，但利用小时数预计继续走低，分别降至1960小时和1050小时，对应发电量分别为14223亿千瓦时和14455亿千瓦时，占全国总发电量的比重将分别达到12%和13%。 ➢核电则在低基数和新建机组投运的带动下，预计实现发电量6043亿千瓦时，同比增长17%。 重点区域电价展望03 非电能量费用：输配电价将保持稳定 ➢从非电能量相关费用来看，输配电价即将进入第四监管周期。尽管近年来电网投资额保持正向增长，但整体复合增速并未出现大幅跃升。在第三监管周期内，电网投资额年化增长约9%，而用电需求年化增速为6.3%。若以电网投资额除以用电需求计算“度电电网投资”，其年化增速预计仅为2.6%，表明输配电价上涨的驱动力相对有限。 ➢此外，北京电力交易中心已发布2026年跨省输配电价方案，与2025年相比价格基本持平。综合来看，预计2026年输配电价将保持稳定，不会对终端电费成本构成显著增长压力。 非电能量费用：系统运行费用提升 ➢辅助服务费用虽预计持续增长，但对终端电价影响较为有限。2024年全国电力辅助服务市场总费用为402.5亿元，其中用户侧仅分担11.1亿元，折合度电约0.8元/兆瓦时。 ➢容量电价方面，预计将有较大幅度提升。自2026年起，云南、四川等煤电转型较快地区，通过容量电价回收煤电固定成本的比例原则上将提升至不低于70%；其他地区提升至不低于50%。 ➢燃气机组假设统一按360元/千瓦·年估算。煤电机组则按装机比例折算，对于2025年容量电价为165元/千瓦·年的省份，煤电装机占比约14%，假设供需系数为85%，工商业用电占比83%，则2025年容量电费折合度电约为19.3元/兆瓦时。假设2026年装机结构、气电补偿标准、供需系数以及工商业用电占比不变，则可推算出2026年容量电费约27.8元/兆瓦时，较2025年增加8.5元/兆瓦时。 非电能量费用：机制电价补偿带来额外成本 ➢机制电价补偿也将由工商业用户承担，带来成本增量。由于各省的风电、光伏机制电价与市场捕获电价存在差异，各省及地区间机制电价补偿费用差异显著。增量项目机制电价带来成本增加较少，存量项目则需要根据不同省份对于此前保障性收购费用的分摊方式进行确定。 ➢山东光伏机制电价为225元/兆瓦时，1-11月光伏捕获电价为129.6元/兆瓦时，价差95.4元/兆瓦时；光伏机制电量12.5亿千瓦时，对应补偿金额约1.2亿元。风电机制电价为319元/兆瓦时，1-11月风电捕获电价为294.8元/兆瓦时，价差24.2元/兆瓦时；风电机制电量59.7亿千瓦时，对应补偿约1.4亿元。风光两项合计补偿约2.6亿元。据此测算，新增机制电价补偿带来的度电成本增加约为0.34元/兆瓦时。 广东：中长期贴近下限运行，边际变化有限 ➢2025年，广东电力市场中长期与现货价格均呈现显著下行趋势。截至11月，现货日前均价为312元/兆瓦时，同比下降8.9%。月度中长期价格自4月起则持续在372元/兆瓦时的地板价附近窄幅波动。 ➢2026年来看，考虑到广东地区电力供需并不会发生根本性的扭转，整体仍将维持宽松的局面，年度中长期价格预计从39