2026年电力市场半年度行情展望：电价的结构性再平衡

——2026年电力市场半年度行情展望 报告导读： 期货研究所展望2026年下半年，全国年度电量供需预计维持平衡偏宽松，但宽松程度不宜简单等同于所有时段价格下行。供给端，火电仍处于前期核准项目集中释放阶段，全年新增投产预计约90–100GW，偏高情形下可能接近103GW；风电、太阳能新增装机虽较2025年高位回落，但合计仍有望达到约305–335GW，继续构成电源扩张的主体；水电、核电预计分别新增约11–13GW和7–8GW，更多体现为低碳电量、基荷供给和系统调节能力补强。需求侧，产业结构转型、新兴制造业、信息服务业和夏季高温负荷仍对用电需求形成支撑。在GDP增速4.75%的基准假设下，预计2026年全社会用电量增速约5.3%，但该增速已偏向中性偏强假设，仍需下半年第二产业、第三产业或居民生活用电部分兑现偏强表现。 电价层面，2026年下半年将呈现“电能量价格承压、系统运行费用抬升、终端电价降幅受限”的结构性特征。风光装机扩张、火电利用小时下行和市场化交易扩大，将继续压制发电侧电能量价格中枢；但煤电容量电费、新能源机制差价结算、辅助服务和其他可靠容量补偿费用逐步显性化，系统运行费用在工商业电价中的权重继续上升。由此看，终端用户电价不一定随电能量价格同步下行。 区域层面，价格分化仍是主线。广东受气电成本、高温负荷和外来电扰动影响，三季度价格弹性最大；山东受高光伏占比和晚峰净负荷共同影响，现货中枢预计高于山西和蒙西，峰谷分化明显；山西电能量价格预计低位运行，但系统运行费对终端成本形成托底；蒙西新能源定价权增强，仍是低价压力最突出的区域。 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 目录 1.能源强国战略背景下，电源扩张仍是主旋律.............................................................................................................................3 1.1“十五五”电源规划：总量扩张、风光主体化与支撑能力补位...................................................................................................31.22026年装机预估：新能源装机增速放缓，火电装机仍处投产高峰.......................................................................................41.2.1火电：投产高位延续，净增有效容量低于新增投产............................................................................................................41.2.2新能源：高基数下新增回落，风光仍为装机扩张主体.......................................................................................................61.2.3水电与核电：新增规模有限，低碳基荷与调节价值突出...................................................................................................7 2.电量供需宽松延续，电能量价格中枢承压.................................................................................................................................9 2.1全社会用电量需求：5.3%并非低门槛................................................................................................................................................92.1.1基准情景下，2026年全社会用电量增速预计约为5.3%......................................................................................................92.1.2要实现全年5.3%，6-12月用电增速需保持在5%左右......................................................................................................102.1.3分项预测：6-12月用电需求仍具韧性，但增速略低于5%.............................................................................................122.2供需平衡：电量平衡偏宽松，火电利用小时承压......................................................................................................................132.3气价高波动抬高气电边际成本，煤价下方支撑增强但上行受限...........................................................................................14 3.电价结构调整：系统运行费用抬升，对冲电能量费用降幅..................................................................................................15 3.1输配电价总体将保持稳定...................................................................................................................................................................153.2系统运行费用或继续抬升...................................................................................................................................................................153.2.1容量电价：煤电固定成本显性化，可靠容量补偿扩围....................................................................................................153.2.2机制电价：补差压力转入系统运行费用，省间分化加剧................................................................................................17 4.重点区域电价展望：高波动与低价压力并存...........................................................................................................................18 4.1广东：三季度偏强，全年高波动.....................................................................................................................................................184.2山东：夏季现货修复，全年仍受新能源压制...............................................................................................................................194.3山西：电能量价格低位运行，终端成本小幅承压......................................................................................................................214.4蒙西：新能源定价权增强，低价压力最为突出..........................................................................................................................21 （正文） 1.能源强国战略背景下，电源扩张仍是主旋律 1.1“十五五”电源规划：总量扩张、风光主体化与支撑能力补位 2026年6月25日，国家发展改革委、国家能源局发布《新型能源体系建设“十五五”规划》，对2030年能源电力体系建设提出阶段性目标。从电力供应角度看，规划的核心指向并非单纯扩大装机规模，而是在总量继续扩张的同时，推动风光成为装机主体，并同步补齐电力系统的稳定出力和调节支撑能力。 总量层面，规划提出2030年全国电力总装机达到54亿千瓦，较2025年末38.9亿千瓦增加约15亿千瓦，对应“十五五”期间年均新增装机约3亿千瓦。由此看，电力供应侧仍处于较快扩张阶段，新增装机将继续为中长期用电增长、终端电气化和新兴负荷扩张提供基础支撑。 结构层面，规划明确2030年风电和太阳能发电装机比重超过50%，成为电力装机主体。按54亿千瓦总装机测算，2030年风光合计装机至少需要达到27亿千瓦。考虑到2025年末风光装机已达18.4亿千瓦，未来五年风光装机至少仍需增加约8.6亿千瓦，对应年均最低新增约1.7亿千瓦。与此同时，此前新能源消纳政策提出，到2030年需满足全国每年新增2亿千瓦以上新能源合理消纳需求，意味着实际建设和消纳准备节奏大概率高于规划占比目标对应的下限。结合中国宏观经济研究院能源研究所《中国能源转型展望2025》的情景测算，本文预计，到2030年中国太阳能发电装机约18.3-19.7亿千瓦，风电约10.4-11.1亿千瓦，风光合计约28.7-30.8亿千瓦。 支撑能力层面，规划提出2030年常规水电装机达到4.1亿千瓦左右、在运核电装机达到1.1亿千瓦左右、抽水蓄能装机达到1.6亿千瓦左右、新型储能装机达到3亿千瓦。随着风光装机占比持续提升，电力系统对稳定出力电源和调节性资源的需求也将同步增加。其中，核电与常规水电提供相对稳定的低碳电量，抽水蓄能和新型储能则更多承担调峰、调频、备用和新能源消纳支撑功能。 值得注意的是，规划并未给出火电2030年绝对装机目标，而是强调合理控制煤电装机规模和发电量，推动火电向支撑调节性电源转型，并合理规划建设天然气电站。因此，后续判断电力供应形势时，不能仅观察总装机增速，还需要关注有效容量、可调节能力和时段匹配度。总体看，“十五五”期间电力供应侧仍处于扩张周