20251223-国泰期货-2026年电力市场年度展望_28页_3mb

2026年电力市场年度展望总结

核心内容

2026年电力市场将延续供需宽松格局，全国电价整体下行，但区域间电价分化显著。电力供给端，火电仍处于投产高峰期，新能源装机增速放缓，核电稳步扩张。需求侧，产业结构转型和气候因素将影响用电增速，预计电力消费弹性系数小幅上调至1.1左右，全社会用电量增速温和回升至5.4%。电价方面，电能量价格继续下行，但非电能量价格因容量电价提升和机制电价补偿分摊而小幅上行。

主要观点

电力供给

• 火电：2026年火电新增装机预计103GW，同比增长12%。煤电新增约82GW，气电约18GW，整体火电装机仍保持高位。
• 水电：预计新增约23GW，增长主要来自抽水蓄能，抽水蓄能新增约13.2GW，水电总新增装机22.5GW，同比增速达68%。
• 风电与光伏：新增装机合计约300GW，但增速下降。光伏预计新增200GW，增速同比下降33%；风电预计新增100GW，增速下降5%。
• 核电：预计新增12GW，同比增长显著，年均新增装机约12GW，至2030年将达1.2亿千瓦。

电力需求

• 用电增速：预计2026年全社会用电量增速回升至5.4%，主要受新兴制造业和信息服务业用电增长推动。
• 电力消费弹性系数：预计小幅上调至1.1，主要由于夏季高温和拉尼娜现象减弱。

关键信息

电价趋势

• 电能量价格：整体下行，但部分区域因新能源占比提升，电价进一步承压。
• 非电能量价格：因容量电价提升和机制电价补偿分摊，预计小幅上行。

区域电价展望

• 广东：
  • 2025年电价显著下跌，2026年中长期价格预计下降至372元/兆瓦时，现货价格预计下降10-15元/兆瓦时。
  • 电价整体下行，但非电成本上升可能限制终端电价降幅至15-20元/兆瓦时。
• 山东：
  • 受“136号文”影响，新增分摊费用难以完全传导，中长期价格预计下降至330-340元/兆瓦时，现货价格中枢或下破300元/兆瓦时。
  • 非电成本上升预计使终端电价降幅约10-15元/兆瓦时。
• 蒙西：
  • 新能源渗透率提升，风险防范机制可能取消，新能源结算价格失去保底支撑，电价进一步下行。
  • 新能源装机占比超55%，预计未来五年新增装机将超200吉瓦。
• 山西：
  • 需求增速较快，对电价形成支撑，电能量价格降幅有限。
  • 非电成本上升预计带动终端工商业用电价格小幅增长。

电力价格影响因素

• 电能量价格：受供给过剩、动力煤价格下行及新能源入市比例提高影响。
• 非电能量价格：受容量电价提升和机制电价补偿分摊影响，预计小幅上行。
• 输配电价：保持稳定，不会对终端电费成本构成显著增长压力。
• 辅助服务费用：虽增长，但对终端电价影响有限。
• 容量电价：部分省份如云南、四川提升至不低于70%，其他地区不低于50%。

未来展望

• 2026年电力市场整体呈现供需宽松，电价继续下行。
• 区域间电价分化显著，广东、山东、蒙西电价承压，山西电价有望小幅上行。
• 非电成本上升将影响终端电价，但整体降幅有限。
• 风电发展前景优于光伏，因风电利用小时数较高，上网电价普遍高于光伏。
• 新能源装机增长放缓，但核电和抽水蓄能将推动电力结构优化。

风险提示

• 电力市场存在供需变化风险，需关注政策调整和气候因素。
• 电价波动可能受新能源占比、容量电价机制及非电成本传导影响。
• 投资者应谨慎评估自身风险承受能力，不应将本报告作为唯一投资依据。

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