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电力行业专题总结：电价周期触底，人工智能等发展打开需求空间

核心内容

2026年1-6月，全社会用电量累计达50999亿千瓦时，同比增长5.3%。用电需求主要来自工业、数据中心及充换电服务，其中数据中心及充换电用电量增速显著。新能源装机增速放缓，风光新增装机同比分别下降48.2%和69.7%，主要受“136号文”并网节点约束及上网电价下行影响。

主要观点

• 电价反转信号出现：受厄尔尼诺现象影响，夏季高温提升空调负荷，电力需求上升，电价出现反弹，广东、浙江、江苏等省份电价显著上涨，标志着电力市场进入紧平衡状态。
• 电力供需紧平衡：尽管发电能力增速高于用电需求，但在极端天气或高峰时段，系统有效容量不足，导致电价波动加剧，市场话语权向供给端倾斜。
• AI算力推动用电需求增长：数据中心作为AI、云计算等技术的算力载体，用电需求持续攀升，预计2030年数据中心用电量将达8000亿千瓦时，占全社会用电量比例提升至6%。
• 算电协同模式加速落地：政策层面，“算电协同”已被纳入政府工作报告，多部门推动绿电交易、源网荷储一体化等模式，产业层面，数据中心与新能源项目形成互补，经济性初步显现。
• 绿电消纳与航运燃料替代打开绿色甲醇成长空间：绿电就地消纳成为可再生能源发展的重点，绿色甲醇作为航运燃料替代方案，其成本有望显著下降，具备与传统煤制甲醇竞争的潜力。
• 电力企业盈利有望触底反弹：火电、水电、核电等企业盈利改善，自由现金流情况好转，估值水平有望提升。

关键信息

• 电价趋势：广东7月月度中长期电价达483.4元/MWh，较年度长协提高111.2元/MWh；浙江、江苏等省份电价也出现上行趋势。
• 新能源装机情况：截至2026年6月，全国风电装机6.79亿千瓦，光伏装机12.74亿千瓦，风光新增装机增速放缓。
• 绿电交易与绿证市场：2025年绿证交易电量达3285亿千瓦时，同比增长38.3%；绿证市场供过于求，环境价值被低估。
• 算电协同项目经济性：典型项目测算显示，100MW数据中心在80%清洁能源覆盖比例、PPA电价0.29元/千瓦时条件下，年节约电费约0.7亿元，无杠杆IRR约5.5%，股权IRR约7.5%。
• 绿电成本下降趋势：预计当绿电成本低于0.1元/kWh时，电制甲醇具备与传统煤制甲醇竞争的经济性。
• 政策支持：多份政策文件支持“算电协同”项目，推动新能源与数据中心协同发展，提升绿电消纳率和项目经济性。

投资建议

• 火电：关注华电国际、国电电力等火电龙头。
• 水电：关注长江电力等水电龙头。
• 算电协同：关注国电投绿色氢基能源平台（电投绿能）、金开新能、晶科科技等。
• 核电：关注中国核电、中国广核等稀缺标的。

风险提示

• 政策变化风险；
• 项目建设投运不及预期；
• 电价下调；
• 宏观经济增速下行。

未来展望

随着数据中心用电需求从2025年的1960亿千瓦时向2030年的8000亿千瓦时跃升，叠加绿电成本下降和电力市场化改革深化，算电协同项目有望实现规模化发展。绿电环境价值重估将成为提升项目经济性的核心变量。

政策支持

• 2021年：《全国一体化大数据中心协同创新体系算力枢纽实施方案》提出布局国家算力枢纽，支持数据中心与新能源融合。
• 2023年：《算力基础设施高质量发展行动计划》推动数据中心绿色低碳发展，提升绿电使用率。
• 2024年：《数据中心绿色低碳发展专项行动计划》要求数据中心绿电使用率逐年提升。
• 2025年：《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》推动绿证市场制度完善和绿证强制消费。
• 2026年：《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》明确绿电直连模式，支持新能源就近消纳。

经济性测算

• 典型项目：100MW数据中心，风光储+送出/EMS，初始投资约24.3亿元，年节约电费约0.7亿元。
• 收益结构：PPA收入+余电交易收入+储能辅助服务收益。
• 成本结构：风电、光伏、储能运维成本及土地、保险、管理费等。
• IRR测算：无杠杆IRR约5.5%，股权IRR约7.5%。
• 绿证价格：2025年绿证均价达5.57元/个，但仍低于其实际环境价值。

项目模式

• 源网荷储算一体化：同一投资主体统筹建设，理论上可免过网费，经济性最优。
• 绿电直连：多主体分别建设，需缴纳过网费，经济性次优。

市场现状

• 绿电市场：绿证市场加速放量，但供需失衡，环境价值被低估。
• 电价波动：电力市场呈现紧平衡特征，边际弹性弱，扰动敏感性高。

结论

电力行业正经历供需结构变化，电价周期触底，算电协同和绿电消纳成为推动行业发展的关键因素。随着政策支持和市场需求增长，电力企业有望迎来价值重估，算电协同项目具备规模化发展和商业吸引力。