【国泰期货】2026年电力市场年度展望-251223（28页）.pdf

1、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：Z0023466日期：2025年12月23日/第 2 页结论：供需宽松延续，区域电价分化20252025年，电力市场整体呈现供需宽松格局，全国电价普遍下行。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%。展望展望20262026年，电

2、量供需宽松格局预计将延续。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综合判断，全社会用电量增速预计将温和回升至约5.4%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。从电价维度看，电能量价格

3、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，终端电价预计下降终端电价预计下降1515-2020元元/兆瓦时。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，终端电价降幅约在考虑非电成本上升，终端电价降幅约在1010-1515元元/兆瓦时。兆瓦时。3）蒙西：新能源定价影响力持续加新能源定

4、价影响力持续加强，下行趋势明确，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：需求增速较快对需求增速较快对电价形成支撑，电能量价格降幅有限，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。012025电力市场回顾Review of the 2025 Electricity Market022026电力供需展望2026 Electricity Supply and Demand Outlook03重点区域电价展望Power Price Outlook for Key

5、Regions04结论Conclusion目录CONTENTS2025电力市场回顾01/第 5 页2025年规上发电量增速有所放缓。110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

6、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%。电力供给：发电增速稳步回升，新能源迎抢装-5051015202502-2803-3104-3005-3106-3007-3108-3109-3010-3111-3012-31%中国:发电量:累计同比20212022202320242025-10%0%10%20%30%40%50%60%050001000015000200002500030000火电水电风