全球电力需求增长加速，各市场在能源价格冲击中艰难前行
尽管中东危机暂时推高了发电成本，部分地区也已启动紧急节能措施，全球电力需求在2026年和2027年的增速仍有望超过2025年。预计电力需求将在2026年增长3.6%，2027年进一步加快至3.8%，高于2025年的3%。工业增长、家电保有量上升、电动汽车与空调及热泵的加速普及、数据中心规模扩张——这些结构性驱动因素，将在"电力时代"的开端持续推动电力消费增长。到2027年，全球用电量预计将从2025年的28,600太瓦时（TWh）升至30,700太瓦时。
不过，随着中东军事冲突持续、地缘政治紧张加剧，这一预测仍面临下行风险，这些因素可能进一步拖累全球经济，并影响电力需求。
主要经济体如何消化供应冲击
面对经由霍尔木兹海峡的液化天然气（LNG）供应中断，各大经济体迄今基本适应了这一局面，同时满足了不断上升的电力需求。以北美为主的新增天然气液化项目投产，加上多个LNG出口国增产，缓解了市场的供应紧张。
但即便如此，近20%的全球LNG供应暂时中断，仍引发了剧烈的价格波动，将亚洲和欧洲的天然气价格推高至2022—2023年能源危机以来的最高水平。天然气价格高企,又促使亚洲和欧洲多国从天然气转向燃煤发电。与此同时，可再生能源发电的持续扩张在电力供应多元化方面发挥了关键作用，既保障了能源安全，也帮助抑制了这轮冲击的影响。
在此背景下，全球最大的几个经济体用电量均将强劲增长，而在部分对价格敏感的市场，能源价格上涨和供应中断则抑制了消费：
中国：受制造业活动回暖和电动汽车充电需求上升带动，电力需求增速预计将从2025年的5.2%加快至2026年的5.5%。
印度：2025年因季风提前到来抑制了用电，需求增速仅为1.6%；今年预计将强劲反弹至7%。
美国：电力需求延续强劲上行势头，今年预计增长近2%，主要动力来自数据中心、空调和工业用电的增长。
欧盟：在持续电气化、一季度气温偏冷以及热浪期间制冷需求增加的共同支撑下，需求增速有望升至2%。
孟加拉国、巴基斯坦等新兴经济体：这些国家依赖LNG进口，且比多数发达经济体对价格更为敏感，因此受危机冲击尤为严重，被迫采取燃料节约措施，压缩了电力消费。
可再生能源领跑发电
2026年，一场强于预期的厄尔尼诺现象可能进一步推高全球电力需求——它会加大许多地区的制冷需求。厄尔尼诺天气还往往会削减水电和风电出力（尤其在拉丁美洲和东南亚等地区），从而影响电力供应，导致这些地区不得不更多依赖煤炭和天然气来填补缺口。
可再生能源发电量预计将在2026年超越燃煤发电，在全球电力供应结构中的占比进一步扩大。继2025年与煤炭发电量接近持平后，全球可再生能源发电量预计将在2026年增长逾8%，其在发电结构中的份额将从2025年的33%升至2027年的37%。
随着可再生能源装机不断增加，如何将风电、光伏等波动性可再生能源更多地并入电力系统，成为关键课题。这需要多方面同步推进：扩建并升级电网、增强系统灵活性、强化分区电价信号，以及更高效地利用现有基础设施。
在全球范围内，光伏仍是电力供应增长的最大贡献者。预计2026年光伏发电量将增长约600太瓦时，与2025年创纪录的年增量大致相当，2027年也有望保持类似增速。这意味着光伏将在2026年超越风电，成为仅次于水电的全球第二大可再生能源发电来源。
天然气价格上涨预计将限制2026年天然气发电的增长，同时利好燃煤发电。全球来看，2026年天然气发电量预计将大体持平——这将是过去十年中第三个没有明显年增长的年份。2027年天然气发电预计将有所回升，但地缘政治的不确定性仍可能影响这一前景。
核电发电量预计将在2026年再度增长，但增速放缓，2027年则将强劲提速。今年，新反应堆并网延迟以及检修停机限制了核电增长。相比之下，2027年，中国和印度新增反应堆投产、美国和法国出力持续强劲，加上此前延期项目陆续完工，将共同支撑核电发电量增长逾4%。
发电行业的二氧化碳（CO₂）排放预计将在2026年增长1%，随后在2027年趋于平稳。今年排放上升，一方面是因为天然气价格高企促使部分国家由气转煤发电，另一方面是上半年天气因素推高了燃煤和燃油发电。到2027年，随着可再生能源、核电和天然气共同满足不断增长的电力需求，并在全球范围内替代燃煤发电，发电行业CO₂排放预计将大体保持稳定。
天然气价格飙升推高电力批发价，但各地区影响差异悬殊
霍尔木兹海峡危机导致LNG价格飙升，进而抬高了天然气发电成本，并自3月起推高了多个地区的电力批发价格。2026年第二季度，欧盟和日本的现货电力批发均价同比涨幅均超过30%。
不过各地区所受冲击差异明显：
美国受LNG价格冲击的影响要小得多，第二季度电力批发均价与去年基本持平。
印度由于LNG在发电结构中占比较小，电力均价涨幅不到10%。
澳大利亚电力批发价则下降了约45%——强劲的可再生能源发电和快速扩张的电池储能，帮助降低了用电高峰期对燃气电厂的依赖。
尽管负电价已在多个市场屡见不鲜，但一天之内巨大的分时价差，仍不断凸显出"灵活性"日益上升的价值。负电价通常意味着系统灵活性不足，背后往往是技术、监管或合约层面的约束。
各地情况不一：
南澳大利亚和加州：2026年上半年约有20%的批发市场时段出现负电价，与2025年水平相当。
西班牙：在强劲的可再生能源出力下，负电价时段占比从2025年的10%升至2026年上半年的17%。
瑞典和芬兰：随着供需两端灵活性措施加强，同期负电价时段占比从约6%降至仅2%。
与此同时，许多市场的日内价格波动依然剧烈。今年6月欧洲热浪期间，多个市场午间低谷与傍晚高峰之间的价差高达每兆瓦时600美元。这类行情为电池储能、需求响应等灵活性资源创造了可观的机会——它们能够在不同时段之间调节发电与用电、从价差中获利，并为整个系统的灵活性提供支撑。
