2026年电价走势分析

2026年电力市场传来诸多信号：广东、江苏等地年度长协电价同比大幅下滑，煤电容量电价迎来统一上调，绿电交易规模再创新高……复杂信号背后，电价整体走势究竟如何？不同电源类型、不同地区的电价有何差异？企业和用户又该如何应对？

2026年全国电价最核心的特征的是“整体下行、结构分化”：电能量价格（即我们常说的度电价格）普遍走低，多地接近政策下限；但非电能量价格（以容量电价为核心）大幅上调，形成“一降一升”的平衡格局。同时，不同电源类型、不同区域的电价表现差异显著，分时电价改革深化则进一步重塑用电成本结构。

这一趋势的核心驱动力来自供需关系的根本性变化。2025年集中投产的火电、核电产能在2026年全面释放，叠加新能源装机持续高速增长（如甘肃新能源装机占比已达64.11%），电力供给增速预计达16.5%；而全社会用电量增速仅约5.4%，供大于求的市场格局让电价下行成为必然。

1.电源类型分化：火电靠容量补偿稳收益，新能源电价降幅最大

不同电源的电价表现差异显著，核心原因在于其功能定位与价格机制的不同，这也直接影响着发电企业的盈利能力。

火电：电量价降但容量价补，盈利更稳健  

虽然火电的电能量价格持续下行，如江苏火电年度成交均价344.85元/兆瓦时，同比降低68.30元/兆瓦时，但容量电价机制的完善成为“定心丸”。2026年起，全国煤电容量电价统一提升至165元/千瓦·年，固定成本回收比例不低于50%，云南、四川等地区更是提升至70%以上。这意味着火电企业的收入不再单纯依赖发电量，只要机组保持随时可用状态，就能获得稳定的容量电费补偿。在现货市场中，火电还能凭借调节优势，在新能源出力不足的高峰时段获得较高电价，盈利模式转向“容量+辅助服务+电量”的多元结构。

新能源：电价降幅领先，绿电溢价成新亮点  

新能源是本次电价下行的“主力”，江苏风电年度成交均价同比下降70.18元/兆瓦时，光伏更是下降87.31元/兆瓦时，降幅分别达17.3%和21.5%。不过这一变化符合市场规律——随着新能源装机规模激增，市场化交易比例提升，价格逐步回归理性。值得关注的是，绿电交易的环境溢价持续提升，2026年江苏绿电成交均价404.94元/兆瓦时，环境溢价21.71元/兆瓦时，同比提升2.52元/兆瓦时，外向型企业为应对碳足迹要求，对绿电的刚性需求正在推高这一溢价。

水电、核电：抗跌性强，表现稳健

优质大水电凭借稀缺性和稳定性，电价相对坚挺，多库联调模式还能平抑来水波动，保障稳定输出，成为电力市场中的“压舱石”。核电作为基荷电源，虽也受市场下行影响（江苏核电成交均价同比降54.16元/兆瓦时），但由于成本结构稳定、技术门槛高，且政策支持力度大，盈利能力波动相对较小，抗风险能力突出。

2.区域分化：沿海省份下行明显，部分地区小幅增长

供需格局与产业结构的区域差异，导致电价走势呈现“东降西稳、南弱北强”的特征。

沿海工业大省：电价下行压力最大 

广东、江苏等省份工业负荷集中，电力供给充足，成为电价下行的“主战场”。江苏2026年年度长协加权均价344.19元/兆瓦时，同比下降68.26元/兆瓦时，距价格下限仅31.39元/兆瓦时；广东年度长协约372元/兆瓦时，已触及政策下限，终端电价预计下降15-20元/兆瓦时。这类地区发电企业为争取订单，主动降低报价，市场竞争尤为激烈。

中西部与能源大省：需求支撑下相对稳定  

山西等省份因工业需求增速较快，电力需求支撑较强，尽管非电成本上升，但终端电价仍可能小幅增长；甘肃等新能源富集省份，则通过大规模跨省绿电交易（2026年外送绿电127亿千瓦时，同比增28.28%）消化本地产能，形成“本地低价+省外溢价”的双重格局。

如果说电价整体下行是“大趋势”，那么分时电价改革就是影响企业和用户用电成本的关键变量。2026年，多地加速推进分时电价精细化，峰谷、尖峰、深谷的差异化定价，正在倒逼用电习惯变革。

以冀北电网为例，2026年1月起实施新分时电价政策：高峰电价上浮70%，低谷电价下浮70%，尖峰在高峰基础上再上浮20%，深谷在低谷基础上下浮20%。与以往不同，2026年分时电价更强调市场化形成机制，吉林等省份明确，直接参与市场的用户不再执行政府分时电价，而是通过市场化方式形成分时交易价格，同时推行“40%固定价+60%灵活价”的联动机制，让电价更贴近实时供需。

需要注意的是，虽然部分地区峰谷价差扩大，但全国范围内峰谷价差整体呈缩窄趋势（如浙江从0.83元/千瓦时降至0.50元/千瓦时），这将影响用户侧储能的投资回报。不过需求响应机制的兴起，为用户提供了新的成本优化路径——通过储能配套或参与需求响应项目，在低谷时段储电、高峰时段放电，既能降低用电成本，还能为电网提供灵活性支持，获得额外收益。

面对“电量价降、容量价升、结构分化”的复杂格局，不同市场主体需针对性调整策略，才能实现成本最优或收益最大化。

1.企业用户：锁定长协+优化时段，降低成本波动

对于工商业用户而言，核心策略是“锁定基础电量、优化用电时段”。建议通过中长期合同锁定80%以上的基础电量，避免现货市场波动风险；同时密切关注本地分时电价规则，将高耗能生产环节安排在低谷或深谷时段，利用价差降低成本。有低碳转型需求的企业，可适度采购绿电，既满足碳足迹要求，也能借助绿电溢价的稳定性对冲部分电价波动。

2.发电企业：重构盈利模式，拥抱多元收益

火电企业需彻底转变“多发多得”的传统思维，重点提升机组可靠性和灵活性，确保全额获得容量电费，同时积极参与辅助服务市场，弥补电量价差损失。新能源企业应加大绿电交易力度，通过长期合约锁定收益，同时加强运维管理，降低限电风险。水电、核电企业则可依托稳定性优势，在保障基荷供电的基础上，适度参与市场化交易，提升收益水平。

3.售电公司：避免恶性竞争，强化增值服务

售电公司需摒弃“低价抢份额”的非理性竞争模式，通过优化长协与现货组合降低风险；同时为用户提供分时用电规划、容量电费分摊咨询等增值服务，引导用户错峰用电，通过服务升级提升盈利能力。

尽管整体趋势明确，但以下四大因素可能导致电价短期波动，需重点关注：一是极端天气，强寒潮或持续高温可能导致用电负荷激增，推动现货价格短期大幅上涨；二是煤价波动，国际能源价格传导或国内供应扰动可能推高煤价，压缩电价下行空间；三是政策调整，容量电价分摊比例、市场交易规则的变化，可能直接影响终端成本；四是外送通道变化，跨省跨区输电安排调整可能改变区域供需格局，进而影响本地电价。

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