一、整体概况
2026 年是 “十五五” 开局之年，山西作为全国电力外送核心基地，上半年电力市场围绕 保供稳价、现货深化改革、新能源全面入市、容量电价落地、绿电强制消纳（42 号令） 五大主线运行。市场形成 “煤电保容量 + 新能源保增量 + 省间外送增收” 的格局，电力现货、中长期分时交易、辅助服务、绿电交易四大市场协同运行，市场化改革进度领跑全国。
核心基本面
1.供需格局
用电需求：省内高耗能工业（钢铁、化工、电解铝）稳步复苏，上半年全社会用电量同比小幅增长；外送京津唐、河北、山东、河南电量保持高位，电力总体呈现 “省内紧平衡、外送需求旺盛”。
电源结构：煤电仍是系统支撑电源；风电、光伏新增装机大幅提速，新能源装机占比持续攀升，新能源正式全面参与现货竞价，弃风弃光率持续下行。
2.交易规模
上半年省内中长期 + 现货交易电量稳步增长，电力零售市场主体持续扩容；绿电交易量同比翻倍，高耗能企业为满足消纳权重考核，主动采购绿电、绿证。
二、上半年核心政策落地
1. 容量电价政策（1 月执行）
晋发改商品发〔2026〕30 号文明确：自 2026 年 1 月 1 日起，山西煤电容量电价上调至165 元 / 千瓦・年（含税），直接保障煤电固定成本收益，缓解煤电亏损压力，提升机组顶峰保供意愿。煤电收益正式拆分为：容量电费（保固定投资）+ 电能量电费（现货 + 中长期市场化竞价）+ 辅助服务收入。
2. 中长期交易新规（6 月 1 日正式实施）
新版《山西电力中长期市场实施细则》落地（V16.0 规则体系），核心改革：
1）取消行政分时电价，改为24 小时分时段市场化交易，年度、季度、月度、旬、日滚动多周期全覆盖；
2）打通中长期与现货价格衔接，日滚动交易限价对标现货；
3）增设绿电交易专章，规范绿电、绿证一一对应，匹配国家 42 号令可再生能源消费比重考核要求；
4）完善信用监管、异常报价管控，市场交易风险防控体系升级。
3. 新能源现货竞价重大突破（6 月 1 日起）
风电、光伏由 “电网安排发电量” 改为自主报量报价参与现货市场，新能源竞价入市容量占比由 40.6% 提升至 62.9%；同等报价下新能源优先出清。新能源可以自主根据出力、电价低谷配置储能，通过低价竞争提升消纳，从计划电源转为市场化竞争主体。
4. 新能源机制电价（3 月起执行）
2 月竞价敲定全年机制电量：
•光伏：机制电量 46.26 亿千瓦时，电价 0.3168 元 /kWh；
•风电：机制电量 35.60 亿千瓦时，电价 0.277 元 /kWh；
电价较 2025 年小幅下行，机制电量锁定 10 年收益，稳定新能源投资预期。
5. 储能配套政策（5 月出台）
印发《新型储能高质量发展实施方案》，配套独立储能容量电价、辅助服务收益、峰谷套利机制，强制新能源项目配套储能，支撑新能源大规模并网消纳。
三、分市场运行情况
（一）中长期电力市场（电量基本盘）
1.交易模式
全年 + 月度双边协商、集中竞价 + 旬内短周期交易 + 合同转让全覆盖，24 小时分时段定价，平段、高峰、低谷电价完全由供需决定，行政限价仅设置上下天花板。
2.价格水平
•平段中长期成交价稳定在 0.32~0.36 元 /kWh；
•夏季高峰时段电价上浮明显，低谷光伏大发时段价格走低；
•高耗能大用户长协锁价意愿强，上半年长协签约电量占全年目标 70% 以上。
3.用户侧变化
电解铝、钢铁、化工企业分为两类：一部分签订长协锁定成本；另一部分拆分电量，一部分中长期锁定，一部分进入现货低价时段购电。同时为完成消纳考核，额外采购绿电指标。
（二）电力现货市场（山西全国标杆试点）
1.运行特征
上半年现货呈现明显季节性：一季度采暖保供期，煤电顶峰出力，高峰电价冲高；二季度新能源出力逐步走高，午间光伏大发时段现货电价频繁跌入低价区间，部分时段出现零电价。
2.新能源入市影响（6 月新政后）
风电、光伏自主报价，午间低价抢发电量，压低日间现货电价；晚间火电保持高价，峰谷价差进一步拉大，独立储能峰谷套利空间打开。
3.省间现货
山西向京津冀、河南跨区现货外送电量大增，省间交易成为发电企业重要增收渠道。
（三）辅助服务市场
1.二次调频、深度调峰、快速爬坡市场规模持续扩容；
2.煤电灵活性改造机组、独立储能可参与调频套利；
3.新能源场站配套储能可提供调节服务，额外赚取辅助服务收益，改善新能源项目收益结构。
（四）绿色电力与绿证市场（上半年增长最快板块）
1.需求爆发：受国家 42 号令可再生能源消纳权重考核硬性约束，省内工业企业、数据中心大批量采购山西风光绿电；跨省绿电直连交易（一对多集群采购）全面放开。
2.价格：绿电在普通电价基础上溢价 0.03~0.06 元 /kWh，带绿证的绿色电量供不应求。
3.核算规则：自发自用分布式光伏、直购绿电、外购绿证均可计入企业可再生能源消费占比，完美匹配考核口径，工商业光伏开发热度高涨。
四、各市场主体经营表现
1. 煤电企业
利好：容量电价兜底固定成本，上半年盈利状况较去年明显修复；高峰现货 + 辅助服务带来增量收益。
压力：二季度新能源挤压发电量，利用小时数同比回落，深度调峰成本上升，煤价波动仍压缩电能量利润。一季度火电平均利用小时 1101 小时，供电煤耗持续优化。
2. 风电、光伏电站
•存量项目：机制电量锁定基础收益，现货市场化电量通过竞价提升消纳率，弃光弃风明显减少；
•新增项目：强制配储，但峰谷价差 + 绿电溢价对冲储能成本，项目经济性尚可；
•短板：午间低谷电价偏低，无储能的纯新能源项目收益波动加大。
3. 电力用户（大工业）
•优势：山西整体电价在华北处于洼地，中长期长协可以锁定低成本电量；
•新增成本：必须额外支出绿电采购费用，完成可再生能源最低消费比重，用电综合成本小幅抬升；
•应对方案：自建厂房屋顶分布式光伏，自发自用抵扣考核指标，减少外购绿证支出。
4. 售电公司
市场准入放开，零售竞争加剧；售电企业业务由单纯买卖电量，升级为 “电量交易 + 峰谷优化 + 绿电配套 + 能耗指标” 综合能源服务。
五、上半年市场核心矛盾
1.电源结构性矛盾
新能源出力波动大，午后光伏大发造成电力盈余，夜间又需要煤电顶峰；电网调峰压力持续增加，煤电深度调峰亏损与新能源消纳两难，倒逼储能加速落地。
2.价格分化矛盾
日间电价两极分化：午间低价、早晚高峰高价，峰谷差持续拉大，无储能电源收益不稳定。
3.考核带来的供需矛盾
42 号令落地后，工业用户绿电刚性需求快速上涨，省内绿电供给短期不足，催生跨省绿电交易与绿证流通市场。
4.省内外电量平衡矛盾
外送通道满载，外送电价高于省内现货电价，发电企业优先争取省间外送电量，省内电力供需阶段性紧张。
六、下半年趋势预判
1.电价走势
迎峰度夏（7—8 月）用电高峰，火电顶峰出力，现货高峰电价继续冲高；三季度光伏全年大发，午间低谷电价维持低位，峰谷价差进一步扩大，储能套利窗口持续打开。
2.新能源交易
报量报价常态化运行，新能源现货占比继续提升；风光项目必须依靠 “基础机制电量 + 现货竞价 + 绿电溢价 + 储能调峰” 四维收益才能保证盈利。
3.绿电市场持续走热
8 月 42 号令正式实施后，山西高耗能企业消纳考核进入刚性执行阶段，绿电、绿证需求会进一步激增，绿电溢价继续上行，分布式工商业光伏迎来爆发期。
4.煤电收益保持稳定
容量电价兜底，叠加夏季顶峰高电价，火电全年经营状况继续改善，机组灵活性改造进度提速。
5.省间外送规模再创新高
依托特高压通道，山西电力将持续向华北、华中输送富余电力，省间市场成为发电企业利润增长点。
七、总结
2026 年上半年，山西电力改革迈入深水区：煤电容量电价筑牢保供底盘，新能源全面进入现货竞价实现市场化转型，24 小时分时中长期交易打通中长期与现货价格壁垒。叠加可再生能源消纳考核政策落地，电力市场形成 “煤电保容量、新能源保增量、储能调峰套利、绿电指标紧俏” 新格局。下半年迎峰度夏叠加双碳刚性考核，峰谷电价差拉大，绿电交易、独立储能、省间外送将成为市场最大红利赛道。
来源：甘肃省发展和改革委员会
END
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