中美电力供需格局比较 - 2021-2022年，中国用电负荷增速超10%，主要由疫情后制造业及出口企业扩产带动 [14][16] - 美国本轮用电需求超预期主要源于AI数据中心基础设施的快速投资与建设 [14] - 2023年2月，美国NERC首次预警电力可靠性面临转折点，同年6月马斯克首提AI缺电问题 [12] 中美基荷电源发展态势 - “十五五”期间，中美基荷电源装机增速将走出“剪刀差” [6] - 2025年后，中国基荷电源增速相比用电负荷增速很难再出现倒挂 [7] - 美国在AI缺电背景下，其基荷电源在2022-2026年复合年增长率不增反减 [24][25] - 中国2020-2024年基荷电源增速的复合年增长率缺口比当前美国更大 [26][27] 电力装机与供需缺口 - 中国2022年缺电包含“缺电量”和“缺电力”，分别由煤价高企和高温天气导致，解决方式包括长协煤和上马基荷电源 [28] - 中国火电加速投产带动系统备用率回升，但装机缺口相比最高用电负荷增速直到2025年才开始收窄 [34][35][37] - 美国“缺电”同样呈现较高的“局部性”，2025年各地批发侧电能量市场电价同比变化差异显著，部分地区涨幅超40% [38][39][40] 中美电价结构与趋势 - 美国整体电价显著高于中国，主要差异在于输配电价等电能量电价以外的系统性成本 [41][42] - 2024-2026年，美国终端电价上涨的主要驱动因素是燃料成本上涨，贡献率达70% [45][66] - 中国工业电价将从2026年起明显低于美国，主要因中美燃料成本“东降西升”所致，这将增强中国制造业竞争力 [47][48][51] - 2008年金融危机后，美国居民电价上涨幅度持续高于工商业电价 [52][54][55] - 中美电能量电价长周期趋势基本一致，预计从2026年开始趋同 [57][58][59] 容量电价与燃料成本 - 美国PJM等市场的容量电价能有效反映基荷电源缺口，当地火电容量电价贡献的利润可能超过50% [60][61] - 2024-2026年美国电价上涨中，天然气价格上涨贡献了39%，气电点火价差上涨贡献了16% [45][66] - 2023-2026年中国终端电价下降，主要受上游煤价下跌影响，但中间环节扩张导致终端降幅小于上游 [63][66] - 2025年下半年起中美电价出现倒挂，主因美国天然气与中国煤价走出剪刀差，预计2026年中国煤价中枢回升至750元/吨将支撑电价 [65][67] 电源结构未来展望 - 2025年是中国火电和基荷电源装机增速的高点，2026年开始增速将显著下降 [68][69][70] - 中国风光装机增速将从2026年开始显著下行 [71] - 中美两国电力结构中火电仍是绝对主力，在2030年前可再生能源发电量占比难以超过50% [19][21]

报告行业投资评级 未提及相关内容 报告的核心观点 - 2025年电力市场供需宽松，全国电价普降，2026年电量供需宽松格局预计延续，电能量价格预计下行，非电能量价格或小幅上行 [70][71] - 各重点区域电价有不同表现，广东、山东、蒙西电价预计下降，山西终端工商业用电价格有望小幅增长 [72][73] 根据相关目录分别进行总结 2025年电力市场回顾 电力供给 - 规上发电量增速放缓，1 - 10月全国规上发电量80626亿千瓦时，同比增长2.3%，分布式新能源发电增量未全纳入统计，暖冬使用电增速减弱 [6] - 电源结构上，火电发电量占比64.7%，风电和光伏电量占比稳步提升，火电机组利用小时数下降加快，发电占比回落2.2% [6] - 新增装机方面，1 - 10月全国电源设备完成装机容量39784万千瓦，同比增长42.6%，新能源与火电是装机增量主要来源，水电与核电表现分化 [14] 电力需求 - 全国用电量增速放缓，1 - 10月全社会用电量累计86246亿千瓦时，同比增长5.1%，用电节奏受气温影响显著 [17] - 分产业看，第一产业用电量同比增长10.5%，第二产业用电量同比增长3.7%，第三产业用电量同比增长8.4%，城乡居民生活用电量同比增长6.9% [18] 电力价格 - 受电能量过剩、动力煤价格中枢下移、新能源入市比例提高等因素影响，全国多数省份电价呈下行趋势，1 - 11月仅9个省份工商业代理购电价格同比上涨 [23] 电力供需展望 电力供给 - 2026年火电仍处投产高峰期，全年新增装机预计约103GW，同比增12%，但2027年起新增装机增速将放缓，“十五五”期间年均新增装机预计保持在40 - 50GW [26] - 水电增长主要驱动力来自抽水蓄能，总新增装机规模预计达22.5GW，同比增速68% [28] - 新能源装机增长预计显著放缓，2026年光伏新增装机预计约200GW，增速同比降33%，风电新增装机预计约100GW，增速降5%，合计装机300GW [30] - 2026年预计新增核电装机12GW，较今年倍增，推动核电建设步入稳步扩张新阶段 [33] 电力需求 - 2026年电力消费弹性系数预计小幅提升至1.1左右，在GDP增长预期4.7%的基准下，全社会用电量增速预计达约5.4%，呈温和回升态势 [35] 供需平衡 - 2026年电能量平衡预计仍趋于宽松，火电发电量预计达67238亿千瓦时，同比增长2%，火电机组利用小时数预计下降约100小时 [39] - 水电发电量预计约13200亿千瓦时，同比增长7%，风电和光伏发电量分别为14223亿千瓦时和14593亿千瓦时，核电发电量预计达6004亿千瓦时，同比增长17% [39] 重点区域电价展望 整体情况 - 全国电力供需总体偏宽松，电能量价格缺乏上涨动力，下行趋势或延续，非电能量费用中输配电价预计稳定，辅助服务费用增长对终端电价影响有限，容量电价预计大幅提升，机制电价补偿将带来成本增量 [42][46][48] 广东 - 2026年中长期价格大概率锚定在372元/兆瓦时的地板价附近运行，现货价格中枢预计小幅下移至300元/兆瓦时左右 [50] - 非电能量费用上涨幅度有限，预计2026年广东工商业用电价格将下降15 - 20元/兆瓦时 [52][54] 山东 - 2026年现货电价预计保持偏弱震荡，中枢将下移至300元/兆瓦时以下，中长期电能量价格有望下探至330 - 340元/兆瓦时 [55][58] - 整体用电成本降幅约在10 - 15元/兆瓦时 [59] 蒙西 - 2026年电价预计持续下行，新能源发展和风险防范机制可能取消是核心驱动力，非电能量费用对终端用电成本影响不显著 [62][63][64] 山西 - 2026年电能量价格预计下降10 - 15元/兆瓦时，非电能量费用将明显提升，终端工商业用电价格有望出现约10元/兆瓦时的小幅增长 [69] 总结 - 2025年电力市场供需宽松，全国电价普降，2026年电量供需宽松格局预计延续，电价下行压力犹存 [70][71]