2026年电力行业年度策略：能源转型步入深水区，行业走向强公用弱周期.pdf

上传者：D***
时间：2026/01/22
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2026年电力行业年度策略：能源转型步入深水区，行业走向强公用弱周期。

展望①—电力市场价格信号更清晰，电站资产的收益水平将更接近其资源禀赋

展望：随着各省份电力现货市场连续运行，电力市场将具备清晰且连续的价格发现功能，可实时反应当前时点当前区域的电力供需情况。与此同时，由于越来越多的省份要求签订带曲线的长协合同，现货市场的价格信号对长协合同的影响也会更加显著。

影响：随着清晰的价格信号出现，电站的出力稳定性、调节能力、所处位置及网架结构等资产禀赋将更显著的影响电站收益。对于出力更稳定以及可调节更强的电源如火电，大型水电等将会受益，相反出力波动和调节能力较差的绿电尤其是光伏而言，电价将会明显承压。同电源中，位置更靠近负荷，送出条件更好的电站也将更具优势。与此同时，清晰的价格信号也将引导行业理性投资，实现行业长期健康可持续发展。

展望②—更多调节性电源补偿政策和辅助市场规则出台，鼓励相关行业发展，提升绿电消纳能力

展望：随着新能源装机规模快速增长，近两年我国弃风弃光率显著抬升，与此同时，由于不可调电源占比激增，电力系统相较此前也更脆弱。为了提升系统稳定性并减少资源浪费，实现能源系统的绿色转型，我们认为2026年可能有更多调节性电源补偿政策出台，辅助市场的规则也将更完善。

影响：对于传统能源而言，有了足够的经济补偿后，其为新能源让出小时数的动力会提升，同时对气电、抽蓄的投资积极性会加强。对于各类储能而言，清晰的政策和市场规则将稳定投资收益模型，为行业加速投资提供基础。而这两方面的提升最终都会提升系统对绿电的消纳水平。

展望③—省间交易的规模进一步提升，为大基地投资建设加速奠定基础

预期：由于我国电力资源与负荷中心不匹配，为了实现全国范围内电力资源最优配置，电力跨省交易是必要之举。但由于省间利益不一致、跨省交易机制不成熟、通道限制、落地省份部分时段电价倒挂等因素制约，我国电力跨省交易开展情况一直不尽如人意。随着电改的推进，省间市场的机制愈发成熟，为减少省间的摩擦成本，降低全社会用能成本，我们认为26年省间电力市场的建设还将提速，省间交易规模将进一步扩大。

影响：省间交易规模的扩大首先将利好新能源资源丰富的省份，省内优质的绿电资源将会更多的外送，提升绿电的消纳与经济性，坚定业主对于大基地项目投资的信心。其次，对于用电紧张的受端省份，外送电的增加将加强其电力供应能力，有利于其降低用能成本。最后，省间交易规模的扩大将提升通道的使用率，刺激电网对于特高压等跨省送电设备的投资。