发电侧：火电承压，水电与核电托底

2026年一季度，全国规模以上电厂发电量同比保持中低速增长，煤电利用小时数继续下滑。受电煤长协价格仍处高位、现货煤价波动收窄影响，多家火电上市公司预告一季度归母净利润同比下降，部分企业火电板块已接近盈亏平衡线。相比之下，来水偏丰推动水电出力改善，长江流域主要水电站一季度发电量同比增幅明显；核电在运机组保持高利用小时数，新核准机组进入设备安装高峰。

煤电容量电价机制进入第三年执行期，对稳定火电企业固定成本回收的作用进一步显现，但不同省份补偿标准差异扩大。山西、山东、内蒙古等煤电大省已启动容量电费与顶峰能力挂钩的考核细则，部分低效机组实际获得的容量补偿低于预期，倒逼存量煤电加快灵活性改造。

电网侧：特高压核准提速，配网投资占比上升

2026年国家电网与南方电网均上调年度投资计划，电网投资结构出现明显变化。特高压方面，陇东—山东、宁夏—湖南等直流工程进入设备招标与线路架设关键阶段，多条“沙戈荒”风光基地外送通道获得核准，预计全年新开工特高压线路数量将超过2025年。配电网投资占比首次超过电网总投资的55%，重点投向城市老旧小区改造、农村电网巩固提升和分布式光伏承载力提升项目。

数字化仍是电网投资的重要方向。2026年一季度，多个省级电网公司启动新一代调度自动化系统升级，配网自愈、台区智能融合终端和低压透明化改造订单快速增长。电网设备招标中，一二次融合柱上断路器、智能电表、配电终端等品类竞争加剧，头部供应商份额进一步集中。

新能源与储能：装机并网高峰，储能商业模式分化

受2025年末抢装并网项目集中投产影响，2026年一季度全国新增风电、光伏装机继续保持高位。风光大基地项目进入投产高峰期，但部分项目面临送出工程滞后、利用率下降的压力。海上风电方面，广东、浙江、山东多个省管海域项目启动风机招标，单机容量普遍提升至16兆瓦及以上，产业链价格竞争激烈。

新型储能装机延续高增长，但商业模式分化明显。独立共享储能电站参与电力现货市场的收益占比提升，山东、山西、广东等现货连续运行省份的部分电站综合收益好于预期；未进入现货市场的省份，储能电站仍主要依赖容量租赁和调峰辅助服务，利用率偏低。2026年一季度，多家储能系统集成商发布新一代大容量电芯产品，5兆瓦时级集装箱系统成为投标主流，储能系统价格继续下探。

电力市场：现货扩围与绿电交易活跃

2026年，电力现货市场建设进入全面扩围阶段。继山西、广东、山东、甘肃之后，更多省份启动现货市场连续结算试运行，省间现货交易频次和规模明显扩大。现货价格波动加大，部分地区出现负电价时段增多现象，对新能源企业和储能运营方的报价策略提出更高要求。

绿电绿证交易活跃度显著提升。2026年一季度，绿电交易电量同比增长超过四成，外向型制造企业和数据中心成为主要购买方。绿证核发范围扩大至所有可再生能源项目后，绿证供给大幅增加，价格中枢下移，绿电环境价值逐渐从“稀缺溢价”转向“合规成本”。

常见问题

2026年火电企业利润下滑的主要原因是什么？

主要原因包括电煤价格仍处相对高位、煤电利用小时数下降，以及容量电价补偿在部分省份考核趋严后实际到账金额低于预期。此外，新能源装机增长继续挤压火电发电空间，现货市场负电价时段增多也压缩了火电边际收益。

2026年电网投资重点发生了哪些变化？

电网投资重点从主网架向配电网倾斜，2026年配电网投资占比超过55%，重点投向老旧小区改造、农村电网升级和分布式光伏承载力提升。同时，特高压外送通道核准和建设提速，主要服务于“沙戈荒”风光基地送出。

2026年新型储能电站的收益情况如何？

收益分化明显。在电力现货连续运行的省份，独立共享储能通过现货价差套利和调频辅助服务，部分电站收益好于预期；在现货市场尚未运行的地区，储能仍主要依赖容量租赁，利用率和收益相对偏低。

2026年绿电绿证交易有什么新趋势？

绿电交易电量快速增长，购买方以外向型制造企业和数据中心为主。绿证核发范围扩大后供给明显增加，绿证价格中枢下移，绿电环境价值正从稀缺溢价转向合规成本，企业采购绿电更多基于出口碳壁垒和ESG披露要求。