多方判断电价拐点已现！江苏新规重塑批零传导模式有望全国铺开

来源：上海证券报

行业专家接受上海证券报记者采访时表示，本轮电价上涨是供需两端多重因素叠加的结果，属于市场运行中的合理波动；江苏新版规则为电价向用户侧传导提供了机制样本。多名券商公用事业研究员判断，2026年或是国内电价底部，拐点正在显现。

淡季不淡

多地月度电价创年内新高

据广东、江苏电力交易中心披露，2026年10月，两省月度交易电价同步显著回暖。广东10月中长期交易综合价为456.78元/兆瓦时；江苏10月集中竞价加权均价为395.32元/兆瓦时，环比上涨50.81元，涨幅约14.75%。分电源看，本轮上涨由煤电成本传导驱动：广东燃煤、燃气机组成交均价分别为464.28元/兆瓦时、460.58元/兆瓦时，江苏火电成交均价400.10元/兆瓦时，环比均明显上行。

量价关系同样释放积极信号。江苏10月集中竞价成交电量54.2亿千瓦时，较9月环比下降约20.08%，“量减价升”格局下卖方议价能力增强。现货市场方面，10月12日，广东日前电力现货全天均价达512.4元/兆瓦时，晚高峰时段更一度冲高至875.62元/兆瓦时；山西电力交易中心数据显示，10月10日实时市场出清均价494.93元/兆瓦时，明显高于日前的374.96元/兆瓦时，反映供需边际趋紧。

与当前的回暖形成对照，2026年上半年五大发电集团旗下上市公司业绩普遍承压，半年报数据显示，华能国际、华电国际归母净利润降幅均超过20%，电价下移是核心压力。

“本轮电价上涨是全国性现象，但区域分化明显。”飔合科技下属思合能源总经理张惠康分析，西北等新能源装机充足、煤炭资源丰富的省份涨幅明显低于其他区域，现货价格充分反映了各省一次能源成本、能源结构与负荷发展规划的真实状态。在他看来，涨价动力来自供需两端：供给端，国际地缘冲突加剧、国内煤矿生产安全力度增强等因素叠加，推升上游一次能源价格。Wind数据显示，截至10月10日，秦皇岛港5500大卡动力煤平仓价报1003元/吨，同比涨幅超过40%；需求端，算力中心、电动重卡等新增负荷快速增长，叠加电力系统转型期火电与新能源衔接尚不到位，整体用电需求持续上行。

江苏新规重塑批零传导模式有望全国铺开

10月13日，江苏电力交易中心印发《2027年江苏电力零售市场交易工作指引》，零售套餐电能量价格统一执行“批发市场价格+浮动价格+K分摊×当月分摊价格”公式，并通过封顶价格机制实现“一户一基准”。

“江苏的规则是我目前看到的分时传导价格规则中最完善的一个版本。”张惠康表示，该规则并非国内最早推出，但覆盖维度最全：浮动价格区间设定为2厘至2分，经核算可匹配售电公司盈亏线与市场波动风险，且未设置负价；市场分摊费用设可协商系数，无需全额传导给用户，并以封顶价避免用户侧价格过高。

同时，规则充分吸取教训：摒弃“一口价”模式，通过全电量传导、限定价差区间，从根源上减少恶意竞争亏损，既避免重蹈部分省份高利润引发居间交易乱象的覆辙，也规避了“限盈利不限亏损”的不合理问题。其核心目标，是兼顾价格向用户侧传导的市场化要求，同时为售电公司预留合理盈利空间。

批零价格倒挂或是此番规则调整的现实原因。据《2026年广东电力市场半年报告》，上半年广东298家售电公司累计亏损，亏损面达59.6%，全行业平均度电获利仅0.0039元/千瓦时；另据有关文件透露，前8个月广西当地售电行业累计亏损逾20亿元，9月单月预计亏损超10亿元，全年亏损总额或突破50亿元。

展望后市，张惠康预计，2027年约80%的省份可能采取江苏式价格传导模式，售电公司经营性亏损风险将随之降低。容量电价方面，2026年起各地通过容量电价回收煤电机组固定成本的比例提升至不低于50%（即每年每千瓦165元），云南等转型较快省份进一步提高至100%（即每年每千瓦330元），短期或对现货电价带来冲击，长期则有助于解决火电固定成本回收问题，引导更科学的边际成本报价逻辑；超强厄尔尼诺事件带来的气候边界条件变化，则将加大售电公司的策略判断难度。

券商研究普遍认为电价周期底部已现，华泰证券研报判断2026年是国内电价底部，2027年批发侧、零售侧电价涨幅约2%和3%。国金证券研报提出，红利资产的配置逻辑正在发生一次“顺序倒转”——由此前强调利润稳定增长的“利与红利”，逐步转向兼具高股息与业绩弹性的“红与红利”，火电板块是其中的优选方向。明年电量电价侧有望修复今年由煤价上涨带来的成本传导，容量电价侧则受益于用电负荷创新高及调节性需求提升亦有望向上，盈利修复将进一步增强火电的分红能力与盈利稳定性，推动板块估值中枢回升。

不过，也有市场观点认为，煤价过快上涨可能触发政策引导，叠加暖冬预期，度冬期间电力供需或延续宽松。各省2027年交易方案与12月长协电价的签订结果，将是检验本轮反转成色的最终标尺。