北極星電力市場網(wǎng)獲悉，國際能源署近日發(fā)布行業(yè)報告《2026年電力報告》（Electricity 2026：Analysis and forecast to 2030）。

報告顯示，2025年，全球電力需求同比增長3%。電力需求增長超過經(jīng)濟增速將成為未來幾年的普遍趨勢，預(yù)計未來5年，全球年均電力需求增速將較過去10年平均增長率高出約50%。到2030年，全球電力消費增速預(yù)計達到總能源需求增速的2.5倍。

此外，到2030年，全球電力需求將保持強勁增長。2026年至2030年，全球電力需求年均增速將超過3.5%，主要驅(qū)動力來自工業(yè)、電動汽車、空調(diào)及數(shù)據(jù)中心用電量的增長，其中，可再生能源與核能在全球電力結(jié)構(gòu)中的占比將提升至50%。

報告分析了多個國家及地區(qū)電力市場情況，2025年，多個地區(qū)和國家的平均批發(fā)電價同比上漲，其中包括歐洲和美國；而印度、澳大利亞等部分市場的電價則較2024年有所回落。若從高耗能產(chǎn)業(yè)的用電價格來看，不同地區(qū)之間的差異依然顯著。

歐盟高耗能產(chǎn)業(yè)的電價在2025年仍處于高位，平均水平再次超過美國的兩倍，并比中國高出近50%，與2024年的情況基本一致，這對歐洲工業(yè)競爭力持續(xù)形成壓力。

與此同時，負電價在多個電力市場中變得更加普遍。例外情況包括歐洲北歐地區(qū)和美國加州，這些地區(qū)2025年出現(xiàn)負電價的小時數(shù)同比有所下降。下降的主要原因在于供需兩側(cè)對價格信號的響應(yīng)能力增強，以及儲能系統(tǒng)部署規(guī)模持續(xù)擴大，有效吸納了過剩發(fā)電量并緩解了短期系統(tǒng)失衡。

負電價的頻繁出現(xiàn)，已成為高比例可再生能源系統(tǒng)中的結(jié)構(gòu)性特征。在新能源出力集中、系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力不足的時段，批發(fā)電價可能快速跌至零甚至以下。報告指出，儲能、需求響應(yīng)以及更具價格彈性的工業(yè)負荷，是緩解負電價風險、改善價格形成機制的關(guān)鍵手段。

(圖源：報告原文)

批發(fā)電價在不同地區(qū)之間持續(xù)分化

受天然氣價格上漲影響，許多國家電力市場的電力批發(fā)價格在經(jīng)歷2024年的下跌后，于2025年同比上漲。歐洲在經(jīng)歷2022—2023年能源危機后的價格回落階段后，電價波動性依然較高；美國部分區(qū)域電價受燃料成本、極端天氣和電網(wǎng)約束等因素影響明顯；而以印度為代表的新興經(jīng)濟體，由于本地煤炭供應(yīng)相對充足、可再生能源快速擴張，整體批發(fā)電價水平相對穩(wěn)定甚至下降。

(圖源：報告原文)

電價上漲地區(qū)：

德國：2025年平均批發(fā)價格同比上漲20%（以歐元計上漲14%），平均約為100美元/MWh。除了氣價上漲外，不利天氣導(dǎo)致風電產(chǎn)量大幅下降也是推高價格的原因，這迫使天然氣和煤炭發(fā)電量增加。

法國：2025年平均批發(fā)價格同比上漲8%，至70美元/MWh。盡管水電產(chǎn)量下降了近20%，但強勁的核能產(chǎn)出有助于抑制價格上漲。

英國：2025年批發(fā)電力價格同比上漲18%（以英鎊計上漲14%），平均為105美元/MWh。2025年初的寒冷天氣和低風力發(fā)電量產(chǎn)生了重大市場影響，導(dǎo)致燃氣發(fā)電量和批發(fā)價格雙雙走高。

北歐：盡管同比上漲15%至45美元/MWh，北歐地區(qū)的批發(fā)價格在2025年仍是歐洲最低的。北歐是歐洲唯一價格水平與美國相當?shù)氖袌觥?/span>

美國：2025年批發(fā)電力價格平均同比上漲約30%，至50美元/MWh。與2024年相比更高的天然氣價格推高了美國的電力成本。美國亨利中心（HenryHub）的天然氣現(xiàn)貨價格同比上漲了約56%。雖然夏季平均氣溫較上一年溫和，但寒冷的冬季天氣導(dǎo)致采暖度日數(shù)（HDD）增加了9%，這也助推了價格上漲。

電價逆轉(zhuǎn)下降地區(qū)：

日本：2025年批發(fā)價格同比微跌2%（以日元計下跌3%），平均約為75美元/MWh。盡管天然氣價格略有上漲帶來上行壓力，但低邊際成本的核能和可再生能源發(fā)電份額增加抵消了這一影響。

澳大利亞：2025年平均批發(fā)價格同比下降約20%，至57美元/MWh。盡管整體電力需求增長，但可再生能源發(fā)電量的增加和市場波動的降低促成了批發(fā)價格的下跌。隨著新型儲能容量上線，儲能系統(tǒng)的增加也有助于在需求高峰期取代昂貴的天然氣和煤炭發(fā)電，從而緩解價格飆升。

印度：2025年批發(fā)價格同比下降16%（以盧比計下降13%），平均為46美元/MWh。上半年海運煤炭價格跌至四年低點，緩解了燃煤發(fā)電的投入成本。新增火電和可再生能源產(chǎn)能帶來的可用性增加，加上強勁的水電產(chǎn)出，增強了市場流動性并對價格施加了下行壓力。

芬蘭與瑞典：這兩個國家在2025年觀察到負價格顯著下降，芬蘭的小時數(shù)減少了約40%，瑞典減少了近30%。這可能歸因于結(jié)構(gòu)性因素，包括引入基于流量的市場耦合（flow-basedmarketcoupling）、儲能增長以及發(fā)電端更具價格響應(yīng)能力。

美國加州與德州：加利福尼亞州和德克薩斯州的負價格事件頻率也有所下降。這種轉(zhuǎn)變可能與電力需求上升有關(guān)，特別是兩州儲能系統(tǒng)的快速擴張——數(shù)據(jù)顯示中午時段的平均每小時電池充電量顯著增加。

能源密集型產(chǎn)業(yè)的價格差距持續(xù)存在

2025年，能源密集型產(chǎn)業(yè)的電價在報告追蹤的地區(qū)總體保持穩(wěn)定。

歐盟：在經(jīng)歷了自2022年峰值以來兩年的大幅下跌后，電價在2025年上漲了超過7%，主要原因是電力批發(fā)價格上漲了8% 。因此，歐盟大型工業(yè)的電價穩(wěn)定在2019年水平的1.6倍左右，這給競爭力帶來了壓力，特別是它們的價格是美國的兩倍多，比中國和印度高出50%以上 。

政策響應(yīng)

歐盟層面：歐盟委員會推出了《平價能源行動計劃》（Action Plan for Affordable Energy）和《清潔工業(yè)協(xié)議》（Clean Industrial Deal），敦促成員國充分利用國家援助規(guī)則，允許對符合條件的消費提供高達電力批發(fā)均價50%的臨時補貼。

意大利：批準了“能源釋放2.0”（Energy Release2.0）機制，通過雙向差價合約（CfD）支持工業(yè)電價維持在65歐元/MWh。

德國：宣布了50歐元/MWh的補貼工業(yè)電價，追溯至2026年1月1日生效，約2000家能源密集型企業(yè)將受益。

英國：推出了“英國工業(yè)競爭力計劃”，旨在從2027年起通過豁免關(guān)鍵電力稅費（如可再生能源義務(wù)、容量市場費用），將電價降低高達25%（或40英鎊/MWh）。

關(guān)于中國電力情況

關(guān)于“中國”，報告分析了《中國工業(yè)企業(yè)如何采購電力？》。

(圖源：報告原文)

在中國，部分大型工業(yè)用電企業(yè)通過直接參與批發(fā)電力市場進行電力采購；但仍有大量工業(yè)用戶采用電網(wǎng)代理購電機制，尤其是在批發(fā)市場尚未完全成熟或市場準入受限的省份。

該代理購電機制由國家發(fā)展改革委于2021年10月推出，是中國電力市場化改革的重要里程碑之一。該機制出臺的背景是當年出現(xiàn)的電力供應(yīng)緊張和煤炭價格大幅上漲，旨在取代此前對工商業(yè)用戶實行的固定電價制度。

在該機制下，電網(wǎng)企業(yè)作為購電代理方，為未直接參與批發(fā)市場交易的工商業(yè)用戶采購電力。具體而言，代理方通過各省電力市場開展競爭性交易購電，并以與市場掛鉤的代理電價向工商業(yè)用戶轉(zhuǎn)售電力。

代理電價由市場購電的加權(quán)平均成本，疊加受監(jiān)管的輸配電價及政府性附加費用構(gòu)成。由于該價格機制旨在反映批發(fā)市場的價格水平及變化趨勢，其具體水平在不同省份和地區(qū)之間存在顯著差異，主要取決于當?shù)氐碾娏π枨蠼Y(jié)構(gòu)、資源稟賦以及市場運行條件。

在機制實施初期，代理購電主要通過月度掛牌交易方式開展，隨后逐步轉(zhuǎn)向集中競價的市場化拍賣機制。代理電價按月重新測算，并適用于同一用戶類型和電壓等級的所有用戶。該機制還允許用戶在直接參與市場交易與代理購電之間進行轉(zhuǎn)換，但為防止頻繁切換，已直接參與市場交易后再回到代理購電機制的用戶，通常需在一定時期內(nèi)承擔臨時價格上浮。

由于代理電價基于各省批發(fā)電力市場的價格水平和走勢，其空間分布呈現(xiàn)出明顯的“西低東高”梯度特征：資源稟賦較優(yōu)的內(nèi)陸省份發(fā)電成本較低，而沿海地區(qū)則面臨更高的需求壓力和燃料成本。

(圖源：報告原文)

西部和西南地區(qū)的工業(yè)用戶，尤其是云南、四川和甘肅，受益于較高比例的水電和可變可再生能源，同時疊加相對低廉的煤炭成本，整體用電價格較低，形成顯著的成本競爭優(yōu)勢。

北方地區(qū)則多為電力供給盈余區(qū)，煤炭資源豐富，內(nèi)蒙古和山西電價水平較低，這兩省既是重要的電力外送基地，也是中國重工業(yè)最為集中的地區(qū)。相比之下，河北省由于煤炭資源相對有限、區(qū)域電力供需略顯緊張，其電價水平略高于上述兩省。

中部地區(qū)省份電源結(jié)構(gòu)和需求結(jié)構(gòu)相對多元，代理電價整體接近全國平均水平。

沿海地區(qū)工業(yè)用戶則面臨全國最高水平的代理電價。以廣東為例，在2025年1—9月期間，其代理購電價格約為云南的兩倍，主要原因在于用電需求強勁、對外來電力和燃料進口依賴度較高、跨區(qū)輸電約束明顯，同時對天然氣和煤炭市場價格波動更為敏感。

報告還提到，中國仍然是全球電力需求增長的最大單一貢獻者。預(yù)計到2030年，中國將占全球電力需求增量的近50%。未來五年（2026-2030），中國預(yù)計將增加相當于歐盟當前總用電量的需求。預(yù)計年均增長率為4.9%，這接近2025年5%的增速，但低于過去十年6.5%的平均水平。

此外，中國的人均電力消費量在2022年超過了歐盟，并預(yù)計在2026-2030年間繼續(xù)穩(wěn)步上升。

報告分析了中國需求驅(qū)動因素詳解，總體情況：2025年中國電力需求增長 5.1%（2024年為7.0%）。盡管工業(yè)增長因全球經(jīng)濟不確定性等而放緩，但工業(yè)仍是主要驅(qū)動力。

(圖源：報告原文)

服務(wù)與居民：2025年服務(wù)業(yè)需求強勁增長8.2%，居民需求增長6.3%。

工業(yè)結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型：工業(yè)對需求增長的貢獻率正在下降。重工業(yè)（鋼鐵、水泥等）的貢獻率已降至10%以下。增長主要來自輕工業(yè)和高科技制造業(yè)，特別是光伏組件和電池的制造。

內(nèi)卷式競爭：報告特別提到，部分工業(yè)電力需求的增長是由“內(nèi)卷式競爭”推動的（即企業(yè)通過擴大產(chǎn)能和降低價格進行低效競爭，而非提高生產(chǎn)率）。例如導(dǎo)致了光伏組件等產(chǎn)品的行業(yè)內(nèi)卷。

數(shù)據(jù)中心與5G：包括數(shù)據(jù)中心和5G網(wǎng)絡(luò)在內(nèi)的ICT及數(shù)字服務(wù)子行業(yè)需求同比增長了17%。

電動汽車：新能源汽車（NEV）銷量激增，2025年公共充電站的電力消費增長了近50%。預(yù)計到2030年，電動汽車充電將貢獻總需求增長的10% 。

電氣化率：中國經(jīng)濟的電氣化速度超過任何主要經(jīng)濟體，電力在終端能源消費中的占比在2025年超過了27%。