用电量趋势与电价展望 - 10月全社会用电量8572亿千瓦时，同比增长10.4%，较9月的4.5%显著提升，主要受去年同期低基数影响 [1] - 第二产业、第三产业及居民用电量分别为5688亿、1609亿、1155亿千瓦时，同比增速分别为6.2%、17.1%、23.9%，均较9月增速（5.7%、6.3%、-2.6%）明显加快 [1] - 预计全年用电量增速将超过5%，市场担忧2026年长协电价及近期高煤价，预计长协签订后行业情绪将好转 [1] 售电公司盈利限制政策 - 河南政策要求用户承担售电公司超额亏损，但上限为10% [1] - 广东自2026年起，对售电公司月度平均批零差价高于0.01元/千瓦时的超额部分，按1:9比例（售电公司:用户）分享给用户，并将公示批零差价最大及固定价格均价最高的各30家售电公司名单 [1] - 河南、陕西、安徽、江西、四川等地已发布限价政策，河南限价3厘/千瓦时，广东限价1分/千瓦时虽非最低，但1:9分成比例显著高于其他地区的2:8或5:5，政策明显向用户端倾斜 [1] 地方电力市场交易机制 - 陕西2026年市场化交易方案要求煤电年度电量不低于上一年实发电量的70%，加上月度交易后达到80% [2] - 分时交易不限价，申报价格上下限暂定为0.52元/千瓦时和0元/千瓦时，用户年度中长期交易电量不低于55%，加上月度后不低于60% [2] - 新能源机制电量由电网代表用户签订，合同价格为实时市场同类项目加权均价，相关电量同步计入用电侧签约比例 [2] 辅助服务与容量电价机制 - 京津唐电力调峰辅助服务市场规则：火电机组按额定容量（Pn）分段申报调峰价格，Pn在40%-50%区间为0-220元/兆瓦时，30%-40%区间为0-270元/兆瓦时，20%-30%区间为0-320元/兆瓦时，≤20%区间为0-370元/兆瓦时 [2] - 上海应急备用煤电机组容量电价标准按每年每千瓦256元（含税）执行 [2] 长期能源结构预测 - 2024年全国最大用电负荷预计为14.4亿千瓦，峰谷差率约25%，煤电以36%的装机占比提供55%的电量和70%的顶峰能力 [3] - 预计2030年煤电装机达15.4亿千瓦，新增气电装机4000-5000万千瓦 [3] - 2035年煤电装机维持15.4亿千瓦，发电量5.8万亿千瓦时，占比38%；气电装机增至2.4亿千瓦 [3] - 2050年煤电装机降至13亿千瓦，发电量占比19.2%；2060年进一步降至9亿千瓦，发电量1万亿千瓦时 [3]