当厄尔尼诺遇上能源缺口，电力板块迎来量价重估窗口期

  6月2日，世界气象组织将今年6至8月厄尔尼诺发生概率上调至80%，这种情况持续到至少11月的概率接近或超过90%。中国气象局6月新闻发布会也表示，5月赤道中东太平洋海温已进入厄尔尼诺状态，夏秋季将发展成为一次中等及以上强度的厄尔尼诺事件。

  图片说明：2026年厄尔尼诺现象概率估计（3-5月与6-8月对比），数据来源于世界气象组织

  从全球范围看，厄尔尼诺对电力需求的影响具有高度同步性。在厄尔尼诺年份，全球制冷负荷一般会出现超季节性跳升，印度、越南、墨西哥等新兴经济体的电力缺口更为突出，欧洲夏季空调需求也明显攀升，全球电力供需紧张格局随之同步加剧。

  聚焦国内，厄尔尼诺通过增强西北太平洋副热带高压，直接推升我国夏季制冷负荷。副高控制区的大范围下沉气流带来持续性高温，叠加暖湿水汽导致的长江以南“桑拿天”，将显著放大全社会用电需求。南方电网5月下旬负荷已连续四日创历史新高，峰值达2.75亿千瓦，用电高峰明显前置。

  展望未来数月，厄尔尼诺驱动的极端高温与产业需求将形成共振，催生电力缺口；而能源缺口导致的煤价高位，正推动电价从现货到月度先行上涨。三重逻辑驱动之下，电力资产正从传统的红利防御品种，向兼具成长进攻特征的核心赛道切换。

  极端气候与AI算力共振，重塑电力需求曲线

  厄尔尼诺对电力需求的影响，沿着一条清晰的物理链条传导。世界气象组织预测显示，6至8月全球地表气温高于正常的概率在绝大部分区域占优，赤道太平洋暖异常概率超80%，极端高温事件的概率正在系统性抬升。

  图片说明：2026年6月至8月季节地表气温的概率预测，数据来源于世界气象组织

  大范围持续性高温是全社会用电量最刚性的短期驱动变量。5月25日至28日，南方电网负荷连续四日创历史新高，峰值达2.75亿千瓦，同比增长7.24%，呈现“时间前置、晚峰冲高”的典型特征。广东电网负荷达1.7亿千瓦，广州、深圳均创年内新高。今年以来，南方五省区负荷已超20次创新高，打破2020至2025年峰值集中于六、七月的季节性规律，需求爆发明显前置。

  当然，南方用电高增背后，高温仅是表层驱动，更深层的力量来自产业迭代与新质生产力的释放。数字经济正在悄然改变负荷形态：5月以来，深圳数据中心用电量同比增长20.12%，光明区算力枢纽增幅高达85.31%；叠加新能源汽车夜间集中充电等新业态扩张，区域晚高峰用电持续走高，传统电力需求结构已经改变。

  这一结构性变化的宏观背景，是AI算力需求对电力长期增长曲线的重塑。2023年末“全国一体化算力网”首次提出“算力电力协同机制”，2026年政府工作报告将其正式纳入新基建工程，电力正从传统公用事业要素演化为算力基础设施的核心组件。

  从量级看，IEA预测全球数据中心电力消耗将从2024年的约415TWh增至2030年的约945TWh，年复合增速14.7%，增量超500TWh，相当于日本全年用电量。

  图片说明：全球AI数据中心用电需求变化，数据来源于IEA、华泰研究

  国家数据局2026年3月进一步要求，枢纽节点新建算力设施绿电应用占比须达80%以上。这意味着算力需求在拉动用电总量的同时，也在引导电力结构向清洁能源加速倾斜。

  从供需总量看，国家发改委预测今夏全国最高用电负荷约16亿千瓦，较去年增加约9000万千瓦，相当于多出一个河南省的用电体量。长江证券以供需容量系数测算，今年夏季供需紧张程度或超过2022年的极端水平。

  若厄尔尼诺导致“桑拿天”持续时间更长、范围更广，供需缺口将在全球局部区域进一步放大。极端气候的脉冲式冲击与AI算力的结构性增长正形成历史性共振，电力需求曲线已被系统性重构。

  煤价托底、电价上行，量价双升周期开启

  需求侧，高温与算力双重拉动强化了市场对电力稀缺溢价的定价。成本侧，安监力度升级、迎峰度夏补库需求及进口扰动共同支撑煤价上行，为电价提供了坚实的底部锚点。

  图片说明：秦皇岛动力煤价格，数据来源于同花顺

  在一次能源价格维持高位与供需格局趋紧的双重作用下，电力现货市场已率先发出价格上行信号，沿海省份反应尤为突出。这一成本支撑与需求拉动组合，使得5月以来广东月度集中交易(市场用户负荷曲线)均价攀升至498.46元/MWh，同比涨幅达34%，显著超越年度长协基准。

  图片说明：广东电力市场中长期行情月度情况，数据来源于广东电力交易中心

  更具指示意义的是，现货市场的热度已明确向月度集中竞价市场蔓延：江苏月度电价自3月起稳步上行，6月成交价达350.91元/兆瓦时，成交均价环比上涨12.84元/兆瓦时，增幅3.8%，较2月低点累计上涨12.18%；广东5至6月月度综合电价分别达到483.43元/兆瓦时和401.34元/兆瓦时，明显超出年初及长协水平。月度价格的跟进上涨，将实质性缓解发电企业的业绩压力。

  图片说明：江苏2026年1-6月集中竞价交易结果，数据来源于北极星电力市场网

  从现货价格到月度综合电价的联动，验证了供需矛盾向价格信号的有效转化。虽然年内长协电量价格已然锁定，但现货与月度价格的持续上行趋势，正为下一轮年度长协谈判累积涨价势能。

  当前尚未进入盛夏用电高峰，高温对负荷与电价的冲击并未完全展开。若厄尔尼诺如预期带来持续性“桑拿天”，部分区域大概率出现阶段性供需紧张，届时现货电价的弹性将被进一步激发，加速电价重估周期的确立。

  对绿电资产而言，此轮价格重估的意义尤为特殊。若电价周期确认向上拐点，固定的成本底座与持续扩大的电量规模将形成显著的盈利杠杆，前期被压制的弹性将集中释放。

  叠加6月1日国家发改委等五部门联合印发的《非化石能源电力消费核算指南（试行）》，统一了绿证核算路径。我国95%的非化石能源以电力形式消费，精准核算为绿电环境价值定价提供了制度基础，绿证额外收益的激活亦将强化政策催化。

  图片说明：发改委等部门关于印发《非化石能源电力消费核算指南（试行）》的通知，信息来源于国家发改委

  板块机遇与全球视野：红利为盾，成长作矛

  三重逻辑驱动下，电力板块资产特征正发生结构性变化，兼具红利防御与成长进攻属性。

  从防御属性看，水电与核电是典型的久期稳定资产。大水电来水相对稳定，机组寿命长，现金流充沛且可预测性强，分红比率长期维持高位，在高波动市场中提供确定性收益，具备“长久期债券叠加看涨期权”的配置特性。核电受益于审批常态化后的装机增长与高利用小时数带来的稳定回报。“十五五”电力投资聚焦“低碳绿色”与“能源安全”，厄尔尼诺有望加速量价双升周期，优质转型火电及沿海省份标的相对而言更加值得关注。

  从成长属性看，绿电板块正处于政策周期β拐点。清洁能源电力资产投产后成本基本锁定。若涨价周期开启，成本稳定叠加规模扩张带来的盈利杠杆将充分释放。相较于量的回暖，酷热夏季叠加成本回升带来的价格上涨预期，将是业绩弹性的核心驱动。《非化石能源电力消费核算指南》的落地，统一了绿证核算方法，有望通过绿证市场激活额外收益，强化板块的政策β。

  从全球化视角看，电力板块成长逻辑已突破国内市场。以近期北方国际披露的孟加拉博杜阿卡利1320MW燃煤电站项目为例，该项目于 5月28日通过168小时可靠性试验，正式进入商业运营，将大幅提升孟加拉国电力保障能力。该项目由北方国际持股50%，投运后将扩大公司电力投资板块规模。这一案例代表“一带一路”沿线国家旺盛的电力需求，为国内电力企业提供了产能、技术和资本的输出通道。

  图片说明：北方国际关于加拉博杜阿卡利1320MW燃煤电站项目进展的公告，数据来源于同花顺

  更深层的逻辑在于，能源决定工业体系的生产规模与组织复杂度，AI和低碳转型下的算力与清洁能源建设，无不依赖充足稳定的能源供给。目前中国工业用电价格显著低于德国等发达经济体，向外传导能力较强。凭借电力成本与大模型训练成本优势，国内“Token出海”有望带动“电力出海”，电价上涨与向外传导能力提升可期，这将为国内电力资产赋予更高估值逻辑，打开长期增长空间。

  2026年夏季，电力板块站在厄尔尼诺气候驱动与能源缺口的交汇点上。当极端高温与持续扩张的算力需求相遇，能源缺口的放大正推动电力从传统公用事业向高价值生产要素转变。现货与月度电价的先行上涨已拉开电价重估周期的序幕，成本端刚性支撑为这一周期提供持续性。从红利防御到成长进攻，从国内供需到全球视野，电力板块的估值框架正在经历多维度系统重估。