Mysteel解读：4月全社会用电量同比增长6%，水电发力增长，火电“压舱石”凸显|光伏|全社会用电量|新能源|电力|风电

概述：2026年4月全国电力供需偏紧，全社会用电量同比稳步增长，新兴产业拉动用电需求，电力交易市场活跃度较高，区域现货电价走势分化。火电作为供电主力，发电量保持增长，机组日均煤耗随用电负荷有所回升，动力煤库存整体保持在安全水平，煤价呈现高位窄幅震荡。因新能源发电表现不一，水电受来水改善发力明显，光伏发电稳步增长，风电则因风力资源波动出现同比回落。整体来看，本月电力依靠火电托底、水电、光伏补充实现供需平衡，新能源出力波动、煤炭库存动态成为影响电力市场运行的主要因素。

受工业生产保持稳定，新兴产业持续发力，产业用电需求稳步提升，叠加国内多地气温提前攀升，居民制冷负荷大幅增加，进一步拉动用电增长，预计5月全社会用电量同比增长6%-7%。而火电出力将维持高位运行，发电量同比有望继续提升。因本月西南流域来水偏弱，水电出力受限，风电、光伏受气象因素制约，出力波动明显，新能源供电支撑不足。叠加迎峰度夏前置补库节奏加快，多数火电厂根据上级单位要求及厂内存煤结构灵活进行拉运，电网调峰与供电兜底压力进一步向火电转移，南北方火电机组负荷分化明显，但整体保障电力系统平稳运行。

以下将结合国家能源局、统计局及Mysteel发布的数据，全面梳理电力生产、电力消费、电力市场交易、热点省份现货电价、燃煤电厂运行情况及后市预测6个部分。

一、电力行业经济运行情况

1.全国电力生产情况

1.1全国发电装机情况

火电装机增长幅度较为平缓。截至2026年4月底，全国累计发电装机容量达39.9亿千瓦，同比增长14.2%。其中，光伏装机12.5亿千瓦，同比大增26.2%，延续爆发式增长，成为第一大电源类型；风电装机6.6亿千瓦，同比增长22%，保持快速扩张势头；火电装机15.55亿千瓦，同比增长6.9%，增速较为平缓，仍为电力保供的稳定基石；水电装机4.5亿千瓦，同比增长2.9%，受资源开发约束稳步增长；核电装机0.66亿千瓦，同比增长8.7%。

Mysteel解读认为，目前非化石能源装机占比持续走高，风光新能源在整体装机中的权重不断提升，电源结构绿色化特征愈发明显。在新能源快速扩容的同时，其出力波动性较强的问题依然存在，叠加水电出力受水文条件影响，火电的兜底保障作用进一步凸显。整体而言，当前电力装机形成新能源领跑、传统能源托底的格局，顺应了低碳发展方向，同时为后续迎峰度夏、全社会用电稳定增长筑牢基础。

1.2 规上工业分类发电情况

我国规上工业电力生产增速加快。4月份，规上工业发电量7440亿千瓦时，同比增长2.6%，增速比3月份加快1.2个百分点；日均发电248.0亿千瓦时。1—4月份，规上工业发电量31237亿千瓦时，同比增长3.3%。

分品种看，4月份，规上工业火电、太阳能发电增速放缓，水电增速加快，核电、风电降幅收窄。其中，规上工业火电同比增长3.1%，增速比3月份放缓1.1个百分点；规上工业水电增长12.2%，增速较3月份加快1.4个百分点；规上工业核电下降8.7%，降幅收窄3.1个百分点；规上工业风电下降5.0%，降幅收窄12.3个百分点；规上工业太阳能发电增长7.1%，增速放缓2.9个百分点。

Mysteel解读认为，2026年4月全国规上工业发电量整体保持平稳增长，各类电源出力表现差异明显。火电作为供电主力，当月发电量同比稳步提升，机组整体维持较高运行负荷；水电本月迎来明显回暖，国内主要流域来水条件大幅改善，水量充沛带动发电量实现大幅同比增长；光伏发电受区域天气变化影响，出力增速有所放缓，增长节奏有所回落；风电受自然风力资源波动影响，整体出力不及往年同期，发电量同比出现下滑；核电受部分机组计划性检修、设备运维等因素影响，发电量同比有所下降。整体而言，4月电力市场形成火电稳发托底、水电大幅增收、光伏平稳增长、风电和核电短期承压的格局。

1.2.1 火力发电量

2026年4月全国火力发电量4638.5亿千瓦时，同比增长3.1%；1-4月火电累计发电量达20546.3亿千瓦时，同比增长3.6%。从单月数据看，4月火电同比增速较前期略有回落，主要是因为当月主要流域来水条件改善，水电发电量大幅增长，有效分流了部分用电负荷，一定程度上缓解了火电的发电压力。同时，光伏装机持续扩容，新能源发电稳步发力，也对火电出力形成替代。作为我国电力供应的主力电源，火电发电量始终保持稳健增长，持续为工业生产、民生用电提供可靠支撑。

1.2.2 水力发电量

2026年4月全国水力发电量881.2亿千瓦时，同比增长12.2%；1-4月水电累计发电量3265.7亿千瓦时，同比增长7.8%，整体保持稳步上行态势。从数据来看，水电发电量实现大幅同比增长，核心原因是各大主要流域来水情况显著改善，降雨量增多、河道水量充沛，水库蓄水得到有效补充，机组发电能力得以充分释放。综合而言，4月水电迎来阶段性高产，不仅提升了清洁能源占比，助力能源低碳转型，也与火电、新能源形成互补，共同保障全社会用电需求。

1.2.3 风力发电量

2026年4月全国风力发电量974.1亿千瓦时，同比下降0.1%，出力表现偏弱；1-4月风电累计发电量4126.8亿千瓦时，同比小幅增长1.3%，累计整体仍保持正增长。因当月国内多数风资源集中区域整体风速偏低、有效风时减少，自然气象条件不佳直接制约了风机发电效率。尽管国内风电装机规模持续扩大，但风电发电受天气影响极大，出力不稳定、波动性强的局限性在本月尤为突出。整体而言，本月风电阶段性走弱属于正常的季节性波动，并不会改变新能源整体发展节奏。

1.2.4 光伏发电量

2026年4月全国光伏发电量571亿千瓦时，同比增长7.1%，增速有所回落；1-4月累计发电量2045亿千瓦时，同比增长9.8%，整体依旧保持增长态势。4月光伏出力增速放缓，主要受气象条件影响，国内多地阴雨天气增多，光照时长与强度不足，光伏利用小时数有所下降。虽然光伏装机规模持续大幅扩容，但发电效能受自然条件制约明显，短期增长节奏随之放缓。后续待天气转好、光照条件改善后，光伏出力有望逐步回升。

1.2.5 核能发电量

2026年4月全国核能发电量375.3亿千瓦时，同比下降8.7%，降幅较上月有所收窄；1-4月核电累计发电量1508.8亿千瓦时，同比下降4.8%。4月处于核电机组春季集中检修周期，多台机组开展常规运维与设备检查，机组运行时长缩减，是发电量同比回落的主要原因。而此次发电量下滑属于季节性短期现象，随着检修工作陆续收尾，核电机组将逐步恢复满发状态，出力水平有望持续回升。

2. 全国电力消费情况

4月全社会用电量继续保持稳步增长走势。根据国家统计局数据，4月份，全社会用电量8205亿千瓦时，同比增长6.0%。从分产业用电看，第一产业用电量112亿千瓦时，同比增长2.0%。第二产业用电量5584亿千瓦时，同比增长5.3%；其中，工业用电量5538亿千瓦时，同比增长5.5%，高技术装备制造业用电量1050亿千瓦时，同比增长10.1%。第三产业用电量1517亿千瓦时，同比增长8.9%；其中，充换电服务业、互联网数据服务用电量分别为137亿、82亿千瓦时，增速分别达到61.9%、42.8%。城乡居民生活用电量992亿千瓦时，同比增长6.0%。

Mysteel解读认为，2026年4月全社会用电量保持平稳增长态势，用电需求稳步释放。当月工业生产活动有序开展，制造业、高耗能产业及新兴产业用电需求持续回暖，支撑第二产业用电量成为用电增长的核心主力。随着气温逐步升高，国内多地提前出现升温天气，居民制冷、生活用电逐步启动，第三产业与城乡居民用电同步提升，进一步拉动整体负荷走高。综合来看，4月全社会用电延续稳中向好走势，经济运行基本面保持稳健。随着后续气温持续攀升，夏季用电高峰将至，全社会用电负荷将进一步抬升，电力保供压力也会逐步加大，需提前做好各项应对准备，保障生产生活用电平稳有序。

2.1 第一产业量

2026年4月全国第一产业用电量112亿千瓦时，同比增长2.0%；1-4月累计用电量449亿千瓦时，同比增长5.8%。从同比来看，当月用电量依旧实现正增长，一方面得益于农业机械化、现代化水平持续提升，智能种养、节水灌溉、农产品加工等设施不断普及，用电需求稳步增加；另一方面各地扎实推进农业生产，畜禽养殖等常态化生产活动保持稳定，支撑农业用电总量高于去年同期。因第一产业用电整体体量偏小，对全社会用电大盘影响有限，但季节性特征较为突出。

2.2 第二产业量

2026年4月全国第二产业用电量5584亿千瓦时，同比增长5.3%，环比下降2.17%；1—4月累计用电量21569亿千瓦时，同比增长4.9%。本月用电量环比小幅回落，主要因为3月企业集中复工复产，工业负荷处于阶段性高位，进入4月部分高耗能行业、大型制造企业开展设备例行检修，带动用电负荷稍有下滑。但同比实现明显提速，其工业经济内生动力持续增强，装备制造、高新技术产业等领域生产活跃。作为全社会用电的绝对主力，第二产业用电走势是体现整体用电格局的最大因素。随着检修工作陆续收尾，叠加下游需求稳步回暖，后续工业用电负荷有望逐步回升，将继续为全社会用电增长提供坚实支撑。

2.3 第三产业量

2026年4月全国第三产业用电量1517亿千瓦时，同比增长8.9%，环比下降5.25%；1-4月累计用电量6351亿千瓦时，同比增长8.3%。4月同比增速进一步提升，增长动力较为强劲，其中新能源汽车充换电、互联网数据中心、物流仓储等新兴服务业表现亮眼，数字经济、新型消费持续扩容，成为拉动用电增长的主要力量。因传统服务业同样稳步复苏，商贸零售、住宿餐饮、交通枢纽等领域经营状况持续向好，进一步夯实用电增长基础。

2.4 居民用电量

2026年4月全国居民生活用电量992亿千瓦时，同比增长6.0%，环比下降15.36%；1-4月累计用电量4976亿千瓦时，同比增长3.9%，整体呈现环比回落、同比稳步上行的态势。进入4月各地气温持续回升，采暖用电需求基本消退，进而带动居民用电负荷小幅回落。与此同时，部分地区提前迎来晴热天气，空调、风扇等制冷电器逐步投入使用，对冲了部分降幅，使得当月用电量实现同比增长。综合来看，当前城乡居民用电需求平稳向好，随着春末夏初气温不断攀升，全国多地将陆续进入制冷用电高峰期，居民用电负荷有望持续回升，后续用电规模或将不断走高。

3. 全国电力市场交易电量情况

4月全国电力市场交易电量同比继续增长。根据国家统计局数据显示，4月全国完成电力市场交易电量5883亿千瓦时，同比增长25.5%。从交易范围看，省内交易电量4730亿千瓦时，同比增长29.4%；跨省跨区交易电量1153亿千瓦时，同比增长11.9%。从交易品种看，中长期交易电量5223亿千瓦时；现货交易电量660亿千瓦时。绿电交易电量297亿千瓦时，同比增长3.6%。

Mysteel解读认为，2026年4月全国电力市场交易运行平稳，市场化交易规模稳步提升，资源优化配置效果持续显现。省内交易仍是市场主力，跨省跨区交易有序开展，区域间电力互济能力进一步增强，助力全域供电保障。交易结构方面，中长期交易发挥压舱石作用，为市场主体稳定经营、用电保障筑牢基础；现货交易常态化运转，推动电力资源高效调度。与此同时，绿电交易保持良好发展势头，能源低碳转型步伐稳步向前。本月各类交易品种协同发展，市场运行秩序规范，市场化机制不断完善，既保障全社会用电平稳有序，也持续推动电力行业朝着高效、绿色、可持续的方向发展。

表：2026年4月全国电力市场交易数据

交易维度

具体类型

交易电量（亿千瓦时）

同比增速

交易范围

省区交易

5883

25.5%

跨省跨区交易

1153

11.9%

合计

7036

交易品种

中长期交易

5223

现货交易

660

绿色交易

297

3.6%

数据来源：国家统计局

4. 热点省份现货电价分析

2026年4月全国电力现货市场呈现显著区域分化，南方供需偏紧、北方普遍宽松。南方区域受提前高温、负荷高增、来水偏枯及火电检修影响，现货价格大幅上行，其中广东最为坚挺，实时均价637.91元/兆瓦时。北方地区采暖负荷消退、制冷负荷尚未大幅启动，用电负荷处于季节性低位，同时风电、光伏辅助补充，午间时段新能源消纳压力突出，现货价格持续走低，多地频繁触及低价区间。整体来看，现货价格有效反映供需与能源成本，市场化定价机制作用凸显，预计后期随水电出力回升，南方价格将逐步回落。下面以广东省为例，从其实时电价走势及日前电价走势进行具体分析：

广东现货交易电价专项分析

2026年4月广东电力实时市场价格呈现剧烈波动特征。最高值出现在4月13日（1570.6元/兆瓦小时），最低值出现在4月25日（122.15元/兆瓦小时），极差达1448.45元/兆瓦小时，波动率高达52.08%。期初值（4月1日）为299.24元/兆瓦小时，期末值（4月29日）为386.32元/兆瓦小时，月度净上涨87.08元（涨幅29.1%）。周均数据显示：第三周（至4月17日）均价达918.29元/兆瓦小时，第四周（至4月24日）回落至515.75元/兆瓦小时，显示月中冲高后月末回调的走势。

(1)峰值事件；4月13日（1570.60元/兆瓦时）为当月峰值，发生在13:00–15:00，正值午间空调负荷高峰，可推断该时刻正值午间空调负荷高峰，但新能源出力未能支撑，，导致系统调频资源与旋转备用成本飙升，边际机组为维持系统安全被迫以极高价格报价。

(2)谷值事件：4月25日（122.15元/兆瓦时）为实时市场最低价，发生在午间12:00–14:00，此时光伏出力峰值叠加负荷较低，系统出现严重过剩，形成“午间谷”。

2026年4月1日至29日期间，广东日前市场电价期初值为525.59元/兆瓦小时，期末值降至432.16元/兆瓦小时，月度下跌93.43元/兆瓦小时（跌幅17.78%）。全月平均电价为515.14元/兆瓦小时，但波动率高达29.73%，反映出市场供需关系的剧烈变化。

（1）峰值事件：4月22日出现月度最高价852.77元/兆瓦小时，较月均值高出65.5%。该异常峰值与当日可能存在的供应紧张或输电约束相关，同期实时市场价格也达到1036.48元/兆瓦小时，印证了短期供需失衡。

（2）谷值事件：4月5日电价骤降至30.16元/兆瓦小时，创月度最低值。此类超低价通常与节假日负荷骤降、新能源出力过剩导致的市场出清价格下行有关。

2026年4月处于广东传统用电淡季，省内电力现货市场逆势走强，整体呈现淡季超预期冲高、中旬宽幅震荡、下旬稳步回落的运行特征。本月广东现货市场表现显著偏强，实时均价、日前均价同比环比大幅上行，午、晚高峰涨价效应突出，仅午间新能源大发时段电价小幅回落，日内价差走阔，整体呈现高波动、强分化的运行态势，打破往年4月电价平稳偏弱的季节性规律。

二、2026年4月全国493家燃煤电厂运行情况

截止到2026年4月30日，Mysteel调研统计全国493家燃煤电厂日均耗煤量均值为372.3万吨，较2025年同期上升6.3%；电煤库存8759.9万吨，较2025年同期下降1.3%；库存可用天数23.5天，较2025年同期下降7.2%。受水电出力回升、新能源多发影响，火电整体发电空间受到挤压，机组平均利用小时数同比小幅回落，而整体电厂日均耗煤量保持平稳，煤炭库存不断向上，库存可用天数充足，采购以长协煤为主，市场煤需求偏弱。后续随着夏季用电高峰逐步临近，用电负荷将持续抬升，后续燃煤机组发电出力有望不断提高，电厂煤炭采购与日耗水平也将随之回升。

(1) 日耗方面：4月风电、光伏新能源出力持续释放，水电出力稳步回升，大幅挤占火电发电空间，燃煤机组整体发电负荷回落，直接带动电厂煤炭消耗需求走弱。区域分化特征较为突出，南方地区受提前高温天气影响，制冷负荷稳步增长，燃煤机组持续高负荷兜底发电，日耗煤量维持相对高位，波动较为平稳。而北方地区进入传统用电淡季，采暖负荷完全退出、制冷负荷尚未启动，整体用电负荷处于季节性低位，叠加新能源大发挤压火电空间，同时集中开展春季设备检修，机组开工率不足，导致北方电厂日耗同比、环比均明显下滑，拉低全国整体日耗水平。

（2）库存方面：4月全国燃煤电厂煤炭库存持续累库，整体库存规模攀升至年内较高位置。因主产煤区生产稳定，晋陕蒙新煤炭供应充足，电厂长协到货量相对稳定，而火电整体耗煤需求偏弱，形成“到货大于消耗”的累库格局。此外，从采购心态来看，终端整体以按需控采、稳库存为主，对高价煤接受度低，仅维持刚需采购，部分小批量采购以优化库存结构为目的。分区域来看，北方电厂累库幅度更为明显，低日耗叠加稳定到货，库存持续堆积；南方电厂虽日耗相对偏高，但依托稳定的长协到货节奏，库存始终维持充裕水平，未出现库存回落、偏紧等情况。

（3）存煤可用天数：受库存高企、日均耗煤偏弱的双向带动，全月燃煤电厂煤炭库存可用天数同步抬升。北方电厂因耗煤需求低迷、库存持续堆积，可用天数大幅高于全国平均水平，部分电厂存煤可用天数超30天，保供安全系数极高。南方电厂因持续较高负荷发电，日耗水平相对偏高，可用天数略低于北方区域，但整体仍处于合理安全区间，能及时满足日常生产及突发保供需求。整体来看，全月可用天数保障能力较强，且有效对冲了后续夏季高负荷用电、极端天气、能源波动等潜在风险。

4月火电仍处于步入传统淡季，其电煤运行整体宽松，呈现日耗季节性回落、库存缓慢去化、可用天数高位充裕的特征。随着迎来迎峰度夏前置周期，全国气温持续升高，居民制冷用电负荷稳步回升，叠加火电春季检修全面收尾，机组利用效率回升，火电刚需逐步修复。终端将启动温和补库，库存去化速度加快，可用天数回落，电煤市场将从宽松格局逐步转向结构性紧平衡。

三、后市预测

预计2026年5月全国电力市场整体呈现淡季尾声过渡、需求稳步回升、结构持续优化、的运行特征，整体供需总体平衡、局部高峰偏紧，电力市场正式迈入迎峰度夏前置备战阶段。供需层面，全国气温持续回升，南方制冷负荷提前启动，叠加工业、新基建用电稳步增长，全社会用电量环比明显回暖。随着水电进入汛期出力持续释放，风光新能源高位增发，清洁能源供电占比持续走高，但华东、华南等区域或高峰时段负荷集中冲高，存在结构性供需偏紧问题，届时要依托跨省跨区电力互济来保障整体供电稳定；火电层面，春季机组检修多数收尾，火电开机率与出力持续修复，叠加前期电厂高库存、长协稳供的支撑，兜底保供能力提高，同时为备战初夏局部高峰负荷，行业进入温和补库周期，火电耗煤需求逐步回暖；电价层面，伴随用电需求回暖与供需格局边际改善，叠加煤炭价格企稳运行，市场呈现显著区域分化，用电高增区域电价预期环比修复上行，新能源富集区域电价承压偏弱，市场化电价中枢稳中有升，现货价格波动有所加大。交易层面，电力长协履约平稳有序，跨省调剂、绿电交易规模扩容，交易活跃度随负荷提升同步增加，叠加容量电价机制常态化落地，有效稳定火电企业收益预期。整体而言，5月电力市场结构持续优化，清洁能源主导、火电灵活调峰的格局进一步凸显，市场整体运行平稳向好。

表：2026年4月电力数据明细表

单位

2026年4月

2025年4月

同比

同比（%）

2025年5月

全社会用电量

8205

7721

484

6.27%

8096

城乡居民用电量

992

936

5.98%

1013

第二产业

5584

5285

299

5.66%

5414

第三产业

1517

1390

127

9.14%

1550

第一产业

112

110

1.82%

119

总装机

398547

348685

49862

14.30%

360886

火电装机

155579

145500

10079

6.93%

145740

水电装机

45061

43772

1289

2.94%

43864

风能装机

66062

54119

11943

22.07%

56749

光伏装机

125225

99205

26020

26.23%

108445

核能装机

6614

6083

531

8.73%

6083

总发电量

7440

7111

329

4.63%

7378

火电

4638

4491

147

3.27%

4615

水电

881

786

12.09%

991

风电

974

975

-1

-0.10%

917

光伏

571

447

124

27.74%

471

核电

375

411

-36

-8.76%

384

数据来源：国家统计局、国家能源局

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