2026年迎峰度夏政策环境转向“市场价格信号引导+市场化容量补偿兜底”的新阶段。电力成本作为电石生产的第一大成本项（占比50%），在迎峰度夏期间影响显著抬升。2026年7-8月，我国电石行业在迎峰度夏电力紧缺、差别电价政策落地及下游需求疲软的多重作用下，经历了剧烈的价格波动与成本冲击。

电石行业属于典型的产业链型结构（能源—原料—制造—应用），但其价值分配与传统制造链不同：利润并不主要沉淀在电石生产环节本身，而是沿着"上游能源（电力、兰炭）—中游电石—下游氯碱化学品"链条在成本波动中再分配。电价与兰炭价格构成电石完全成本的两大支柱，任何一端的价格政策调整都会沿产业链向下游（PVC、BDO）传导，并反向决定中游电石企业的开工意愿。

一、政策环境

变化一：电价机制从“行政定价”转向“市场形成”

依据国家发改委、国家能源局于2025年12月17日印发的《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号），该文件明确，自2026年3月1日起，直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段。《关于做好2026年电力中长期合同签约履约工作的通知》（发改运行〔2025〕1502号）也提出，原则上直接参与市场的用户不再执行政府规定的分时电价。这意味着分时电价的制定权从政府移交给了市场，虽然电价更灵活，但也意味着电石企业失去了可预期的固定电价“安全垫”，成本波动风险显著加大。

变化二：容量电价从“部分补偿”转向“全面兜底”

往年的容量电价机制覆盖不全面。2026年7月，国家发改委和能源局首次明确建立覆盖煤电、气电、抽蓄、新型储能的全面容量电价机制，并将煤电固定成本回收比例提升至不低于50%。此举旨在用“容量电价”兜底电源固定成本，防止尖峰时刻无电可用，但同时也意味着工商业用户需分担的系统容量成本有所增加。

变化三：保供基调从“全力抢建”转向“精细化协同”

往年侧重抓生产、抢建电源。2026年更强调“一省一策”、省间现货市场按日连续运行以及精细化需求侧管理，手段更市场化。同时，要求“高效开展省间电力互济”，利用全国统一电力市场提升互济水平。

此外，发改委发言人表示，2026年上半年，全国煤电发电量占比降至49.7%，历史上首次低于50%。这标志着煤电正从主体电源向支撑调节性电源转型。

二、电石成本与电价敏感性

电石属于典型的高耗能产品，电力成本占生产成本的50%。西北地区凭借煤炭资源丰富、火电装机容量大的优势，电价普遍低于东部地区，但迎峰度夏期间的电力紧缺打破了这一成本优势格局。吨电石生产电耗约为3200千瓦时，电价每上涨0.1元/千瓦时，单吨电石生产成本将增加320元。

三、电石主产区电价政策影响

1.内蒙古

蒙西电网7月1日新规实施后，西部（乌海等地区）电价明显抬升。7月乌海地区电力成本增长至约0.42元/度。同时，蒙西电网小风季风电锐减，叠加华北夏季高温民生用电挤占工业负荷，电石企业月度长协签约量普遍低位，缺口需高价采购现货填补。8月乌海地区现货电力交易仍处高位，有序用电对产量的影响加剧。

2.陕西

陕西省自2026年7月1日起正式执行差别电价政策。电石行业限制类产能加价0.1元/kWh，淘汰类产能加价0.3元/kWh，陕西电价本就偏高，成本压力尤为突出。陕西地区由于成本高企，电石企业停车增多，需要通过采购外省电石弥补区域内需。差别电价落地后，预计会倒逼PVC企业增加内蒙、宁夏、甘肃、新疆等外省电石的采购。

3. 宁夏

宁夏地区夏季风电波动导致有序用电频繁，现货电价波动较大，到户电价在0.38-0.41元/kWh区间。宁夏虽未像陕西那样实施全省范围的差别电价加价，但迎峰度夏期间现货电价波动显著增加了企业用电成本。

四、综合影响

1.开工

电力成本抬升直接导致行业开工率大幅下滑。7、8月份国内电石开工率不足70%，同比2025年下跌超4个百分点。乌海地区以电力不足导致的被动减产为主，乌兰察布地区以前期亏损导致的被动减产为主，陕西地区长期处于低负荷生产状态。

2.价格

供应端被动收缩、成本端刚性抬升、政策端持续收紧共同驱动了本轮电石价格的持续上涨。同时，在电石价格长期低位运行的背景下，电力成本的小幅波动即可决定电石利润的盈亏方向，迎峰度夏电价政策之所以能对主产区产生结构性成本冲击并触发8月供给收缩与价格反弹，根源正在于电力在电石成本中的决定性地位与主产区之间的电价机制差异。

电价冲击并非全年均匀分布，而是集中于6—8月三个月，对现金储备薄弱、无法错峰的企业形成"季节性现金流考验"，这比单纯的电价水平上涨更考验企业经营的平滑能力。

五、后续关注

用电政策走向：9月需重点关注主产区用电政策是否放松，复产节奏与电价政策落地进度密切相关，若9月政策细则明确且电价趋于稳定，则复产进度有望加快，电石供应将逐步恢复，价格或从高位小幅回落。反之，若政策持续收紧或电价再度上行，则供应恢复节奏将明显放缓，电石价格有望维持高位运行，甚至进一步冲高。

原料煤的供应变化：近期煤价上涨推升兰炭成本，已带动电石价格跳涨。但煤价已现高位回落，后续需重点关注煤价走势及其对兰炭利润空间的挤压程度，这将直接决定电石企业后续开工意愿与价格支撑力度。

下游需求恢复：9月是迎峰度夏收官与秋冬备货的转换窗口，若下游PVC及BDO装置开工率在9月中下旬逐步回升，则电石供需缺口或再度显现，价格中枢有望维持。

2026年迎峰度夏电价政策对电石主产区的影响，本质上是“电力市场化改革＋分时电价机制常态化”的一次试行，电价机制或将成为影响行业成本曲线的常态化变量，电力成本管理能力将从“辅助项”上升为“生存项”。