能源电力年度报告

汇报人:XXXX2026.02.06能源电力年度报告CONTENTS目录01

2025年电力行业回顾02

2026年行业形势核心判断03

各电源品类发展分析04

电力市场化改革纵深发展CONTENTS目录05

投资策略与市场机遇06

“十五五”能源发展展望07

风险提示与政策建议08

总结与展望2025年电力行业回顾01市场表现：板块分化与细分领域差异

公用事业板块整体表现2025年公用事业板块累计涨幅3.41%，在申万一级行业中排名第24位，整体跑输大盘。

火电板块表现突出火电板块受煤价下行及基本面好转驱动，在2025年表现较强，成为电力细分领域中的亮点。

水电、核电等稳健资产相对弱势水电、核电等传统稳健型电源资产，在2025年的市场表现中相对弱势。

新能源板块内部分化2025年下半年，光伏因“反内卷”政策支持，市场表现优于风电。行业基本面：电改进展与现货市场建设

01电改步入下半场：新能源全面入市机制落地“136”号文推动新能源全面入市，存量与增量项目保障机制差异显著。2025年11省完成增量项目竞价，结果分化明显，如青海上限成交，甘肃下限成交，反映不同区域市场供需与竞争态势。

02电力现货市场：基本实现全覆盖目标394号文目标达成，2025年全国22省区电力现货市场处于结算试运行阶段，市场化交易电量占全社会用电量比重约62.7%，2026年有望全面推广，现货价格对中长期交易电价引导作用增强。

03市场化交易体系：“年度-月度-现货”动态调整随着电力供需格局转变，“年度-月度-现货”电量占比将随供需动态调整。2025年全国电力市场交易电量达6.6万亿千瓦时，同比增长7.4%，市场在资源优化配置中的决定性作用逐步显现。电力消费需求：总量突破与结构特征全社会用电量历史性突破2025年我国全社会用电量达10.37万亿千瓦时，首次突破10万亿千瓦时大关，稳居全球电力消费第一大国地位；7月月度用电量达1.02万亿千瓦时，创全球范围内月度用电量首次突破万亿千瓦时的纪录。分产业用电增长态势第一产业用电量1494亿千瓦时，同比增长9.9%，畜牧业、渔业、农业用电量分别增长14.6%、9.3%、6.5%；第二产业用电量6.64万亿千瓦时，同比增长3.7%，占全社会用电量比重64.0%，呈“前稳后高”态势；第三产业用电量1.99万亿千瓦时，同比增长8.2%，信息传输/软件和信息技术服务业、充换电服务业用电量分别增长17.0%、48.8%；城乡居民生活用电量1.59万亿千瓦时，同比增长6.3%，三季度受高温影响用电量超5000亿千瓦时创历史新高。区域用电增长格局2025年东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长5.5%、4.9%、4.4%和4.4%，东部地区增速领先；全国所有省份用电量均实现同比正增长，其中西藏、贵州、浙江、河北、吉林、福建等13个省份增速高于全国平均水平。“十四五”用电增长回顾“十四五”期间，全社会用电量年均增长6.6%，比“十三五”年均增速（5.7%）提高0.9个百分点；第二产业用电量年均增长5.3%，第三产业年均增速10.5%，城乡居民生活用电量年均增速7.7%，农林牧渔业用电指数“十四五”以来增长68.2%，年均增长11.0%。电力生产供应：装机规模与结构转型01装机容量持续扩张，增速显著截至2025年底，全国全口径发电装机容量38.9亿千瓦，同比增长16.1%；“十四五”时期全口径发电装机容量年均增长12.0%，较“十三五”末增加16.9亿千瓦。02非化石能源装机占比超六成，结构优化2025年底，非化石能源发电装机容量24.0亿千瓦，占总装机容量比重达61.7%，同比增长23.0%，比“十三五”末提高17.0个百分点；其中，风电6.4亿千瓦，太阳能发电12.0亿千瓦。03风电太阳能新增装机占比超八成，成增长主力2025年全国新增发电装机容量5.5亿千瓦，其中风电和太阳能发电合计新增4.4亿千瓦，占新增发电装机总容量的比重高达80.2%，电力系统调节能力建设同步加快，气电、抽水蓄能分别新投产1992万千瓦、748万千瓦。04煤电占比持续下降，功能定位转变2025年底，煤电占总发电装机容量的比重为32.4%，比上年底下降3.3个百分点，比“十三五”末降低16.7个百分点，其角色正从“发电主力”加速转向“支撑性和调节性电源”。2026年行业形势核心判断02供需格局：宽松周期下的电价压力电力供应持续增长

煤电大规模投运叠加新能源抢装潮，2025年底全国全口径发电装机容量达38.9亿千瓦，同比增长16.1%，非化石能源发电装机占比61.7%。用电需求增长趋缓

2025年全社会用电量同比增长5.0%，2026年预计达10.9-11万亿千瓦时，用电需求疲弱，电力供需步入宽松周期。电价面临下行压力

供需宽松背景下，电价面临下行压力，接近下浮20%时将获支撑，2025年高上浮比例地区或存在补跌风险。现货市场引导作用增强

现货价格对中长期交易电价引导作用增强，“年度-月度-现货”电量占比将随供需动态调整，市场化定价机制更趋灵活。价格联动：现货市场引导作用增强现货市场基本实现全覆盖2025年，电力现货市场394号文目标达成，22省区处于结算试运行阶段，为2026年全面推广奠定基础，市场配置资源能力显著提升。现货价格引导中长期交易电价实时价格信号对中长期交易电价的引导作用增强，促使电价形成机制更灵活、多元，市场化定价特征愈发明显。电量结构随供需动态调整“年度-月度-现货”电量占比将根据电力供需形势动态优化，在供需宽松周期下，现货市场交易电量占比有望提升以更好反映实时供需。投资与整合：电源投资高峰临近尾声电源投资增速放缓，结构性调整凸显电力行业电源投资高峰已接近尾声，新能源投资逐步降温。行业发展重心正从规模扩张转向存量资产的优化整合与运营效率的提升。“十五五”能源电力央国企资产整合成主线“十五五”期间，能源电力领域中央企业和地方国企的资产整合将成为行业发展主线，旨在优化资源配置，提升整体竞争力。聚焦主业优化，提升资产证券化率整合过程中将重点推进企业聚焦核心业务，剥离非主营业务，同时通过多种方式提升资产证券化水平，盘活存量资产，提高资产流动性和利用效率。各电源品类发展分析03火电：盈利周期底部与容量价值凸显

盈利周期底部临近，2027年或迎电价修复2026年火电面临电价下行压力，但煤价回升有望带动2027年电价修复，当前处于盈利周期底部区域。

容量电价上涨提供收入支撑容量电价机制逐步落地，其上涨能够有效抵消部分因电量电价下行带来的收入压力，改善火电企业盈利结构。

煤电一体化高股息标的具投资价值具备资源稀缺性和成本优势的煤电一体化企业，如国电电力、新集能源等，在盈利底部显现高股息配置价值。

从“发电主力”转向“系统稳定器”火电定位加速向提供可靠容量和灵活调节能力的“支撑性和调节性电源”转变，通过参与调峰、调频等辅助服务获取额外收益。新能源：竞价内卷与消纳体系完善

增量项目竞价分化明显新能源增量项目竞价呈现“内卷”态势，各省结果分化显著。部分地区如青海以价格上限成交，而甘肃则以价格下限成交，反映出不同区域市场供需与竞争态势的差异。

消纳体系政策持续完善“650+1192+1360”号文等政策推动新能源消纳体系不断完善，绿电直连、就地消纳成为新的发展方向，旨在缓解新能源消纳压力，提升利用效率。

项目收益率面临挑战尽管政策着力完善消纳，但在竞价“内卷”及电价下行压力下，新能源项目收益率仍面临挑战，对开发商的选址、成本控制和运营能力提出了更高要求。水电：稀缺性与调节性能长期价值

01剩余可开发容量有限，稀缺性日益凸显水电作为清洁可再生能源，其剩余可开发容量在我国已相对有限，尤其是大型优质水电资源开发程度较高，使得现有水电资产的稀缺性特征愈发显著。

02市场化入市比例较低，价值有待进一步释放目前水电在电力市场中的入市比例相对较低，其价值尚未完全通过市场交易充分体现，随着电力市场化改革的深入，水电参与市场的空间有望逐步扩大。

03调节性能优良，支撑新型电力系统水电具有启停灵活、调节性能优良的特点，能够有效平抑新能源发电的波动性，未来在电力系统中有望同时承担电量供应与灵活调节的双重功能，为高比例新能源接入提供重要支撑。

04长期价值显著，兼具成长性与稳健性水电资产具有运营成本低、现金流稳定的优势，叠加明确的分红承诺，在低利率环境下，其长期配置价值突出，同时部分流域上游仍有一定的水电开发潜力，赋予其一定的成长性。核电：投产潮与市场化进程推进单击此处添加正文

装机规模：“十四五”核准高增，2027年后迎投产高峰“十四五”后半段核电核准数量显著增加，当前核准在建核电机组容量已达到在运装机的107%，预计2027年后将迎来新机组投产潮，2025年在运核电装机预计将达到6500万千瓦。市场化改革：入市比例持续提升，2026年广东核电全面入市核电市场化进程稳步推进，电量市场化交易比例不断提高。2026年，广东省核电将实现全面入市，标志着核电在电力市场中的参与度进一步加深，但也可能面临市场电价下行的压力。电价表现：综合上网电价保持较强韧性回顾历史数据，核电综合上网电价始终保持在相对狭窄的区间内波动，显示出较强的价格稳定性。尽管部分地区电价存在波动，但核电作为清洁基荷电源，其价值支撑仍较为稳固。技术发展：第四代核电技术商业示范运行奠定长远基石核电技术持续进步，特别是第四代核电技术的商业示范运行取得积极进展，为核电行业的长远发展在安全性、经济性等方面奠定了坚实的技术基础。电力市场化改革纵深发展04新能源全面入市：政策衔接与竞价分化

政策驱动：新能源全面入市机制确立电改步入下半场，“136”号文推动新能源全面入市，标志着新能源电力从保障性收购全面转向市场交易，新老项目“平稳过渡”的衔接机制已在全国绝大多数省份出台。

保障差异：存量与增量项目政策不同存量与增量项目保障机制差异大，存量项目仍享有一定的保障性电量，而增量项目则主要通过市场竞价确定上网电价，市场化程度显著提升。

竞价分化：各省市场竞争态势不均2025年11省完成增量项目竞价，结果分化明显，如青海上限成交，甘肃下限成交，反映出不同区域市场供需与竞争态势的冷热不均，光伏下半年因“反内卷”政策表现优于风电。

消纳体系：政策完善与新方向探索“650+1192+1360”号文完善消纳体系，绿电直连、就地消纳成为新能源消纳新方向，但在电力供需宽松周期下，新能源收益率仍面临挑战。现货市场建设：从结算试运行到全面推广

现货市场覆盖范围与阶段进展截至2025年，电力现货市场已实现基本全覆盖，22省区处于结算试运行阶段，标志着394号文目标达成，为2026年全面推广奠定坚实基础。

现货价格对中长期交易电价的引导作用随着现货市场建设深化，现货价格对中长期交易电价的引导作用显著增强，“年度-月度-现货”电量占比将根据供需动态调整，提升市场资源配置效率。

2026年全面推广目标与市场机制完善方向2026年电力现货市场有望全面推广，重点在于促进市场机制有效衔接、健全完善辅助服务机制，如江苏等地区正积极推动年内转入正式运行，主动对接融入区域市场。辅助服务市场：灵活性资源价值释放

火电灵活性改造价值凸显火电定位加速从“发电主力”转向“系统稳定器”，通过参与调峰、调频等辅助服务获取额外收益。容量电价机制的全面落地，将部分收入从波动的“电量电费”转变为稳定的“容量电费”，预计2030年火电现金流中相当比例将来自容量补偿和辅助服务。

储能技术提供关键调节支撑为适应高比例可再生能源接入，储能作为灵活性资源建设至关重要。2024年底，新型储能装机达78.3GW，首次超过抽水蓄能（5850万千瓦），抽水蓄能装机同比增长14.84%，共同为电力系统提供重要的调峰填谷和应急响应能力。

辅助服务市场机制持续完善随着电力市场化改革向纵深推进，辅助服务市场机制不断健全。多地积极探索适应各类新型经营主体的市场化调节机制，如江苏提出健全完善辅助服务机制，推动电力现货市场年内转入正式运行，旨在充分发挥市场在灵活性资源配置中的决定性作用，提升系统整体运行效率。投资策略与市场机遇05红利高股息资产：水电与煤电一体化水电：稀缺性与成长性兼具的核心标的水电凭借其稀缺的优质资源属性、稳定的现金流和持续的成长性，成为高股息资产的重要组成部分。代表企业包括长江电力、国投电力、川投能源及华能水电，这些企业不仅拥有优质的水电资源，还具备良好的调节性能和持续的增长潜力。煤电一体化：资源稀缺与成本优势构筑安全边际煤电一体化企业因拥有稀缺的煤炭资源和显著的成本优势，在电力市场中具备较强的盈利能力和抗风险能力，能够提供稳定的股息回报。典型标的如新集能源、国电电力、淮河能源等，其资源禀赋和成本控制能力是核心竞争力。稳健型煤电：高分红与业绩稳定的防御选择部分煤电企业凭借其稳定的经营业绩和较高的分红比例，成为追求稳健收益投资者的理想选择。例如申能股份、内蒙华电等，它们在保障电力供应的同时，通过精细化管理实现了业绩的稳定和分红的持续。预测及优化服务：新能源与现货市场需求

新能源入市催生预测服务需求新能源全面参与市场交易，面临出力波动、消纳压力等挑战，对发电量预测、电价预测等服务需求激增，以提升交易决策效率与收益稳定性。

现货市场推广带动优化服务发展电力现货市场全面铺开，实时价格信号引导资源配置，市场主体对负荷预测、交易策略优化、风险对冲等服务需求显著增加，以适应市场化交易规则。

重点关注企业：国能日新国能日新在新能源功率预测、电力市场交易辅助决策等领域具备技术优势，有望受益于新能源入市及现货市场推广带来的业务增量。

重点关注企业：朗新集团朗新集团在电力营销信息化、需求侧响应等领域经验丰富，现货市场的发展将为其在负荷预测、用户能效管理等优化服务方面创造新机遇。电网投资：特高压与配网改造双轮驱动特高压建设：跨区域能源输送骨干

2025年特高压投资金额预计达1120亿元，同比增速约34%，国家电网在“十四五”期间对特高压骨架网计划投资高达1.2万亿元，强化跨区域电力调配能力。配网改造：分布式能源消纳关键支撑

2024年配电网设备投资达3904亿元，预计2025年市场规模将突破8000亿元，农村电网改造市场规模达1500亿元，提升对分布式新能源和充电桩的接入能力。投资结构分化：主网与数字化协同发展

2024年非特高压主网输变电设备招标金额同比增长12.1%，数字化电力设备招标金额同比增长18.4%，智能电表招标量同比增长24%，推动电网智能化升级。国际市场：中国电力设备企业出海机遇全球电网改造需求旺盛预计2025年全球电网改造市场规模将达5.2万亿美元，中国市场占比约35%，达1.8万亿美元，为中国电力设备企业提供广阔市场空间。海外市场供需偏紧全球能源转型、老旧电网升级及用电需求增长（如美国AI数据中心）驱动下，海外电力设备市场供需偏紧，为中国企业带来历史性出海机遇。中国企业竞争优势显著中国电力设备企业凭借完整的供应链体系、技术优势和成本控制能力，在国际竞争中具备较强竞争力，海外业务有望带来优于国内的利润弹性。出海模式与重点区域中国企业正从产品出口向海外主动布局建厂转变，以贴近市场、获取资质；出口目的地以欧洲及亚非拉为主，主网设备、电表及配电设备是潜力细分领域。“十五五”能源发展展望06新型能源体系建设：清洁低碳安全高效

非化石能源装机占比突破六成截至2025年底，全国非化石能源发电装机容量达24.0亿千瓦，占总装机容量比重为61.7%，比“十三五”末提高17.0个百分点，风电和太阳能发电合计装机规模占总装机容量比重为47.3%。

新能源发电量贡献显著提升2025年，全口径非化石能源发电量4.47万亿千瓦时，同比增长14.1%，占总发电量比重为42.9%，同比提高3.4个百分点，其中新能源（风、光、生物质）新增发电量成为新增电量主体。

电力市场化改革纵深推进电力现货市场实现基本全覆盖，394号文目标达成，22省区处于结算试运行阶段，2026年有望全面推广；新能源全面入市，“136”号文推动存量与增量项目保障机制差异化，市场化交易电量占比持续提升。

系统调节能力建设同步加强2025年，气电、抽水蓄能发电装机分别新投产1992万千瓦、748万千瓦，新型储能装机达78.3GW，电力系统灵活性资源持续扩容，支撑高比例可再生能源接入与消纳。能源系统融合：电力与经济社会协同发展

新型能源体系的承前启后作用“十五五”时期是我国建设新型能源体系的关键阶段，将初步建成清洁低碳安全高效的新型能源体系，传统化石能源消费总规模有望进入下行区间，可持续内生动力基本形成。

电力作为宏观经济调控的关键途径新能源发展是宏观经济逆周期和跨周期调控的关键途径，对推动经济实现质的有效提升和量的合理增长做出重要贡献，氢能、新能源车电池及光伏组件等领域发展势头强劲。

能源系统与经济社会系统的深度融合能源系统的物理韧性和经济韧性显著增强，与经济社会系统进一步融合发展，全社会能源成本强度（能源成本占GDP比重）有望稳步降低，助力中国式现代化建设。

传统能源与新能源的协同转型火电等传统行业通过技术创新实现角色转型，发挥在能源系统中的灵活性调度和兜底保障作用；新能源发展由政策驱动为主进入政策和市场双驱动局面，与经济社会需求更紧密结合。技术创新：第四代核电与新型储能应用

第四代核电技术商业示范加速第四代核电技术商业示范运行稳步推进，为核电行业长远发展奠定基石，将提升核电在新型电力系统中的竞争力与适应性。

新型储能装机规模首超抽水蓄能截至2024年底，新型储能装机达78.3GW，首次超过抽水蓄能（5850万千瓦），成为电力系统灵活性调节的重要新生力量。

技术创新驱动电力系统转型第四代核电与新型储能技术的创新应用，有效支撑高比例可再生能源接入，推动电力系统向更安全、高效、清洁的方向转型。风险提示与政策建议07主要风险因素分析

电力需求持续低于预期经济增长转型背景下，用电需求增长进入平稳阶段，若宏观经济复苏不及预期，将直接导致电力消费增长乏力，影响行业整体运营。

电价超预期大幅下行电力供需步入宽松周期，叠加多地降低工商业用电成本诉求，电价面临下行压力，接近下浮20%时或获支撑，但2025年高上浮比例地区存在补跌风险。

火电利用小时数大幅下滑煤电大规模投运叠加新能源抢装潮，电力供应能力显著增强，可能导致火电利用小时数下降，影响火电企业发电量及盈利能力。

风光装机高增加剧消纳与电价压力新能源（风电、光伏）新增装机占总新增装机比重超过八成，装机高速增长可能加剧消纳压力，同时对市场电价形成下行冲击，影响新能源项目收益率。

电力市场化改革推进不及预期电力现货市场全面推广、新能源全面入市等改革进程若滞后，将影响市场机制对资源配置的有效引导，制约行业市场化转型