2026年电力行业展望：延续绿色转型与市场化改革双主线发展

文/赵茜、吴雅菲、梁欢 摘要 2025年，电力行业供给结构持续优化，新能源装机及发电量快速增长，煤电加速向调峰支撑转型，供需总体平衡；上网电价整体承压，政策推动电力市场改革与全国统一市场体系建设取得关键进展，行业信用状况整体优良，发债主体以高等级央企国企为主，融资优势显著。2026年，电力行业预计将延续绿色转型与市场化改革双主线发展，供给端新能源装机占比继续提升，煤电加快向调峰支撑角色转变，系统调节能力成为关键，供需继续维持整体平衡，成本端呈回升态势，电价在市场化深化背景下继续承压，预计电力企业盈利空间或将收窄，政策将继续推动全国统一电力市场建设，鼓励绿电、储能等主体参与市场。 一、行业供给能力分析 电力装机延续绿色增长趋势，煤电调峰作用的转变效果凸显，电源结构转型加速，但系统调节与消纳能力亟待提升；预计2026年，电源结构绿色转型将加速，调节能力成为破局关键。 2025年，电力装机延续增长趋势，截至2025年末，全国全口径发电装机容量38.9亿千瓦，同比增长16.1%，新能源仍为装机增长主力，全国并网风电及太阳能发电装机合计达到18.4亿千瓦，其中太阳能发电同比增长35.4%，风电同比增长22.9%，火电装机同比增长。发电方面，2025年，全国规模以上工业发电量9.72万亿千瓦时，同比增长2.2%。其中，风电发电量同比增长9.7%，太阳能发电同比增长24.4%，风光发电替代效应显著，煤电装机增长伴随发电减少，煤电调峰作用的转变效果凸显。2025年，全国6,000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3,119小时，同比下降，系统调节能力和调度机制的亟待进一步优化。电力投资整体继续快速增长，电源投资以投向非化石能源为主，电力行业绿色低碳转型持续推进且成效显著。 预计2026年，作为实现碳达峰关键的十五五开局之年，电源结构绿色转型将加速，电力投资仍以风光等新能源为主，核电装机增速或有所提高，煤电调峰作用继续凸显，电网等电力基础设施投资规模将进一步加大，系统调节能力提高和制度优化将成为电源转型的下一个关键破局点。 数据来源：Wind，大公国际整理 二、行业需求匹配能力分析 全国电力需求继续增长但增速同比放缓，供需总体平衡但季节性、区域性压力仍存；预计2026年，全国电力供需维持总体平衡态势。 全国全社会用电量继续增长趋势，供需维持总体平衡态势，2025年，全国全社会用电量10.37万亿千瓦时，同比增长5.0%，增速同比放缓，第一、二、三产业及城乡居民生活用电量 均同比增长，以充换电服务业以及信息传输、软件和信息技术服务业为主的第三产业和城乡居民生活用电成为增长主力军。 数据来源：Wind，大公国际整理 供需平衡方面，随着电网调度输送进一步加强，电力市场化交易持续推进，全年整体电力系统平稳运行，年初蒙西等个别省级电网在部分时段电力供应偏紧，季节性、区域性压力仍存。预计2026年，在暖冬影响减弱、夏季高温制冷需求增长及新兴制造业用电需求增加等因素影响下，全国电力需求将继续保持平稳增长，信息传输、软件和信息技术服务业将继续以高增速带动第三产业用电量保持较高水平增长，随着全国装机的继续增长，预计2026年全国电力供需维持总体平衡态势，局部地区夏冬两季用电高峰时期供需平衡可能偏紧。 三、行业价格变动分析 燃料价格下行，装机成本有所回升，上网电价整体承压；预计2026年，成本端呈回升态势，电价在市场化深化背景下继续承压，电力企业盈利空间或将收窄。 燃料成本方面，2025年，动力煤市场受供需失衡及高库存影响，全年价格先降后升，均价同比下跌，助力火电盈利改善；受益于多元化的进口来源与市场化改革，国内天然气价格整体趋稳。预计2026年煤炭价格区间将延续2025年下半年趋势继续抬升，燃料成本或整体有所上涨。 数据来源：Wind，大公国际整理 光伏装机成本方面，2025年光伏组件成本整体处于低位，其价格受上游成本影响而存在波动，整体来看光伏底端调整进入尾声，阶段性产能出清完成，整体价格存在抬头趋势。预计2026年在“反内卷”政策和供给侧整合下，叠加原料价格上涨，光伏装机成本或将进一步回升。风电装机成本方面，在经历2024年的价格战后，2025年风机市场价格已企稳反弹，行业整体已走出低价竞争，预计2026年风机市场价格在行业自律下将继续企稳回升。 数据来源：Wind，大公国际整理 2025年，煤电受动力煤价格中枢不断下移影响，上网电价承压，多个省份长协电价普遍下跌，同时，新能源上网电价在市场化改革深化背景下承压下行，整体呈现“风电高于光伏、东 部高于西部”的市场格局。煤电承压叠加新能源市场化交易内卷，2025年整体电价存在下行压力，多家电力企业前三季度平均上网电价同比下降。 根据2026年部分省份长协电价谈判结果来看，2025年末的煤价上行对长协电价支撑能力有限，2026年煤电上网电价或继续下行。此外，随着煤电容量电价机制的建立和推行，煤电企业可能因容量价格补偿增加而产生降价意愿，同时随着各地区新能源市场化交易的深化发展，市场化交易电价面临继续下行压力。叠加燃料、新能源装机成本的增长势头，预计2026年电力行业盈利空间或将收窄，行业整体利润存在下行压力。 四、行业政策导向 2025年电力市场改革与新型系统构建取得关键进展，2026年行业将聚焦绿色转型深化与统一市场体系完善。 2025年，电力行业整体仍延续绿色发展趋势，行业制度建设和市场改革同步深化，政策重心聚焦于构建新型电力系统、建设全国统一电力市场体系、促进新能源高效消纳等关键方向。2025年，随着一系列政策的落地和推广，新能源上网电价全面实现市场化，并通过“市场电价+环境溢价”机制体现绿色电力环境价值。电力现货市场建设全面提速，辅助服务市场基本规则正式发布，以市场化方式激励多元主体参与系统调节，并建立费用传导机制。新型电力系统建设启动首批试点，围绕构网型技术、智能微电网、虚拟电厂等前沿方向开展探索。新能源消纳调控体系进一步完善，明确分层分类消纳引导机制，推动源网荷储协同发展。 截至2025年末，全国已有27个省区电力市场进入到连续运行，其中山西、山东、广东等地进入现货正式运行，陕西、安徽、河北等地进入现货连续结算试运行，福建、四川、重庆等地进入现货长周期结算试运行，全国统一电力市场已初步建成。预计2026年，电力行业主要政策仍围绕构建新型电力系统，进一步深化全国统一电力市场体系的建设与电价改革，推动新版《电力中长期市场基本规则》落地，督导更多省份转入连续结算试运行，并推动绿电、储能、虚拟电厂等新主体合法入市；推进能源绿色低碳转型，持续提高新能源供给比重，绿电与新型主体将成为政策重点扶持对象；“人工智能+”与能源的融合试点将成为培育新质生产力的关键，以科技赋能系统调节与安全保供能力。 五、行业信用评级情况分析 5.1债券发行情况1 2025年，电力行业债券发行规模同比大幅增长，发行主体仍以高信用等级的国央企为主。 2025年，电力行业债券发行规模金额合计17,976.38亿元，同比增长62.24%，发行主体120家，发行数量886只。其中，发行债券类型以中期票据、超短期融资券和公司债为主。同期，发债主体主要为中央或国有企业，发债规模占比超99%，从信用等级分布情况来看，新发 行债券发行主体评级仍主要集中在AAA。 数据来源：Wind，大公国际整理 5.2发行成本和信用利差 电力债券定价有效，信用等级与利率、利差呈负相关。同时，同等级内利差分化明显，凸显个体差异，而优质央企融资优势显著，部分利率接近国债利率水平。 2025年，电力企业债券发行利率整体较低，各期限债券的发行利率和发行利差与发行主体的信用等级基本呈现负相关关系，整体发行利率及利差均值随级别增长而降低，个别债券存在一定倒挂情况。同时，同一信用等级内的发行利率与利差区间范围均较宽，反映出同一级别不同发行主体的风险状况、市场认可度及个体融资条件仍存在显著差异，此外，由于部分电力央企风险系数极低，部分超短期债券发行利率接近同期国债利率，反映出优质电力企业在市场中具有极强的融资优势。 5.3债务压力 截至2025年末，电力行业存续主体整体级别较高，存续债券期限结构较为分散且整体期限较长，存续债务规模较大，存在一定偿债压力。 截至2025年末，电力行业存续主体以国央企为主，存续主体级别以AA+和AAA为主，整体级别较高，行业整体信用风险较低。截至2025年末，电力行业存续债券整体规模较大，存 在一定偿债压力，类型以中期票据和公司债为主，债券期限较为分散且整体年限较长，以3年及以上的债券为主。 数据来源：Wind，大公国际整理 5.4级别调整情况 2025年，电力企业中主体信用级别发生变动的共2家，均为级别上调，公开披露的级别上调原因主要为股东支持力度增加、公司综合实力增强、外部环境良好等。5家企业首次评级，其中4家级别为AAA，1家为AA+，级别调整及首次评定情况亦反映出行业整体资质优良、市场认可度高的特点。 六、周期发展展望 2026年，预计电力需求将随经济复苏与电气化进程稳步增长，供需总体保持平衡。供给侧结构将持续优化，以风电、光伏为代表的新能源装机占比快速提升，对电网消纳能力和系统调节能力提出更高要求；煤电仍将在一定时期内发挥重要的基础支撑和调峰作用。 在电力市场化改革深化背景下，电价形成机制将更趋灵活。整体电价水平有望在政策调控下保持基本稳定，以支持实体经济，且市场化交易电价部分继续存在下行压力。但不同电源品种、不同时段的电价波动可能加剧，反映其真实的供需关系与系统价值，价差扩大将成为新常态。 “双碳”目标仍是长期战略导向，政策将延续对清洁能源与新型电力系统建设的大力支持。同时，保障能源安全的重要性凸显，政策预计将更加注重多目标平衡，在鼓励新能源发展的同 时，强化对电力可靠供应和煤电转型的引导与机制保障。碳市场与绿证交易等机制将更深度地与电力市场衔接。 技术进步将是驱动行业转型的核心动力。大规模储能技术（尤其是长时储能）的成本下降与商业化应用，是解决新能源波动性、实现高比例消纳的关键突破点。此外，智能电网、虚拟电厂、源网荷储一体化等技术将进一步提升系统灵活性与运行效率，数字化、人工智能的深度应用也将重塑电力系统的规划、运营与消费模式，碳捕集与封存技术为传统火电的低碳转型提供潜在路径，更多辅助技术的进步将进一步完善电力系统转型。 报告声明 本报告分析及建议所依据的信息均来源于公开资料，本公司对这些信息的准确性和完整性不作任何保证，也不保证所依据的信息和建议不会发生任何变化。我们已力求报告内容的客观、公正，但文中的观点、结论和建议仅供参考，不构成任何投资建议。投资者依据本报告提供的信息进行证券投资所造成的一切后果，本公司概不负责。 本报告版权仅为本公司所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制和发布。如引用、刊发，需注明出处为大公国际，且不得对本报告进行有悖原意的引用、删节和修改。