2026年中国电力生产行业信用趋势前瞻

摘要 2025年，新能源电力累计装机规模首次超越火电，跃升为中国第一大电源类型。但随着新增容量迅猛增长，风电、光伏设备利用小时数联袂下滑，火电在电量结构中仍具“压舱石”特征。远东资信预计，2026年火电装机容量或将迎来一轮增长潮，水电投产规模较过去两年变化不大，核电新增机组容量较为有限，新能源新增装机规模将自高位回归理性。 宏观经济维持合理增速、新兴电力需求高速发展将共同推动2026年全社会用电量增长，为激增的新能源设备并网需求创造更为充裕的消纳空间将是电力行业需求端长期发展的核心要务。我们预计，2026年中国电力生产行业供需格局将进一步趋向宽松，市场化交易电价面临较大回落风险；容量电价上调使得火电对能量电价下调容忍度提升；新能源存量项目价格政策沿袭性好，收益确定性强；增量项目机制电价充分反映区域供需关系，非机制电量对应电价大概率低于机制电价。 整体上看，近年来中国电力生产企业在电改进入深水区后毛利率逐年增长，债务结构保持稳健，偿债能力有所增强，但不同电源类型企业间业绩表现有所分化。火电企业凸显其稳健的公用事业属性，信用分析逻辑将逐步与“电量规模效应”脱钩，而与衡量辅助服务提供能力的“容量规模效应”挂钩。新能源电力企业面临量价下行的双重挑战，我们对其信用趋势的判断相较火电企业更为谨慎，但认为其整体信用质量尚未发生实质性弱化。 作者唐大千，CPA，CFA远东资信工商企业评级一部tangdaqian@fecr.com.cn 2026年2月24日 一、2025年中国电力生产行业基本面回顾与2026年展望 ◼2025年，新能源电力累计装机规模首次超越火电，跃升为中国第一大电源类型。但随着新增容量迅猛增长，风电、光伏设备利用小时数联袂下滑，火电在电量结构中仍具“压舱石”特征 随着中国在2020年9月第七十五届联合国大会一般性辩论环节首次宣布“双碳”愿景并于2021年3月提出“构建以新能源为主体的新型电力系统”目标后，国内电源结构变革明显提速，新能源在装机结构中的比重快速攀升。至2025年2月末，以风电、光伏为代表的新能源电力累计装机规模历史上首次超越火电，跃升为中国第一大电源类型。截至2025年末，中国全电源累计装机容量达38.9亿千瓦，同比增长16.1%。分电源种类看，火电、水电、核电、风电、光伏累计装机容量各为15.4亿千瓦、4.5亿千瓦、0.6亿千瓦、6.4亿千瓦、12.0亿千瓦，同比增长6.5%、2.8%、2.7%、22.9%、35.5%，装机比重分别为39.6%、11.5%、1.6%、16.4%、30.9%。 资料来源：Wind，远东资信整理 从新增发电设备容量角度看，新能源电源装机规模的增长优势更为显著。2025年，中国新增发电设备容量54,617.0万千瓦。火电、水电、核电、风电、光伏新增设备容量分别为9,450.1万千瓦、1,214.6万千瓦、153.4万千瓦、12,047.6万千瓦、31,751.4万千瓦，占比各为17.3%、2.2%、0.3%、22.1%、58.1%。受可开发资源愈发稀缺、以往年度核准机组数量有限影响，水电、核电新增设备容量较小，在比重图（图3）中占比很低且份额被不断压缩；火电新增设备容量比重受新能源电源挤压影响趋势性下滑，但2025年随在缺电周期内加速核准的机组陆续投运，新增设备容量比重有所提升；新能源（特别是光伏）是新增设备容量的绝对主力，新增设备容量比重由2021年的58.1%急剧攀升至2025年的80.2%。 2025年，中国火电、水电、核电、风电、光伏设备利用小时数分别为4,147时、3,367时、7,809时、1,979时、1,015时（1~11月数据）。核电设备利用小时数最高，新能源设备利用小时数较低，光伏设备利用小时数最低。从各发电设备利用小时数同比增减角度分析，火电在2021年缺电时期承担顶峰容量角色，设备利用小时数同比大幅增长，但随着新能源电力大规模并网，火电定位向辅助服务提供商转型，其设备利用小时数同比趋势性下滑，这一特征自2024年以来最为明显；水电设备利用小时数同比变化呈现“大小年”特征，并持续与火电“此消彼长”，这与主要水库区域降雨量高度相关；风电设备利用小时数自2023年下半年以来持续下滑，直至2025年末，风电设备利用小时数同比增减数始终处于负值区间；光伏设备利用小时数除2022年同比增长外，其余期间同比增减数基本处于负值区间。2025年以来，风电、光伏设备利用小时同比增减数更是联袂下探，与其高歌猛进的装机增速明显背离。 资料来源：Wind，公开资料，远东资信整理 2025年，中国实现发电量97,158.8亿千瓦时，同比增长2.2%；分电源种类看，火电、水电、核电、风电、光伏发电量分别为62,945.5亿千瓦时、13,143.6亿千瓦时、4,813.2亿千瓦时、10,530.8亿千瓦时、5,725.7亿千瓦时，同比增长-1.0%、2.8%、7.7%、9.7%、24.4%，占比分别为64.8%、13.5%、5.0%、10.8%、5.9%。2025年，火电在全电源电量结构中仍占据近65%的比重，为电力系统提供“压舱石”电量；因设备利用小时数较低且不断回落，风电、光伏等新能源电源的电量比重合计仅为16.7%，与其近45%的（合计）容量比重差距较大。 ◼预计2026年火电装机容量或将迎来一轮增长潮，水电投产规模较过去两年变化不大，核电新增机组容量较为有限，新能源新增装机规模将自高位回归理性 为缓解2021~2022年阶段性电力供需失衡，国家发展改革委与国家能源局于2022年9月召开煤炭电力保供工作会议，煤电机组核准力度明显加大。2022~2024年，中国分别核准煤电机组9,071.6万千瓦、10,643.5万千瓦、6,223.9万千瓦，核准量分别为2021年的4.9倍、5.7倍和3.4倍，期间火电基本建设投资完成额增速触底回升。考虑到煤电自核准至投产的建设期约为2~3年，在电力供给短缺时集中核准的大规模火电机组于2026年正处于投产高峰期，使得我国火电装机容量或将迎来一轮增长潮。水电属于稀缺资源，我国可开发水电资源不断减少，剩余可开发容量裕度非常有限。近年来，中国水电机组基本建设投资完成额增速围绕-5%的中枢波动，2025年为-10.3%。考虑到大型水电机组投产周期多在10年以上，我们预计2026年水电机组投产规模较2024~2025年变化不大。 资料来源：Wind，远东资信整理 近年来，我国核电机组基本建设投资完成额增速围绕约30%的均值水平波动。在经历了2016~2018年的零核准后，我国自2019年重启核电机组核准工作，并自2022年以来保持每年10台机组的核准节奏。考虑到核电机组自核准到投入商运一般需要5~6年时间，2026年预期投运机组的核准时间对应2019~2020年，即重启核电核准初期时的机组。因此，我们预计2026年并非核电投运高峰，新增机组容量或较为有限。但随着2022年以来大规模核准机组于2030年前后投运，彼时核电机组新增装机规模或将出现较高幅度增长。 在经历高歌猛进的规模扩张后，我国新能源电力基本建设投资完成额增速已明显放缓。2025年，中国风电基本建设投资完成额3,078.1亿元，同比增长-2.6%，自2023年以来首次录得负增长（对比2023、2024年投资额同比增速为27.5%、10.1%）；2025年1~11月，中国太阳能（机组）基本建设投资完成额2,159.7亿元，同比大幅下滑34.2%（对比2023年、2024年同期投资额同比增速为60.5%、0.6%）。远东资信认为，在消纳矛盾日趋凸显背景下，中国新能源电源基本建设投资完成额或将延续回落态势。我们预计2026年中国新能源新增装机规模将自高位回归理性。在国家发展改革委、国家能源局印发的《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格[2025]136号）政策推动下，2025年5月风电、光伏迎来历史上罕见“抢装潮”，以期获得在机制电量、机制电价认定方面的政策优惠，当月新增装机规模增速分别高达801.3%、388.0%。我们认为，本次抢装部分透支了未来新能源装机增量，2025年12月的“例行”抢装规模明显低于2023与2024年；同时，随着新能源电力实现全面入市交易，增量项目电价的不确定性增加了投资回收风险，进一步制约了2026年新能源电力的新增装机需求。 资料来源：Wind，远东资信整理 ◼宏观经济维持合理增速、新兴电力需求高速发展将共同推动2026年全社会用电量增长。为激增的新能源设备并网需求创造更为充裕的消纳空间将是电力行业需求端长期发展的核心要务 2025年，中国实现全社会用电量103,682亿千瓦时，同比增长5.0%，较2024年增速放缓1.8个百分点。其中，第一产业用电量1,494亿千瓦时，同比增长9.9%；第二产业用电量66,366亿千瓦时，同比增长3.7%；第三产业用电量19,942亿千瓦时，同比增长8.2%；城乡居民生活用电量15,880亿千瓦时，同比增长6.3%。近年来，中国宏观经济呈现出供给强而需求弱，生产强而消费弱的格局。远东资信预计，2026年政策重点料将集中于消费刺激与内需提升，促消费、扩内需的增量政策将推动经济维持合理增速。与此同时，电气化水平提高、以数据中心算力设施为代表的新兴电力需求高速发展将与经济增长一道共同推动全社会用电量增长。 资料来源：Wind，远东资信整理 从结构上看，我们认为随着大规模风电、光伏等新能源装机实现并网发电，火电角色由基础电量提供者向辅助服务运营商转变，新能源电量对火电的替代效应将维持加速之势。然而，因存在不可预测性与逆调峰特征，消纳已成为制约新能源设备高速并网的核心挑战，直接决定电力系统对新能源电力的“有效”需求。远东资信认为，前文所述新能源装机规模高速增长，但利用小时数却不断下降，进而导致新能源装机容量比重与电量比重产生显著差异 的核心原因便是电力系统对新能源电力的消纳能力已捉襟见肘。一方面，风光资源集中的西北区域与负荷中心东南沿海存在天然的地理位置错配，而特高压线路建设相对滞后；另一方面，参与调峰调频的辅助服务资源不足，使得电网系统难以应对激增的新能源设备并网需求。这体现在数据上，便是风电、光伏利用率的下降，即弃风、弃光率的提升。根据电力行业规划研究与监测预警中心数据，2023~2025年，全国风电利用率分别为97.3%、95.9%、94.3%；全国光伏利用率分别为98.0%、96.8%、94.8%。近三年风电、光伏利用率的持续下滑揭示出装机规模激增引发的消纳困境进一步加剧。与此同时，我们发现新能源装机占比较高的省区（如甘肃、青海、宁夏、内蒙古等），其新能源电力利用率反而较低，从另一侧面反映出电网对风电、光伏电量的消纳困境。 资料来源：Wind，远东资信整理 注：2025年，西藏风电、光伏利用率分别为68.6%、64.9%。资料来源：Wind，远东资信整理 我们认为，为2025年抢装后激增的新能源设备并网需求创造更为充裕的消纳空间将是2026年乃至未来更长时期电力行业需求端发展的核心要务。一方面是要加快特高压电网建设，为西北新能源基地电力生产拓展输送通道。根据国家电网“十五五”规划，“十五五”时期公司固定资产投资预计达到4万亿元，较“十四五”投资增长40%，用于新型电力系统建设；到2030年，跨区跨省输电能力较“十四五”末提升30%以上。从过去几年电源和电网建设 投资增速来看，2022~2023年，随着“双碳”发展路径确立带来的风电、光伏装机容量激增与火电核准提速，电源基本建设投资完成额增速明显高于电网侧。2024年以来，新能源电力消纳矛盾日益凸显，电源投资减速，电网投资加速，两者投资额的增速关系被逆转。但考虑到投资与形成外送能力的时间差，我们认为送电能力不足仍将是2026年制约新能源电力消纳最为重要的不利因素。从新能源占比最高的西北区域来看，跨区域送电量与新能源设备新增装机量之间的增速差距虽有所弥合，但仍然较大。截至2025年6月末，西