1. 行业基本情况
1.1 电力行业整体概况及发展趋势
1.1.1 电力行业整体概况
电力行业作为我国国民经济的支柱性行业，是我国经济发展的重要动力。近年来，伴随国民经济持续增长，电力行业进入快速发展阶段，需求侧与供给侧均呈现出强劲的增长态势，同时随着“双碳”目标和能源转型的深入推进，电力行业处于结构调整与技术变革的关键时期，正在不断向清洁低碳、安全高效、智能化、市场化的方向持续发展。
1.1.1.1 消费端：电力需求持续增长，结构优化趋势显著
根据国家能源局统计，2015 年至2024 年，我国全社会用电量从 5.55 万亿千瓦时增长到 9.85 万亿千瓦时，年均复合增长率为 6.58%；2025 年 1-9 月，我国全社会用电量为7.77 万亿千瓦时，同比增长 4.60%。根据中电联预测，“十五五”期间，我国全社会用电量预计仍将保持较快增长态势。到 2030 年，我国全社会用电总量预计将突破 13 万亿千瓦时。
在用电总量平稳增长的同时，伴随产业结构调整，我国电力消费结构持续优化。在全社会用电量中，第二产业用电量一直保持用电主体地位，但其用电量占比持续下降，从 2015 年的 72.15%下降至 2025 年 1-9 月的 63.20%，而第三产业用电占比则从12.90%增长至19.39%，反映出我国经济结构向服务化、高端化转型的态势。
1.1.1.2 供给端：电力装机规模持续增长，可再生能源成为新增主力
我国电力装机规模近十年以来保持快速增长态势。2015 年至2024 年，全国发电装机容量从15.07 亿千瓦迅速扩张至33.49 亿千瓦，年均复合增长率达9.28%；截至 2025 年 9 月末，全国发电装机容量已达 37.17 亿千瓦，同比增长 17.50%，已提前实现了《2025 年能源工作指导意见》中提出的“2025 年全国发电总装机达到36 亿千瓦以上”的目标，为电力安全供应奠定了坚实的基础。
在“双碳”目标引领下，我国大力发展可再生能源，可再生能源装机规模和发电量持续增长，取得跨越式发展。2015 年至 2024 年，我国可再生能源装机占比从33.16%增长至 56.42%，其中光伏装机是增长最快的电源类型，年均复合增长率高达40.49%；风电装机也保持了快速增长，年均复合增长率达 16.84%，光伏发电、风电成为我国可再生能源发电行业增长绝对主力。截至 2024 年末，包括风电、太阳能发电以及生物质发电在内的新能源发电装机规模达14.53 亿千瓦，占全部电力装机的 43.40%，首次超过火电装机规模，标志着我国电力结构正式迈入“低碳化”发展新阶段。2025 年前三季度，可再生能源装机规模进一步保持高速增长，新增装机 3.09 亿千瓦，同比增长 47.70%，约占新增装机的 84.40%。
随着我国社会经济发展，我国电力行业规模逐年上升，全社会发电量亦呈稳步上升趋势。根据国家能源局数据，2015-2024 年我国发电量由5.62 万亿千瓦时增长至9.42 万亿千瓦时，年复合增长率达 5.91%。同时，电力生产结构的绿色转型在发电量上亦得到了直接体现。随着国家对清洁能源的大力发展及光伏发电、风力发电等清洁能源技术的不断进步，我国可再生能源发电量及其占比逐年提升，可再生能源发电量由从 2015 年的 1.41 万亿千瓦时增长至 2024 年的 3.47 万亿千瓦时，在全国总发电量中的占比由 2015 年的 25.06%提升至 36.84%，尤其是近五年以来占比提升明显，可见可再生能源发电在我国电力能源结构中的地位不断提升，对全国电力供应的贡献日益显著。
1.1.2 电力行业发展趋势
1.1.2.1 电力消费持续增长：终端用能深度电气化创造广阔市场空间
我国的终端电力消费预计将在中长期内保持稳定增长，为电力行业发展提供根本动力。工业领域的高端制造与数字化转型、交通领域的电动汽车全面普及、建筑领域的智能家居与清洁供暖推广，共同构成了用电量增长的坚实基础。此外，以人工智能、大数据中心为代表的新一代数字技术基础设施，正成为强劲的新兴增长引擎，其对电力的需求呈现爆发式增长态势，并对供电的连续性、稳定性提出了更高要求。终端用能的广泛电气化，在推动社会低碳转型的同时，也为电力系统的发展提供了确定且持续增长的市场空间，是支撑整个能源电力行业可持续发展的核心市场基础。
1.1.2.2 电源结构根本性转变：清洁能源成为主体，火电夯实兜底保障
随着能源转型的深入推进，我国电源结构正在发生历史性变革。截至 2025 年 9 月末，我国可再生能源装机占比已达 59.13%，成为装机主体。其中风电、光伏新增装机占新增总装机的比重超过 80%，已成为电力增量的绝对主导。预计到 2030 年，中国新能源装机规模将进一步倍增。与此同时，火电的功能定位发生战略性调整，正从提供电量的主体电源转向为系统提供可靠容量支撑和灵活调节能力的保障性电源，其压舱石作用在中期内不可或缺。通过大规模的节能降碳改造、灵活性改造和供热改造，火电正提升自身效率与调节能力，以更好支撑新能源消纳。
1.1.2.3 电力技术创新驱动：融合化与智能化成为转型核心引擎
当前，电力行业正处于一场由技术全方位创新驱动的深刻变革中，融合化和智能化正成为推动转型的核心引擎，从发电、输配电到系统集成，各领域的关键突破正在重塑行业格局。在发电侧，风机单机容量不断刷新纪录，光伏电池转换效率持续突破，推动可再生能源向更高效、更经济的方向迈进；在电网侧，以特高压为骨架的“西电东送”大动脉与柔性直流、构网型等先进技术协同，显著增强了对波动性新能源的接纳与支撑能力；在系统平衡侧，储能技术呈现多元化发展，除规模领先的电化学储能外，压缩空气、飞轮等新技术也在加快演进，为电力系统提供灵活调节能力。未来，随着人工智能、数字孪生等智能技术的全面渗透，将大幅提升电力系统的安全性与可靠性，全面驱动电力行业向更高效、更经济、更绿色的方向演进。
1.1.2.4 电力体制改革加速成型：全国统一电力市场全面建成
2022 年 4 月，中共中央、国务院印发《关于加快建设全国统一大市场的意见》，首次从国家层面提出健全全国统一电力市场体系。2024 年 11 月，国家能源局、中电联等印发《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》，明确 2029 年建成全国统一电力市场的具体目标。当前，全国统一电力市场建设已实现阶段性目标，电力市场化交易占比已超过 60%，新能源参与市场比例已超过 50%，跨省跨区交易规模持续扩大，电力现货市场已正式运行，电价形成机制逐步完善，绿电交易快速增长，以《电力市场运行基本规则》为基础，电力中长期、现货、辅助服务规则为主干，信息披露、市场注册、计量结算为支撑的电力市场“1+6”基础规则体系已初步构建完成，为后续发展奠定了坚实基础。下一步，随着“2025年初步建成、2029 年全面建成”的规划蓝图稳步推进，我国电力将持续完善市场规则、优化交易机制、强化技术支撑，进一步发挥市场在资源配置中的决定性作用，为能源安全保供、绿色低碳转型和经济行稳致远提供更有力的支撑。
1.2 火力发电行业概况及发展趋势
1.2.1 火力发电行业概况
火力发电作为一种传统的发电形式，是借助煤、石油、天然气这类燃料所释放的热能，经由发电动力装置转变为电能。火力发电作为我国最主要的发电形式，长期以来在我国电力行业发展中处于关键支柱地位。
我国拥有全球规模最大的火电市场，装机容量与发电量均居世界领先地位。从装机容量规模来看，截至 2025 年 9 月末，我国火力发电装机容量为 15.03 亿千瓦，同比增长5.70%。近年来受国家能源结构转型趋势的影响，全国火力发电设备装机容量增速放缓，火电装机容量占比由 2015 年的 65.72%跌至 2025 年 9 月末的40.45%，仍有进一步下降趋势。
从发电量来看，2015 年全国火力发电量为 4.21 万亿千瓦时，占全国总发电量的比重达75%。随着国家对可再生能源的大力发展及风电、光伏发电等新能源技术的不断进步，火力发电总量虽保持波动增长，但增速已明显放缓，且占比逐年降低。2025 年1-9 月，全国火力发电量为 4.70 万亿千瓦时，同比下降 1.20%，占全国总发电量的比重降至 64.73%，延续了下降趋势。
在当前能源结构转型的背景下，火力发电行业面临政策调控、煤价波动、新能源替代等多重挑战，但在保障电网瞬时平衡、应对高峰负荷和极端天气方面，火电凭借其启动迅速、出力稳定、调节能力强的突出优势，发挥着不可或缺的“压舱石”和“稳定器”作用，是维护国家能源安全与电力系统稳定的核心力量。
1.2.2 火力发电行业发展趋势
1.2.2.1 功能定位转型：从主体电源到保障性电源的战略性转型
在“双碳”目标和能源结构加快转型的大背景下，火电行业正从提供电力电量的“主体电源”向为电力系统提供稳定性与灵活性的“调节性、保障性电源”转变。随着新能源大规模并网，其间歇性和波动性对电网稳定构成挑战，在当前的技术条件和装机结构下，火电是最经济可行、安全可靠的灵活调节资源，在提升电力保供能力的同时促进可再生能源发展。我国以煤为主的资源禀赋，也决定了火电在相当长时期内仍将承担保障我国能源电力安全的重要作用，加上其稳定、受限制条件小的特点，“压舱石”作用很难被替代。
1.2.2.2 技术发展升级：持续推动清洁低碳升级与智能化改造
随着新型电力系统建设的深入推进，火电行业正加速向清洁化、高效化、灵活性方向转型。行业升级主要聚焦三个方面：一是合理布局先进火电，优先采用大容量、高参数、低能耗、调节能力强的发电机组；二是优化存量机组结构，通过延寿运行、淘汰关停或转应急备用等方式有序退出落后产能；三是大力实施以节能降碳、灵活性改造和供热改造为核心的“三改联动”，重点提升高煤耗机组效率，增强火电对新能源的调节支撑能力。国家发改委、国家能源局联合发布的《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025—2027 年）》，进一步明确了煤电的兜底保障定位，并对清洁降碳、安全可靠、高效调节和智能运行提出更高标准。当前，我国在高效超超临界发电和超低碳排放改造方面已处于世界前列，为行业绿色转型奠定基础；长远来看，CCUS（碳捕集、利用与封存）等前沿技术将为火电实现深度脱碳提供关键路径，将加速我国火电行业向低碳化、清洁化转型的步伐。
1.2.2.3 商业模式创新：“火电+”综合联营成为重要方向
国家积极推动煤炭与火电、火电与可再生能源“两个联营”，鼓励开展实质性联营合作，布局大型风光火储一体化基地。2024 年，国家能源局发布的《能源工作指导意见》中明确提出需要提升电力系统调节能力，推动煤炭与煤电一体化联营，加快支撑性、调节性火电建设。“两个联营”模式有助于构建“煤电+”综合能源布局，统筹能源保供、安全与可持续发展，推动火电企业平稳转型与产业结构优化，是行业未来重要发展方向，也为实现“双碳”目标提供有力支撑。
1.2.2.4 市场机制完善：容量电价机制保障行业可持续发展
随着电力市场化改革持续深化，火电电价机制逐步理顺，形成了“能涨能跌”的市场化定价方式。2021 年，燃煤发电上网电价全面放开；2023 年，煤电容量电价机制正式建立，标志着我国煤电电价体系从单一的电量电价模式，转向“电量电价+容量电价”两部制。根据国家制定的煤电容量电价政策，2024-2025 年多数地区通过容量电价回收的固定成本比例约为 30%，而自 2026 年起，该比例将提升至不低于50%。电价机制的完善，将有力保障煤电机组的固定成本回收与合理收益，从而增强火电行业的可持续发展能力。
1.3 可再生能源发电行业概况及发展趋势
1.3.1 可再生能源发电行业概况
可再生能源发电是指利用风能、太阳能、水能、生物质能等可再生能源进行电力生产的方式。与传统化石能源发电相比，可再生能源发电具有资源丰富、环境友好、可持续性强等显著优势，在当下传统化石能源面临资源枯竭、环境污染等多重挑战的背景下，发展可再生能源发电成为全球能源转型的重要方向。
在“双碳”战略驱动下，可再生能源已发展成为电力系统增量装机的绝对主体和电力供应的核心增长极。 2015 至2024 年我国可再生能源装机规模快速增长，占比由 33.16%增长至 56.42%，截至 2024 年末，我国可再生能源装机规模达到18.89 亿千瓦，同比增长 24.58%，其中风电光伏装机规模突破 14.07 亿千瓦，已提前6 年实现“2030 年风电、光伏发电总装机 12 亿千瓦”的国家自主贡献目标，充分展现了新能源发展的“中国速度”与坚定决心。2025 年我国可再生能源装机规模持续扩大， 1-9 月新增可再生能源装机规模3.10 亿千瓦，同比增长47.70%，约占新增装机的84.40%，在我国电力能源结构中的地位不断提升。截至 2025 年9 月末，我国可再生能源装机规模已达 21.98 亿千瓦，占比达59.13%。
发电量方面，可再生能源的替代作用日益凸显。2015 年我国可再生能源发电量占比仅为 25.06%，随着国家政策的大力支持和可再生能源发电技术的创新进步，我国可再生能源发电量增长迅速，到 2024 年底，占比已攀升至 36.84%，年均复合增长率超 10.50%，对全国电力供应的贡献日益显著。2025 年 1-9 月我国可再生能源发电量 2.89 万亿千瓦时，同比增加 15.50%，其中风电、光伏发电量合计达1.73 万亿千瓦时，同比增长 28.30%，占全社会用电量的22.27%，较去年提升 4.10 个百分点，风电、光伏合计发电量较去年同期增加 3,822 亿千瓦时，超出全社会用电量增量，成为新增用电量的绝对主力。
1.3.2 可再生能源发电行业发展趋势
1.3.2.1 战略地位跃升：从补充能源迈向主体电源
我国新能源行业经过十余年快速发展，已从补充能源成长为电力增量的主体。“十四五”期间，我国已构建起全球最大、发展最快的可再生能源体系，可再生能源发电装机占比由 40%提升至 60%左右，历史性超过火电装机规模，意味着我国电源结构正在以煤电为主向可再生能源主导转变，能源绿色转型迈入新阶段。“十五五”期间是实现 2030 年前碳达峰目标的关键窗口期，也是推动新能源从辅助补充走向主力支柱、从规模扩张迈向高质量发展的攻坚阶段。预计在国家政策的持续推动下，可再生能源装机规模将步入新增长周期，清洁能源发展将全面进入以质量与价值为导向的新时期。
1.3.2.2 技术驱动降本：持续提升经济性与市场竞争力
我国可再生能源行业正经历从规模扩张向质量提升的关键转型，技术创新成为驱动产业升级的核心动力。例如，在风电领域，大型风电机组的研发和应用日益成熟，发电效率显著提高；在光伏领域，高效电池技术的研发不断取得进展，光伏发电转换效率持续提升。同时，随着人工智能、大数据等技术的快速发展，新能源产业正加速向智能化、数字化方向转型，通过智能化技术的应用，优化发电效率与运营经济性。风电、光伏等新能源领域的技术进步，正从效率、成本与运维等多维度系统性提升可再生能源发电竞争力。
1.3.2.3 全面参与市场：从计划保障向市场交易深刻转型
随着《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）的发布，新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格，标志着我国新能源产业从“政策驱动”全面转向“市场驱动”。改革后，新能源电力市场将呈现市场化、多元化特征。一是市场交易品类多元化，电力现货、绿证交易、碳市场与辅助服务等多种机制加速衔接与落地，市场交易品类由单一电量向多元价值拓展；二是市场主体多元化，除传统能源国央企继续发挥主导作用外，民营企业、储能企业、分布式能源运营商等也将共同参与新能源市场交易；三是盈利模式多元化，新能源企业收益来源由传统的电力销售逐步拓展至期现结合、辅助服务、虚拟电厂运营、源网荷储协同等多种渠道。
1.3.2.4 提升利用效率：多层次体系化促进新能源消纳
随着新能源渗透率快速提高，系统消纳压力日益严峻，并呈现一定的“结构性失衡”格局。资源富集的西部、北部地区受限于本地负荷与外送通道，利用率偏低，而东部负荷中心消纳情况较好。当前我国通过电网升级改造、储能设施建设、灵活调节资源开发等措施以增强电力系统调节能力，提高新能源消纳水平，但新能源消纳挑战依然存在。国家发改委、国家能源局发布《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》明确提出，到 2030 年，协同高效的多层次新能源消纳调控体系基本建立，新增用电量需求主要由新增新能源发电满足。新型电力系统适配能力显著增强，系统调节能力大幅提升，满足全国每年新增 2 亿千瓦以上新能源合理消纳需求；到 2035 年，适配高比例新能源的新型电力系统基本建成，新能源消纳调控体系进一步完善。在国家政策大力支持下，新能源消纳将迎来系统性解决方案，将进一步推动新能源行业从规模扩张向高质量发展转型。
2. 行业的周期性、区域性与季节性
2.1 周期性
电力行业的周期性体现为行业受宏观经济影响的周期性。电力行业不仅是关系国计民生的基础性产业，用电量指标也是度量地方经济发展的重要指标，电力行业的整体发展周期与宏观经济周期同步。当宏观经济向好， GDP 增长提速时，工业对电力的需求扩张，带动电力行业的收入随之大幅度上升；当宏观经济下行，GDP 增长降速时，工业对电力的需求减少，电力行业收入亦随之下降。
2.2 区域性
火力发电方面，我国的火电厂主要分布在电力需求负荷较高以及煤炭资源较为集中的地区，主要包括华北、华东和华南等经济较为发达的东部沿海地区以及内蒙古、山西、陕西等煤炭资源较为集中的地区。
风力发电方面，我国风能资源的分布具有明显的区域性特征。我国位于亚洲大陆东部、濒临太平洋，内陆山系较多，地形复杂，青藏高原耸立我国西部，改变了海陆影响所引起的气压分布和大气环流，导致我国风力资源主要集中在西部和北部地区。此外，随着海上风电的发展，沿海风能资源丰富地区的风电场装机容量也在扩张。目前，我国风电场主要集中在东北、华北、西北及东南沿海。
光伏发电方面，由于光照资源在不同地区间差异较大，光伏发电具有很强的区域性。总体来说，西北地区光照资源最丰富，主要以大型地面光伏电站为主，随着分布式光伏电站的发展，中东部地区的装机规模不断攀升，光伏应用逐渐从西北向中东部地区转移。
水力发电方面，我国水能资源具有的明显区域分布特点，导致水电开发也具有区域性。大型流域水电站主要分布在金沙江、雅砻江、大渡河、乌江、长江上游、南盘江红水河、湘西、澜沧江干流、黄河上游、黄河北干流、东北、怒江、闽浙赣十三大水电基地，其蕴藏的水资源量超过全国的一半。
2.3 季节性
火力发电方面，季节性主要表现为不同用电季节对发电量需求的影响。从用电需求上看，居民生活及第三产业用电需求通常在夏、冬两季达到高峰。
风力发电方面，季节性主要表现为风能资源的季节分布差异，我国幅员辽阔，地处北半球北温带，风能资源的季节性很强，各地区存在一定差异，一般春、秋和冬季丰富，夏季相对贫乏。
光伏发电方面，由于季节交替带来的太阳能辐射变化和温度变化，均会直接影响光伏电站的发电量。我国太阳能资源在不同季节间存在一定的差异，一般来说，冬季的太阳辐射最弱，可利用的光照资源最少，光伏发电量最少，而春夏秋三个季节发电量相对较多。
水力发电行业季节性主要表现为不同季节受季风气候影响，我国大多数河流年内、年际径流分布不均，丰、枯季节流量相差较大。根据来水变化情况，可以将四个季节划分为丰水期、平水期和枯水期，其中第一季度为枯水期，第二季度和第四季度为平水期，第三季度为丰水期。
3. 行业壁垒
电力行业属于资金密集、技术和安全稳定性要求高的行业，进入壁垒较高。投资者必须具有较雄厚的资金实力和较高的技术水平；另外，国家对电力行业进行严格监管，电力项目必须符合国家规定和总体规划，同时必须经过有关部门的严格审批和验收。
3.1 行业准入壁垒
电力行业的市场准入受到政府的严格管制。电力项目必须符合国家规定和总体规划，并经过有关部门的严格审批和验收，通常需要先通过当地政府主管部门以及各职能主管单位的审查并获得所有前期支持性批复文件，在取得各项支持性文件的基础上，获得发改委核准。此外，需要履行土地使用、项目建设、工程验收等环节，并与相关电网签订《并网调度协议》后，才能正式投入商业运行，因此电力行业的准入门槛较高。
3.2 资金壁垒
电力行业属于资金密集型行业，电力企业建设大型发电机组成本较高，初期需要投入大量资金，电站建设包括土地开垦、电厂建设、设备投资、征地移民费用等，资金投入较大，需要雄厚的资金实力作为后盾。大额资金需求量对电力企业的自有资金实力和融资能力均提出了考验，而且回收期较长，进入门槛相对较高，因此行业存在着较高的资金壁垒。
3.3 技术与人才壁垒
电力行业属于技术密集型行业，电站的建设通常要面对复杂的施工环境，工程质量需要严格把控；建设完成后，电站的运行管理也需要专业团队的负责，对电力生产企业的工程建设管理能力和运行管理水平都提出了较高的要求。因此，电力行业高度依赖兼具专业技术、项目管理和市场洞察的复合型人才，尤其需要通过长期实践形成的、应对系统运行与突发状况的实践经验，技术与人才的深度结合，构筑了行业的核心竞争壁垒，推动市场格局向具备丰富经验及综合实力的企业集中。
4. 影响行业发展的有利和不利因素
4.1 火力发电行业
4.1.1 行业发展的有利因素
4.1.1.1 电源结构基石稳固，资源与技术优势支撑长期主体地位
我国资源禀赋和现实需求共同决定了火力发电在相当长时期内仍将承担保障电力供应稳定性的重任。一方面，基于“富煤、少气、缺油”的国情，煤电是保障能源自主安全的战略基础；另一方面，相较于其他电源，火电具有建设周期短、出力稳定可控、调节灵活等显著技术经济优势。根据国家能源局数据，2025年 1-9 月，火电发电量占比仍达 64.73%。在能源结构绿色转型的进程中，火电在满足持续增长的用电需求、并为波动性新能源提供关键调峰支撑方面，其“压舱石”的主体地位在较长时期内依然稳固。
4.1.1.2 “十五五”关键期电力需求增长，凸显火电保障与调节价值
“十五五”时期是我国推进碳达峰目标的关键阶段，随着经济社会持续发展和能源转型深入推进，全社会用电需求预计将保持稳定增长。在构建新型电力系统的背景下，风电、光伏等可再生能源装机比重持续提升，但其出力的间歇性和波动性对电网安全稳定运行带来新的挑战。火电凭借其稳定可靠、调节灵活、不受自然条件限制的独特优势，在保障电力供需平衡、维护电网稳定方面的基础性作用将更加突出。尤其在迎峰度夏、度冬等用电高峰及极端天气下，火电作为最可靠的保障电源，其兜底保供和顶峰填谷的关键作用将进一步加强，成为支撑能源安全和电力系统稳定运行不可或缺的力量。
4.1.1.3 市场化改革深化，电价机制完善保障行业可持续发展
电力市场化改革的持续深化，正通过价格机制系统性地理顺火电的盈利模式与可持续发展逻辑。2021 年10 月，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，有序放开全部燃煤发电电量上网电价。2023 年11月，国家发改委、国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，将煤电单一制电价调整为两部制电价，容量电价回收固定成本比例将逐步提升，煤电盈利能力进一步改善。根据各省煤电容量电价表，2024-2025 年多数地方通过容量电价回收固定成本的比例 30%左右，2026 年起各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于 50%，煤电的基本收益得到充分保障。
4.1.2 行业发展的不利因素
4.1.2.1 能源结构转型加快与市场竞争加剧，火电发展空间受到结构性挤压
近年来，火力发电装机比重持续下降，新能源装机比重明显上升。截至 2025年9 月末，火电装机容量占比下降至 40.45%，较 2015 年下降了25.27 个百分点，呈显著下降趋势。“碳达峰”和“碳中和”目标对电源结构的转变提出了新的要求，在此背景下，我国可再生能源装机容量比重将持续提升，火电装机容量比重将持续保持下降趋势，火力发电装机容量增速将明显放缓。
4.1.2.2 燃料成本波动与环保政策趋严，火电行业运营成本增加
我国火电行业以煤炭作为主要能源，煤炭采购价格的变动将直接影响火电企业的经营成本。自 2016 年下半年以来煤炭价格持续保持宽幅波动，煤炭价格波动直接导致火电企业成本控制难度加大，进而影响火电行业的盈利水平。尽管火电企业长协煤覆盖率较高，但煤炭价格受全球经济、地缘政治、气候变化等因素影响波动频繁，导致燃料成本不确定性增加。同时，随着国家对于环保的要求与监管力度提高，严格的环保排放标准要求火电企业投入巨额资金进行超低排放改造，且碳减排压力持续增大，增加了企业的运营成本和合规风险。
4.2 可再生能源发电行业
4.2.1 行业发展的有利因素
4.2.1.1 电力需求稳定增长，用能结构优化提供广阔市场空间
我国电力消费在宏观经济稳健增长与产业结构深度调整的双重驱动下，保持旺盛增长势头。一方面，传统产业的电气化改造持续推进；另一方面，以大数据中心、5G 通信、新能源汽车充电设施及高端制造业为代表的新兴产业用电需求呈现高速增长态势，成为拉动用电增长的新引擎。未来，随着数字经济与实体经济深度融合，以及社会电气化水平进一步提升，全社会用电量预计将保持中长期增长趋势，这为可再生能源电力的消纳提供了持续扩张的市场基础。
4.2.1.2 国家政策持续利好，为行业高质量有序发展提供支撑保障
近年来，国家持续推进“双碳”战略，密集出台一系列支持可再生能源发展的相关法律法规与政策文件，先后发布《“十四五”现代能源体系规划》《2030年前碳达峰行动方案》等一系列顶层设计文件，明确将风电、太阳能发电作为能源结构优化的核心方向，《中华人民共和国能源法》的颁布实施，以法律形式确立了可再生能源优先地位，明确优化能源结构、推进可再生能源替代的路径，并对健全消纳保障机制、构建新型电力系统提出明确要求。通过政策引导与法治保障，我国正稳步推动能源供给清洁化与终端用能电气化，在保障能源安全的前提下，持续提升可再生能源占比，推动新能源行业从规模扩张向高质量发展转型。
4.2.1.3 技术进步驱动成本下降，产业竞争力显著增强
技术进步是可再生能源发电行业发展的核心驱动力，正在系统性降低行业全生命周期成本，使其在不依赖补贴的情况下具备更强大的市场竞争力。风电方面，风机大型化趋势显著，单机容量的提升大幅摊薄了单位千瓦的制造、安装及基础成本，使得低风速区域与深远海资源的规模化开发成为可能；光伏方面， TOPCon、异质结、钙钛矿等新型高效电池技术研发与产业化进程加速，量产先进晶体硅光伏电池转换效率已突破 25%，结合大尺寸硅片与智能制造的推广，将驱动系统成本持续下行；水电方面，数字化改造与流域集约化调度进一步提升发电效率与运营经济性。在技术进步与成本下降双轮驱动下，可再生能源发电的竞争力将显著增强。
4.2.2 行业发展的不利因素
4.2.2.1 装机规模激增，消纳与调节能力面临考验
随着新能源装机规模的快速扩张，消纳问题日益凸显。一方面，我国能源资源与负荷需求呈现明显不均衡特征，风能、太阳能等新能源资源多集中在西部、北部等地区，而电力负荷中心在东部、南部等经济发达地区，导致新能源电力需实施大规模、远距离输送，对电网规划、跨区通道建设、输电技术及运营安全性提出了极高要求，也带来了显著的输电成本。另一方面，新能源出力特性不稳定，风电、光伏发电易受天气、季节等因素影响，具有间歇性、随机性和波动性，导致电力供应紧张和弃风弃光问题同时存在。目前，储能尚未形成大规模商业化应用，系统调节能力不足，市场机制仍需进一步完善，新能源消纳问题仍面临较严峻挑战。未来需通过技术进步、市场改革、政策协同等多维度发力逐步构建适应高比例新能源的新型电力系统，实现新能源的高效消纳与可持续发展。
4.2.2.2 市场化改革深化，行业竞争加剧影响盈利稳定性
随着电力体制改革向纵深推进，以“管住中间、放开两头”为核心的市场化框架加速形成。电价市场化形成机制逐步完善，电力现货市场建设全面推进，使得发电侧竞争日益充分和透明。在电力供需总体呈现宽松平衡或局部过剩的背景下，发电企业之间围绕电量的竞争趋于激烈，尤其在现货市场中，出清价格波动显著。这种竞争态势在促进效率提升的同时，也可能对发电企业的定价能力和平均上网电价水平产生压力，进而影响其盈利的稳定性和可预见性，对企业精细化管理和成本控制提出了更高要求。
5. 行业与上、下游行业之间的关联性及影响
电力行业具有清晰、完整的产业链条，其发展深受上、下游行业的制约与推动。产业链上游主要包括燃料与设备供应、工程设计与建设等领域；中游为核心的发、输、配、售电环节；下游则通过电网最终连接至广大的居民、工商业等终端用户，其需求直接受宏观经济景气度与产业结构变迁的影响。
具体而言，对于以煤电为代表的传统火力发电企业，其上游主要为能源行业，尤其是煤炭产业。受我国“富煤、少气、缺油”的资源禀赋制约，煤炭的价格波动与供应稳定性直接决定了火电企业的主要生产成本与经营效益。而对于风电、光伏及水电等可再生能源发电企业，其生产原材料为江河来水、风、阳光等自然资源，因此上游行业主要为电力工程建设和电力设备制造行业，上游设备的技术进步、成本下降及工程效率提升，直接为可再生能源发电的规模化发展与度电成本降低创造了有利条件。
发电企业的下游相对集中，国家电网等主要的电网公司承担着电力输送、分配与销售的关键职能。因此，电网的规划建设进度、消纳能力及收购政策对发电企业至关重要。终端电力消费需求则与国民经济运行状况、工业化与城镇化进程、以及产业结构升级密切相关。宏观经济的平稳增长、基础设施的持续投入及高端制造业的蓬勃发展，构成了驱动电力行业长期稳定发展的根本动力。
6. 行业竞争格局
长久以来，中国电力行业的竞争主要集中于发电领域，2002 年电力体制改革后，发电企业逐步形成了三大梯队，第一梯队是以五大发电集团为代表的中央直属大型发电集团，包括大唐集团、国家电投集团、华能集团、国家能源集团和华电集团；第二梯队是以“新六小电力集团”为代表的全国性电力公司，包括华润电力控股有限公司、中国长江三峡集团有限公司、中国核工业集团有限公司、中国广核集团有限公司、国投电力控股股份有限公司、中国节能环保集团有限公司；第三梯队为区域性电力公司，一般为省属能源国企及其他央企投资平台。发电行业整体市场竞争较为激烈，但五大发电集团始终占据着国内电力市场的主导地位，凭借在业务规模、融资能力、项目建设、生产管理、技术研发等方面的综合优势保持行业内的绝对领先地位。未来，随着电力体制改革的深入推进以及风电、光伏等新能源发电项目迅速发展，将进一步加剧目前发电行业日益激烈的竞争局面。
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