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。

正文

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%。

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年随着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。

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。

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。

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。

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。

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，西北电网外送能力8,671万千瓦,但陕西、青海、宁夏、甘肃、新疆等西北五省风光装机合计则高达4.2亿千瓦；考虑到特高压线路或需要搭配火电、水电等调节电源，实际可用于新能源电力的外送能力可能更为有限，这使得相当一部分新能源电力将就地消纳或形成弃用。

另一方面是深度挖掘系统内容量资源配置潜力，提升其经济性与市场参与度，满足风光机组大规模并网所需的调峰/调频容量要求。当前，电力系统内的容量资源主要包括煤电、天然气发电、抽水蓄能、新型储能等。其中，以新型储能设备发展最为迅猛。根据国家统计局数据，截至2025年末，中国已建成投运新型储能装机规模达到1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，较2024年末增长84%，与“十三五”末相比增长超40倍，平均储能时长2.58小时，相较于2024年末增加0.30小时。为按照顶峰能力统一原则补偿机组可靠容量，公平反映不同机组对电力系统顶峰贡献，国家发展改革委与国家能源局于2026年1月发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》(发改价格[2026]114号)，要求分类完善煤电及天然气发电、抽水蓄能电站容量电价机制，建立电网侧独立新型储能容量电价机制，有序建立发电侧可靠容量补偿机制。我们认为，这一政策旨在建立全国统一的、涵盖各类容量资源的容量市场与电价规则，新型储能装置可以参照其他电源的容量电价机制，获得部分可预测的固定成本补偿，进而摆脱完全依赖峰谷电能量差价获取收益的现状，这将明显提升全市场投资人，特别是民间投资人，参与新型电力系统建设的积极性，未来新型储能装置容量料将维持高速增长动能。

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

“十四五”以来，中国电力市场化改革进入快车道，步入深水区。煤电与新能源电力先后实现全面入市，市场化交易电量占比显著提升。根据国家能源局数据，2025年1~12月，全国累计完成电力市场交易电量66,394亿千瓦时，同比增长7.4%，占全社会用电量比重64.0%，同比提高1.3个百分点。从交易范围看，省内交易电量50,473亿千瓦时，同比增长6.2%；跨省跨区交易电量15,921亿千瓦时，同比增长11.6%，其中跨电网经营区交易电量34亿千瓦时。从交易品种看，中长期交易电量63,522亿千瓦时；现货交易电量2,872亿千瓦时。绿电交易电量3,285亿千瓦时，同比增长38.3%。当前，我国电力市场化交易以省内中长期交易为主，交易电量占比逾95%；现货交易占比较低但增速较快。随着国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改[2025]394号）贯彻落实，福建、四川、辽宁、重庆、湖南、宁夏、江苏、河北南网、江西、河南、上海、吉林、黑龙江、新疆、蒙东、青海等省区于2025年末前启动现货市场连续结算试运行；湖北电力现货市场于2025年6月末前、浙江电力现货市场于2025年末前转入正式运行；安徽、陕西电力现货市场力争于2026年6月末前转入正式运行，2026年中国电力现货交易量增速有望进一步增长，其占市场化交易的规模比重也将相应增加。

随着主要电源类型全面纳入市场化交易，未来电力机组的上网电价将由供需关系而非政策决定。随着2021~2022年间电力供给紧张状态得到实质性扭转，电力供需趋松使得交易电价进入下行通道。部分省份公布的中长期交易（年度交易）协定电价显示，广东、广西、江苏、浙江、安徽五省2025年度交易协定电价较2024年分别下滑15.8%、23.8%、8.9%、10.9%、5.3%；除江苏、安徽高于省内燃煤基准价外，其余三省2025年度交易协定电价均低于省燃煤基准价。虽然宏观经济与新兴电力需求将共同推动2026年全社会用电量增长，但随着以往年度核准火电机组的投产潮与大规模新能源抢装机组的陆续并网，叠加水电“大小年”效应，我们预计2026年中国电力供需格局将进一步趋向宽松，这使得所有参与市场化交易的电源电价面临较大回落风险。已公示省内电力市场年度交易结果的江苏、广东两省电力交易均价符合我们的判断：江苏省2026年年度交易总成交电量2,724.81亿千瓦时，加权均价344.19元/兆瓦时，同比下跌16.5%；广东省2026年年度交易总成交电量3,594.37亿千瓦时，加权均价372.14元/兆瓦时，同比下跌5.0%。

对于煤电机组，自2023年11月《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格[2023]1501号）发布以来，其盈利逻辑已由原完全依赖能量收益转变为容量收益、能量收益与辅助服务收益并重。2026年，煤电容量电价将发生上调，现货交易活跃度提升使得机组更易获得顶峰发电的电价优惠，这引发煤电机组对于能量电价下调的容忍度提升，我们预计部分煤电供需宽松突出省份，不排除其中长期交易价格跌破20%下限的可能性。

对于新能源机组，2025年是其市场化改革的关键之年。2025年2月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《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），拉开了新能源电量由保障性收购向全面入市交易的序幕，2026年新能源电力价格将体现通知政策的影响。为保障平稳过渡，通知以2025年6月1日投产为界限划分新老项目，适用不同的政策标准，此后各地陆续出台适用于当地的衔接政策。就2025年6月1日以前投产的新能源存量项目，其具有保障性质的相关电量规模与电价政策以机制电量/电价形式延续，但执行机制的电量比例不得高于上一年；就2025年6月1日起投产的新能源增量项目，其每年新增纳入机制的电量规模，由各地根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定。机制电价则由各地每年组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成。整体来看，存量项目沿袭现行政策确定机制电量与机制电价，运营承接性好，收益确定性强；增量项目即使纳入机制部分，电量与电价的保障程度均大幅低于存量项目，存量、增量项目政策优惠力度差异明显是2025年5月我国新能源装机出现历史性抢装的根本原因。

纳入机制的新能源电量，执行交易价格与机制电价的差价结算。部分已公布机制电价出清结果的省份数据显示：无论光伏抑或风电，增量项目机制电价充分反映区域新能源电力的供需关系。例如，青海、宁夏、新疆、甘肃等省区，区域内新能源电力装机比重较高，消纳难度较大，参与竞价的机组较多，“内卷”较为严重，增量项目机制电价明显低于新能源装机比重更低的省份，处于竞价结果表（按机制电价由高至低排序）的尾部；又如，即使在同一省份内，山东光伏装机充裕度明显高于风电，存在较为严重的供给过剩，其光伏增量项目机制电价的竞价结果明显低于本省风电，与青海等光伏大省增量项目竞价结果较为一致。除个别省市外，存量项目适用的机制电价均为区域燃煤基准价，且高于增量项目，这体现出政策兼顾历史投资成本可能较高的存量项目合理收益的意图，而2025年6月1日后并网的增量项目普遍将面临更低的机制电价水平。

未纳入机制的新能源电量，完全通过市场化交易确定价格，不执行差价结算。基于对2026年市场化交易电价面临较大下调风险的判断，我们认为无论参与中长期交易抑或现货交易，未纳入机制的新能源电量所捕获电价大概率低于机制电价，参与绿电交易的电量规模或将大幅增长。由于出力具有不可预测性，新能源机组可能采用中长期交易锁定部分电量/电价，但若预测电量不及预期或严重偏离曲线，特别是在用电高峰时，其可能被迫购买高价峰值现货以确保履约。新能源机组参与现货交易受其逆调峰特征限制，高发时段往往处于用电低谷，无法捕获高价现货，反而可能匹配低电价甚至零电价。因此，若未配备足够容量储能装置，市场化交易形成的价格对于新能源机组远不及火电“友好”。与此同时，我们预计2026年新能源电力参与绿电交易将更加积极，因为从已公示年度绿色电力交易结果的江苏与广东来看，两省绿电成交均价分别为404.94元/兆瓦时、372.21元/兆瓦时，包含绿色溢价21.71元/兆瓦时、4.93元/兆瓦时，绿电成交均价均高于两省光伏新增项目的机制电价。

二、中国电力生产企业在电改进入深水区后的业绩表现与2026年信用趋势前瞻

样本企业整体毛利率逐年增长，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

远东资信选取了70家以电力生产为主业的发债企业作为样本，分析其在电力市场化改革进入深水区后的业绩表现。70家样本企业中包含火电企业18家（占比26%，下同）、水电企业8家（11%）、核电企业4家（6%），新能源电力企业17家（24%）与多元化电力企业23家（33%）。从全样本角度看，2022年~2025年前三季度，电力生产企业整体毛利率逐年增长，债务结构保持稳健，资产负债率与总债务资本化比率持续回落，偿债能力有所增强。

全样本电力生产企业盈利能力的逐步提升主要由火电企业盈利修复带动（多元化电力企业装机结构亦以火电为主），而煤价下跌是这一结果的主要推手。煤电中长期市场交易价格较基准价下浮20%的下限限制使得火电企业在煤价大幅下行时利润明显增厚。2022年~2025年1~9月，样本火电企业毛利率分别为5.7%、12.0%、14.5%、19.5%。然而，在同一期间，新能源电力企业盈利能力呈逐年回落态势，这主要因其市场化交易电量比重增大、交易电价不断走低所致。核电企业受机组大修、计提乏燃料处置基金等因素影响，盈利下滑幅度亦较大。但从全样本角度看，上述影响被火电企业盈利增长抵消，使得样本整体毛利率仍呈缓步增长态势。

除核电外，其他电源类型电力生产企业总债务资本化比率均呈持续下行之势。总债务资本化比率走势与毛利率负相关，盈利回升使得企业所有者权益增厚（反之亦然），带动总债务资本化比率回落。核电、火电企业资本结构中债务比重明显高于平均水平，水电企业资本结构中债务比重明显低于平均水平。对债务本金的保障能力是盈利指标与资本结构指标相互作用的结果。除核电企业下滑较为明显外，其他类型电源企业经营活动净现金流对总债务的保障程度整体有所提升。其中，火电与新能源电力企业提升幅度较为明显。2022~2024年，各类型电源企业EBITDA对利息的保障能力整体增强。

火电企业凸显其稳健的公用事业属性，信用分析将逐步与“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

电改进入深水区后，对电力生产企业信用趋势的判断必须考虑市场化交易对电价的影响以及新型电力系统中各电源角色的改变。我们认为，2026年火电仍将承担电力系统内“电量压舱石”的角色，虽然交易电价受电力供需格局进一步趋松影响存在较大下行预期，但2026年煤电容量电价将发生上调，远东资信基于各省年度煤电设备利用小时数的测算结果显示，容量电价的调升将使得煤电企业收获1~2分/千瓦时的额外收益，这将部分抵消能量电价下行带来的负面影响。我们认为，从更长周期角度看，新型电力系统中火电角色与使命的改变将使得火电企业信用分析逻辑发生实质性变化，对火电企业偿债能力与信用品质产生重要影响的业绩指标将逐步与“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，这是在新能源机组大规模并网下的必然转变。未来，火电企业的信用分析逻辑将更加凸显其稳健的公用事业属性。当然，就细分企业而言，远东资信仍然重点关注火电企业对上游煤炭资源的整合能力。我们在《2026年中国煤炭开采行业信用趋势前瞻》中指出，2026年动力煤价格中枢或将实现小幅上移，这可能对火电企业盈利产生一定负面影响，而自身拥有煤炭资源的一体化火电企业将有能力缓解煤价波动对企业经营业绩带来的挑战。

新能源电力企业面临量价下行的双重挑战，对其信用趋势的判断相较火电更为谨慎，但企业整体信用质量尚未发生实质性弱化

我们对2026年新能源电力企业信用趋势的判断相较火电更为谨慎，因其将面临消纳难度加大与交易价格下行的双重挑战。由于缺乏类似于火电容量电价的机制设计，市场化交易价格下行将对新能源电力企业的盈利造成直接负面影响，特别是在大规模新能源电源争相并网的当下，电价竞争将愈发激烈。如前文所述，新能源电力企业在参与市场化交易过程中，受制于机组出力的不可预测性与逆调峰特征，价格形成可能更多体现其与负荷端的时间错配成本。因此，我们认为在新能源装机增速高歌猛进的当下，企业折旧压力与日俱增，可能面临“增收不增利”的窘境。另一方面，机制电量与电价的设计使得企业盈利在全面入市交易的变革中实现平稳过渡，且新能源电力企业在各电源类别中盈利能力本就较强，利润安全垫更为坚实，在量价回落的双重挑战下，整体信用质量尚未发生实质性弱化。

附件一：样本电力生产企业列表

【作者简介】

唐大千，远东资信工商企业评级一部总经理助理，CPA，CFA，美国南加州大学工学硕士。