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01
电力供需情况及发展趋势分析
装机增速高于用电量增速，电力供需宽松形势加剧。截至9月底，全国累计发电装机容量37.2亿千瓦，同比增长17.5%。全社会用电量累计77675亿千瓦时，同比增长4.6%，较去年同期7.9%的增速明显回落，且低于前三季度GDP增速（5.5%）。新疆、海南、青海、西藏、甘肃的装机增速远超用电量增速，分别高出36.9、26.3、22.6、19.8和19.7个百分点。
新能源发电量快速增长，火电、水电等传统电源的发电量被挤压，尤其煤电利用小时数以每年超过100小时下滑，整体发电量增速有限。全国总发电量同比增速近1.6%，天津、重庆、湖南、安徽、湖北、山西、山东、广东的发电量出现负增长。风电和光伏发电量分别同比增长10.1%和24.2%。其中，河南、内蒙古和河北的风电发电量分别同比增长28.9%、28.8%和24.4%；福建、内蒙古和四川的光伏发电量分别同比增长94.2%、60.4%和50.3%。全国火电和水电发电量均为负增长，分别同比下降1.2%和1.1%。其中，天津、广西、海南的火电发电量下滑严重，分别同比下降12.4%、9.1%和9%；江西、福建和湖南的水电发电量下滑严重，分别同比下降33.3%、32.1%和23.7%。
我国用电结构步入渐进式调整阶段。第二产业对全社会用电量增长贡献率接近一半；第一产业、第三产业用电量增速显著，对全社会用电量的贡献持续提高；城乡居民用电量涨幅稳定。截至2025年9月，第一产业用电量1142亿千瓦时，同比增长10.2%；第二产业用电量49093亿千瓦时，同比增长3.4%；第三产业用电量15062亿千瓦时，同比增长7.5%；城乡居民生活用电量12378亿千瓦时，同比增长5.6%。
图1 2025年2月-9月三大产业用电量及增速情况
2026年我国预计继续保持电力供需宽松态势。根据各省2026年的电力供需预测结果测算，全国电力供需比（总装机/最大负荷）为2.27。全国33个区域中，供需比大于2的有19个省份，其中内蒙古、新疆、青海、宁夏、甘肃的供需比大于4.0，主要原因是新能源装机在西北地区快速发展，上述5个省份的新能源装机占比均超过55%。扣除新能源装机后，内蒙古、云南、新疆等21个省区传统电源装机与最大负荷的比值仍然大于1。青海、冀北、西藏、甘肃、新疆、宁夏、6个省区的新能源装机在总装机中占比将超过60%，新能源出力发生季节性、单日时段性波动时，将引发电力供需平衡出现缺口，未来电量整体平衡或富余但电力时段性紧缺的矛盾凸显。
02
电力市场价格情况及发展趋势分析
（一）中长期价格情况及趋势分析
我国中长期交易之所以能够以较高价格保供稳价，主要依托两项关键机制，一是对煤电机组和用户侧有较高的签约比例要求（年度长协交易电量大于上一年实际发/用电量的80%，年度交易加月度交易大于90%，上述签约比例有放宽的趋势），以确保中长期合约高比例覆盖；二是中长期限价范围较小，按“基准价+上下浮动20%”价格机制形成（限价范围也有放宽的趋势）。然而，目前我国电力供需整体相对宽松，且随着电力市场改革的深化，尤其是电力现货市场建设提速和新能源全面入市，中长期交易电价将难以维持现有水平。
我国电力供需格局整体相对宽松，中长期市场价格将持续走低。一方面，受新能源装机快速增长、经济放缓影响，全国电力供需形势整体平衡，局部地区呈现过度宽松态势，2025年上半年，全国风电与光伏装机容量已达16.7亿千瓦，同比增长41.7%，其中，江苏、山东、广东、新疆各省（区）新增发电装机容量均超过1500万千瓦，河北、内蒙古、西藏、甘肃、青海、宁夏、新疆可再生能源装机占比已达到50%以上；另一方面，大量新能源进入市场，其近零的低边际成本显著降低了出清价格，部分省份低谷时段价格已跌至地板价。
图2 部分省/区域电力中长期交易价格趋势
电力现货市场转入连续结算试运行，将进一步引导中长期价格下降。电力现货市场连续结算试运行后，现货市场对电价的引导作用日益增强，将真实反映分时供需关系，扭转中长期合约的定价逻辑，尤其在午间光伏大发等净负荷低谷时段，边际电价显著走低，推动全年现货均价下移。以湖南为例，在2025年8月进行的整月现货连续结算试运行中，现货均价降至263元/兆瓦时，直接带动该月新能源交易均价降至399.38元/兆瓦时，较1-9月均价下降约11%，如图3所示。
图3 2024年1月-2025年9月湖南电力市场月度交易均价
（二）现货价格情况及趋势分析
我国电力现货市场建设已取得了显著进展，截至2025年11月，我国基本实现电力现货市场全覆盖，初步建成了全国统一电力市场体系。电力现货市场能够真实地反映系统供需，并产生反映时间信息和空间信息的价格信号。本节选取了电力现货市场连续运行一年以上的7个典型省份，分析现货价格情况及发展趋势。
电力现货市场受供需形势和市场发展成熟度影响较大。如图4所示，2024年蒙西市场现货价格较高，这是因为该省全年大部分时段供需紧张，供需紧平衡小时数高达4673.75。供需最紧张月份为7月，新能源出力水平全年最低，同时负荷水平较高，平均供需比为1.03。分时段来看，17:45-22:45供需最为紧张，全年有超过250天在该时段处于供需紧张状态。湖北和浙江分别于2024年4月和5月进入现货连续结算试运行，2025年价格降幅较大既体现了新能源装机增速的影响，又体现了从中长期转入到现货价格传导的下跃趋势。反观山东、山西、广东、甘肃等省份，供需情况变化不大，且现货连续运行时间较长、市场成熟度相对较高，因此价格相对保持稳定。
图4 现货连续运行地区近期（2024-2025年9月）均价变化
现货市场中风光捕获价格差距明显，并有逐渐拉大趋势。2024年首批进入现货连续试运行的省份中，除广东省不披露风光各自捕获价格之外，其余各省风电捕获价均高于光伏。山东风电捕获电价为275.2元/兆瓦时，高出光伏105元/兆瓦时；湖北风电捕获电价为345.4元/兆瓦时，高出光伏36元/兆瓦时。2025年上半年，这一差距在市场化竞价中进一步扩大，山东风电捕获电价为275.2元/兆瓦时，高出光伏172元/兆瓦时；湖北风电捕获电价为322.6元/兆瓦时，高出光伏133元/兆瓦时。
图5 2024-2025年风电及光伏捕获价对比
（三）机制电价情况
截至目前，31省市（西藏除外）136号文均已出台。6省市已经公示了首轮竞价结果，13省市处于竞价启动阶段，还有7省市已经下发136号文正式文件但尚未启动竞价，河南、广西、山西、贵州4省处于征求意见阶段。从地方实践来看，各省在机制电量规模确定、竞价方式设计、执行期限设定等方面呈现出显著差异。
图6 存量项目机制电价
机制电价整体呈现西低东高的局面。存量项目机制电价一般基于燃煤发电基准价，中东部区域普遍在0.38元/千瓦时以上（如图6所示），大多数区域不区分集中式和分布式项目的机制电价；多地对分布式项目给予100%电量全额保障，对于集中式项目，山东、广东等中东部地区保障比例在70%以上，西部地区在10%～20%。整体来看，存量项目的机制电价政策具有一定的“托底”作用，但政策的实际执行落实情况与当地的经济发展情况密切相关。增量项目机制电价需要竞价形成，目前已有山东、云南、新疆、甘肃、江西和广东6个省份公布机制竞价结果（如图7、8所示），从竞价结果来看，各省非水电可再生能源电力消纳责任权重完成难度不大，各省机制电量规模将主要取决于地区的经济发展程度（对于工商业电价涨价的接受程度），竞价结果受市场供需关系直接影响。以上述省份为例，山东省风电申报充足率仅为98.9%，依据申报充足率不得低于125%的条款，机制电量总规模自动缩减，直至充足率为125%，最终机制电价（0.319元/kWh）较竞价上限下降仅约9%，而光伏申报充足率高达318.1%，超额供给下最终机制电价低至0.225元/kWh。甘肃省风电光伏同场统一出清，风光机制电量总量约8.3亿千瓦时，实际申报总量达35亿，充足率超400%，最终机制电价为地板价0.1954元/kWh。云南、新疆、江西、广东竞价程度较为宽松，实际机制电价水平较高，较竞价上限仅略有下降。
03
煤炭供需情况及发展趋势分析
总体来看，煤炭市场供大于求、市场价格整体下行。
从供给看，国内煤炭产能供给充足，2025年我国煤矿有效生产产能将达到51亿吨，较24年继续增长，山西、新疆产能释放明显，2025年全年产量预计在48亿吨，前三季度全国原煤产量35.7亿吨，同比增长2%，其中山西、新疆产量分别为9.8亿吨、4亿吨，同比增长3.7%、4.1%。煤炭库存量攀升，前三季度全国企业库存量月均8811万吨，较去年同期水平增加了2311万吨，环渤海港口库存日均2773万吨，较去年同期万吨水平增加了382。进口煤量保持高位，印尼、蒙古、俄罗斯和澳大利亚等主要进口国供应扩张，进口价格低于国内，2023和2024年我国煤炭进口量为4.7亿吨和5.4亿吨，同比增速为61.8%、14.4%，预计2025年进口量在5.2亿吨以上水平，2025年前三季度，受国内煤价下降，煤炭进口量有所收缩，累计进口3.5亿吨，同比下降11.1%。
图9 2023-2025年我国规上工业原煤产量及增速
从需求来看，国内煤炭需求整体走弱，电力、钢铁、化工、建材四大行业煤炭需求占比约为55%、15%、9%、9%。新能源快速增长对电煤需求的替代作用持续增强，火电设备利用小时降幅扩大，2025年前三季度，全国火电设备累计平均利用小时同比减少181小时，火电发电量下降1.2%，预计火电发电量全年负增长，新能源新增发电量将接近或超过全社会用电量的增长，前三季度，有21个省区规上火电发电量累计增速为负，抑制了电煤需求，全国电煤消费量21.2亿吨，同比下降1.9%。非电行业煤炭需求整体疲弱，前三季度，钢铁、建材、化工三大行业煤炭消费15.8亿吨，同比增长仅1.3%。受国内固定资产投资低迷和房地产投资萎缩影响，国内钢铁和建材行业需求不振，2025年前三季度，钢铁行业煤炭消费5.3亿吨、同比增长0.7%，建材行业煤炭消费3.6亿吨、同比下降4.2%，化工行业煤炭消费3.2亿吨、同比增长11.4%。未来，国内绿色低碳转型进一步抑制煤炭需求，2025年，钢铁、水泥、多晶硅等行业纳入绿色电力消费比例监测，同时，全国碳排放权交易市场加快扩围步伐，进一步抑制钢铁、有色、建材、石化、化工等行业的煤炭需求。
从价格看，煤炭市场价格整体下行。环渤海港口5500大卡煤价从2024年年初934元/吨的峰值持续下降至2025年年中的618元/吨底价，最大降幅超过310元/吨，迎峰度夏期间受国内“反内卷”超产核查政策影响有所反弹。2025年前三季度，环渤海港口5500大卡煤价为686元/吨，同比下降了189元/吨，降幅21.6%；2025年9月底，环渤海港口5500大卡长协价674元/吨，较2024年年初710元/吨下降36元/吨。
图12 2024-2025年国内典型动力煤价格走势
从企业看，煤电企业盈利大幅增长。尽管面临上网电价下降和上网电量减少双重压力，但受益于煤价下降，煤电企业盈利仍大幅改善，2025年前三季度，华能国际煤电板块贡献利润总额133亿元，同比提高102%，同时，以煤电业务为主的华电国际、大唐发电前三季度利润总额同比增长21.8%、41.6%。
展望2026年，煤炭市场整体延续供求宽松格局，国内煤炭产能预计小幅增长，进口煤量有望进一步增加。受新能源快速增长（预计年增速不低于10%）和实体经济增速放缓导致用电量增速下降（预计在4.5-5.5%）影响，火电利用小时数延续下降，电煤需求预计进一步萎缩，同时，钢铁、建材、化工等非电行业用煤整体疲弱，反弹概率较小。预计2026年煤炭市场价格中枢在650-700元/吨水平，迎峰度夏和迎峰度冬期间可能上行至700-750元/吨，长协价格预计在650-700元/吨区间。
刘学
市场研究所一级研究专员
刘学，高级工程师。清华大学博士研究生。主要从事电力市场、机制设计、电力系统调度运行等领域的研究。作为主要研究人员多次参与大型研究项目，为政府、企业提供决策支持，包括参与国家发改委、能源局电力现货专班以及多部文件制定支撑工作；参与国家电网公司、南方电网公司电力市场机制设计、出清模型算法研究、规则撰写等工作。获得中国电力科学技术奖二等奖、三等奖各一项，南方电网公司、国家电网公司科学技术奖一等奖、二等奖各一项。发表SCI、EI等学术论文十余篇。
胡源
市场研究所一级研究专员
胡源，高级工程师。西安交通大学博士，主要研究方向为电力改革、电力市场，企业战略规划等，曾深度参与国家发改委、能源局中长期交易、现货市场交易等电改政策核心文件编制工作。连续五年参与《国内外电力市场化改革分析报告》编著。负责完成多项政府委托科研项目，多次获得省部（行业）级奖、公司级奖励。
尚晓贺
市场研究所一级研究专员
尚晓贺，高级经济师，长期从事央企能源智库研究工作，熟悉能源市场分析、投融资等专业领域，牵头完成央企内部课题20余项，获得省部级和央企内部科技进步奖15项。
