经营分析☆ ◇600578 京能电力 更新日期：2026-05-23◇ 通达信沪深京F10
★本栏包括【1.主营业务】【2.主营构成分析】【3.前5名客户营业收入表】【4.前5名供应商采购表】
【5.经营情况评述】
【1.主营业务】
生产、销售电力热力产品、电力设备运行，发电设备检测、修理、脱硫石膏销售等
【2.主营构成分析】
截止日期:2025-12-31
项目名 营业收入(元) 收入比例(%) 营业利润(元) 利润比例(%) 毛利率(%)
─────────────────────────────────────────────────
电力(行业) 351.86亿 99.32 75.02亿 99.52 21.32
其他业务(行业) 2.40亿 0.68 3623.27万 0.48 15.12
─────────────────────────────────────────────────
售电(产品) 322.81亿 91.12 84.79亿 112.48 26.27
售热(产品) 28.07亿 7.92 -9.85亿 -13.07 -35.11
其他业务(产品) 2.40亿 0.68 3623.27万 0.48 15.12
售电服务(产品) 9819.07万 0.28 862.14万 0.11 8.78
─────────────────────────────────────────────────
华北网地区(地区) 148.41亿 41.89 38.85亿 51.53 26.18
内蒙电网地区(地区) 108.12亿 30.52 21.71亿 28.80 20.08
山西地区(地区) 32.81亿 9.26 1.71亿 2.27 5.21
宁夏地区(地区) 23.68亿 6.68 4.36亿 5.78 18.40
湖北地区(地区) 23.30亿 6.58 4.39亿 5.82 18.84
河南地区(地区) 12.99亿 3.67 3.31亿 4.40 25.51
江西地区(地区) 2.55亿 0.72 6938.85万 0.92 27.24
其他业务(地区) 2.40亿 0.68 3623.27万 0.48 15.12
─────────────────────────────────────────────────
截止日期:2025-06-30
项目名 营业收入(元) 收入比例(%) 营业利润(元) 利润比例(%) 毛利率(%)
─────────────────────────────────────────────────
售电业务(产品) 153.29亿 89.74 39.91亿 120.87 26.03
售热业务(产品) 15.87亿 9.29 -6.71亿 -20.32 -42.27
其他业务(产品) 8559.91万 0.50 -151.59万 -0.05 -1.77
电力服务(产品) 7877.89万 0.46 -1655.32万 -0.50 -21.01
─────────────────────────────────────────────────
华北网地区(地区) 64.27亿 37.63 13.15亿 39.84 20.47
内蒙电网地区(地区) 60.12亿 35.20 11.23亿 34.02 18.68
山西地区(地区) 14.84亿 8.69 2.47亿 7.47 16.62
湖北地区(地区) 12.48亿 7.31 1.80亿 5.44 14.39
宁夏地区(地区) 11.39亿 6.67 2.50亿 7.57 21.96
河南地区(地区) 5.60亿 3.28 1.54亿 4.67 27.54
江西地区(地区) 1.25亿 0.73 3411.25万 1.03 27.37
其他业务(地区) 8559.91万 0.50 -151.59万 -0.05 -1.77
─────────────────────────────────────────────────
截止日期:2024-12-31
项目名 营业收入(元) 收入比例(%) 营业利润(元) 利润比例(%) 毛利率(%)
─────────────────────────────────────────────────
电力(行业) 351.84亿 99.31 47.17亿 100.00 13.41
其他业务(行业) 2.44亿 0.69 20.08万 0.00 0.08
─────────────────────────────────────────────────
售电(产品) 325.15亿 91.78 57.94亿 122.84 17.82
售热(产品) 25.75亿 7.27 -11.47亿 -24.32 -44.56
其他业务(产品) 2.44亿 0.69 20.08万 0.00 0.08
售电服务(产品) 9365.66万 0.26 6994.99万 1.48 74.69
─────────────────────────────────────────────────
华北网地区(地区) 141.37亿 39.90 20.04亿 42.48 14.17
内蒙电网地区(地区) 116.30亿 32.83 18.09亿 38.35 15.55
山西地区(地区) 36.23亿 10.23 2465.86万 0.52 0.68
湖北地区(地区) 22.16亿 6.26 3.07亿 6.50 13.84
宁夏地区(地区) 21.19亿 5.98 2.88亿 6.10 13.57
河南地区(地区) 12.07亿 3.41 2.16亿 4.59 17.93
江西地区(地区) 2.51亿 0.71 6875.44万 1.46 27.42
其他业务(地区) 2.44亿 0.69 20.08万 0.00 0.08
─────────────────────────────────────────────────
截止日期:2024-06-30
项目名 营业收入(元) 收入比例(%) 营业利润(元) 利润比例(%) 毛利率(%)
─────────────────────────────────────────────────
售电收入(产品) 146.52亿 90.06 23.81亿 136.16 16.25
售热收入(产品) 14.72亿 9.05 -5.71亿 -32.64 -38.76
其他业务(产品) 8712.91万 0.54 -2794.82万 -1.60 -32.08
电力服务收入(产品) 5847.58万 0.36 -3366.12万 -1.93 -57.56
─────────────────────────────────────────────────
华北网地区(地区) 59.28亿 36.43 7.86亿 44.97 13.27
内蒙电网地区(地区) 55.91亿 34.36 4.46亿 25.51 7.98
山西地区(地区) 19.81亿 12.18 1.09亿 6.21 5.48
宁夏地区(地区) 10.68亿 6.56 1.58亿 9.04 14.81
湖北地区(地区) 9.74亿 5.99 1.58亿 9.06 16.26
河南地区(地区) 5.20亿 3.20 7907.43万 4.52 15.20
江西地区(地区) 1.20亿 0.74 3991.65万 2.28 33.14
其他业务(地区) 8712.91万 0.54 -2794.82万 -1.60 -32.08
─────────────────────────────────────────────────
【3.前5名客户营业收入表】
截止日期:2025-12-31
前5大客户共销售333.05亿元，占营业收入的94.01%
┌───────────────────────┬───────────┬───────────┐
│客户名称 │ 营收额(万元)│ 占比(%)│
├───────────────────────┼───────────┼───────────┤
│国家电网有限公司 │ 2291744.52│ 64.69│
│合计 │ 3330474.05│ 94.01│
└───────────────────────┴───────────┴───────────┘
【4.前5名供应商采购表】
截止日期:2025-12-31
前5大供应商共采购67.77亿元，占总采购额的30.00%
┌───────────────────────┬───────────┬───────────┐
│供应商名称 │ 采购额(万元)│ 占比(%)│
├───────────────────────┼───────────┼───────────┤
│合计 │ 677708.77│ 30.00│
└───────────────────────┴───────────┴───────────┘
【5.经营情况评述】
截止日期:2025-12-31
●发展回顾:
一、报告期内公司从事的业务情况
公司主营生产、销售电力热力产品、电力设备运行，发电设备检测、修理、脱硫石膏销售等，产品为电
力和热力。业绩主要来源于火力发电及供热业务。公司是北京市能源投资主体，主营业务为投资、建设、运
营管理以电力生产为主的能源项目，公司电力业务以燃煤发电和供热为主，兼有风电、光伏、储能等新能源
发电业务，同时涉及综合能源服务、煤矿等项目投资。
截至报告期末，公司主要控股燃煤发电公司21家，31家新能源公司、3家售电公司、2家综合能源公司，
参股企业22家。
公司业务主要覆盖内蒙、山西、河北、宁夏、河南、湖北、甘肃等区域，以煤电为主导，构建“风、光
、火、储、氢”一体化综合能源服务企业。截至2025年末，公司总装机容量2466.7万千瓦，同比增长122.21
万千瓦，其中：风电同比增长94.66万千瓦，光伏同比增长27.55万千瓦。火电装机容量2139万千瓦，集中式
风电装机容量242.67万千瓦，集中式光伏装机容量74.05万千瓦，分布式新能源装机容量10.98万千瓦。清洁
能源装机占比13.28%，同比提高5.28个百分点。
内蒙、山西、河北、湖北、宁夏等区域煤电装机规模平稳。公司新能源总装机突破327万千瓦，“光火
打捆”“风光打捆”转入实质化运营，基地化、规模化效应持续强化，供热业务稳步增长，多能互补模式日
益深化。
二、报告期内公司所处行业情况
根据国家统计局、能源局及中国电力企业联合会（“中电联”）《2025-2026年度全国电力供需形势分
析预测报告》发布数据，电力消费需求方面，2025年度全社会用电量规模首次突破10万亿千瓦时大关，达10
.37万亿千瓦时，同比增长5.0%。电力生产供应方面，2025年度全国规模以上97159亿千瓦时，同比增长2.2%
，其中火力发电量62945.5亿千瓦时，占总发电量的64.8%，同比下滑1%；水力发电量13143.6亿千瓦时，占
总发电量的13.5%，同比增长2.8%；核能发电量4811.8亿千瓦时，占总发电量的5%，同比增长7.7%；风力发
电量10530.8亿千瓦时，占总发电量的10.8%，同比增长9.7%；太阳能发电量5725.73亿千瓦时占总发电量的5
.9%，同比增长24.4%。
截至2025年底，全国全口径发电装机容量38.9亿千瓦，同比增长16.1%，其中火电15.39亿千瓦，同比增
长6.3%；太阳能发电12.02亿千瓦，同比增长35.4%；风电6.4亿千瓦，同比增长22.9%；水电4.48亿千瓦，同
比增长2.9%；核电6248万千瓦，同比增长2.7%。
2025年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3119小时，同比降低312小时。分类型看，水电336
7小时，同比提高12小时。火电4147小时，同比降低232小时；其中，煤电4346小时，同比降低269小时；气
电2187小时，同比降低190小时。核电7809小时，同比提高126小时。并网风电1979小时，同比降低148小时
。并网太阳能发电1088小时，同比降低113小时。
2025年2月，《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）发布，明确新能源发电价格全面市场化，电价由交易形成。2025年4月《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）发布，明确2025年底前实现现货市场基本覆盖，为新能
源出清提供价格基础。2025年7月，《2025年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》（发改办能
源〔2025〕669号）发布，明确量化责任权重，对地方消纳能力提出硬约束。2025年5月，《关于有序推动绿
电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号）发布，明确推行“绿电直连”，促进新能源就地
消纳。2025年9月，《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号）发
布，首次明确新能源项目年自发自用电量比例要求提出输配电价优惠和系统服务费用差异化政策。2025年11
月《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（发改能源〔2025〕1360号）发布，从电力系统适配性出发，
解决新能源在并网、调度、交易等环节的系统性约束，将相关政策整合上升为系统层面的顶层设计，重点从
电力系统适配性出发，解决新能源在并网、调度、交易等环节的系统性约束，我国新能源发展将不再仅以装
机规模为核心指标，而是以系统可承载能力与调控体系成熟度为衡量标准。截至目前，除西藏和京津唐地区
外，全国各省区已基本实现电力现货市场全覆盖。
2025年，中国煤炭市场总体呈现“供需相对宽松，价格中枢下移”的运行态势。供给侧：全国规模以上
企业原煤产量为48.3亿吨，同比增长1.2%，其中，晋陕蒙新四大主产区产量占全国总产量的81.76%；需求侧
：除化工行业保持增长外，电力、钢铁、建材三大主力耗煤行业表现均偏弱，全国火力发电量自2016年以来
首次出现负增长，电力行业煤炭消费量29.1亿吨，同比下降2.1%。价格方面：在政策调控下回归合理区间。
2025年煤炭价格呈“先抑后扬”的V型震荡，全年均价较2024年明显下移。年中，煤炭行业针对“内卷”和
超产问题的“反内卷”、“查超产”政策（如要求月度产量不得超过公告产能的10%）有效遏制了价格下跌
，煤价维持在700-850元/吨的区间。
公司产能分布主要集中在内蒙、山西、河北、宁夏等地。
2025年，公司内蒙古地区17家企业装机容量1616.35万千瓦时，其中煤电1372万千瓦，新能源244.35万
千瓦，同比增加82.51万千瓦。全年完成发电量633亿千瓦时（煤电597亿千瓦时，新能源35亿千瓦），同比
减少29亿千瓦时，占公司全年发电量的66.5%。全年完成供热量5389万吉焦，同比增加308万吉焦，占公司全
年供热量的56%。
山西地区4家企业装机容量339万千瓦，全年完成发电量117.1亿千瓦时（煤电114.42亿千瓦时，新能源2
.69亿千瓦时），同比减少4.9亿千瓦时，占公司全年发电量的12.3%；全年完成供热量1595万吉焦，同比增
加180万吉焦，占公司全年供热量的16.6%。
河北地区2家煤电企业装机容量140万千瓦，全年完成发电量55.8亿千瓦时，同比减少7.2亿千瓦时，占
公司全年发电量的5.86%；全年完成供热量1081万吉焦，同比减少14万吉焦，占公司全年供热量的11.25%。
京津冀分布式能源装机78兆瓦，发电量4300万千瓦时。
宁夏、河南、湖北和江西地区各1家煤电企业，总装机容量311万千瓦，全年完成发电量139.86亿千瓦时
，同比增发9.86亿千瓦时，占公司全年发电量的14.7%；全年完成供热量1544万吉焦，同比增加210万吉焦，
占公司全年供热量的16%。湖北、河南和宁夏各1个新能源项目，总装机容量32.55万千瓦，年发电量5.64亿
千瓦时，同比增加6400万千瓦时。
三、经营情况讨论与分析
2025年是“十四五”规划收官之年，也是公司管理提升之年。京能电力以习近平新时代中国特色社会主
义思想为指导，全面贯彻党的二十大和二十届历次全会精神，积极践行国家能源战略，全面落实集团第二次
党代会精神，“抢”的势头更加强劲，“稳”的基础更加牢固，“进”的特征更加鲜明，“保”的担当更加
有为，各项工作取得显著成效，为“十五五”开局积蓄了坚实力量。
（一）坚定不移树牢底线思维，以高水平安全护航企业高质量发展
1.能源保供彰显国企担当
2025年，公司锚定能源安全战略高位，统筹推进季节性、重要时段专项督导检查，多维发力、综合施策
，以“首善”标准完成了“全国两会”“迎峰度夏”“9·3阅兵”“迎峰度冬”以及党的二十届四中全会等
关键时期的能源保供政治任务。
2.安全管理基础不断夯实，安全治理效能稳步提升
2025年，公司持续构建责任落实考评机制，推动岗位安全责任刚性落地；全面梳理制定风险辨识清单，
提升风险辨识与分级管控规范化水平；推行安全监督计划清单，强化日常监督及全过程安全管控；扎实开展
安全巡查及专项检查，深入开展治本攻坚三年行动，从根源上化解安全风险；聚焦国家火电企业生态环境保
护底线、红线，推进“法治化、体系化、专业化”环保管理；公司全年实现安全生产“零”事故，未发生环
境污染事故。
（二）坚定不移深耕“四个市场”，以差异化优势提升企业核心竞争力
1.电力市场逆势突围。
充分发挥“1+3+N”快速决策和市场营销机制，实施“一企一策、一机一法”差异化策略，形成“纵向
三条线贯通、横向一条心努力”的大营销格局。全口径电价同比升高。售电公司全年取得绿电交易合同量77
.81亿千瓦时，其中北京绿电25.9亿千瓦时，约占全市市场交易绿电总量的20%。
2.供热市场稳步拓展。
依托煤电“压舱石”优势，全面做好供热市场量、价营销工作。加强与属地政府沟通，深化合作，拓展
供热面积，提高工业供汽量，着力提升热、汽市场收益。18家热电联产企业供热量同比增加548万吉焦，热
力市场收益持续提升。
3.燃料供给稳供价优。
坚持“长协为主、市场为辅”采购原则，长协覆盖率超过100%，圆满完成全年保供任务。通过长协管理
和区域集中采购，入厂标煤单价同比下降15%。加快推进燃料采制化、输煤系统智能化建设，实现采样过程
自动化全覆盖，燃料规范化管理水平有效提升。
4.碳资产管理日益完善。
公司积极抢占“碳”市场发展先机，精准做好碳排放数据管理。统筹碳配额交易，加强碳资产管理人才
培养和储备，实现企业碳经营效益最大化。
（三）坚定不移深化管理提升，以对标一流促进企业提质增效
1.机组性能更加可靠。
积极应对火电机组深调时间加长、启停频次增多的新变化，精准剖析潜在隐患，多维强化检修质效，切
实提高机组可靠性水平。依托智慧生产平台精准调控核心参数，综合厂用电率同比降低0.04个百分点。公司
在中电联行业机组对标中收获荣誉14台次，其中2台机组获“5A金牌机组称号”，7台机组跻身4A行列，3台
机组单项指标居行业首位。
2.成本管控精准有力。
公司坚持一切成本皆可控原则，通过全流程精细化核算、各环节流程优化、全要素集约化管理，抓实成
本费用管控与精准压降，全年成本费用占营业收入比重同比降低，成本管控成效显著。
3.“两金”压降成果丰硕。
公司精准识别应收款项清收难点，加大催收力度，科学合理控制期末燃煤库存金额，着力清理长账龄库
存物资。截至2025年底，“两金”占比较期初降低9.18个百分点，三年以上应收款项较期初降低13.11%。
4.经营质效稳步向好。
公司精心谋划部署，强化治亏工作过程管控，建立月度调度机制，狠抓各项措施落实见效，以管理赋能
筑牢长期盈利根基，有效破解发展不平衡问题。2025年度无经营性亏损企业，经营质效更加均衡，实现历史
性突破。
（四）坚定不移加速绿色转型，以“四千精神”推动产业结构升级
1.发展布局不断优化。
依托特高压外送通道优势，践行基地化、规模化开发理念，累计取得风光项目建设指标730万千瓦。
2.工程建设高效推进。
公司通过OKR管理聚焦核心目标与关键成果，科学划定基础目标与挑战目标的合理区间。察右后旗32万
千瓦风电、查干40万千瓦风光、酒泉20万千瓦风电、武乡一期13万千瓦光伏等项目年度实现并网发电。涿州
二期项目按照“树行业标杆、铸典范工程、创国优金奖”标准开工建设，实现“出零米”的年度目标。
3.转型模式探索创新。
公司锚定综合能源发展目标，结合企业属地发展和自身特点，初步形成具有京能电力特色的发展模式，
构建综合能源服务体系，打造综合能源（示范）基地，提升多能互补运营能力，拓展新能源盈利空间。
（五）坚定不移全面深化改革，以专业化管理引领企业高质量发展
1.“深化提升行动”圆满收官。
通过优化股权结构、推行任期制契约化、厘清企业治理边界等一系列举措，京能电力在遵循市场化机制
运营上取得明显成效，在增强服务国家重大战略和北京市重点工作上取得明显成效，在加快推进世界一流企
业建设上取得明显成效，更好实现了经济属性、政治属性、社会属性的有机统一。
2.数字效能初步释放。
通过构建统一技术架构，有效打破数据孤岛与业务孤岛，深度融合业务需求与技术体系。智慧生产搭建
火电与新能源对标体系，助力降低煤耗和提升风能利用率；智慧安全十项标准功能覆盖所有控股企业，推动
安全管理线上化、规范化，为公司发展注入“数字新动能”。积极推进业务AI化，以岱海发电AI试点项目为
抓手，推进“AI+检修管理”“AI+安全管理”“AI+运行优化”三大场景建设，并与“七大智慧”相融合，
提升业务赋能水平。
3.科技创新驱动发展。
公司科技创新生态持续优化，获得省部级科技进步二等奖1项，授权专利120项。十堰热电、京宁热电、
锡林发电、康巴什热电4家企业科技成果鉴定达国际先进水平，涿州热电百万机组入选国家首台套，京泰发
电、锡林发电、锡林能源3家企业获评专精特新企业。
4.“三项制度”改革成效显著。
公司深入开展“90·95工程”，大力推行竞聘上岗，全面开展干部挂职，加强年轻干部选育。完善“1+
3+N”薪酬体系，深化全员绩效管理，实现收入与效益联动，激发了职工干事创业的内生动力。
（六）坚定不移加强企业治理，以合规管控防范化解企业风险
1.法律合规屏障更加牢固。
法律合规工作向“前端介入”和“全程护航”转变，深度嵌入重大项目投资决策与建设流程，以“强内
控、防风险、促合规”为目标，全面推行合规管理“三张清单”，探索内控、合规、风险融合，实现风险有
效防控与管理效率有效提升。建立“审核—履行—评估—整改”全链条合同风控机制，实现合同风险可追溯
、可监控、可评价，从源头及时排查履约隐患，提前防控潜在风险。
2.企业治理体系更加健全。
公司完善董事会授权管理办法，构建权责清晰、科学高效的企业治理机制，保障各治理主体不缺位、不
越位。决策科学性和效率稳步提升，为企业高效运转提供了有力支撑。
3.资产股权结构更加优化。
加强与股东方的沟通交流。年内完成岱海新能源、京能东风股权收购及京武新能源、京堰新能源股权整
合，加强低效无效资产的处置工作。
（七）坚定不移坚持党的全面领导，充分发挥国有企业政治优势
1.筑牢思想根基，凝聚行动共识。
公司始终把学习党的理论作为企业管理的首要政治任务，确保生产经营各项工作在思想上、政治上、行
动上同党组织保持高度一致。
2.深化党建融合，践行使命担当。
公司在能源保供、乡村振兴等工作中主动作为，不断深化京蒙协作机制，按照优势互补、合作共赢原则
，推进产业协作和绿色发展，加快风光互补、分布式能源建设，助力“京蒙百企情”等活动，提升京蒙产业
园效能。
四、报告期内核心竞争力分析
1.高质量生产运营优势
公司坚定不移深化管理提升，持续开展对标一流工作。2025年，在中电联行业对标中14台机组收获荣誉
，其中：京宁热电3号机组、京隆发电1号机组获得一等奖，京宁热电4号机组、漳山发电3号机组、十堰热电
2号机组、盛乐热电2号机组、京秦热电1号机组、京玉发电2号机组获得二等奖；吕临发电1号机组、京海发
电2号机组获评标杆机组，机组性能更加可靠，高水平、高质量生产管理能力助推企业市场竞争实力。
2.成熟的管理优势
公司拥有悠久的历史，拥有一批经验丰富、年富力强的公司管理者和技术人才，在电力安全生产、市场
营销、投资建设、经营管理、资本运作等领域发挥重要作用，作出积极贡献，为企业绿色高质量发展提供坚
实智力支撑与持续人才保障。
3.市场差异化的优势
公司坚定不移深耕“四个市场”，充分发挥“1+3+N”快速决策和市场营销机制，实施“一企一策、一
机一法”差异化策略，加强市场形势分析，实现营销、生产、经营、燃料深度衔接，快速响应。
4.人才激励的优势
公司“三项制度”改革成效显著，深入开展“90·95工程”，大力推行竞聘上岗；完善“1+3+N”薪酬
体系，深化全员绩效管理，实现收入与效益联动，激发了职工干事创业的内生动力，极大提升企业活力和竞
争力。
5.不断完善的公司治理结构和市场信誉优势
公司认真贯彻落实上市地监管要求，积极接受广大投资者的监督。目前，公司已完成监事会改革，审计
委员会顺利承接监事会监督职权，构建起由股东会、董事会和管理层组成的“两会一层”公司治理新格局，
形成了决策权、监督权和经营权之间相互制衡、运转协调的运行机制。不断完善的治理结构、严谨的内控体
系、健全的制度机制，有效保障了公司的规范化运作。公司紧跟金融市场形势，拓展多元化融资渠道，优化
融资结构，积极应对利率市场变化，用足用好金融政策红利，依托集团内部金融体系，深化内部协同，全年
融资成本同比下降33BP，连续三年大幅降低，成本管控成效显著。
6.稳定回报的价值优势
公司治理规范，品牌声誉良好，财务结构健康，具有稳定盈利和现金流，坚持长期高比例分红政策，具
有稳健防御性资产价值。
五、报告期内主要经营情况
截至2025年末，公司总资产1002.26亿元；负债总额643.97亿元；归属于母公司所有者权益285.58亿元
；归属于上市公司股东净利润35.30亿元。
2025年，公司下属控股各运行发电企业全年累计完成发电量951.88亿千瓦时，同比降幅3.09%，其中火
力发电累计完成发电量907.88亿千瓦时，同比降幅5.91%，新能源累计完成发电量44.01亿千瓦时，同比增长
154.01%。2025年全年累计完成上网电量882.26亿千瓦时，同比降幅2.99%，其中火力发电累计完成上网电量
839.08亿千瓦时，同比降幅5.98%，新能源累计完成上网电量43.18亿千瓦时，同比增长153.29%。
●未来展望:
(一)行业格局和趋势
2026年是“十五五”规划开局之年，中央经济工作会议要求2026年要坚持稳中求进、提质增效，促进经
济稳定增长。实施更加积极的财政政策，适度宽松的货币政策。会议明确坚持创新驱动，加紧培育壮大新动
能；坚持改革攻坚，增强高质量发展动力活力；坚持“双碳”引领，推动全面绿色转型。
电力消费情况：预计2026年全社会用电量同比增长5%-6%。综合考虑我国目前阶段经济增长潜力、国民
经济和社会发展第十五个五年规划建议、国家宏观调控政策措施，预计2026年我国宏观经济将继续保持平稳
增长，拉动电力消费需求平稳较快增长。按照2026年我国GDP预计增长5%左右，并结合近年来我国电力消费
弹性系数水平，以及不同预测方法对全社会用电量的预测结果，综合判断，预计2026年全国全社会用电量10
.9-11万亿千瓦时、同比增长5%-6%；全年统调最高用电负荷在15.7-16.3亿千瓦。
电力供应情况：预计2026年太阳能发电装机规模将首次超过煤电装机规模，年底风电和太阳能发电合计
装机规模达到总发电装机的一半。在国家“双碳”目标下，新能源继续保持较大投产规模，预计2026年全年
新增发电装机有望超过4亿千瓦，其中，新增新能源发电装机有望超过3亿千瓦；新增有效发电能力1亿千瓦
左右，与最大负荷增量基本持平。风、光装机合计占比有望达到总装机的一半左右，其中太阳能发电装机规
模预计将首次超过煤电装机规模。预计2026年底，全国发电装机容量达到43亿千瓦左右，其中，非化石能源
发电装机27亿千瓦，占总装机的比重在63%左右；煤电装机占总装机比重降至31%左右。
电力供需情况：预计2026年全国电力供需总体平衡。综合需求增长、电源电网投产以及一次能源情况，
预计2026年，全国电力供需总体平衡，局地高峰时段电力供需偏紧，供应不足部分可以通过跨省跨区余缺互
济后基本消除
电力市场方面：2025年国家层面印发了《电力辅助服务市场基本规则》、《电力市场计量结算基本规则
》、新版《电力中长期市场基本规则》等重要文件，并同意了国家电网、南方电网报送的《跨电网经营区常
态化电力交易机制方案》，标志着电力市场体系进一步完善，市场机制更加成熟，全国统一电力市场建设进
程加速推进。当前，除西藏和京津唐地区外，全国各省区实现现货全覆盖，电力交易的实时性和灵活性大幅
提升。预计2026年，市场主体之间的竞争将更加充分，价格波动将更加频繁，中长期与现货之间、批发侧与
零售侧之间的价差将进一步收窄，市场整体协同性与联动性将显著增强。
碳市场方面：中办国办印发《关于推进绿色低碳转型加强全国碳市场建设的意见》，明确到2027年碳市
场将基本覆盖工业领域主要排放行业，2030年基本建成配额总量控制为基础、免费和有偿分配相结合的市场
机制。因此，后续随着配额发放持续收严并实行有偿分配，单位火电电量碳排放履约成本可能将持续增加。
煤炭市场方面：国家保供政策基调由“增产保供”转向“稳产保供”，产地煤增产空间有限；进口煤量
受印尼煤炭供应政策及国际地缘政治不确定因素影响或将同比下降。我国产业结构调整和绿色低碳转型持续
推进，预计电煤消费与上年基本持平；非电行业方面，钢铁、建材等行业耗煤延续弱势，煤化工产业耗煤继
续增长。预计2026年煤炭市场呈现“供需基本平衡、价格波动加剧”的特点，受新能源、天气等影响，煤炭
市场易出现阶段性错配，煤价波动频次加快、幅度加大。
资金市场方面：2026年要坚持稳中求进、提质增效，发挥存量政策和增量政策集成效应，加大逆周期和
跨周期调节力度，提升宏观经济
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