第一节 行业外部政策环境
2025年，我国电力行业政策密集出台、多点发力，以国家发展改革委、国家能源局为核心主导，多部门协同推进，构建起覆盖市场体系、新能源发展、系统调节、营商环境优化及安全保障的全方位政策框架，紧扣新型电力系统建设目标，兼顾市场化改革与规范化管理，为行业高质量发展筑牢政策根基，推动电力行业向清洁化、市场化、智能化转型迈出坚实步伐。
市场化改革持续深化，全国统一电力市场体系加速成型是本年度政策核心导向之一。全年出台多项市场规则，完善交易、计量、结算全流程机制，推动电力资源跨区域优化配置。《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》明确2025年底前基本实现现货市场全覆盖，强化其价格发现与供需调节功能，为市场化定价提供核心支撑。《电力中长期市场基本规则》《电力辅助服务市场基本规则》等政策相互衔接，构建起“中长期+现货+辅助服务”的多层次交易体系，兼顾长期供需平衡与系统灵活调节需求。《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》的落地，标志着电力市场迈入跨区协同发展新阶段，助力绿电、常规电力等资源在全国范围内畅通流动。同时，《电力市场计量结算基本规则》将虚拟电厂等新型主体纳入监管，规范结算流程、提升透明度，推动电力市场“1+6”基础规则体系初步建立。
新能源发展获得全方位政策赋能，形成“消纳+管理+价格”的多元支撑体系。政策聚焦分布式光伏、新能源消纳、绿电利用等关键领域，破解发展瓶颈。《分布式光伏发电开发建设管理办法》覆盖项目全生命周期管理，明确各方职责，构建规范化发展体系，助力分布式光伏规模化推广。《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027年）》提出强化系统调节能力，支撑年均新增2亿千瓦以上新能源消纳，确保全国新能源利用率不低于90%。价格机制改革成为重要突破，《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》重构新能源电价逻辑，针对绿电直连等模式建立新型价格形成机制，引导社会资本投入。此外，新能源上网电价市场化改革持续推进，推动新能源电量全面进入市场交易，通过现货、中长期市场协同发力，兼顾存量与增量项目收益稳定，助力新能源高质量发展。
新型调节资源与基础设施建设被重点布局，夯实新型电力系统硬件与机制基础。政策精准聚焦抽水蓄能、虚拟电厂、大功率充电设施等领域，补齐系统调节短板。《抽水蓄能电站开发建设管理暂行办法》作为顶层制度，明确各方权责，覆盖项目全生命周期，推动抽水蓄能电站规范化开发，强化其调峰储能核心作用。《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》规范虚拟电厂定义与定位，明确其独立市场主体地位，推动技术创新与标准建设，目标到2027年形成2000万千瓦以上调节能力，助力聚合分散资源、提升系统灵活性。针对新能源汽车配套需求，四部门联合出台政策，明确大功率充电设施定义，从规划、建设、运营等多维度提出要求，构建高品质充电基础设施体系，衔接新能源与交通领域协同发展。
营商环境与安全保障双轮驱动，筑牢行业高质量发展底线。在营商环境优化方面，《关于深化提升“获得电力”服务水平全面打造现代化用电营商环境的意见》提出分级打造一流营商环境，带动全国城乡“获得电力”服务水平整体提升，巩固国际竞争优势。在安全保障领域，《电力企业涉电应急预案管理办法》通过系统性重构，提升应急预案实用性，强化电力系统安全稳定运行能力；各项市场规则均嵌入风险防控条款，规范市场主体行为，防范市场运行风险。同时，政策兼顾民营资本参与，明确支持民营企业投资运营虚拟电厂，激发市场多元活力。
总体来看，2025年我国电力行业政策呈现“体系化、协同化、市场化”特征，既立足新型电力系统建设长远目标，又聚焦年度重点任务，统筹清洁转型与安全保供、市场活力与规范管理。一系列政策的落地实施，有效破解了新能源消纳、市场机制不完善、调节能力不足等行业痛点，引导行业向绿色低碳、高效协同方向发展，为我国能源结构转型与“双碳”目标实现提供了坚实的政策支撑。
第二节 行业现状分析
2025年，电力行业在能源安全与市场化改革的双重要求下稳步前行。面对极端天气考验、产业结构转型带来的多元挑战，行业以保供稳价为底线，以市场机制创新为引擎，在供需平衡、市场建设、政策落地等方面实现多重突破。从全国统一电力市场框架成型到跨区资源配置效率提升，再到电力消费结构优化，电力行业用坚实的发展成效，为经济社会高质量发展筑牢能源根基，也为“双碳”目标推进注入持续动力。
一、电力统计数据
2026年1月28日，国家能源局发布2025年全国电力统计数据。从规模看，全国累计发电装机容量达到38.9亿千瓦，同比增长16.1%，我国电力系统仍处在高强度扩张通道之中；但从运行效率和结构指标看，新能源主导下的系统性压力正在明显抬升。
截至2025年底，太阳能发电装机容量达到12.0亿千瓦，同比增长35.4%；风电装机容量达到6.4亿千瓦，同比增长22.9%，两者合计继续贡献全国新增装机的主体。相比之下，水电、火电、核电装机增速分别为2.9%、6.3%和2.7%，更多承担的是系统稳定与安全托底功能。
从结构层面看，风电、光伏叠加水电后，可再生能源装机已稳居全国装机主体地位，我国电力系统已经跨过“新能源补充电源”的阶段，进入“新能源主导电源结构”的新周期。这一变化，意味着电力系统运行逻辑正在发生根本性转变——发电侧不再以连续、可控出力为主，而是越来越依赖对波动性电源的系统级消纳和调度能力。
与装机规模高速扩张形成鲜明对比的，是发电设备利用效率的持续下滑。2025年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用小时为3119小时，同比减少312小时，降幅明显扩大，表明系统性消纳压力正在加速释放，而非短期波动。
不过，发电设备利用小时已经无法直接反映“电力过剩”或者“电力短缺”。一方面，新能源装机快速集中并网，发电出力高度依赖气象条件，与负荷曲线存在天然错位；另一方面，跨区输电、储能配置、灵活调峰电源和市场化调度机制的建设节奏仍相对滞后，导致部分地区在局部时段出现发电能力被动闲置。
二、电力市场交易规模
2025年全国电力市场交易规模达到66394亿千瓦时，较2024年增长7.4%，增速高于全社会用电量增幅。市场交易电量占全社会用电量比重提升至64%，同比提高1.3个百分点，表明电力资源配置方式发生根本性转变。这一变化源于两方面推动：一方面，新能源装机规模持续扩大，2025年风电、光伏发电量占比已突破20%，需要通过市场机制实现高效消纳；另一方面，电价市场化改革深化，煤电价格浮动机制逐步完善，为市场交易提供价格信号支撑。从区域分布看，东部沿海省份仍是电力输入主力，而中西部能源基地外送需求持续增长，区域间供需差异成为市场活跃度提升的内在动力。
2025年，跨省跨区交易电量不断增长，达1.59万亿千瓦时，创历史最高水平，同比增长11.6%，较全国市场交易电量平均增速高出4.2个百分点。南方区域电力市场启动连续结算运行，长三角电力市场和东北、西北、华中等区域省间电力互济交易机制不断完善。“三北”地区跨区外送通道度夏高峰时段全部满送，省间现货市场支援川渝等20余个省份电力保供，畅通电力资源自由流动“大循环”。其中最具突破性的是跨电网经营区交易机制的建立——国家电网与南方电网之间首次实现常态化电力交易，全年交易量达34亿千瓦时。这一突破具有标志性意义：过去由于技术标准、调度规则差异，跨经营区交易长期停留在临时应急层面。2025年通过建立“网上电力商城”平台，实现了交易规则、结算标准的统一，为全国统一电力市场体系建设奠定基础。迎峰度夏期间，南方区域首次向上海、浙江、安徽送电；10月，国家电网与南方电网首次以现货交易形式完成跨区电力调配。这两次实践验证了跨区应急互济能力，也体现出现货交易在精准调节方面的优势。尽管跨网交易绝对值尚小，但其示范效应远超数量意义。
绿电交易量达3285亿千瓦时，同比增长38.3%，成为增长最快的交易品种，多年期绿电协议（PPA）成交电量达600亿千瓦时，跨经营区常态化交易机制首次实现大湾区用户用上内蒙古绿电、长三角用户引入广西绿电，进一步满足企业绿色用能需求，助力产业结构绿色低碳转型。绿电交易量的高速增长背后是政策与市场的双轮驱动：从供给端看，2025年可再生能源发电量占比持续提升，绿电供给能力增强；从需求端看，外贸型企业为满足欧盟碳边境调节机制等国际规则，积极采购绿电以降低产品碳足迹。此外，国内绿电消费责任权重考核要求逐步落地，推动工业企业主动参与绿电交易。交易机制创新也为绿电增长提供支撑。2025年，绿电交易与绿证核发实现联动，购买绿电的企业可同步获得绿证，解决了环境权益归属问题。浙江、江苏等地还探索“绿电+储能”打包交易模式，通过配套储能设施平抑绿电波动性，提升电网接受意愿。
尽管电力市场建设取得显著进展，但仍存在结构性短板。现货交易电量仅2872亿千瓦时，占市场总交易量比重约4.3%，占全社会用电量比重不足3%，与成熟电力市场10%-20%的现货占比相比仍有差距。现货市场发育不足，制约了电力实时价格信号的形成，影响资源配置效率。
跨省跨区交易仍面临隐性壁垒。虽然跨网交易机制已建立，但省间壁垒问题尚未完全解决，部分省份出于保就业、保税收等考虑，仍倾向于优先消纳本地电力。此外，辅助服务市场、容量市场等配套机制建设相对滞后，难以完全适应高比例新能源接入需要。未来需通过完善输电价格机制、健全市场监测体系等措施，进一步破除制度障碍。
第三节 行业发展趋势
2025年，我国电力行业完成从“新能源补充”到“新能源主导”的结构性跨越，市场化改革与系统调节能力同步提升。结合全年政策导向与行业运行现状，2026行业将朝着多元协同方向转型，逐步构建安全高效、绿色低碳的新型电力系统，为“双碳”目标落地筑牢能源支撑。
一、新能源领跑增长，迈向电量主体地位
2025年风光装机合计达18.4亿千瓦，占总装机比重超47%，已稳居装机主体。未来，在相关政策加持下，分布式光伏与集中式风光电站协同发力，可再生能源装机将持续扩张，预计2030年风光装机突破30亿千瓦。同时，新能源消纳机制不断完善，全国新能源利用率稳定维持在90%以上，风光发电量占比逐步提升，破解“高装机、低电量”困境，真正成为电力供应核心支撑，推动能源结构深度清洁化。
二、市场体系持续完善，资源配置效率提升
2025年电力市场交易电量占比达64%，跨网交易实现历史性突破。未来，现货市场将补齐短板，交易规模占比向成熟市场靠拢，通过精准价格信号优化实时资源配置。中长期交易与现货、辅助服务市场衔接更顺畅，形成多层次交易体系。跨区跨省交易壁垒逐步破除，“网上电力商城”助力电力资源全国流动，虚拟电厂等新型主体全面融入，激活多元市场活力，夯实全国统一电力市场根基。
三、调节能力刚性提升，推动系统柔性转型
高比例新能源接入加剧系统波动性，2025年发电设备利用小时下滑凸显调节短板。未来，调节资源建设进入爆发期，抽水蓄能电站规范化开发，强化调峰储能作用；虚拟电厂加速规模化，形成2000万千瓦以上调节能力。新型储能、需求侧响应与传统火电调峰协同发力，推动电力系统从“刚性”向“柔性”转型，破解新能源出力波动与负荷错位难题。
四、绿电产业升温，低碳转型纵深推进
2025年绿电交易量同比增长38.3%，成为增长最快的交易品种。政策与市场双轮驱动下，绿电消费需求持续释放，交易机制不断创新，绿电与绿证联动、“绿电+储能”打包交易模式逐步普及。受国际碳规则与国内消费权重考核推动，企业绿电采购需求攀升，倒逼绿电定价机制完善与产业结构绿色转型，带动风光装备产业链升级，巩固全球竞争优势。
五、多领域协同融合，基建支撑持续强化
电力行业将打破单一发展格局，与交通、建筑等领域深度融合。大功率充电设施规模化布局，完善新能源汽车配套，衔接交通与能源协同发展。源网荷储、风光氢氨醇等一体化模式推广，兼顾负荷中心自平衡与资源富集区储能输送需求。特高压跨区输电通道提速建设，优化“西电东送”“北电南送”格局，同时推动新能源与算力设施等协同发展，强化跨区资源配置硬件支撑。
六、营商环境优化与安全保障常态化并行
未来，“获得电力”服务水平持续提升，分级打造一流营商环境，巩固国际竞争优势，同时拓宽民营资本参与渠道，激发市场活力。安全保障体系不断完善，电力企业应急预案管理更规范，市场风险防控机制持续健全，兼顾传统能源保供与新型电力系统安全稳定运行，有效应对极端天气与电网安全等多重挑战，筑牢行业发展底线。
第四节 行业风险分析
当前我国电力行业处于向新型电力系统转型的关键期，在清洁化、市场化推进过程中，叠加技术升级与外部环境变化，面临多重风险挑战。结合行业政策导向与运行现状，以下从系统安全、市场机制、技术适配、外部环境四个维度，剖析行业发展核心风险，为风险防控提供参考。
一、系统安全承压，稳定运行挑战加剧
高比例新能源接入使电力系统呈现“双高”特性，风光出力的波动性与随机性导致系统惯量降低、调控难度增大，暂态稳定与电压失稳风险凸显。同时，新能源调频、调压等主动支撑能力不足，叠加储能、抽水蓄能等调节资源建设滞后，部分地区出现电力闲置与局部时段保供紧张并存的矛盾。此外，智算需求爆发式增长，数据中心对电力供应稳定性要求提升，进一步加剧系统平衡压力，极端天气也对电网安全运行构成持续挑战。
二、市场机制不完善，资源配置存在短板
电力市场仍处于培育阶段，现货市场规模不足，与成熟市场存在差距，难以形成精准的实时价格信号。跨区跨省交易隐性壁垒未完全破除，部分省份优先消纳本地电力，阻碍全国电力资源优化配置，与全国统一电力市场建设目标存在差距。辅助服务、容量市场等配套机制滞后，无法充分适配高比例新能源接入需求，同时虚拟电厂等新型主体的市场准入、利益分配机制不够健全，制约市场活力释放与资源高效流动。
三、技术适配不足，转型支撑能力薄弱
新型电力系统转型对技术创新提出更高要求，当前核心技术存在诸多短板。电力电子设备规模化应用引发宽频振荡等问题，新能源电站系统友好性有待提升。储能技术经济性不足、循环寿命有限，难以满足大规模消纳需求。此外，“智算+新能源”融合发展所需的智能调度、电力交易智能化技术尚未成熟，电网数字化、智能化升级速度未能完全匹配转型步伐。
四、外部环境多变，政策与合规风险凸显
行业受政策调控影响深远，电价机制、绿电消费考核等政策调整可能引发市场波动，影响企业收益预期。国际碳规则收紧，外贸型企业绿电采购需求倒逼行业转型，若绿电供给与交易机制未能同步适配，可能增加企业合规成本与行业转型压力。同时，民营资本参与电力行业的渠道虽逐步拓宽，但相关权益保障机制不够完善，制约社会资本投入积极性，不利于市场多元活力激发。
第五节 2026年银行信贷建议
2026年银行对电力行业授信时应坚持“政策锚定、分类施策、聚焦重点、防控风险”的原则，兼顾信贷效益与风险管控，助力行业清洁化、市场化、智能化转型，实现信贷资源精准配置。准入端实施分层管理，优先支持新能源发电、抽水蓄能、虚拟电厂等政策重点领域及合规开展跨区、绿电交易的主体，重点核查新型主体资质与信用水平；审慎准入发电效率低、现金流不稳的项目，严禁准入失信及高耗能配套主体。额度与定价精细化管控，结合经营规模、收益稳定性核定额度，对重资产基建项目适度提高额度，创新采用绿证质押增信模式拓宽增信渠道；对重点支持项目给予利率优惠，实行差异化定价。投放聚焦政策红利领域，加大新能源及消纳配套工程投放，支持抽水蓄能、虚拟电厂建设及全国统一电力市场配套设施，布局大功率充电设施，适度支持兜底电源节能改造。风险防控贯穿全流程，强化贷前尽调、贷中资金监管与贷后动态监测，重点关注现货市场发育不足、跨区交易壁垒等风险，完善绿电收益权质押等缓释机制，联动保险机构搭建履约保障体系，防范信用与市场风险，实现信贷支持与风险防控双赢。
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