2026年公用事业&煤炭行业：电裕求新变，煤紧风正帆

电力：电量的宽松与容量的紧张

回顾 2025：供需阶段恶化，高峰用电紧张

2025 年全年的电力数据核心反映出的变化在于：1）用电需求增速放缓，火电电量近 10 年首次负增长；2）风电、光伏、火电新增装机创新高的同时，利用小时加速恶化。以上 因素共同指向了电力供需阶段性的过剩，但在新能源装机早有高增预期的情景下，高额 的火电新增装机又是出于什么考量？

用电需求增速放缓，弹性系数近年最低

2025 年，我国全社会用电量首次超过 10 万亿千瓦时，达到 103682 亿千瓦时，但 5.0% 的同比增速相较 2023 年和 2024 年接近 7%的用电增速相比出现了明显的下滑。2025 年用电增速的下滑与多方面因素有关，既有 2025 年初暖冬用电需求偏弱的压制，也有 高耗能行业增速放缓、工业领域节能降耗的影响。

从用电量占比较高的细分行业来看，2025 年四大高耗能行业中三个行业（化工、建材、 有色）的用电增速都低于 2024 年，此前保持较高增速的批发和零售业（其中主要是充 换电）和公共服务及管理组织行业的用电增速也有所下滑。

受高耗能行业和新兴产业用电增速下滑的影响，2025 年电力弹性系数也有明显的下降， 2025 年电力弹性系数仅为 1.00，相较“十四五”前 4 年的均值 1.24 显著下降，也是 2020 年以来的新低值。

新增装机新高，供需关系恶化

2025 年底，我国发电总装机达到 389134 万千瓦，较 2024 年末增加 54272 万千瓦，年 内新增装机规模创历史新高水平。分结构来看，风电、光伏、火电三类电源的新增装机 都是历史新高水平。

随着风光装机的持续高速增长，我国电源结构愈发清洁化，带动风电光伏电量占比持续 提升。2025 年底，我国风电和光伏装机占比合计达到 47%，火电装机虽然高增，但占 比还是回落到了 40%；电量结构方面，2025 年我国全电源发电量中，风电和光伏的占 比合计已经提升至 22%，受到清洁能源高增和需求偏弱的影响，火电电量占比首次跌破 60%，2025 年火电电量也是 2016 年以来首次负增长。

在用电需求放缓、电源装机高增的错配下，2025 年电力供需关系进一步恶化，反映为 发电利用小时数的下降，其中火电利用小时下滑幅度是 2016 年以来的最大值，风电和 光伏 2025 年的利用小时数也降至产业和技术成熟之后的新低水平，弃风弃光问题严重。

高峰供电与调节压力系火电高增主因

需求端：根据各年度最大用电负荷，同时按照 10%的事故备用容量以及 2%的负荷备用 容量假设，对合计容量需求进行测算。 供给端：《甘肃省关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》中对各类电源的 厂用电率和有效性均进行了清晰的数值假设，而且将水电分为径流式和蓄水式两种，并 对有效性进行了分别的假设。由于当前我国并未披露常规水电中两类机组的占比，因此 我们对其进行分开假设，此外我们对核电的厂用电率参考 2025 年中国核电的厂用电率， 有效性假设为与火电相同的 100%，新型储能同样只考虑独立储能。 从最终测算结果可以发现，2021-2024 年全国容量供需系数整体呈现上行态势，反映出 高峰时段供电压力的增加。因此，高峰时期可靠容量的需求以及电力系统的调节压力， 系火电新增装机规模提升的重要原因。

展望 2026：绿电降速火电增长，亟需容量机制落实

用电需求展望稳健

需求方面，利用电力弹性系数法，基于 GDP 增速和弹性系数的预测进行测算：虽然 2025 年电力弹性系数较低，但剔除暖冬因素并考虑工业电气化、数据中心等方面的用电拉动， 预计 2026 年能够实现一定回升，按照中性情景 1.05 假设；经济增速参考一致预期，按 照中性情景 4.8%假设。预计 2026 年用电增速 4.5%-5.0%，中性情形 5.04%。

绿电新增锐减，煤电电量增长

2025 年下半年以来，受到新能源 136 号文以及内陆地区消纳和市场交易压力影响，绿 电新增装机尤其是光伏新增装机已经出现了显著的同比下滑，我们推断在短期行业经营 环境变化不大的情况下，2026 年将会延续 2025 年下半年的趋势，预计 2026 年光伏新增装机将出现明显的规模下滑。考虑到高峰供电、绿电外送、调节压力等多重需求，预 计火电新增规模依然会保持相当的体量；由于漳州 2 号等部分核电机组建设进程略有延 迟，2025 年核电新增装机规模偏低，按照目前中核、广核等核电运营商投产时间表，预 计 2026 年核电将迎来新增装机的小爆发。

风电光伏在消纳压力下，预计 2026 年利用小时仍有下行压力；常规水电 2025 年利用 小时虽然有些许修复，但仍远低于“十三五”时期，假设 2026 年延续小幅修复；核电 发电小时数除了受到预期外检修影响以外基本保持稳定，2026 年保持持平假设。基于 装机与利用小时假设，各电源发电量的主要判断是：1）光伏电量虽有一定增长，但相 较过去 3 年 35%以上的增速显著下滑至 10%左右；2）风电建设正常推进，预计保持两 位数电量增速水平；3）受益于消纳与输送约束下的新能源电量增速下滑，预计 2026 年 火电以及其中的煤电电量实现低个位数增长。

虽然 2026 年速放缓，火电保持一定规模的新建，但装机和电量的清洁化转型仍在推进， 预计风电光伏的装机占比较 2025 年提升 2.47 个百分点，电量占比提升 1.62 个百分点。

火电小时继续下滑，倒逼容量电价落地

虽然火电电量预计将在 2026 年转为提升，但考虑到火电装机的大幅增长，火电利用小 时数依然难以免于下滑，预计中性情形下 2026 年火电利用小时还将继续下降 137 小时 至 4010 小时，这也将是火电利用小时的新低。

1 月 30 日国家发改委发布的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》中，提出电力现 货市场连续运行后，省级价格主管部门会同相关部门适时建立可靠容量补偿机制，并且 强调新能源装机占比高、可靠容量需求大的地区，应加快建立可靠容量补偿机制。 而在当前环境下，一方面过剩的电量供应挤压火电利用小时，一方面高峰供电、配套外 送、调节压力等又对火电的建设和出力能力提出更高的要求。因此，容量电价机制的落 地迫在眉睫。根据我们在此前深度报告《容量电价，因何而来？向何处去？》中的测算， 若按照全国容量供需系数测算，全国平均容量电价区间为 276~316 元/年·千瓦，若按 2025 年全国多数省份 100 元/年·千瓦的标准，容量电价将上涨 176~216 元/年·千瓦， 按 2025 年全国煤电平均利用小时数 4346 小时测算，对应度电电价将同比提升 0.041~0.050 元/千瓦时。而从 1 月份各省份代购电电价来看，尤其沿海省份 5 分左右的 电价下降压力将通过容量电价的提升而得到极大缓解，火电盈利同比下降压力也将得到 缓解。且从长更长期的角度而言，若容量电价能够得到切实落地，还能够有效填补中长 期和现货的双轨制定价的鸿沟。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）