1 电力行业发展现状

1.1 电力行业整体发展概况

电力产业是支撑国民经济增长的核心基础能源产业，同时也是社会公共服务体系的关键组成部分，属于国家经济战略中优先扶持与重点发展的核心领域。伴随国内经济持续稳步增长，我国电力产业整体保持高速扩容态势，装机规模、年度发电量均实现稳健上行。

根据中国电力企业联合会发布的《2025-2026年度全国电力供需形势分析预测报告》数据显示，2025年国内全社会用电量达到10.37万亿千瓦时，同比增速为5.0%。在电力供给端，截至2025年末，全国全口径发电装机总量突破38.9亿千瓦，同比增长16.1%；其中非化石能源装机规模达24.0亿千瓦，占全部装机比重提升至61.70%，较上一年度提升3.5个百分点。

从各品类电源投资力度、装机增速及结构变迁不难看出，国内电力产业绿色低碳转型成效持续落地，新型电力系统的调节能力、适配能力持续增强。整体而言，2025年全国电力系统运行平稳有序，电力供需整体保持动态均衡，能源保供能力持续夯实。2022至2025年国内各类电源年末装机规模、年度发电量及设备利用小时数均呈现结构性调整特征。

2022-2025 年，中国各类型机组年末装机容量、年度发电量和发电小时数情况如下：

1.2 河北省电力市场发展现状

河北省电力产业整体保持平稳有序的发展节奏，电源结构持续优化。依据河北省政府公开统计数据，截至2025年末，全省发电总装机容量约20520万千瓦。从结构占比来看，火电装机规模约5450万千瓦，占比26.6%；光伏装机8500万千瓦，占比达41.4%，为省内第一大电源品类；风电装机4800万千瓦，占比23.4%；水电及抽水蓄能合计装机760万千瓦，占比3.7%。

2025年河北省整体发电量达4229.9亿千瓦时，同比增长9.3%。其中河北南网发电量2054.2亿千瓦时，同比增长7.5%；河北北网发电量2175.7亿千瓦时，同比增长11.0%，北部区域电力产出增速显著领先。分电源类型来看，省内火电发电量2384.6亿千瓦时，同比小幅下滑2.2%，仍占据全省总发电量的56.4%，是省内电力保供的核心支撑。

河北省具备“无核、贫水”的区域能源特征，本地电力产能无法完全匹配用电需求，区域电力供需长期处于紧平衡状态。2025年省外送入电力占全省用电量比重约21%，外电依存度较高。预计未来五年，河北省电源结构仍将延续无核电、水电资源稀缺的格局，火电扩容速度将略高于全国均值，光伏新增装机增速逐步放缓，风电依旧保持高速增长态势，煤电仍将长期承担电力系统兜底保供与灵活调节的核心作用。

1.3 全国电力行业供需格局分析

供给方面，2013 至2025 年我国分电源类型装机容量变化情况如下：

1.3.1 供给端：新能源装机持续爆发，电源结构深度优化

2013年以来，国内各类电源装机结构持续迭代升级，新能源逐步替代传统火电成为装机增长主力。结合中电联公开行业数据，2025年全国新增发电装机容量达5.5亿千瓦，创下历史新高，较上一年度多投产1.1亿千瓦。依托国家荒漠戈壁新能源基地开发、千乡万村驭风行动等政策落地，国内风电、光伏新增装机合计4.4亿千瓦，占全年新增总装机的80.2%，新能源成为电力扩容绝对主力。

截至2025年末，全国全口径发电装机38.9亿千瓦，其中非化石能源装机24.0亿千瓦，同比增长23.0%，装机占比提升至61.7%。细分品类来看：水电装机4.5亿千瓦（含抽水蓄能6594万千瓦）；核电装机6248万千瓦；并网风电装机6.4亿千瓦，包含陆上风电5.9亿千瓦、海上风电4739万千瓦；并网光伏装机12.0亿千瓦，同比大增35.4%；火电装机15.4亿千瓦，同比增长6.55%，装机占比降至39.6%，较上年下降3.6个百分点。

产出结构层面，2025年全国煤电发电量同比下降1.9%，实现“增容减量”的结构性优化，煤电发电量占比降至51.1%，较“十三五”末期下降9.6个百分点。非化石能源全年发电量4.47万亿千瓦时，同比增长14.1%，发电占比达42.9%，同比提升3.4个百分点，较“十三五”末提升9.0个百分点。受季节、气候、资源波动影响，水电、风电月度发电量波动明显，煤电充分发挥了基础保供与灵活调峰的关键作用，保障电力系统平稳运行。需求方面，2013 至2025 年我国分产业类型用电量变化情况如下：

1.3.2 需求端：全社会用电稳步增长，各产业用电全面回暖

根据中电联供需报告统计，2025年全国全社会用电量达10.37万亿千瓦时，同比增长5.0%，各产业用电均保持正向增长。其中第一产业用电量1494亿千瓦时，同比增长9.9%；第二产业用电量6.64万亿千瓦时，同比增长3.7%，是用电基本盘；第三产业用电量1.99万亿千瓦时，同比增长8.2%，服务业用电增速领跑；城乡居民生活用电量1.59万亿千瓦时，同比增长6.3%。

设备利用效率方面，2025年全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时数为3119小时，同比减少312小时。分类型来看，水电利用小时3367小时、同比小幅提升；核电7809小时，运行效率持续优化；火电4147小时、同比回落232小时；风电、光伏利用小时均出现不同程度下滑，主要源于新能源装机快速扩容、消峰波动加剧。

自“十四五”开局以来，国内新型电力系统建设加速落地，风电、光伏为核心的新能源装机迎来爆发式增长。新能源发电随机性、波动性与用电负荷的动态波动相互叠加，给电网安全稳定运行带来全新挑战。截至2025年末，国内煤电装机占比较2014年超60%的水平大幅回落，逼近30%关口，电源结构、电网架构实现根本性变革。但新能源稳定性不足、系统峰值出力缺口等问题凸显，部分区域、部分时段电力供需紧张问题愈发明显。

2 国内电力行业竞争格局

2.1 全国市场整体竞争态势

当前国内发电行业已形成多元化、多层次的市场化竞争格局。国家能源集团、国家电投、中国华能、中国大唐、中国华电五大央企发电集团，凭借规模化优势、低成本融资渠道、成熟的管理体系，稳居行业主导地位，是国内电力供给的核心主体。其余具备央企背景的能源企业，依托雄厚资本实力与品牌影响力，持续加码电力投资布局。同时，各地具备国资背景的地方能源企业，通过资源整合、项目并购、产能扩容等方式持续提升区域市场占有率，行业竞争主体愈发多元。

伴随电力体制改革持续深化，新能源项目建设提速落地，行业市场化竞争程度持续加剧，未来电力行业的资源争夺、项目竞争、区域竞争将进一步升温。

2.2 河北省电力市场竞争格局

河北省发电市场参与主体以大型央企与地方国企为主。其中五大发电集团、华润集团等中央能源企业，以及建投能源等本土核心国企，构成省内电力供给的核心力量，主导省内火电、新能源项目的投资、建设与运营，市场竞争格局相对稳定，头部企业资源优势、规模优势显著。

3 电力行业发展趋势分析

现阶段，我国火电清洁高效低碳技术持续迭代升级，多项核心技术与工程应用达到国际先进水平，有效推动国内火电产业结构优化与技术升级。在环保政策、双碳战略、能源结构改革的持续引导下，新能源装机规模持续快速扩张，火电整体装机占比呈逐年下降趋势。但从能源安全、系统稳定性、资源禀赋等维度来看，火电具备安全可靠、出力稳定、调度灵活、调峰兜底的独特优势，在很长一段时间内无法被新能源完全替代，仍是我国新型电力系统中不可或缺的核心支撑。

3.1 火电长期承担电力兜底保供核心职能

未来国内全社会用电量将保持稳步增长，宏观经济波动、燃料价格、气候环境等多重因素，让电力供需始终存在不确定性。全球低碳转型背景下，新能源发电波动大、储能配套不足，能源安全保障压力依旧突出。结合国内“富煤、贫油、少气”的资源禀赋，煤电在中长期内仍需承担系统兜底保供、灵活调峰的关键作用。

风电、光伏受天气、季节影响显著，出力稳定性较差，必须依托火电进行出力补偿，保障电网供需平衡。综合来看，火电行业整体主导地位不会发生根本性改变，但装机占比、发电占比将持续结构性回落，逐步从主体电源向支撑性、调节性电源转型。

3.2 煤电机组改造升级节奏持续加快

为适配双碳目标与新型电力系统建设需求，国内火电企业正全面推进机组综合性改造。行业统筹开展节能降耗、供暖扩容、灵活性升级三大改造，推动煤电功能转型，重点承担电网调峰、调频、调压、备用等辅助服务职能，筑牢电力系统保供底线。

同时，火电企业加速向综合能源服务商转型，深度参与电网需求侧响应，大力发展源网荷储一体化、风光水火储多能互补等新型业态。行业整体通过“替代新建、改造升级、淘汰落后、资本整合”四大路径，持续优化煤电资产结构，淘汰低效产能，盘活优质资产，依托智能化、节能化改造构筑全新市场竞争力。

3.3 电气自动化技术在火电领域深度普及

双碳战略落地推进过程中，清洁高效火电是我国实现碳减排目标的重要支撑。在日趋严格的环保与能耗标准下，火电行业持续加大科研投入，通过技术创新提升绿色生产能力与智能化管理水平。当前国内火电厂已广泛应用高精度智能设备、自动化控制系统，大幅提升发电效率、降低能耗与人工成本，全面优化电厂精细化管理能力。

电气自动化技术的普及应用，有效提升火电生产稳定性与产能利用率，助力行业现代化、智能化升级。目前国内火电行业已具备规模化落地自动化技术的经济与技术基础，未来将深度渗透设备安防、智能运维、运行优化、状态检修等全场景。自动化、智能化技术与火电生产的深度融合，将成为火电产业转型升级、提质增效的核心突破口，持续解决传统控制系统短板，实现降本增效、安全可控、智能运维的高质量发展目标。

4 行业准入壁垒分析

4.1 政策准入壁垒

发电行业属于国家重点监管的公用事业与能源核心领域，市场准入受到严格的政策管控。各类发电项目的立项、建设、投产均需经过多部门层层审核，需完成前期调研、合规评审、环评安评、用地审批等多项流程，最终取得发改部门核准或备案文件后方可开工建设。随着行业监管标准持续收紧、环保准入门槛不断提升，新建发电项目的审批难度显著加大，行业具备较高的政策准入壁垒。

4.2 资金壁垒

电力行业属于典型的资本密集型产业，项目投资规模大、建设周期长、投资回收周期久，前期资金投入压力极大。尤其是新能源、大型火电、储能配套等项目，前期盈利空间有限，对企业资金储备、融资能力、现金流稳定性要求极高。因此行业参与主体多为资金实力雄厚的大型央企、地方国企，中小资本难以入局，行业资金壁垒特征显著。

4.3 技术与人才壁垒

电力生产对稳定性、安全性、精准性要求极高，需严格贴合国家电网并网标准与电力质量规范，一旦出现设备故障或操作失误，将直接影响全网供电安全。因此发电企业必须配备专业的技术运维团队，保障生产稳定运行。同时随着储能、氢能、智能电网、自动化控制等新业态快速发展，行业对高端技术人才、复合型运维人才的需求持续攀升，专业人才储备成为新入局企业的核心门槛。

4.4 环保壁垒

传统火电生产过程中会产生二氧化硫、氮氧化物、烟尘等污染物，是大气治理的重点监管领域。伴随国内节能环保政策持续加码、减排标准不断升级、煤电供给侧改革持续深化，火电行业落后低效产能加速出清。环保合规能力、超低排放技术水平成为企业生存发展的核心条件，行业环保壁垒持续抬升。

4.5 区域资源壁垒

电力行业具备显著的区域公用事业属性，各地为避免产能过剩、资源浪费，普遍形成区域性的电力供给格局，区域垄断特征明显。同时各类电源对本地资源依赖性极强：火电依赖区域煤炭供应资源；风电、光伏项目高度依托当地风能、太阳能资源禀赋。区域资源储备、自然资源条件直接决定项目落地可行性，形成天然的区域资源准入壁垒。

5 上下游产业链关联性分析

火电行业产业链结构清晰，上游为煤炭原料供应与电力设备制造产业，中游为电网输送运营环节，下游覆盖工业生产、民生消费等各类用电终端。

上游端，国内火电以煤炭为核心燃料，煤炭采购价格直接决定火电企业生产成本，是影响行业盈利水平的核心变量。电力设备领域涵盖锅炉、汽轮机、发电机、变压器、输电线路、互感器、接触器等全品类发电、变电、输配电设备，是电力生产运营的硬件基础。

中游端，2002年电力体制改革实现“厂网分离”，国内形成国家电网、南方电网两大输配电主体。其中，国家电网统筹管理东北、华北、华东、华中、西北五大区域电网，负责跨区跨省输电及区域配电网运营；南方电网覆盖广东、广西、云南、贵州、海南五省区，承担区域电力输送与配售电业务，是电力生产与终端消费的核心枢纽。

下游端，电力终端用户覆盖全社会各领域，其中冶金、化工、建材、基础设施建设及居民生活用电是核心用电场景。终端用电需求与宏观经济走势、区域产业发展、基建投资力度高度绑定。近年来国内经济平稳运行、基础设施持续完善、工商业产业规模扩容，持续拉动电力需求增长，为电力行业稳定发展提供了良好的市场环境。

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