供给方面，2024年，全国规模以上工业企业发电量94180.6亿千瓦时，同比增长4.6%；其中，规模以上电厂火电、水电、核电、风电、太阳能发电量同比分别增长1.5%、10.7%、2.7%、11.1%和28.2%。预计2025年，全国发电量将达94180.6亿千瓦时左右，同比增长4.6%左右。需求方面，2024年，国民经济运行总体平稳、稳中有进，各产业的发展带动了总用电需求的增加，其中，“两新”政策等一揽子增量政策措施，拉动了消费品制造业等行业的用电量增长，全国全社会用电量9.85万亿千瓦时，同比增长6.8%，增速比上年提高0.1个百分点。预计2025年，全国全社会用电量仍将保持较快增长，增速稳中趋缓，用电量将达103228亿千瓦时左右，同比增长4.8%左右。
供给方面，2024年前三季度，受上年同期偏低基数影响，全国发电量70560.4亿千瓦时，同比增长5.4%。其中，规模以上电厂火电、水电、核电、风电、太阳能发电量同比分别增长1.9%、16.0%、1.5%、10.8%和27.0%。预计2025年，发电量将达98900亿千瓦时左右，同比增长5.5%左右。需求方面，随着我国经济持续增长，电力需求量不断增长，2024年前三季度，在夏季高温因素拉动下，电力消费增速超过预期，全国全社会用电量7.41万亿千瓦时，同比增长7.9%。未来，国家增量政策将有助于电力消费增长，用电量将保持增长；预计2025年，全社会用电量将达105435亿千瓦时，同比增长6.5%左右。建议关注新能源、灵活性调节资源相关投资机会，关注电力企业资产重组机会，关注省间电力现货市场，关注西北风光、西南水电、海上风电和沿海核电四类清洁能源基地。
供给方面，2023年，全国规模以上电厂发电量8.91万亿千瓦时，同比增长5.2%。其中，煤电发电量占总发电量比重接近六成，煤电仍是当前我国电力供应的主力电源；预计2024年，新能源有望全面参与电力现货市场交易，火电能源保障能力将提升，全国发电量将达93700亿千瓦时左右，同比增长5.3%左右。需求方面，2023年，国民经济回升向好拉动电力消费增速同比提高，全国全社会用电量9.22万亿千瓦时，同比增长6.7%；预计2024年，宏观经济小幅增长背景下，全国用电量将达98200亿千瓦时，同比增长6.5%左右。未来，建议积极关注火电向调节性电源转型以及煤电一体化发展进程，积极关注绿电交易和新型储能发展，积极关注核电机组核准进程及技术发展，积极关注地方政府发布的2024年电力绿色低碳转型工作计划；关注煤电企业的技术升级和改造进程，关注风电光伏的高质量、可持续发展进程。
供给方面，2023年，全国规模以上电厂发电量8.91万亿千瓦时，同比增长5.2%。其中，煤电发电量占总发电量比重接近六成，煤电仍是当前我国电力供应的主力电源，有效弥补了水电出力的下降。预计2024年，能源保供稳价、能源绿色低碳转型背景下，发电量将达93700亿千瓦时左右，同比增长5.3%左右。需求方面，2023年，全国全社会用电量9.22万亿千瓦时，人均用电量6539千瓦时；全社会用电量同比增长6.7%，增速比2022年提高3.1个百分点，国民经济回升向好拉动电力消费增速同比提高。预计2024年，能源保供稳价、能源绿色低碳转型背景下，全国发电量将达93700亿千瓦时左右，同比增长5.3%左右。
供给方面，2023年前三季度，受上年同期偏低基数影响，全国规模以上电厂发电量6.62万亿千瓦时，同比增长4.2%。预计2024年，能源革命、新型能源体系建设推动下，全国发电装机容量将继续保持增长，发电量将达93700亿千瓦时左右，同比增长5.3%左右。需求方面，2023年以来，国民经济持续恢复向好，拉动电力消费增速同比提高。前三季度，全国全社会用电量6.86万亿千瓦时，同比增长5.6%，增速比上年同期提高1.6个百分点；一、二、三季度全社会用电量同比分别增长3.6%、6.4%和6.6%。预计2024年，国内经济增长及海外需求回暖背景下，我国用电需求将保持增长。
供给方面，2022年，全国规模以上电厂发电量8.39万亿千瓦时，同比增长2.2%；其中，全口径非化石能源发电量同比增长8.7%，占总发电量比重为36.2%，同比提高1.7个百分点。需求方面，2022年，全国全社会用电量8.64万亿千瓦时，同比增长3.6%。展望后市，供给方面，新型电力系统建设、新版碳配额方案新能源装机快速增长的拉动下，我国发电量将达89000亿千瓦时左右，同比增长6.1%左右。需求方面，在我国经济整体好转的背景下，全国全社会用电量有望达到91570亿千瓦时，比2022年小幅增长6%左右。绩效方面，可再生能源补贴和储能商业模式规范推动下，电力行业营业收入将保持增长；燃煤成本下降和风电补贴推动下下，利润同比将大幅增长。投资方面，电源投资将大幅增长；国家电网投资、地方政府电网投资、和农村电网投资的拉动下，电网投资将保持增长。2023年，建议对电力行业进行“强化火电根基、支持风电光伏产业”的总体信授信原则。此外，警惕经济增速下滑风险、市场风险、资金风险、环保风险、煤电保供风险等。
供给方面，2022年，全国规模以上电厂发电量8.39万亿千瓦时，同比增长2.2%。预计2023年，国家能源保供背景下，全国发电量将小幅增长。需求方面，2022年，全国全社会用电量8.64万亿千瓦时，同比增长3.6%。未来，随着后疫情时期国家经济形势的整体回升向好，全社会电力消费将有较大幅度增长。营业收入方面，2022年，受益于降电价力度减弱、能源保供政策，电力、热力生产供应业规上工业企业营业收入92776.80亿元，叠加上年低基数影响，同比增长17.10%。预计2023年，受益于可再生能源补贴和储能商业模式规范，电力行业营业收入将保持增长。利润方面，2022年，火电燃料成本得到进一步控制和下降，电力、热力生产供应业规上工业企业利润总额3154.00亿元，同比增长86.30%。预计2023年，燃煤成本下降和风电补贴背景下，电力行业利润将达3600亿元左右，同比增长14.1%左右。预计未来，特高压建设有望迎来发展新高峰，建议积极关注；国家推动农村能源革命试点县建设，建议关注地方性发电企业；建议关注地方能源结构转型背景下的重点项目；建议关注能源领域的新业态、新技术。
供给方面，2022年前三季度，全国规模以上电厂发电量62867亿千瓦时，同比增长2.2%；预计2023年，国家重视能源保供背景下，全国发电量将小幅增长。需求方面，2022年前三季度，全国全社会用电量6.49万亿千瓦时，同比增长4.0%；预计2023年，随着国内经济状况逐步改善，我国用电需求将保持增长。电源投资方面，2022年前三季度，全国主要发电企业电源工程完成投资3926亿元，同比增长25.1%；预计2023年，风光大基地建设、火电三改联动推动下，电源投资将较快增长。电网投资方面，受益于国家电网和南方电网加大投资力度，前三季度，全国电网工程完成投资3154亿元，同比增长9.1%；预计2023年，受风光基地外送项目和特高压工程拉动，电网投资将保持增长。未来，煤、电价格有望进一步理顺，建议关注具有良好现金流的电力运营商；风电、光伏产业有望迎来量利齐升，积极关注风光大基地项目建设进程；核电审批速度进一步加快，建议关注高温气冷堆、钠冷快堆上的研发进度。
供给方面，2021年以来，全国电力供应整体保持高增长。2021年，全国规模以上工业企业发电量8.11万亿千瓦时，同比增长8.1%。其中，全口径非化石能源发电量2.90万亿千瓦时，同比增长12.0%；占全口径总发电量的比重为34.6%，同比提高0.7个百分点。需求方面，2021年以来，在疫情反复、北方汛情、电煤供应紧张、海外制造业疲软带来的出口替代效应及2020年低基数等因素的综合影响下，我国全社会用电量同比大幅增长。2021年，全国全社会用电量8.31万亿千瓦时，同比增长10.3%。2022年以来，宏观层面和行业层面对电力行业信贷均呈现利好。宏观层面，1月17日，为缓解企业流动性紧张、切实将资金传至实体，央行将MLF、OMO利率分别下调10BP，下调力度略超市场预期，预计银行将受益于“量增、价降、扩面”，有效信贷需求回暖在即。行业层面，国家开发银行和人民银行均积极支持“碳减排”工作。建议对电力行业进行“积极关注碳减排和清洁能源领域、支持新型储能、注意防范风险”的总体信授信原则。同时，积极防范市场风险、碳市场风险、环保风险、资金市场风险和煤电和气电保供风险等。
2021年以来，国家出台的电力政策主要包括：电力现货市场建设方面，明确电力现货试点范围扩大；水电方面，进一步完善抽水蓄能价格形成机制；新能源政策方面，加快推进屋顶分布式光伏发展，推进光伏、风电平价上网，促进可再生能源跨省区交易；综合能源、需求侧响应方面，首次在国家政策文件中提到“综合能源服务”等；储能方面，出台了多项储能相关政策。预计2022年，国家有望制定区域化的煤电转型策略，保障全国和各区域的电力供应安全；继续推进太阳能发电行业成本下降，加快构建以新能源为主体的新型电力系统。未来，电力市场化程度有望进一步提升，建议关注相关龙头企业；电化学储能将以高复合增长率增长，建议关注相关领域投资机会；现货交易市场和辅助服务进入蓄力发展期，建议关注相关投资机会。
2021年以来，供给方面，高企的燃料成本使煤电企业产销成本严重倒挂，发电量的增长并未给煤电企业带来更多利润，企业发电意愿受到制约，累计发电增速逐月下降。一、二、三季度发电量增速分别为19.0%、10.3%、7.6%，前三季度，全国发电量为60721亿千瓦时，同比增长10.7%。需求方面，前三季度，受益于上年同期低基数以及2021年以来国民经济保持恢复态势，全国全社会用电量61651亿千瓦时，同比增长12.9%；两年平均增长7.4%，高于2019年同期增速3.0个百分点。未来，新能源短期内不能对发电量提供很好的支持，预计2022年，全国发电量将低速增长，发电量将达86430亿千瓦时，同比增长3.2%左右。未来，我国经济发展将不再依靠大量能源消耗，电力需求将维持低速稳定增长。预计2022年，全国用电量将达86400亿千瓦时左右，同比增长3.0%左右。
2020年下半年以来，经济社会发展对电力的消费需求已恢复常态。1～12月，全国全口径发电量同比增长4.0%。其中，全国全口径非化石能源发电量2.58万亿千瓦时，同比增长7.9%，占全国全口径发电量的比重为33.9%，同比提高1.2个百分点；全国全口径煤电发电量4.63万亿千瓦时，同比增长1.7%，占全国全口径发电量的比重为60.8%，同比降低1.4个百分点。2020年1～12月，我国经济运行稳步复苏，用电量增速逐步回升，全社会用电量7.51万亿千瓦时，同比增长3.1%。
展望未来，供给方面，2021年，在宏观经济逐步回暖和用电量恢复增长的拉动下，我国发电量将继续增长至80520亿千瓦时左右，同比增长8.6%左右。需求方面，2021年，在“碳达峰、碳中和”背景下，我国用电呈现刚性、持续增长，后续电能替代潜力巨大，全社会电气化程度将稳步上升，全社会用电量将达80510亿千瓦时左右，同比增长7.2%左右。绩效方面，受益于全国碳排放权交易市场建设和还原电力商品属性机制，我国电力行业经营有望改善：2021年，电力、热力的生产和供应业营业收入将达73900亿元左右，同比增长8%左右；利润总额将达4530亿元左右，同比增长10.9%左右。投资方面，2021年，电源投资增速将有所下降，投资额将达5640亿元左右，同比增长7.6%左右；受益于特高压投资拉动，电网投资额将达5300亿元左右，同比增长12.8%左右。
2020年以来，降电价政策影响下，电力、热力生产供应业规上工业企业营业收入表现不及上年，1～12月，电力、热力生产供应业规上工业企业营业收入为68456.2亿元，同比增长1.7%，增速较2019年下降4.3个百分点。2020年上半年，受益于煤价持续下跌，电力行业利润总额呈不断提升；下半年，煤价上涨对利润造成一定负面影响，但四季度以来，受冬季用电需求快速增长的拉动，利润总额呈小幅增长态势，10、11、12月累计利润总额同比分别为增长5.7%、3.8%和3.4%。预计2021年，用电需求增加叠加区域竞争力提升，营业收入将达73310亿元左右，同比增长7.1%左右；受益于长协煤比例的提升，叠加2020年同期低基数影响，电力行业利润总额将达4420亿元，同比增长8.2%左右。
2020年以来，供给方面，受疫情影响，年初发电量持续下降，随着下游企业逐步复工复产，8月发电量增速开始由负转正，前三季度，全国规模以上电厂发电量54086亿千瓦时，同比增长0.9%。需求方面，前三季度，全社会用电量5.41万亿千瓦时，同比增长1.3%，增速比上年同期下降3.1个百分点。未来，在宏观经济逐步回暖和用电量恢复增长的拉动下，我国发电量将小幅增长，2021年全国发电量将继续增长至74230亿千瓦时左右，同比增长约3.9%。长期来看，我国经济增长具有较强韧性，全社会用电量增速不会失速，预计2021年全社会用电量将达78000亿千瓦时左右，同比增长5.3%左右。
供给方面，未来，国家将严控煤电新增产能规模，持续构建多元化电力生产格局；清洁能源消纳问题将得到明显改善，新能源发电量将加快增长，预计2020年全国发电量将达73940亿千瓦时，同比增长3.5%左右，增速同比持平。需求方面，综合考虑疫情防控、对冲政策、气候气温、电能替代等因素影响，2020年全年我国全社会用电量达到73870亿千瓦时，较上年增长2.2%。绩效方面，预计2020年，受工业企业电价下调和疫情的影响，电力、热力生产和供应业主营业务收入增速将继续下降，全年营业收入将下降至66000亿元左右，同比下降0.5%左右；在收入增速大幅下降的影响下，电力、热力的生产和供应业利润总额将达3400亿元左右，同比下降12.8%。投资方面，新基建将拉动电源投资快速增长，不同电源投资仍将呈现不同特征；特高压、电力物联网、农网及配网投资规模均将提升。
2019年以来，国家出台的电力政策包括：火电方面，进一步淘汰煤电落后产能，促进煤电行业优化升级，深化燃煤发电上网电价形成机制。水电方面，促进小水电持续健康发展。风电方面，推进风电无补贴平价上网，发布风电投资监测预警结果。光伏发电方面，促进光伏发电和平价上网，鼓励所有分布式光伏电站和集中式均参与竞价。体制方面，推进增量配电业务改革，放开经营性电力用户发用电计划。此外，电网投资方面，国家积极布局特高压建设。预计未来，更多省省市有望出台燃煤发电上网电价机制改革政策；国家有望出台政策，进一步缓解煤电装机过剩问题。
2019年，我国电力生产高质量发展成效初步显现，新能源发电量占比不断提高；全社会用电量实现较快增长，电力消费结构继续优化；全国电力供需总体平衡，部分地区出现错峰限电。供给方面，2019年以来，我国宏观经济总体平稳、稳中向好，工业和居民生活用电量保持增长，推动全国用电量较快增长。需求方面，受宏观经济运行稳中向好，第二产业用电、服务业用电持续快速增长及电能替代的拉动。未来，政策重点将集中在：加强用电形势监测与需求侧管理，保障电力供需平衡，及稳定电煤价格在绿色区间，加快解决可再生能源补贴问题等。未来，建议关注我国煤电低碳发展及参与大量海外煤电项目的企业，关注特高压输变电设备核心企业及海外重点项目；农村电网仍将保持较快增速，并关注农村电网一、二次设备相关龙头企业。
2018年，我国新增发电装机容量为12439万千瓦，同比小幅下降4.6%。受新增装机容量下降的影响，截至2018年12月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量189967万千瓦，同比小幅增长6.5%，增速比上年同期回落1.1个百分点。2018年以来，我国宏观经济总体平稳、稳中向好，居民生活水平提高带来家电、新能源汽车用电需求的增长，同时，钢铁、有色金属、建材和化工行业生产呈现较快增长态势，对电力行业需求形成了稳定支撑。2018年，较高的的用电需求推动全国发电量较快增长，全国全口径发电量6.99万亿千瓦时，同比大幅增长8.4%。2018年以来，我国积极进行火电行业超低排放改造，火电发电量增长动力不足；随着多个水电机组投产，水电发电量将快速增长；清洁能源消纳问题将得到明显改善，新能源发电量将加快增长。预计2019年，全国发电量将达71850亿千瓦时，同比增长5.8左右，增速同比将下降1.0个百分点。
2018年，我国全社会用电量实现较快增长、电力消费结构继续优化；电力生产延续绿色低碳发展趋势，高质量发展成效初步显现；全国电力供需总体平衡，部分地区出现错峰限电。2018年以来，国家出台的电力政策包括：进行煤电规划建设风险预警；整治燃煤自备电厂的建设和运行；发布风电投资监测预警结果，开展风电平价上网示范工作；促进光伏发电和平价上网；促进电力市场化交易，推动可再生能源电力配额制落地，完善电力现货市场建设；推进增量配电业务改革等。预计未来，光伏行业有望以补贴额定装机量；国家有望进一步扩大电力辅助服务参与主体范围。
2018年以来，受继续限制煤电发展，加快能源绿色发展等政策的影响，1～9月，全国发电量同比增长7.4%；宏观经济运行平稳有进，1～9月，全国用电量同比增长8.9%。受煤电宽松政策的拉动，火电电源投资额由上年同期的下降25%变为增长6.2%，清洁能源投资额同比达69.0%，同比下降2.4个百分点；由于国家特高压项目建设速度继续放缓，全国电网工程投资额同比下降9.5%。发改委五次发布降价政策，我国电力主营业务收入增速呈下降趋势；由于发电企业成本上升，电力行业利润总额增速不断下降。展望2019年，全国发电量将小幅增长，全国用电量将低速增长，电源投资规模将有所收窄，电网投资由降转增的拐点即将到来，行业利润将低速增长。
