处在电力生产端，用煤炭燃烧把热能变成电能，是过去二十年电力系统的"压舱石"。2024年火电发电量约5.85万亿千瓦时（占比全部发电量58%），尽管2025年火电发电量6.33万亿千瓦时出现十年来首次下降，煤电仍是保供与调峰的主体，五大发电集团掌握绝大部分燃煤机组。

收入来自上网电价，华能国际2024年境内平均上网电价498.7元/兆瓦时（约0.499元/度）。2024年起执行煤电容量电价，全国容量电费约950亿元、折度电2.07分；五大发电集团煤电业务利润482亿元。电量电价随煤价波动，容量电价与辅助服务给煤电托底，盈利趋于稳定。

华能、国家能源集团等五大发电掌握燃煤机组与发电指标，电网是采购方；中小煤电厂弱势，议价看煤价与利用小时，被新能源挤占发电空间。

煤电要保供电顶峰、又因新能源大发而被压低利用小时；要拿容量电价转型做兜底调节、又因碳排放约束和煤价波动而利润受压，保供与转型在机组上两难。

处在发电端，用风力和光伏把自然资源变成清洁电力，是这一轮能源转型的绝对主角。截至2025年底，风电与太阳能发电装机合计18.42亿千瓦、占比47.3%，首次超过火电成为第一大电源；2025年风光发电量合计约2.3万亿千瓦时、占比全发电量22%。

收入来自上网电量，龙源电力2024年风电平均上网电价466元/兆瓦时、光伏296元/兆瓦时；三峡能源2024年营收297.17亿、归母净利61.11亿，龙源营收370.70亿、净利63.45亿。新能源全面入市后电价走低，但装机与发电量仍在高速增长。

三峡能源、龙源电力等央企掌握优质风光资源与基地指标，电网与交易机构是消纳方；民营与小型电站弱势，议价看资源区位与消纳能力，被电价下行挤压。

风光要扩装抢占绿电红利、又因午间出力集中而消纳困难、深谷电价跌到0.2元；要保收益率、又因全面入市价格战而利润变薄，规模与电价在风场上两难。

处在装备端，提供风电机组、光伏组件和逆变器，是把风光资源变成电力的硬件底座。2024年风电整机价格止跌回升至约1500元/千瓦、金风科技风机均价约2425元/千瓦；光伏链条却深陷价格战——隆基绿能2024年营收825.82亿却净亏86.18亿。

收入来自设备销售，金风科技2024年营收566.99亿、归母净利18.6亿、风机毛利率5.1%；隆基绿能组件毛利率仅6.27%、硅片毛利率跌到-14.31%。设备方吃制造利润，议价被"以价换量"的价格战削薄，风电略回暖、光伏全面亏损。

金风、隆基等头部掌握技术与产能规模，开发商是客户；中小设备厂弱势，议价看技术迭代与出海能力，被价格战和产能过剩清出。

设备方要保份额扩产、又因行业产能过剩而价格崩塌；要推新技术提毛利、又因迭代过快而旧产线计提减值，规模与技术在内卷里两难。

处在最上游，提供发电用煤与天然气，是煤电链条的"粮食"。中国神华2024年商品煤产量3.271亿吨、煤炭销量4.593亿吨，煤炭业务毛利率30%，靠长协锁量锁价支撑下游煤电稳定发电。

收入来自煤炭销售，中国神华2024年营收3383.75亿、净利586.71亿，煤炭销售均价564元/吨；燃料方吃资源差价，但煤价下行时利润随之下滑，煤电联营与长协是利润稳定器。

中国神华、中煤能源掌握煤炭资源与铁路运力，电厂是采购方；中小煤企弱势，议价看煤价与长协比例，被"煤电跷跷板"的价格波动牵着走。

燃料方要保煤价利润、又因新能源挤压煤电而需求承压；要扩产保供、又受碳排放与产量约束，资源与约束在矿上两难。

处在传输与存储端，提供特高压、变电设备和储能电池，是消纳波动的新能源、把电力送到负荷中心的硬件支撑。截至2025年底全国新型储能达1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，宁德时代储能电池出货110GWh、全球占比36.5%。

收入来自设备与储能系统销售，宁德时代2024年储能营收572.9亿、储能毛利率26.84%（高于动力电池），国电南瑞吃电网投资订单；两网2025年电网投资超8250亿，设备与储能方吃投资红利。

国电南瑞、宁德时代掌握核心设备与电池技术，电网公司是采购方；中小设备厂弱势，议价看技术资质与交付，被集采压价。

储能与电网设备要扩产吃投资红利、又因电芯价格战与"参数通胀"质疑而毛利承压；要保安全寿命、又因低价竞争而质量博弈，规模与质量在订单里两难。

处在输配中枢，把发电端的电送到千家万户，是电力流向的"管道"与调度者。国家电网2024年营收39192.71亿、净利772.98亿，经营26省、覆盖大部分国土；南方电网覆盖南方五省，两网合计掌握全国输配电网。

收入来自输配电价，按"准许成本+合理收益"核定，国家电网2024毛利率仅6.43%；两网2025年电网投资超8250亿、净现金流为负，靠债券融资扩网，盈利薄但规模巨、旱涝保收。

国家电网、南方电网握输配电网与调度权，发电企业与用户是两端；分布式与独立主体弱势，议价看接入规则，被管网与调度牢牢把控。

电网要扩投资保新能源消纳、又因投资回报周期长而债务攀升；要放开口子接分布式、又怕安全与公平性问题，投资与开放在管网上两难。

处在交易中枢，组织发电与用户通过中长期、现货市场买卖电量，是电从"计划"走向"市场"的撮合场。2025年全国市场化交易电量6.64万亿千瓦时、占比全社会用电量64%，国家电网区域市场交易电量47226.7亿千瓦时。

收入来自交易手续费与结算服务，交易机构靠电量规模抽成；2025年售电公司代理零售用户87.8万家、零售电量3.98万亿千瓦时，交易枢纽吃流量红利，规模随市场化扩大而增长。

各电力交易中心握规则与撮合权，发电与用户是参与方；中小售电公司弱势，议价看交易策略与用户资源，被价格信号与规则变动牵着走。

交易机构要扩市场促消纳、又怕价格波动与投机；要放主体入市、又因规则复杂与风险而参与门槛高，开放与稳定在规则上两难。

处在价值端，把清洁电力打包成绿电、绿证和碳配额，让用电企业买到"绿色身份"。2025年全国绿电交易3285亿千瓦时、同比增40.6%，绿证交易量同比激增364%，新能源全面入市后绿电成为出口企业的刚需。

收入来自绿电溢价与绿证、碳配额差价，绿电交易按中长期均价上浮；出口型企业为合规绿电支付溢价，绿证与碳市场把环境价值变现，交易方吃政策红利。

交易机构与绿证核发方握规则，发电企业与用电企业是两端；中小服务商弱势，议价看资源与渠道，被政策与配额变动影响。

绿电要扩规模满足出口刚需、又因供给激增而溢价收窄；要保环境价值真实、又因核算与套利争议而信任承压，规模与诚信在绿证上两难。

处在用户侧入口，替工商业大户向发电侧买电、做套餐和负荷管理，是电价从"目录价"走向"市场化"的最后一公里。2025年售电公司5395家、开展业务3084家，代理零售用户87.8万家、零售电量3.98万亿千瓦时，覆盖六成市场化用户电量。

收入来自购售价差与服务费，售电公司从批发市场低价买电、加价卖给用户赚价差；广东2024年中长期电价0.449元/度、2025年降到0.392元/度，价差空间随市场化收窄，靠规模与风险管理吃利。

大型工业用户与国资售电握议价权，中小用户是客户；小售电公司弱势，议价看用户规模与电价预测，被价差收窄与偏差考核挤压。

售电要抢用户扩规模、又因价差收窄而利润变薄；要赌电价波动赚价差、又因偏差考核与价格风险而亏损，规模与风险在套餐里两难。

处在用电末端，把电网的电变成电动车的里程，是"一度电"最直接的消费入口之一。截至2024年底全国充电设施1281.8万台、同比增49.1%，全年充电量突破1100亿千瓦时、同比增38%；特来电运营70.9万台、星星充电62.5万台居前二。

收入来自充电服务费，特锐德（特来电）毛利率10%到25%、净利率仅0到5%；行业重资产、回本周期长、利用率低，2024年12月单月充电量59.1亿度，靠规模与利用率摊薄成本。

特来电、星星充电等头部握桩量与流量，车企与用户是两端；中小运营商弱势，议价看桩位与利用率，被重资产与价格战压着。

充电要扩桩抢流量、又因利用率低而回报周期长；要降服务费抢用户、又因重资产成本而亏损，规模与盈利在桩上两难。

处在规则端，制定输配电价、目录电价与分时电价，决定一度电最终卖多少钱，是整个链条合法性与价格的总开关。2023年第三监管周期输配电价落地（发改价格〔2023〕526号），宁夏输配电价均价降至0.1129元/度，工商业目录电价全面取消。

收入不直接收钱，但电价核定决定全链条分蛋糕；输配电价按"准许成本+合理收益"回收，监管通过才能定价，规则直接决定发电、电网、用户的利润边界。

国家发改委、国家能源局握电价核定与规则制定，企业与用户是约束对象；大用户弱势于规则但能争取政策，小主体被统一规则覆盖。

监管要降电价惠企业、又怕电网投资回报不足；要推市场化反映供需、又怕价格波动伤民生，降成本与保安全在定价上两难。

处在计量端，提供智能电表和用电信息采集设备，是每一度电被记录、被计费、被调度的"眼睛"。国网2024年三批电能表招标249亿、同比增7%，进入集中置换上行周期；林洋能源2024年国网南网中标12.32亿、海外营收11.26亿。

收入来自电表与采集设备销售，国网年招标约249亿、炬华科技中标约2.37亿；电表单价下行使毛利承压，但海外与替换周期带来增量，头部靠规模与出海稳利。

国电南瑞、炬华、林洋等握技术与集采份额，电网是采购方；中小电表厂弱势，议价看中标与认证，被集采压价与集中度分散。

电表要扩替换吃上行周期、又因单价下行而毛利受压；要推海外与高端表、又因国内集采内卷而价格战，增量与利润在招标里两难。

处在触达端，提供缴费、用能管理与虚拟电厂聚合，把分散的用电变成可调度的资源。虚拟电厂2025年3月获国家专门指导意见，山东已建成20家、聚合容量274.8万千瓦，全国新型储能与车网互动规模快速扩张。

收入来自支付通道费与聚合服务分成，虚拟电厂靠需求响应与现货套利获利、聚合商与用户按1:9等比例分成；国网APP吃缴费流量，能源数字化方吃调度与运营红利。

国家电网、电网调度握平台与接入权，用户与聚合商是参与方；中小数字化方弱势，议价看算法与资源聚合，被平台与规则把控。

数字化要扩聚合赚套利、又因收益核算不清而用户困惑；要接平台调负荷、又怕数据安全与调度风险，规模与信任在平台上两难。