2026年云南省电力行业概况、发展前景及产业政策
思瀚产业研究院    2026-10-13

1、云南省电力行业概况

云南省位于我国西南边陲，与缅甸、泰国、老挝、越南等国接壤，是中国西南地区重要的工业省份和边境贸易省份。云南省总面积 39 万平方公里，较好的政策措施和资源禀赋促进了云南省地方经济的发展，云南省国民经济保持持续增长的态势。2024 年，全省实现地区生产总值（GDP）32,765.78 亿元，比上年增长 3.91%，位于西部前列。经济总量突破 3.2 万亿元，稳居全国第18 位、西部第3 位。

云南是我国水能资源最丰富的省份之一，全省水能资源主要集中在金沙江、澜沧江、怒江、红河、珠江、伊洛瓦底江六大水系的干流上，水能资源理论蕴藏量为 10,437 万千瓦，占全国总蕴藏量的 15.30%，仅次于西藏、四川，居全国第3 位。全省经济可开发装机容量达 1.5 亿千瓦，年发电量为4,362.91 亿度，占全国可开发装机容量的 4.54%，居全国第 7 位。

云南水能资源82.5%蕴藏在金沙江、澜沧江、怒江 3 大水系，尤以金沙江蕴藏的水能资源最大，占全省水能资源总量的 38.90%。国家电力体制改革后，新成立的五大发电公司相继成立区域流域项目公司，控股开发云南“三江”水电资源，云南省内企业大多通过参股的形式来参与“三江”流域的开发。

2025 年，云南省规模以上发电量为 4,596.1 亿千瓦时，累计同比增长5.23%。从发电结构来看，2025 年云南省风力发电量为 328.83 亿千瓦时，占比为7.15%；火力发电量为 568.73 亿千瓦时，占比为 12.37%；水力发电量为3,297.16 亿千瓦时，占比为 71.74%；太阳能发电量为 401.33 亿千瓦时，占比为8.73%。2025 年，云南省全社会用电 2,925.38 亿千瓦时，同比增长4.92%。

2、行业发展前景

为应对气候变化，我国提出将力争2030年前碳排放达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。“十四五”期间，随着电力转型的推进，未来传统煤电受淘汰落后产业力度加大的影响，发电占比将进一步降低，水电在电力调峰中作用更加突出，投资开发尤其是蓄能电站投资将稳步上升；核电投资节奏有望趋于稳定，发电占比得到相应提高，风光等新能源投资有望迎来快速增长，发电占比将实现大幅提高。

“十五五”期间，将加快建设新型能源体系。持续提高新能源供给比重，推进化石能源安全可靠有序替代，着力构建新型电力系统，建设能源强国。坚持风光水核等多能并举，统筹就地消纳和外送，促进清洁能源高质量发展。

根据云南省十五五规划，电力方面，加快新型能源体系建设。推动煤电油气协调发展，夯实能源安全保供能力。

推进“风光水火储”等多能互补和“源网荷储”一体化发展。积极稳妥推进后续大型水电站前期工作和项目建设。加快新型电力系统建设，构建安全可靠绿色低碳的电力供给体系和清洁能源消费促进体系。推动建设“电力互通、油气联动、绿电主导、数字赋能”能源大通道，构建开放共赢的能源合作体系。

3、云南省电力行业政策

自电改 9 号文及配套文件出台后，新电改正式拉开序幕。云南省作为试点省份，走在了全国前列，云南省先后出台了多项电改文件和办法，过程中不断调整，主要情况如下：2019 年，云南省发改委、云南省能源局日前联合发布《2019 年云南电力市场化交易实施方案》，其中包含 2019 年云南电力市场化交易实施方案、云南电力市场主体准入和退出管理方案细则、云南电力市场主体信用管理实施细则、云南电力市场交易组织实施细则、云南电力市场零售服务实施细则、云南电力市场计量与结算实施细则、云南电力市场信息披露实施细则。

鼓励组织地州区域内电力交易。地区内市场准入用户原则上优先参与地区电力市场，有电量缺额再参与全省电力市场。组织地区电力市场按照双边协商、集中竞争等方式开展，鼓励交易电价与用电量大小、增长幅度、工业产品价格等进行联动，双方互利共赢。

2019 年 12 月，云南省发改委、云南省能源局联合印发《2020 年云南电力市场化交易实施方案》，方案坚持稳中求进工作总基调，严格贯彻落实国家和云南省电力体制改革有关文件精神，在总结近年来云南电力市场建设和运营基础上，进一步完善电力市场结构和市场体系，促进电力市场平稳发展，做强做优能源产业。方案中提出省内优先发电计划电量和框架协议内跨省区电力随着政府定价的放开采取市场化定价方式。双边协商交易不进行限价。

2020 年 12 月，云南省发改委、云南省能源局联合印发《2021 年云南电力市场化交易实施方案》，根据用电时段，峰时段电价上浮50.00%、谷时段电价下浮50.00%，确定峰、谷时段电价，结算时根据峰、平、谷时段用电量，分别计算各时段电费。执行峰谷分时电价产生的差额收益纳入不平衡资金。大工业用户市场化交易形成的价格为全时段价格。

2022 年 5 月，云南省煤电油气运保障工作领导小组印发《云南省2022 年能源保供实施方案》，从促进煤炭增产增供、提升电力供应能力、保障天然气安全稳定供应、推进成品油市场稳定运行 4 方面提出多项具体措施。其中提升电力供应能力方面提到：强化运行调度，密切跟踪来水情况，开展流域梯级以及跨流域水电联合优化调度，力争全省年调节能力以下水电保持高水头运行，确保水能利用率在 99%以上；加快推进电源建设，进一步深化大江干流储备水电资源开发利用，推动优势清洁能源资源和应急备用调峰电源项目建设。

提前布局规划建设常规和混合式抽水蓄能电源；合理引导市场预期，鼓励市场主体高比例签约和签订中长期合同，签订明确分时段电量电价的中长期交易合同，分时段签约规模和比例不低于上一年度，推动发用两侧带曲线分时段结算加速落地；推动电力市场化改革，研究编制电力现货市场建设实施方案，试点启动电力现货市场运行；守牢民生用电底线，科学预判电力供需形势，制定年度有序用电方案，对已签订可中断负荷协议的用户进行全覆盖演练，非极端情况下要做到不限电，极端情况下要做到限电不拉闸、限电不限民用，切实保障电网安全稳定运行和电力有序供应。

2022 年 12 月，云南省发改委出台《云南省燃煤发电市场化改革实施方案》，该实施方案以市场化为导向，瞄准煤电市场化难、成本疏导难等问题，探索建立“两个市场”，推动形成“能涨能跌、随行就市”的煤电市场化电价机制，通过市场发现燃煤发电价值、疏导燃煤发电成本，推进煤电市场化改革。提出建立煤电调节容量市场，单独设立煤电电能量市场的改革方向，煤电上网电价在煤电基准价上下浮动 20%，高耗能用户交易电价不受此限制。此外，居民和农业用户用电执行目录销售电价政策，不参与分摊煤电电量，价格不受影响。

2023 年 12 月，云南省发展和改革委员会和云南省能源局印发《关于进一步完善新能源上网电价政策有关事项的通知》，就集中式新能源上网电价有关事项进行明确，2021 年 1 月 1 日至 2023 年 12 月 31 日全容量并网的项目，继续执行2023 年上网电价机制；

2024 年 1 月 1 日至 6 月 30 日全容量并网的光伏项目月度上网电量的 65%、7 月 1 日至 12 月 31 日全容量并网的光伏项目月度上网电量的 55%在清洁能源市场交易均价基础上补偿至云南省燃煤发电基准价；2024年1 月 1 日至 6 月 30 日全容量并网的风电项目月度上网电量的50%、7 月1 日至12 月 31 日全容量并网的风电项目月度上网电量的 45%在清洁能源市场交易均价基础上补偿至云南省燃煤发电基准价。

2024 年 4 月，云南省能源局印发《2024 年云南省电力需求响应方案的通知》按照需求响应优先、有序用电保底的要求，形成年度最高用电负荷5%的需求响应规模。需求响应市场成员包括电网企业、市场运营机构和市场主体（包括电力用户、负荷聚合商）三类。需求响应资源为市场主体可调节负荷，按负荷类型可分为工商业可调节负荷、建筑楼宇负荷、储能负荷、虚拟电厂、电动汽车充电设施等。

供电电压等级在 10 千伏及以上的电力用户可直接参与需求响应，也可通过负荷聚合商代理参与。供电电压等级在 380 伏及以上、响应负荷能力在10千瓦及以上且具备全天 96 点负荷曲线采集能力的其他电力用户由负荷聚合商代理参与需求响应。交易品种分为邀约型削峰、实时型（可中断）削峰、邀约型填谷、实时型填谷四类，并对交易价格标准进行了规定。需求响应原则上每天不多于3次，每次不超过 3 小时。直接参与响应的电力用户申报容量应不小于10kW，负荷聚合商响应申报容量应不小于 1MW。

2025 年 2 月，云南省能源局印发《云南省电力需求响应方案》，旨在通过市场机制调节电力供需平衡，形成年度最高用电负荷 5%的需求响应能力，促进“源—网—荷—储”友好互动。方案明确了市场主体包括电力用户、负荷聚合商和虚拟电厂，规定了需求响应资源的类型、交易品种（邀约型削峰、实时型削峰、邀约型填谷、实时型填谷）以及补偿标准，明确了响应评估标准和削峰类响应费用的分摊方式，推动电力系统高效运行和资源优化配置。

2025 年 6 月，昆明电力交易中心联合云南电力调度印发《南方区域电力市场云南电力现货市场连续结算试运行实施方案》，按照《南方区域电力现货市场连续结算试运行实施方案》要求，开展云南现货市场结算试运行工作，通过跨省与云南省内联合出清，形成跨省和云南省内现货市场交易结果，日前市场按照申报、出清、执行的全流程开展，实时市场按照实时出清、执行全流程开展。

2025 年 8 月，云南省发改委、能源局联合发布了《云南省深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的实施方案》（云发改价格〔2025〕868号），核心内容为新能源上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价由市场交易形成，以 2025 年 6 月 1 日为界，存量项目机制电价按剩余年限执行；增量项目（2025 年 6 月 1 日后并网）机制电价通过竞价形成，执行期12 年，到期后完全市场化；建立“多退少补”差价结算机制，由电网企业执行，费用由全体工商业用户分摊/分享，并且分布式光伏、分散式风电与集中式项目执行相同市场化规则。

2026 年 2 月，省发改委、省工信厅、省能源局联合发布了《云南省促进绿色电力消纳的若干措施》（云发改能源〔2026〕145 号），核心支持政策为：2026年一季度工业用电增 6%以上，增量奖 0.05 元/千瓦时（单家最高40 万元）；全年用电 50 亿千瓦时且增 6%以上，增量奖 0.02 元/千瓦时；支持“绿电+智算“绿电+氢氨醇”，年产绿氢 100 吨以上项目连续三年每公斤最高奖13 元；同时在新能源富集区布局构网型储能，推进虚拟电厂与负荷聚合商建设等。