11月全国发电量为7792亿千瓦时，同比增长2.7%，增速较10月的7.9%明显放缓。分电源类型看：火电同比下降4.2%，连续第二个月负增长；水电增长17.1%，增速比10月有所回落；核电增长4.7%；风电大幅增长22%，但10月曾下降12%；太阳能发电增长23%，延续较快势头。今年前11个月累计发电量88567亿千瓦时，同比增长2.4%。

电力需求总体保持上升趋势。尽管火电短期承压，但中长期仍被看好。近期能源主管部门查处了5起电厂串通报价行为，反映出监管层对市场公平和价格秩序的重视。当前背景下，合理疏导发电成本、适度提升电价，有助于推动储能建设、支撑“双碳”目标落地，也有利于引导高耗能行业节能降耗，并增强我国出口制造业的成本传导能力。

在电力市场化方面，部分省份机制电价出现分化：江西第二批增量交易中，风电电价为0.365元/千瓦时（较首批下降0.01元），光伏电价为0.379元/千瓦时（较首批上涨0.049元）；江苏今夏最高负荷达1.44亿千瓦，同比增长6.06%；吉林公布的2026年机制电价中，风电为0.25元/千瓦时、光伏为0.33元/千瓦时，风电价格更低，反映当地风电供应相对宽松。

投资方面，1—11月全国固定资产投资同比下降2.6%，其中民间投资下降5.3%；但电力、热力、燃气及水生产和供应业投资增长10.7%，制造业投资增长1.9%，采矿业增长4.0%，显示能源基础设施仍受重点支持。

安徽电力零售市场活跃，前11个月结算电量1325亿千瓦时，参与交易的售电公司101家、用户近2.8万家；零售均价0.4182元/千瓦时，批发均价0.3970元/千瓦时，两者价差约0.0211元/千瓦时。多数售电公司价差集中在0.01—0.03元之间，超九成电量由价差低于0.03元的公司完成。

青海电力现货市场最新规则将申报与出清价格上限设定为0.65元/千瓦时，下限为0.08元/千瓦时，并设二级限价0.3元/千瓦时。该机制可能制约储能项目盈利空间。

需关注的风险包括：宏观经济走势与货币政策变化带来的市场波动，以及电力市场化改革推进节奏尚存不确定性。