? 新能源装机规模跃升，非化石能源占比接近六成
2025年中国电力行业最显著的变化，莫过于新能源装机规模的爆发式增长。截至6月底，全国发电装机容量同比增加约5亿千瓦，其中新能源新增装机4.1亿千瓦，占比超过80%。以三峡能源为例，上半年总发电量393.14亿千瓦时，同比增长8.85%，风电和光伏发电量分别增长8.69%和10.25%。这种增长态势直接推动非化石能源发电装机占比接近六成，新能源发电量占总发电量比重达到四分之一左右。
2025年中国电力行业最显著的变化，莫过于新能源装机规模的爆发式增长。截至6月底，全国发电装机容量同比增加约5亿千瓦，其中新能源新增装机4.1亿千瓦，占比超过80%。以三峡能源为例，上半年总发电量393.14亿千瓦时，同比增长8.85%，风电和光伏发电量分别增长8.69%和10.25%。这种增长态势直接推动非化石能源发电装机占比接近六成，新能源发电量占总发电量比重达到四分之一左右。
技术突破支撑新能源消纳
新能源大规模并网的背后，是技术突破带来的消纳能力提升。在光伏领域，钙钛矿电池技术取得关键进展，杭州纤纳光电的3D层流风场技术（LAD技术）使组件良率超98.5%，达到商业化应用标准。协鑫光电的100MW量产线和纤纳光电的150MW产线投运后，预计2025年钙钛矿规划产能突破2GW，2030年产能有望达40GW，占据光伏市场近10%份额。风电领域，尽管2024年海上风电装机同比下滑，但陆上风电通过大型化和低风速技术优化，仍保持稳定增长。
新能源大规模并网的背后，是技术突破带来的消纳能力提升。在光伏领域，钙钛矿电池技术取得关键进展，杭州纤纳光电的3D层流风场技术（LAD技术）使组件良率超98.5%，达到商业化应用标准。协鑫光电的100MW量产线和纤纳光电的150MW产线投运后，预计2025年钙钛矿规划产能突破2GW，2030年产能有望达40GW，占据光伏市场近10%份额。风电领域，尽管2024年海上风电装机同比下滑，但陆上风电通过大型化和低风速技术优化，仍保持稳定增长。
火电角色转型：从主力电源到调节电源
火电虽占比下降，但仍是电力系统的“压舱石”。2024年火电运营商盈利普遍好转，主要得益于煤价下降，但区域分化明显——北方机组因低基数和煤价优势，度电利润显著高于南方。进入2025年，火电正经历从“主体电源”向“调节电源”的转变，通过超超临界燃煤技术和碳捕集与封存（CCUS）实现低碳化，并探索与新能源的协同模式。例如，大唐发电、华能国际等企业通过灵活性改造，提升调峰能力，在迎峰度夏期间发挥关键作用。
火电虽占比下降，但仍是电力系统的“压舱石”。2024年火电运营商盈利普遍好转，主要得益于煤价下降，但区域分化明显——北方机组因低基数和煤价优势，度电利润显著高于南方。进入2025年，火电正经历从“主体电源”向“调节电源”的转变，通过超超临界燃煤技术和碳捕集与封存（CCUS）实现低碳化，并探索与新能源的协同模式。例如，大唐发电、华能国际等企业通过灵活性改造，提升调峰能力，在迎峰度夏期间发挥关键作用。
? 智能电网与特高压：重塑电力输送格局
电网投资创历史新高
2025年国家电网和南方电网投资额均创历史新高，分别达6500亿元和1750亿元，重点投向特高压、配电网智能化和新能源消纳工程。特高压作为跨区域资源配置的核心手段，预计今年核准“4直4交”项目，投资额同比增长34%。例如，藏粤直流工程将推动西部清洁能源大规模输送至粤港澳大湾区，缓解东部用电压力。
2025年国家电网和南方电网投资额均创历史新高，分别达6500亿元和1750亿元，重点投向特高压、配电网智能化和新能源消纳工程。特高压作为跨区域资源配置的核心手段，预计今年核准“4直4交”项目，投资额同比增长34%。例如，藏粤直流工程将推动西部清洁能源大规模输送至粤港澳大湾区，缓解东部用电压力。
配电网升级破解新能源接入瓶颈
随着分布式新能源快速发展，配电网容量限制成为主要制约。国家发改委《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》要求，到2025年配电网需具备5亿千瓦分布式新能源接入能力。2024年配电网投资增速已超输变电设备，正泰电器、三星医疗等企业通过光伏EPC和出口业务，推动配网设备收入增长。2025年配电网投资增速预计保持5%-10%，重点解决城中村供电和数字化改造问题。
随着分布式新能源快速发展，配电网容量限制成为主要制约。国家发改委《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》要求，到2025年配电网需具备5亿千瓦分布式新能源接入能力。2024年配电网投资增速已超输变电设备，正泰电器、三星医疗等企业通过光伏EPC和出口业务，推动配网设备收入增长。2025年配电网投资增速预计保持5%-10%，重点解决城中村供电和数字化改造问题。
跨电网交易机制突破区域壁垒
7月11日发布的《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》，填补了全国统一电力市场的制度空白。通过“两交两调”模式（北京、广州交易中心与国家、南方电网调度中心协同），实现绿电跨区跨省直供，降低用户用电成本。例如，广东通过闽粤联网工程向上海、浙江输送超20亿度电，缓解华东用电紧张。这一机制不仅提升资源配置效率，还为新能源消纳提供更广阔空间。
7月11日发布的《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》，填补了全国统一电力市场的制度空白。通过“两交两调”模式（北京、广州交易中心与国家、南方电网调度中心协同），实现绿电跨区跨省直供，降低用户用电成本。例如，广东通过闽粤联网工程向上海、浙江输送超20亿度电，缓解华东用电紧张。这一机制不仅提升资源配置效率，还为新能源消纳提供更广阔空间。
? 投资趋势：结构性机会与风险并存
三大投资主线凸显
- 新能源运营商：尽管短期面临电价下滑和补贴拖欠压力，但双碳战略下长期价值明确。重点关注低估值、高成长的风电运营商，如龙源电力（H）、新天绿色能源等。
- 电网设备与特高压：特高压招标量增长带动一次设备需求，东方电缆、金风科技等企业受益于订单释放。配电网智能化领域，国能日新、云路股份等公司值得关注。
- 水电与核电：水电凭借稳定现金流和高分红，成为类债资产的首选，长江电力、川投能源股息率常年高于国债。核电因装机成长性确定（中国核电、中国广核年复合增长率超7%），长期ROE提升预期强烈。
风险与挑战
- 新能源入市阵痛：136号文推动新能源全面参与市场竞争，电价“有涨有跌”可能加剧运营商盈利波动。
- 区域分化加剧：华东、华中因高温和制造业负荷叠加，电力缺口显著；而西南地区受水电出力波动影响，保供压力较大。
- 技术替代风险：钙钛矿等新技术商业化进程若不及预期，可能影响现有光伏企业估值。
? 政策与市场：双轮驱动行业变革
全国统一电力市场加速形成
2025年是全国统一电力市场初步建成之年，跨电网交易常态化、绿电交易规则完善等举措，推动电力资源在更大范围优化配置。例如，绿电交易允许东部企业直接购买西部风光电力，既降低碳排放，又提升产品绿色竞争力。这一趋势将重塑市场格局，具备跨区域资源整合能力的企业更具优势。
2025年是全国统一电力市场初步建成之年，跨电网交易常态化、绿电交易规则完善等举措，推动电力资源在更大范围优化配置。例如，绿电交易允许东部企业直接购买西部风光电力，既降低碳排放，又提升产品绿色竞争力。这一趋势将重塑市场格局，具备跨区域资源整合能力的企业更具优势。
监管强化与市场化改革并行
国家能源局启动的电力领域综合监管，聚焦煤电规划、电网公平开放和民生用电保障，严查违规干预市场行为。同时，多地优化峰谷分时电价，夏季高峰电价上浮84.3%，尖峰电价再上浮20%，利好具备灵活调节能力的火电和储能项目。
国家能源局启动的电力领域综合监管，聚焦煤电规划、电网公平开放和民生用电保障，严查违规干预市场行为。同时，多地优化峰谷分时电价，夏季高峰电价上浮84.3%，尖峰电价再上浮20%，利好具备灵活调节能力的火电和储能项目。
国际视角：中国引领全球电力转型
国际能源署（IEA）数据显示，中国占全球电力需求增量的三分之一，可再生能源增长速度足以满足新增需求的90%。随着跨电网交易机制落地和特高压技术输出，中国正从电力消费大国向规则制定者转变。例如，藏粤直流工程的建设模式，为“一带一路”国家提供了新能源外送的范本。
国际能源署（IEA）数据显示，中国占全球电力需求增量的三分之一，可再生能源增长速度足以满足新增需求的90%。随着跨电网交易机制落地和特高压技术输出，中国正从电力消费大国向规则制定者转变。例如，藏粤直流工程的建设模式，为“一带一路”国家提供了新能源外送的范本。
? 未来展望：清洁主导与多元协同
到2030年，中国电力行业将形成“清洁主导、多元协同、智能高效”的新体系，非化石能源逐步成为电量主体。这一过程中，需重点关注三大趋势：
- 储能技术规模化应用：锂电、抽水蓄能等储能成本下降，叠加现货市场峰谷价差扩大，经济性逐步显现。
- 算电协同催生新业态：数据中心绿电占比要求推动“垃圾焚烧+IDC”等模式创新，永兴股份、旺能环境等企业已率先布局。
- 氢能与综合能源服务：尽管当前处于示范阶段，但氢能在工业脱碳和长时储能领域的潜力巨大，可能成为下一个投资热点。
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