电力行业报告-PDF版

电力设备与新能源行业研究：固态电池深度二硫化物全固态主力路线产业化进程提速-250818（28页）.pdf

敬请参阅最后一页特别声明 1 投资逻辑 核心观点：核心观点：基于高安全+高能量密度，固态电池为大势所趋，当前全固态电池向硫化物路线聚焦，以比能量 400Wh/kg、循环寿命 1000 次以上为性能目标.

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电力设备与新能源行业光伏浆料：技术+成本驱动以铜代银产业化提速-250818（34页）.pdf

免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。1 证券研究报告 电力设备与新能源电力设备与新能源 光伏浆料：光伏浆料：技术技术+成本成本驱动驱动以铜代银产以铜代银产业化提速业化提速 华.

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电力设备行业可控核聚变专题二：拆分不同技术路线电源是核心驱动引擎-250818（23页）.pdf

请务必阅读报告末页的重要声明 glzqdatemark1 证券研究证券研究报告 行业研究|行业深度研究|电力设备 可控核聚变专题二：拆分不同技术路可控核聚变专题二：拆分不同技术路线，电源是核心驱动引.

2025-08-19 23页 5星级

电力设备与新能源行业风电整机专题：内卷多年终得反转量价齐升迎接双击-250816（25页）.pdf

敬请参阅最后一页特别声明 1 投资逻辑：市场对风电行业市场对风电行业 2525 年强势量价表现持续性的担忧，造成整机公司股价远未充分反映其潜在盈利改善弹性。年强势量价表现持续性的担忧，造成整机公司股价.

2025-08-18 25页 5星级

电力设备行业系列报告（38）：海外电力装备企业中报复盘新增订单有所放缓1但数据中心及燃机需求仍强劲增长-250814（16页）.pdf

敬请阅读末页的重要说明 证券研究报告|行业深度报告 2025 年 08 月 14 日 推荐推荐（维持）（维持）海外海外电力电力装备装备企业中报复盘：新增订单有所放缓，但企业中报复盘：新增订单有所放缓，但数据中心数据中心及及燃机燃机需求仍需求仍强劲强劲增长增长 中游制造/电力设备及新能源 近期，西门子能源、伊顿电气、近期，西门子能源、伊顿电气、现代电气、现代电气、日立能源等海外日立能源等海外电力电力装备装备企业企业陆续陆续披露了最新季度的财报。披露了最新季度的财报。总体来看，收入和利润率持续增长，多数公司总体来看，收入和利润率持续增长，多数公司在手订在手订单单非常非常充足充足。其中，。其中，欧美新能源并网外送和高压直流输电订单经过前几年的快欧美新能源并网外送和高压直流输电订单经过前几年的快速增长，速增长，2025 年以来增速有所放缓年以来增速有所放缓；但；但数据中心相关的电力基础设施数据中心相关的电力基础设施以及以及燃燃气轮机需求强劲，气轮机需求强劲，相关相关订单订单仍高增长。仍高增长。经营表现较好，但经营表现较好，但新增新增订单订单增速增速趋缓趋缓。二季度晓星重工、GEV、伊顿的电气装备相关业务收入同环比均实现两位数增长，营业利润率也持续改善。西门子能源收入同比增长 23%，日立能源、现代电气等公司因高基数影响，收入同比增速有所放缓。订单方面，西门子能源新增订单同比增长 24%，主要受益美国市场变压器、HVDC 需求，但其欧洲 HVDC 项目价格面临调整压力，订单节奏受到影响。GEV 新增订单同比下滑 32%，主要系高基数影响及欧洲部分 HVDC 项目取消/推迟。日立能源、晓星重工、三菱电机新增订单同比下滑两位数，主要是大额订单高基数影响，而基础订单保持增长。伊顿的美国电气业务年化订单增速 2%，同比下滑 9pct。数据中心数据中心订单仍然强劲增长订单仍然强劲增长。伊顿美国数据中心订单增速高达 55%，公司收购了模块化电源外壳设计制造商 Fibrebond 和固态变压器技术公司 Resilient。施耐德数据中心销售额和潜在需求均实现两位数增长，收购的液冷解决方案供应商 Motivair 已在 25Q2 贡献收入。GEV 表示数据中心需求正加速释放，有望保障电气化业务的全年增速。整体来看，多数公司都看好数据中心产业趋势，并在战略上积极布局。燃气轮机订单强劲燃气轮机订单强劲，数据中心是其重要场景，数据中心是其重要场景。GEV 燃气轮机新增订单同比增长近两倍。公司在手订单总容量达 55GW，年底预计达 60GW。西门子能源新增订单在高基数情况下仍实现同比增长 17%，新增订单容量约 9GW，其中数据中心约 3GW。截至最新季度，GEV 和西门子能源燃气轮机价格仍在上涨，在手订单均已达到 2024 年收入的 3-4 倍。中长期看，海外电中长期看，海外电气气装备装备有望保持较高景气度。有望保持较高景气度。首先，AI 数据中心是重要增量需求，海外装备公司普遍提及将数据中心作为重要战略方向；其次，多数公司提及未来欧美存量基础设施升级有望带动设备需求；另外，随着可再生能源加速渗透，电网平衡需求提升，相关设备订单正逐步释放。投资建议投资建议：继续关注在海外市场获得先机，在终端市场进入本土化经营阶段的企业，或者已深入海外大企业供应链的公司。风险提示：风险提示：海外电网资本开支不及预期、贸易壁垒、格局恶化等。重点公司主要财务指标重点公司主要财务指标 公司简称公司简称 证券代码证券代码 股价股价 24EPS 25EPS 25PE PB 评级评级 思源电气 002028.SZ 85.6 2.6 3.3 25.9 5.33 增持 国电南瑞 600406.SH 21.9 1.0 1.0 21.0 3.77 增持 东方电气 600875.SH 19.8 0.9 1.3 15.6 1.52 增持 平高电气 600312.SH 23.0 1.1 1.38 16.7 2.06 增持 中国西电 601179.SH 15.8 0.8 1.02 15.5 2.00 增持 许继电气 000400.SZ 6.6 0.2 0.28 23.4 1.51 增持 四方股份 601126.SH 47.2 1.3 1.7 27.1 4.98 增持 特变电工 600089.SH 17.1 0.9 1.0 16.8 3.37 增持 神马电力 603530.SH 13.6 0.8 1.1 12.3 1.07 增持 金盘科技 688676.SH 30.0 0.7 1.0 31.6 7.41 增持 华明装备 002270.SZ 20.0 0.7 0.8 25.2 5.67 未予评级 华通线缆 605196.SH 20.4 0.6 0.6 31.6 3.26 未予评级 资料来源：公司数据、招商证券（部分参考 Wind 一致预期）行业规模行业规模 占比%股票家数（只）300 5.9 总市值（十亿元）5764.3 5.9 流 通 市 值（十 亿元）4967.6 5.6 行业指数行业指数%1m 6m 12m 绝对表现 8.5 12.8 45.8 相对表现 4.5 5.9 20.5 资料来源：公司数据、招商证券 相关报告相关报告 1、全固态电池电解质技术路线逐步向硫化物收敛动力电池及电气系统系列报告（117）2025-08-05 2、海外 AIDC 需求强劲，HVDC逐步成为共识电力设备系列报告（37）2025-08-03 3、固态电池胶框印刷工艺迭代，UV 打印脱颖而出动力电池及电气系统系列报告（116）2025-07-31 游家训游家训 S1090515050001 胡佳怡胡佳怡 S1090525080002 -1001020304050Aug/24Dec/24Apr/25Jul/25(%)电力设备及新能源沪深300电力设备系列报告（电力设备系列报告（38）敬请阅读末页的重要说明 2 行业深度报告 正文目录正文目录 一、海外电力装备企业二季度经营表现较好.4 二、新增订单增速趋缓，但数据中心仍然强劲增长.5 2.1 西门子能源（ENR.DF）.5 2.2 伊顿电气（ETN.N）.6 2.3 GE VERNOVA（GEV.N）.8 2.4 施耐德电气（SU.PA）.9 2.5 日立（6501.T）.10 2.6 三菱电机（6503.T）.10 2.7 现代电气（267260.KS）.11 2.8 晓星重工（298040.KS）.11 三、燃气轮机订单强劲，数据中心是其重要场景.12 3.1 GE VERNOVA.12 3.2 西门子能源.12 四、股价复盘与投资建议.13 风险提示.15 相关报告.15 图表目录图表目录 图 1：海外电力装备企业电气装备相关业务季度收入同比变化情况（2Q25 统一代表 250401-250630 区间，下同）4 图 2：海外电力装备企业电气装备相关业务季度营业利润率情况.4 图 3：海外电力装备企业电气装备相关业务在手订单情况.5 图 4：海外电力装备企业电气装备相关业务季度新增订单同比变化情况.5 图 5：西门子能源各业务新增订单（单位：十亿欧元）.6 图 6：西门子能源各业务收入占比（单位：十亿欧元）.6 图 7：西门子能源电网业务季度新增订单情况.6 图 8：西门子能源电网业务在手订单及与 TTM 年收入比较.6 图 9：伊顿和西门子能源合作数据中心解决方案.7 图 10：伊顿电气的电气部门新增订单.8 图 11：伊顿电气的电气部门在手订单及与 TTM 年收入比较.8 图 12：GEV 电气化新增、在手订单（单位：十亿美元）.9 YWOWyRuNmMrQvNnPyRrRoN9PdN7NmOoOpNtOeRmMxPfQrQmR6MoOxOMYoPoQMYsOvM 敬请阅读末页的重要说明 3 行业深度报告 图 13：GEV 三大业务新增订单结构（单位：十亿美元）.9 图 14：日立能源新增订单情况.10 图 15：日立能源在手订单及与 TTM 年收入比较.10 图 16：GEV 发电业务新增订单情况.12 图 17：GEV 发电业务在手订单及与 TTM 年收入比较.12 图 18：西门子能源天然气服务新增订单情况.13 图 19：西门子能源天然气服务在手订单及与年收入比较.13 图 20：海外电力装备企业股价复盘.14 表 1：欧洲部分 HVDC 项目周期调整及原因.6 表 2：伊顿电气近两年在数据中心领域的收购与合作伙伴.7 表 3：伊顿电气的电气部门（美国 全球）经营情况（单位：十亿美元）.8 表 4：GEV 经营情况（单位：十亿美元）.9 表 5：日立能源经营情况（单位：十亿日元）.10 表 6：三菱电机能源系统业务经营情况（单位：十亿日元）.11 表 7：现代电气经营情况.11 表 8：晓星重工经营情况（单位：十亿韩元）.11 敬请阅读末页的重要说明 4 行业深度报告 一、一、海外电力装备企业二季度经营表现较好海外电力装备企业二季度经营表现较好 近期，海外主流电力装备企业陆续发布了最新季度财报（日立、西门子能源、三菱电机财报周期分别为 25Q1、25Q3、26Q1，伊顿电气、GEV、晓星重工、现代电气、施耐德都是 25Q2，下文统称二季度）。多数公司多数公司电气装备相关电气装备相关业务经营表现较好业务经营表现较好。晓星重工收入同比增长 43%，营业利润率改善明显，季度营业利润创历史新高。GEV 收入同比增长 23%，利润率同比翻倍，环比提升 3.2pct，改善明显。伊顿电气收入同比增长 14%，创历史新高，利润率连续 5 个季度稳定在 26%以上。西门子能源收入同比增长 23%，利润率同比增长 5.6pct。部分公司因高基数影响，收入增速放缓。部分公司因高基数影响，收入增速放缓。日立能源收入同比增长 11%，而此前季度同比增速都在 20%以上。现代电气收入同比下滑 1%。图图 1：海外：海外电力电力装备装备企业电气装备相关业务企业电气装备相关业务季度收入同比变化情况季度收入同比变化情况（2Q25 统一代表统一代表 250401-250630 区间区间，下同，下同）资料来源：公司数据，招商证券 图图 2：海外海外电力电力装备装备企业电气装备相关业务企业电气装备相关业务季度季度营业营业利润率情况利润率情况 资料来源：公司数据，招商证券 敬请阅读末页的重要说明 5 行业深度报告 二、二、新增订单增速趋缓，但数据中心仍然强劲增长新增订单增速趋缓，但数据中心仍然强劲增长 伴随 2021 年以来欧美电网加大资本开支，多数公司电气装备相关业务订单经历了 3-4 年高景气，在手订单持续创新高。但是部分公司新增订单增速有所放缓。电气装备业务电气装备业务订单需求从订单需求从高压高压输变电领域向数据中心输变电领域向数据中心扩散。扩散。在数据中心领域积累深厚的公司，二季度电气装备业务订单同比保持增长。而高压业务占比较高的公司，订单有所放缓。图图 3：海外海外电力电力装备装备企业电气装备相关业务企业电气装备相关业务在手订单情况在手订单情况 资料来源：公司数据，招商证券 图图 4：海外海外电力电力装备装备企业电气装备相关业务季度企业电气装备相关业务季度新增订单同比变化情况新增订单同比变化情况 资料来源：公司数据，招商证券 2.1 西门子能源（西门子能源（ENR.DF）2019 年从西门子集团的能源部门独立，业务包括天然气服务、电网技术、工业、风机（西门子歌美飒）四大板块。其中电网技术业务经营范围涵盖高压直流输电（HVDC）、柔性交流输电、高压变电站中的开关、变压器、GIS 等设备。美国市场需求旺盛，美国市场需求旺盛，电电网网业务业务订单同比保持增长订单同比保持增长。公司 25Q3 新增订单 166 亿欧元，同比增长 60%（风机增速最显著，西门子歌美飒在波罗的海斩获两笔大订单），再创单季度新高，在手订单达 1360 亿欧元。其中，电网业务订单同比增长 19%（剔除汇率等影响为 24%），主要系美国大型变压器和高压直流输电（HVDC）需求强劲。公司在欧洲被英国国家电网和苏格兰电力指定为两大高压直流输电项目的首选供应商，订单预计最快在四季度落地。欧洲高压直流项目价格面临压力。欧洲高压直流项目价格面临压力。公司认为高压直流项目潜在需求仍将持续，但客户关注电网基础设施投资成本，定价需适当调整。敬请阅读末页的重要说明 6 行业深度报告 图图 5：西门子能源：西门子能源各业务各业务新增订单新增订单（单位：十亿欧元）（单位：十亿欧元）图图 6：西门子能源：西门子能源各业务各业务收入收入占比占比（单位：十亿欧元）（单位：十亿欧元）资料来源：公司数据，招商证券 资料来源：公司数据，招商证券 图图 7：西门子能源电网业务季度新增订单：西门子能源电网业务季度新增订单情况情况 图图 8：西门子能源：西门子能源电网业务电网业务在手订单在手订单及与及与 TTM 年收入年收入比较比较 资料来源：公司数据，招商证券 资料来源：公司数据，招商证券 表表 1：欧洲欧洲部分部分 HVDC 项目周期调整项目周期调整及原因及原因 项目项目 变动时间变动时间 介绍介绍 伊丽莎白 公主能源岛项目 2025 年 6 月 比利时联邦政府决定取消伊丽莎白公主能源岛项目的高压直流电（HVDC）部分，以应对全球范围内高压直流技术及相关服务成本的史无前例上涨。丹麦北海能源岛项目 2024 年 8 月 受投资增加和高利率的影响，丹麦政府决定将北海能源岛的建设时间再推迟 3 年，到 2036 年完工。这是该项目第二次推迟。第二次推迟。2024 年 6 月，丹麦政府首次宣布北海能源岛项目推迟，当时的原因也是投资过高。资料来源：公司数据，招商证券 2.2 伊顿电气（伊顿电气（ETN.N）公司成立于 1911 年，是一家国际化智能电源管理公司。目前业务涵盖电气化（美国、全球）、航空航天、车辆、电动出行四大方向，其中电气化业务收入占比超 70%（2024 年财年）。美国电气业务订单整体增速放缓，但数据中心应用增长强劲。美国电气业务订单整体增速放缓，但数据中心应用增长强劲。25Q2 美国电气业务年化订单增速 2%（12 个月滚动），其中数据中心增速约 55%，支撑订单整体增长。公司于 20 世纪 90 年代涉足数据中心，客户包括微软、Meta、AWS等国际大厂。近年来，通过多项并购以及拓展合作伙伴，加强数据中心电气化实力。公司认为数据中心仍是未来最好的增长方向，将保持较快增速。敬请阅读末页的重要说明 7 行业深度报告 全球电气业务方面，亚洲持续高增长（两位数），欧洲数据中心订单开始回暖。产能制约订单交付产能制约订单交付，预计预计 25H2 开始陆续释放开始陆续释放。公司在最新电话会中透露，2025 年下半年变压器、开关设备和公用事业设备（如调压器）产能将迎来集中释放，2026 年及以后将有更多数据中心 UPS 等领域的产能释放。表表 2：伊顿电气近两年在数据中心领域的收购与合作伙伴：伊顿电气近两年在数据中心领域的收购与合作伙伴 公司公司 收购收购/合作时间合作时间 收购金额收购金额/比例比例 介绍介绍 NordicEPOD AS 2024.5 49%公司为北欧地区的数据中心设计和组装标准化电源模块 Fibrebond 2025.4 14.5 亿美元 公司是一家总部位于美国的预集成模块化电源外壳的设计商和制造商，为数据中心、工业、公用事业和通信客户提供预集成模块化电源外壳。截至 25 年 2 月 28 日的 12 个月，销售额约3.78 亿美元 Resilient Power Systems Inc.2025.7（交易预计25Q3 完成）5500 万美元和或有未来对价 一家北美领先的创新能源解决方案开发商和制造商，包括基于固态变压器的技术 英伟达（合作伙伴）2025.7 与 NVIDIA 合作提高了公司为从电网到芯片的整个数据中心生态系统提供电源管理创新的能力。正在实现 AI 数据中心向高压直流输电 HVDC 基础设施转变，以支持 1MW 及以上的机架 西门子能源（合作伙伴）2025.6 为电网供电不足的地区的数据中心运营商提供解决方案，西门子负责现场发电，伊顿负责模块化配电，共同提供不依赖电网的灵活分布式电源，缩短项目周期并提升运营灵活性。资料来源：公司数据，招商证券 图图 9：伊顿和伊顿和西门子能源西门子能源合作数据中心解决方案合作数据中心解决方案 资料来源：伊顿报告，招商证券 敬请阅读末页的重要说明 8 行业深度报告 表表 3：伊顿：伊顿电气的电气的电气电气部门部门（美国（美国 全球）经营情况（单位：十亿美元）全球）经营情况（单位：十亿美元）2020A 2021A 2022A 2023A 2024A 收入 11.38 12.76 14.34 16.19 17.68 YOY 12%9%营业利润 2.10 2.53 3.05 3.85 4.6 YOY 20 & %营业利润率 18.82!.25#.78&.04%新增订单 8.98 14.14 17.29 16.97 19.69 YOY 57.4.3%-1.9%在手订单 3.15 4.92 8.26 9.50 11.8 YOY 46.8s.0!.8$%资料来源：公司数据，招商证券 图图 10：伊顿电气：伊顿电气的电气部门的电气部门新增订单新增订单 图图 11：伊顿电气：伊顿电气的电气部门的电气部门在手订单在手订单及及与与 TTM 年收入比较年收入比较 资料来源：公司数据，招商证券 资料来源：公司数据，招商证券 2.3 GE VERNOVA（GEV.N）2023 年 GE 进行重组，将旗下发电、电气化和风机业务打包在 VERNOVA 独立上市。GEV 2024 财年收入和订单同比小幅增长，电气业务和发电业务的增长对冲了风机业务的下滑。电气化业务电气化业务新增订单连续两个季度同比下滑新增订单连续两个季度同比下滑。2024 财年电气化业务新增订单157 亿美元，同比增长 19%，在手订单达 235 亿美元，相当于当年收入的 3 倍。25H1 新增订单同比下滑（Q1、Q2 分别新增 34、33 亿美元，同比下滑 5%、32%），主要系去年同期有大型设备订单（欧洲高压直流输电订单和阿尔及利亚的电网设备订单均超 10 亿美元），且 2025 年欧洲高压直流输电订单有所减少（欧盟部分项目因经济可行性取消或推迟）。数据中心、中东电网需求数据中心、中东电网需求强劲，预计带动强劲，预计带动电气化电气化业务业务在手订单全年维度在手订单全年维度实现增实现增长。长。中东地区电网需求正加速释放，沙特电网同步调相机预计 25Q3 转化为订单（过去十年市场规模较小，未来市场空间预计 50 亿美元左右，帮助平衡高比例可再生能源电网）。数据中心需求旺盛，25 H1 获得近 5 亿美元订单（2024 年全年 6 亿美元）。因此，公司预计 2025 年电气化设备在手订单增长幅度将不低于前两年。敬请阅读末页的重要说明 9 行业深度报告 表表 4：GEV 经营情况（单位：十亿美元）经营情况（单位：十亿美元）2023 2024 YoY 25Q1 YOY 25Q2 YoY 收入 33.2 34.9 5.1%8.0 10.6%9.1 11.1%燃机 17.7 18.1 2.3%4.4 10%4.8 8%风电 9.8 9.7-1.0%1.9 13%2.2 7%电气化 6.4 7.6 18.8%1.9 14%2.2 23%新增订单 42.3 44.3 4.7.2 5.4 5%燃机 17.7 21.8 23.2%6.2 23%7.1 43%风电 11.4 7-38.6%0.6-48%2.1-3%电气化 13.2 15.7 18.9%3.4-5%3.3-32%在手订单 118.2 119.6 1.24 68.7 11.4%燃机 73.0 73.4 0.5v.3 79.1 风电 26.9 22.7-15.6.2 22.5 电气化 16.3 23.5 44.2%.5 27.5 资料来源：公司数据（24Q1 开始 GEV 单独披露），招商证券 图图 12：GEV 电气化电气化新增新增、在手订单、在手订单（单位：十亿美元）（单位：十亿美元）图图 13：GEV 三大业务新增订单结构三大业务新增订单结构（单位：十亿美元）（单位：十亿美元）资料来源：公司数据，招商证券 资料来源：公司数据，招商证券 2.4 施耐德电气（施耐德电气（SU.PA）2020 年以来专注于能源管理和数字化转型。主要面向建筑、数据中心和网络、基础设施和工业四个终端市场，提供能源管理和工业自动化的产品组合。数据中心整体数据中心整体需求需求强劲强劲，收购液冷公司已贡献收入，收购液冷公司已贡献收入。公司数据中心业务从互联网巨头扩展到更广泛的托管提供商和其他参与者。25Q2 销售额和潜在需求均实现两位数增长。2025 年上半年完成对 Motivair 的收购（8.5 亿美元收购 75%股权，计划在 2028 年前收购剩余股权），其液冷解决方案已在 25Q2 贡献收入，强化了公司在数据中心液冷领域的市场地位。敬请阅读末页的重要说明 10 行业深度报告 2.5 日立（日立（6501.T）2020 年收购 ABB 电网业务，2021 年 6 月成立日立能源（22 年成为日立全资子公司），融合了 ABB 享誉全球的电网解决方案与日立领先的数字技术。受大额订单高基数影响，受大额订单高基数影响，25Q2 整体订单同比下滑。整体订单同比下滑。2024 财年新增订单 4.24 万亿日元，同比增长 24%，连续 3 年高增之后仍保持较高增速。25Q1 新增订单0.97 万亿日元，同比下滑 10%，连续第二个季度同比下滑（24Q4 新增 0.71 万亿日元，同比下滑 10%）。主要系去年同期大额订单强劲，而本季度大额订单同比下滑，但基础订单保持稳固（同比增长 15%左右）。表表 5：日立能源经营情况（单位：十亿日元）：日立能源经营情况（单位：十亿日元）2020 2021 2022 2023 2024 收入 722 1,076 1,414 1,849 2396 营业利润 49 62 101 157 266 营业利润率 6%7.14%8.51.11%新增订单 1,397 2,290 3,416 4240 同比增长 178dI$%在手订单 1,538 3,050 4,700 6500 同比增长 98T8%资料来源：公司数据，招商证券 图图 14：日立能源新增订单情况：日立能源新增订单情况 图图 15：日立能源在手订单：日立能源在手订单及及与与 TTM 年年收入比较收入比较 资料来源：公司数据，招商证券 资料来源：公司数据，招商证券 2.6 三菱电机三菱电机（6503.T）1921 年在日本成立（由三菱重工的电气部门独立分拆而来）。业务涵盖能源系统、工业自动化系统、信息和通信系统、电子器件、家用电器等多个领域。能源系统业务主要经营变压器、开关等产品。能源系统能源系统 26Q1 订单同比减少订单同比减少，将，将通过最大化协同效应来扩大数据中心业务规通过最大化协同效应来扩大数据中心业务规模。模。26Q1 能源系统新增订单 1151 亿日元，同比下滑 12%，主要是全球发电及输配电大型项目数量下降。在基础设施业务领域成立了工作组，领导全公司的数据中心业务，通过提供跨各个领域（UPS、蓄电池、空调和冷却系统、光学设备等）的组件和解决方案来扩大业务。敬请阅读末页的重要说明 11 行业深度报告 表表 6：三菱电机能源系统业务三菱电机能源系统业务经营情况（单位：十亿经营情况（单位：十亿日日元）元）25Q1 25Q2 25Q3 25Q4 26Q1 2025 收入 83.7 97.6 95.6 119.2 97.2 396 YOY 21%8%营业利润 3.7 7.2 8.7 7.9 5.7 28 YOY 31100&%-20TP%营业利润率 4.4%7.4%9.1%6.6%6.0%6.94%新增订单 131.1 135.6 97.2 170.2 115.1 534 YOY 12%-30%9%-12%-1%资料来源：公司数据（25Q1 开始能源系统业务订单单独披露），招商证券 2.7 现代电气（现代电气（267260.KS）成立于 1978 年，比较纯的高压电气装备公司，产品涵盖变压器、开关等。2024 财年新增订单 38.2 亿美元，同比增长 7.1%，25H1 新增订单 23.3 亿美元，同比基本持平（Q1 同比下滑 7.2%，Q2 同比增长 13.2%）。经过 2021-2023年的快速增长，24Q2 以来订单增长趋势有所放缓。表表 7：现代电气经营情况：现代电气经营情况 2020 2021 2022 2023 2024 25Q1 25Q2 收入（十亿韩元）1,811 1,806 2,105 2,699 3322 1015 906 YOY-0.3.5(.2#.1&.7%-1.2%营业利润（十亿韩元）72.7 9.7 132.9 315.2 669 218 209 YOY-86.770.17.22i.4%-0.5%营业利润率 4.0%0.5%6.3.7 .1!.5#.1%新增订单（百万美元）-1,856 2,960 3,564 3816 1335 996 YOY 59.5 .4%7.1%-7.2.2%资料来源：公司数据，招商证券 2.8 晓星重工（晓星重工（298040.KS）成立于 1962 年，主营业务包括电力系统、工业机械、建设开发三大板块。其中电力系统业务涵盖变压器、开关、发电机组等电力设备生产制造及直流输配系统、储能系统、微电网等解决方案提供。高压业务占比较高，高压业务占比较高，24 年订单大幅增长，年订单大幅增长，25H1 同比同比持平持平。2024 财年新增订单4.15 万亿韩元，同比大幅增长 46%。其中 24Q2、3 新增订单均实现翻倍增长，北欧、澳洲等地区超高压变压器和 GIS 大额订单贡献较大。25H1 新增订单1.97 万亿韩元（主要来自美国、英国、印度等地区），同比基本持平（Q1 同比增长 22.8%，Q2 同比下滑 16.9%）。表表 8：晓星重工：晓星重工经营情况（单位：十亿韩元）经营情况（单位：十亿韩元）2020 2021 2022 2023 2024 25Q1 25Q2 收入 1,546 1,796 1,991 2,580 3,100 731 1061 YOY-16.2.8).6B.0%.5B.5%营业利润-25.9 33 59.9 166.4 312.8 90.1 168.5 YOY -227.4.57.846.20.38.7%营业利润率-1.7%1.8%3.0%6.4.1.3.9%新增订单 1,591 1,802 2,637 2,717 3,834 1019.3 953.2 YOY-13.3F.3%3.05.3.8%-16.9%资料来源：公司数据，招商证券 敬请阅读末页的重要说明 12 行业深度报告 三、三、燃气轮机订单强劲，数据中心是其重要场景燃气轮机订单强劲，数据中心是其重要场景 受益全球能源转型及受益全球能源转型及 AI 数据中心建设爆发，数据中心建设爆发，龙头龙头燃气轮机订单强劲。燃气轮机订单强劲。GEV、西门子能源、三菱重工在全球燃气轮机市场的份额超 75%，2024 年以来订单增速明显加快。3.1 GE VERNOVA GEV 发电发电业务持续强势，订单高增持续强势，订单高增。公司 2024 财年发电业务新增订单 218 亿美元，同比增长 23%，出现显著拐点。25Q2 新增订单 71 亿美元，同比增长43%，在手订单超 790 亿美元，相当于 2024 年收入的 4.4 倍。其中燃气发电设备领涨，新增订单同比增长近两倍。考虑排产预留，在手订单容量从 4 月的50GW 增至 55GW，年底预计达到 60GW。电力服务方面，蒸汽服务订单25Q2 同比增长 30%（核电扩建和升级）、水电业务订单增长 61%（升级需求）。图图 16：GEV 发电发电业务业务新增订单情况新增订单情况 图图 17：GEV 发电发电业务业务在手订单在手订单及与及与 TTM 年收入年收入比较比较 资料来源：公司数据，招商证券 资料来源：公司数据，招商证券 3.2 西门子能源西门子能源 西门子能源西门子能源受益受益美国、中东燃气轮机旺盛美国、中东燃气轮机旺盛需求需求，订单持续增长，订单持续增长。公司 2024 财年天然气业务（设备 服务）新增订单 164 亿欧元，同比增长 27%，主要系美国和中东需求强劲。25Q3 新增订单 62 亿欧元（86 台燃气轮机，合计 9GW 左右，涵盖从 15 MW 到 500MW 的全系列机型，其中 18 台为大型机组），在去年高基数基础上，同比增长 17%，其中美国大中型燃气轮机订单约占一半。从应用来看，60%左右订单来自核心业务，包括煤电/油电转气、大型机组及能源需求增长；40%来自新应用，包括数据中心（3GW 左右，F 级为主）、浮式LNG 和动力船，这也推动了中型燃气轮机的显著增长（本财年至今，中型燃气轮机销量已超过前两年总和）。截至 25Q3，公司拥有 21GW 预留协议及 37GW在手订单，总量达 58GW。龙头订单已排至龙头订单已排至 3-4 年以后年以后，产能正在扩张产能正在扩张。2025 年 2 月，GEV 宣布 1.6 亿美元投资计划（南卡罗来纳州格林维尔的燃气轮机生产基地），将燃气轮机年产能从约 50 台提升至 70-80 台。格林维尔工厂预计在 2025-2027 年分别生产 37台/62 台/74 台燃气轮机。西门子能源在同时扩大中型和大型机组产能，其中中型机组预计 2026 年投产，整体产能约 20GW（增长 10%），大型燃气轮机产能将在 2027 年释放，整体产能增长 25%-30%。公司表示 25Q3 所有机型定价趋 敬请阅读末页的重要说明 13 行业深度报告 势持续向好（涨幅同比或放缓），有望保持。供应链方面，西门子能源表示 2024 年已开始扩展叶片等关键部件供应（含外部供应商和自有工厂），产能爬坡需要时间，未来两年仍是约束因素，将通过收购小型供应链公司加强韧性。图图 18：西门子能源天然气服务西门子能源天然气服务新增订单新增订单情况情况 图图 19：西门子能源天然气服务西门子能源天然气服务在手订单在手订单及与及与年收入年收入比较比较 资料来源：公司数据，招商证券 资料来源：公司数据，招商证券 四、四、股价复盘与投资建议股价复盘与投资建议 我们复盘了海外主流电气装备公司近年来的股价表现。伊顿电气、现代电气、晓星重工由于基本面较早改善，且持续强劲，2021 年以来股价长牛。业绩释放当年，股价超额明显。业绩释放当年，股价超额明显。现代电气 2022 年（业绩大幅扭亏）和 2024 年（业绩翻倍）股价超额明显，涨幅分别超过 110%、360%；晓星重工 2025 年上半年业绩超预期，股价有明显超额，涨幅超 200%；伊顿电气 2021 和 2023年业绩增长明显，股价涨幅在 50%左右。当订单趋缓，股价面临估值约束，开始震荡，对应上述三家公司 PE-TTM 在 30-40 x 区间。24H2 以来以来燃气轮机龙头燃气轮机龙头订单强劲订单强劲，股价持续创新高，股价持续创新高。西门子能源 2020 年从西门子集团独立出来之后，面临高额重组费用，后又面临风机故障和原材料涨价等问题，导致连年亏损。2023 年 10 月底受海外公用事业公司上调资本开支情绪驱动（自身电网技术业务订单强劲）、24H2 以来燃气轮机订单爆发，期间股价涨幅高达 10 倍。GEV 于 2024 年 3 月单独上市，股价同样受燃气轮机需求旺盛驱动，涨幅超 450%。上述两家公司由于燃气轮机订单高景气，且交付周期较长，业绩尚未规模释放，PE-TTM 较高（150-400 x）。敬请阅读末页的重要说明 14 行业深度报告 图图 20：海外：海外电力电力装备装备企业企业股价复盘股价复盘 资料来源：公司数据，招商证券 中长期看，中长期看，海外海外电气设备电气设备有望保持较高景气度。有望保持较高景气度。海外主流装备公司的经营态势印证了海外电网业主资本开支的力度及其节奏。而动因多基本属于比较长期的要素，因此本轮资本开支可能会持续较长的周期，对应装备公司的订单也有望保持高景气。首先，AI 数据中心是重要增量来源，海外装备公司普遍提及将数据中心作为未来重要战略方向；其次，多数公司提及未来欧美存量基础设施升级有望带动设备需求。欧洲 HVDC 短期受经济性和供应链等因素限制，节奏上可能放缓，但长期趋势不改；另外，随着可再生能源加速渗透，电网平衡需求提升，相关设备订单将迎来释放。继续关注在海外市场获得先机，在终端市场进入本土化经营阶段的企业，或者已深入海外大企业供应链的公司。敬请阅读末页的重要说明 15 行业深度报告 风险提示风险提示 1、海外电网资本开支计划不及预期。2、海外出台针对电网装备的贸易新政策。3、国内装备公司快速扩产改变供需态势，导致格局恶化。相关报告相关报告 1、海外 AIDC 需求强劲，HVDC 逐步成为共识电力设备系列报告（37）20250803 2、海外 CSP 云业务表现强劲，资本开支力度大、后续指引高电力设备系列报告（36）20250504 3、国内互联网企业加大资本开支，aIDC 产业确定性受益电力设备系列报告（35）20250220 4、AI 高效化推动终端需求繁荣，aIDC 建设确定性强电力设备系列报告（34）20240212 5、智算带来数据中心投资需求，配套电气设备值得关注电力设备系列报告（33）20241227 6、国网输变电设备 2024 年第五批、特高压 2024 年第五批中标公示点评-电力设备系列报告（32）20241126 7、国家电网 2024 年输变电设备第四批、计量设备第二批招标点评电力设备系列报告（31）20240731 8、国网输变电设备 2024 年第三批中标公示点评电力设备系列报告（30）20240715 9、国家电网组织召开特高压工程高质量建设推进大会电力设备系列报告（29）20240701 10、电网装备板块中期投资策略电力设备系列报告（28）20240618 11、特高压建设有可能进一步加快电力设备系列报告（27）20240529 12、英国国家电网发布激进的电网投资计划，德国意昂再次提升 5 年投资规划电力设备系列报告（26）20240527 13、海外电网装备企业订单强劲，本轮景气可能有持续性电力设备系列报告（25）20240515 14、北美与国内变压器市场的需求与要求都在提升电力设备系列报告（24）20240422 敬请阅读末页的重要说明 16 行业深度报告 分析师承诺分析师承诺 负责本研究报告的每一位证券分析师，在此申明，本报告清晰、准确地反映了分析师本人的研究观点。本人薪酬的任何部分过去不曾与、现在不与，未来也将不会与本报告中的具体推荐或观点直接或间接相关。评级说明评级说明 报告中所涉及的投资评级采用相对评级体系，基于报告发布日后 6-12 个月内公司股价（或行业指数）相对同期当地市场基准指数的市场表现预期。其中，A 股市场以沪深 300 指数为基准；香港市场以恒生指数为基准；美国市场以标普 500 指数为基准。具体标准如下：股票评级股票评级 强烈推荐：预期公司股价涨幅超越基准指数 20%以上 增持：预期公司股价涨幅超越基准指数 5-20%之间 中性：预期公司股价变动幅度相对基准指数介于 5%之间 减持：预期公司股价表现弱于基准指数 5%以上 行业评级行业评级 推荐：行业基本面向好，预期行业指数超越基准指数 中性：行业基本面稳定，预期行业指数跟随基准指数 回避：行业基本面转弱，预期行业指数弱于基准指数 重要声明重要声明 本报告由招商证券股份有限公司（以下简称“本公司”）编制。本公司具有中国证监会许可的证券投资咨询业务资格。本报告基于合法取得的信息，但本公司对这些信息的准确性和完整性不作任何保证。本报告所包含的分析基于各种假设，不同假设可能导致分析结果出现重大不同。报告中的内容和意见仅供参考，并不构成对所述证券买卖的出价，在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议。除法律或规则规定必须承担的责任外，本公司及其雇员不对使用本报告及其内容所引发的任何直接或间接损失负任何责任。本公司或关联机构可能会持有报告中所提到的公司所发行的证券头寸并进行交易，还可能为这些公司提供或争取提供投资银行业务服务。客户应当考虑到本公司可能存在可能影响本报告客观性的利益冲突。本报告版权归本公司所有。本公司保留所有权利。未经本公司事先书面许可，任何机构和个人均不得以任何形式翻版、复制、引用或转载，否则，本公司将保留随时追究其法律责任的权利。

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电力设备新能源行业固态电池专题（二）：无负极技术负极的终局路线-250814（21页）.pdf

证券研究报告*请务必阅读最后一页免责声明固态电池专题（二）无负极技术：负极的终局路线民生电新 邓永康团队2025年08月14日证券研究报告*请务必阅读最后一页免责声明目录C O N T E N T S.

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风电设备行业深度研究：海风观察系列报告之五欧洲海上风电再加速我国海风厂商迎出口机遇-250813（57页）.pdf

国海证券研究所请务必阅读正文后免责条款部分2025 年年 08 月月 13 日日行行业业研研究究评评级级：推推荐荐(维维持持)研究所：Table_Title最近一年走势行业相对表现表现1M3M12M风.

2025-08-14 57页 5星级

电力设备及新能源行业深度报告：在吃力不讨好的反复博弈中寻求突破-250812（46页）.pdf

请请仔仔细细阅读本报告末页阅读本报告末页声明声明 证券研究报告|行业深度报告 2025 年 08 月 12 日 电电力力设设备备及新能源及新能源 在在吃吃力力不讨不讨好的反复博弈中好的反复博弈中寻寻.

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电力设备行业深度报告：欧洲电车转型正当时—从欧洲车企2025中报看电动化趋势-250812（18页）.pdf

电力设备电力设备 请务必参阅正文后面的信息披露和法律声明 1/18 电力设备电力设备 2025 年 08 月 12 日 投资评级：投资评级：看好看好（维持维持）行业走势图行业走势图 数据来源：聚源 低.

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国网江苏：2025江苏配电网高质量发展实践报告（53页）.pdf

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电力圆桌：2025绿色转型驱动中国风光发电高质量发展展望报告（38页）.pdf

新能源高质量发展专题绿色转型驱动中国风光发电 高质量发展展望电力圆桌项目课题组2025年8月电力圆桌项目电力圆桌（全称电力可持续发展高级圆桌会议）项目于2015年9月启动，旨在紧扣应对气候变化、调整能源结构的国家战略，邀请业内专家和各利益方参与，共同探讨中国电力部门低碳转型的路径和策略。通过建立一个广泛听取各方意见的平台机制，电力圆桌将各方关心的、有争议的、目前决策困难的关键问题提交到平台讨论，选出核心问题委托智库开展高质量研究，并将研究成果和政策建议提交到平台征求意见，从而支持相关政策的制定和落地，推动中国电力行业的改革和可持续发展，提高电力行业节能减排、应对气候变化的能力。项目课题组中国电力企业联合会于1988年由国务院批准成立，是全国电力行业企事业单位的联合组织、非营利的社会团体法人，至今已历经七届理事会。2021年4月中国电力企业联合会第七届理事会成立，截至目前，共有1595个会员单位，其中366个理事单位（其中：常务理事单位70个，包括1个理事长单位，30个副理事长单位），1229个普通会员单位，设立19个专业分会，4个专业委员会，1个工作委员会，代管11个全国性专业协会，基本形成了功能齐全、分工协作、优势互补、规范有序、覆盖全行业的服务网络。2021年，中电联被评为5A级全国性社会团体，同年获得民政部授予的“全国先进社会组织”称号。中国电力企业联合会围绕建设会员信赖、政府支持、社会认同的“国内领先、国际一流”行业协会的战略目标，坚持“立足行业、服务企业、联系政府、沟通社会”的功能定位，积极服务经济社会发展全局，充分发挥桥梁纽带和导向作用，不断提升行业服务能力，成为推动电力行业持续高质量发展的重要力量。中电联电力发展研究院有限公司（电力建设技术经济咨询中心、电力工程造价与定额管理总站）是中国能源电力投资咨询领域的“国家队”和决策“智囊团”，源于1986年成立的水利电力部直属中央级事业单位，历经近40年的发展，已成为我国具有影响力的专业咨询机构和能源高端智库，致力于为政府和行业提供“研、投、管、服”一体化、全过程工程咨询服务，具有工程咨询单位甲级专业资信、电力企业AAA信用等级、工程造价咨询企业AAA信用等级，入选国家发展改革委投资咨询评估机构名单。自然资源保护协会（NRDC）是一家国际公益环保组织，成立于1970年。NRDC 拥有700多名员工，以科学、法律、政策方面的专家为主力。NRDC自上个世纪九十年代中起在中国开展环保工作，中国项目现有成员40多名。NRDC主要通过开展政策研究，介绍和展示最佳实践，以及提供专业支持等方式，促进中国的绿色发展、循环发展和低碳发展。NRDC在北京市公安局注册并设立北京代表处，业务主管部门为国家林业和草原局。感谢自然资源保护协会专家为本报告提供的宝贵建议。封面图片Freepik所使用的方正字体由方正电子免费公益授权|i|绿色转型驱动中国风光发电高质量发展展望目 录前言.11.风电光伏高质量发展基础和面临的挑战.21.1 发展基础.21.2 面临的挑战.52.风电光伏高质量发展目标.72.1 开发规模.72.2 未来五年发展布局.82.3 未来五年消纳形势.93.风电光伏高质量发展路径.103.1“沙戈荒”新能源基地.103.2 水风光基地.123.3 分布式新能源.133.4 海上风电.143.5 新能源发展新业态.164.电力系统调节能力提升路径.194.1 电源侧.194.2 电网侧.204.3 负荷侧.234.4 储能侧.25绿色转型驱动中国风光发电高质量发展展望|ii|5.风电光伏技术创新与市场建设.275.1 先进技术应用.275.2 多元市场协同.296.促进风电光伏高质量发展建议.306.1 高比例风电光伏供给消纳调控机制.306.2 风电光伏与关联产业协调发展机制.316.3 要素保障和财税投融资政策机制.31参考文献.32|1|绿色转型驱动中国风光发电高质量发展展望前言在全球应对气候变化、推动能源绿色转型背景下，以风电、光伏发电为代表的新能源已成为重塑能源格局、推动经济可持续发展的核心力量。我国作为全球能源消费与生产大国，新能源高质量发展不仅关乎能源安全与可持续发展，更是实现产业焕新升级的关键所在。开展推动风电光伏高质量发展的关键问题研究，分析制约产业发展的核心因素，提出行之有效的发展路径和行业建议，对加快构建新型电力系统、助力电力行业低碳转型、支撑全社会如期实现碳达峰目标具有重要意义。此类研究也有利于为相关电力企业营造良好发展环境，激发创新活力，促进各类主体在碳达峰关键时期发挥重要作用。为助力风电光伏发电高质量发展，在自然资源保护协会的支持下，中电联电力发展研究院结合当前发展形势，展望风电光伏发电高质量发展路径，编制形成了本报告。报告立足加快构建新型电力系统，支撑加快规划建设新型能源体系，分析当前风电光伏发展基础和面临的形势，研究提出近中期我国风电光伏发展目标，围绕“沙戈荒”新能源基地、水风光基地、分布式新能源、海上风电、新能源发展新业态等场景研究风光发电高质量发展路径，以及源网荷储各环节灵活调节能力提升方向。报告还提出促进风光发电高质量发展建议，为我国推进电力低碳转型和加快构建新型电力系统提供参考。绿色转型驱动中国风光发电高质量发展展望|2|1风电光伏高质量发展基础和面临的挑战1.1 发展基础促进新能源高质量发展的政策导向清晰。近年来，我国以“双碳”目标为引领，密集出台了关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案（国办函202239号）、关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见（发改能源20241537号）、关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知（发改能源2025650号）、关于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通知（发改价格2025136号）等一系列政策，从规划、开发、运行、消纳、市场诸多方面，创新新能源发展模式，推动新能源在能源保供增供、助力经济社会绿色发展等方面更好发挥作用。中华人民共和国能源法明确提出，国家推进风电、太阳能开发利用，坚持集中式与分布式并举，加快风电和光伏发电基地建设，支持分布式风电和光伏发电就近开发利用，合理有序开发海上风电，为我国新能源发展提供了有力的政策保障。风电和光伏发电发展明显提速。根据中电联历年中国电力行业年度发展报告数据显示，2020-2024年，全国风光发电合计装机年均新增2.2亿千瓦，为2015-2020年均新增风光发电装机的3.0倍。2023年和2024年，全国风光发电合计新增装机分别达到2.94亿、3.60亿千瓦，完成多项历史性成就。2024年6月，我国风电、太阳能发|3|绿色转型驱动中国风光发电高质量发展展望电累计装机容量合计达到11.8亿千瓦，首次超过煤电装机容量；次月，风电、太阳能发电累计装机容量突破12亿千瓦，提前6年完成对外承诺装机目标；2025年3月，我国风电、太阳能发电累计装机容量达到14.82亿千瓦，首次超过火电装机容量（14.51亿千瓦）。截至2025年6月底，我国风电、太阳能发电累计装机容量合计达到16.73亿千瓦。1 图 1-1 2016-2024 年我国新能源发电装机容量及其增速 图 1-2 2016-2024 年我国新能源发电量及其增速 装机容量（万千瓦）增速发电量（亿千瓦时）增速图1-1 2016-2024年我国新能源发电装机容量及其增速1 图 1-1 2016-2024 年我国新能源发电装机容量及其增速 图 1-2 2016-2024 年我国新能源发电量及其增速 装机容量（万千瓦）增速发电量（亿千瓦时）增速图1-2 2016-2024年我国新能源发电量及其增速绿色转型驱动中国风光发电高质量发展展望|4|陆上风电、集中式光伏占据主体地位，分布式光伏发展势头强劲。截至2024年底，我国陆上、海上风电装机容量分别为4.8亿、4127万千瓦，同比上年分别增长7982万、404万千瓦，分别约占我国风电装机总容量的92.1%、7.9%。集中式、分布式光伏发电装机容量分别达到5.1亿、3.7亿千瓦，分别约占我国光伏发电装机总容量的57.7%、42.3%，二者之间差距逐步缩小。2 图 1-3 2024 年我国风电、光伏结构 图 1-4 2016-2024 年我国新能源利用率趋势 海上风电集中式光伏陆上风电分布式光伏风电光伏发电（亿千瓦）风电光伏发电图1-3 2024年我国风电、光伏结构新能源成为驱动我国经济增长的重要引擎。风电光伏投资保持强劲增势，有力支撑了我国经济社会平稳健康发展。2020-2024年，风电光伏合计投资占电源总投资比重为68%，对电力领域、能源领域投资增长贡献率分别达到53%、46%。同时，风电光伏大规模投资带动电网、储能、氢能等相关领域发展提速，协同推动电力行业扩大有效投资。2024年，我国电力投资同比增长13.3%，远超同期制造业、基础设施投资1增速。另一方面，依托我国全球完整的供应链产业链，我国风电、光伏技术优势突出，产品已覆盖全球200多个国家和地区。1 此处基础设施投资不含电力、热力、燃气及水生产和供应业。|5|绿色转型驱动中国风光发电高质量发展展望1.2 面临的挑战新能源发电大幅波动加剧系统实时平衡难度。近年来，全网系统中新能源日最大波动幅度明显加大，极端条件下，部分区域新能源波动速率将接近系统最大调节能力，存在频率持续偏低或偏高风险，同步大幅削弱系统抵御故障冲击的能力。2026-2030年，灵活性煤电、抽水蓄能、气电等常规调节性资源建设规模预计将保持增长，但可能仍难以匹配新能源的增长需求，需要协同规划部署新能源置信容量提升、传统非化石支撑性电源达容达产、火电有效容量兜底、跨省跨区新增电力流和电力互济布局、需求侧响应能力提升等多元路径，多措并举确保系统有效容量裕度，做好生产生活供电保障。电力电子化衍生系统安全稳定运行新风险。新能源、跨区直流等大量替代常规发电机，电力系统呈现高比例可再生能源、高比例电力电子设备的“双高”特征。近年来，各区域电网新能源、电力电子设备出力占同一时刻总负荷比重持续提高，高比例电力电子化将促使新型电力系统呈现低转动惯量、宽频域振荡等新的动态特征，系统功角稳定、频率稳定、电压稳定问题更加复杂，运行控制难度加大，需要聚焦新能源主动支撑控制技术创新，加力发展构网技术设备应用，保障电力系统运行安全。新能源大规模接入电网致使系统消纳压力不断加大。源荷时空不匹配引发系统调峰困难，尤其是分布式光伏规模化接入后，发电出力午间最大，用电负荷晚间最高，造成电网午间保消纳和晚峰保供应的矛盾。2024年以来，部分新能源资源富集地区风光发电利用率呈现下降态势。绿色转型驱动中国风光发电高质量发展展望|6|2 图 1-3 2024 年我国风电、光伏结构 图 1-4 2016-2024 年我国新能源利用率趋势 海上风电集中式光伏陆上风电分布式光伏风电光伏发电（亿千瓦）风电光伏发电图1-4 2016-2024年我国新能源利用率趋势绿色转型将进一步推高电力供应成本。我国电价水平在全球范围内处于低位，电力中长期供应成本呈现稳步上升态势。依据国际能源署（IEA）相关数据计算，2023年，我国综合销售电价水平分别为英国、德国、法国、美国同期综合电价的25.1%、32.7%、39.3%、72.4%。我国电力辅助服务费用占全社会总电费比重偏低，且长期在发电侧内部平衡，未向终端疏导。2026-2030年，预计风电光伏投资将保持较快增长势头，系统调节成本大幅增长，带动全国电力供应成本呈稳步提升趋势，因此需要统筹设计电力绿色转型成本多元协同疏导机制，推动源网荷储全环节共同承担电力绿色低碳安全转型责任和附加成本。|7|绿色转型驱动中国风光发电高质量发展展望2风电光伏高质量 发展目标2.1 开发规模2030 年绿色转型目标引领新能源近中期发展。国务院印发的2030年前碳达峰行动方案（国发202123号）明确提出，到2030年，非化石能源消费比重达到25%左右。2025年2月9日，国家发展改革委、国家能源局联合印发关于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通知（发改价格2025136号），重塑新能源盈利模式，对新能源近中期发展节奏预期产生阶段性影响；但中长期看，新能源全面入市有利于形成真实的市场价格，促进电力资源高效配置，引导新能源行业健康有序发展，大力发展新能源仍是大势所趋。为顺利实现转型目标，2026-2030年全国年均新增风光发电装机需达到2亿千瓦以上。统筹考虑新能源开发建设要素保障和电力系统调节能力，课题组预计到2030年，全国风光发电合计装机将在2024年底基础上实现翻番。支撑全社会碳达峰需要加力发展新能源。全国力争2030年实现碳达峰，考虑其他行业用能排放通过电能替代向电力行业转移，电力行业在2030年实现碳达峰存在不确定因素。碳达峰后满足新增刚性用电需求，在确保新建流域水电和沿海核电按期建成投产、提供稳定零碳电量的基础上，加力开发建设新能源是重要抓手。从实现碳达峰前后两个阶段的新能源发展路径来看，2026-2030年新能源开发节奏影响电力碳排放峰值规绿色转型驱动中国风光发电高质量发展展望|8|模，2031-2035年新能源开发节奏决定了电力碳排放达峰的时间拐点。课题组认为，如果2030年全国新能源发电装机达到28亿千瓦以上，同时实现碳达峰后控制电力碳排放不反弹，2031-2035年均新增风光发电装机规模需进一步扩大。长期大力发展新能源是我国加快形成新质生产力的必然选择。我国新能源行业始终坚持走技术创新的道路，以技术产品的加速迭代满足不断变化的市场需求，培育了一批世界级龙头企业。随着世界进入新的动荡变革期，我国需要在新的国际形势下巩固新能源领域优势，加快培育新质生产力，为我国创新应对气候变化路径、参与全球能源治理提供支撑。2.2 未来五年发展布局2026-2030 年，预计全国新增风光发电近半数将布局在西北、华北区域。根据各省（区、市）相关装机规模规划目标要求，同时结合各地摸排调研，确定各区域风光发电装机规模。到2030年，分区域看，华北、西北区域风光发电装机占全国总风光发电装机规模均将达到20%以上，南方、华东、华中（东四省）区域风光发电装机占全国总风光发电装机规模均达到10%以上，东北、川渝藏地区风光发电装机占全国总风光发电装机均不足10%。分结构看，全国新增陆上风电约五成布局在西北、华北区域；全国新增海上风电主要布局在华东、南方、华北区域；全国新增集中式光伏约七成布局在西北、华北区域；全国新增分布式光伏近七成布局在华东、南方、华北区域。3 图 2-1 2030 年我国风光发电发展布局 华北区域华东区域华中（东四省）东北区域西北区域川渝藏地区南方区域图2-1 2030年我国风光发电发展布局|9|绿色转型驱动中国风光发电高质量发展展望2.3 未来五年消纳形势2026-2030 年，随着新能源电量渗透率逐步提高，预计新能源消纳压力将持续加剧。光伏发电快速发展将致使系统等效负荷峰谷差持续拉大，持续保持较高新能源利用率的难度明显增加。新能源结构相对稳定，到2030年风光发电装机占比超过50%。考虑各类既有成熟系统调节技术应用尽用，即煤电灵活性改造应改尽改、调峰气电因地制宜发展、需求响应负荷占比达到5%7.5%2、虚拟电厂调节能力达到5000万千瓦情况下，新能源弃电率客观受到新能源渗透率影响，会呈现新能源利用率下降趋势，新能源电量高渗透率地区的消纳形势更趋严峻。预计2030年，全国新能源利用率将较2025年呈现稳步下降态势。新能源弃能时空分布“聚集”特征明显，从区域看，弃电持续向“三北”地区聚集；从季节看，弃电向春秋季聚焦；从日内时段看，弃电向午间光伏大发时段聚焦。需要因地制宜、多措并举促进可再生能源消纳，统筹好规模化外送和就近消纳的关系，推动调节性电源高质量发展，引导风光发电积极主动参与系统调节。2 结合未来需求响应技术的发展趋势，具备条件的典型区域有望实现需求侧响应能力达到最大用电负荷的10%左右。同时考虑未来省级现货市场建设对原本纳入负荷管理的需求响应资源形成一定转移，本报告认为2030年电力需求响应能力总体达到最大负荷的5%7.5%。绿色转型驱动中国风光发电高质量发展展望|10|3风电光伏高质量 发展路径3.1“沙戈荒”新能源基地“沙戈荒”新能源基地是未来五年新能源发展的重要模式。近年来，国家提出加快推进沙漠、戈壁、荒漠地区的大型风电光伏基地的建设。在政策支持下，作为国家推动“双碳”目标落地的关键抓手，以“沙戈荒”为重点的大型风电光伏基地成为新能源装机增长的基本盘。依托良好的新能源资源禀赋及发展优势，各批次“沙戈荒”基地有序推进建设。截至2024年底，首批大型风电光伏基地项目基本建成，第二批、第三批正在陆续开工建设。2026-2030年，统筹推进库布齐沙漠、乌兰布和沙漠、腾格里沙漠、巴丹吉林沙漠和采煤沉陷区规划大型风电光伏基地的开发，稳步推动基地建设布局向甘肃西部、青海西部、新疆南疆地区延伸。在统筹地区电力系统调节能力优化的基础上，提高“沙戈荒”新能源基地就地消纳水平。2026-2030年，新投产特高压直流通道预计可汇集消纳沙戈荒新能源2亿千瓦以上，新增跨区输电规模将达到历史新高，需要进一步加强衔接大基地和国土空间规划，提升送电电源配置方案与受端需求匹配性，科学制定“沙戈荒”通道外送电价格机制，加快推动“沙戈荒”基地新能源发电主动支撑、大容量柔直、构网型储能等技术装备创新试验示范。同时，大部分新增新能源发电装机需就地就近利用消纳，因而需要加快拓展以|11|绿色转型驱动中国风光发电高质量发展展望配套产业为消纳载体的新模式，创新新能源基地 数据中心、绿氢生产、零碳园区、传统高载能等应用场景示范，提速推进清洁能源集中开发、战略性新兴产业优化布局和配套支撑电源电网一体化规划、建设和运行，构建大型清洁能源基地和战略性新兴产业协同发展的新体系。专栏 3-1 内蒙古库布齐沙漠鄂尔多斯中北部新能源基地2022年12月库布其沙漠鄂尔多斯中北部新能源基地项目（以下简称“库布其基地项目”）开工，2024年1月项目进入实施阶段，总装机规模1600万千瓦，包含光伏800万千瓦、风电400万千瓦，配套煤电400万千瓦及储能设施，是全球最大规模“沙戈荒”风电光伏基地、国家首个千万千瓦级新能源大基地项目。建成后每年可向京津冀地区送电400亿千瓦时，其中清洁能源占50%以上，相当于节约标准煤约600万吨，减排二氧化碳约1600万吨。图片来源：三峡新能源公开发布信息绿色转型驱动中国风光发电高质量发展展望|12|3.2 水风光基地水风光基地是国家重要清洁能源基地实现多能互补开发的重要组成形式。2020年以来，我国陆续启动了多个流域的水风光基地论证、建设工作。2023年国家能源局印发的2023年能源工作指导意见（国能发规划202330号）提出，推动主要流域水风光一体化规划，建设雅砻江、金沙江上游等流域水风光一体化示范基地。目前，金沙江上游国家水风光一体化示范基地已初具规模，黄河流域、长江流域等主要流域的水风光一体化建设加速推进。2026-2030年，雅砻江、黄河上游、金沙江上游、金沙江中游、金沙江下游、澜沧江、藏东南、大渡河等主要流域水风光一体化基地建设稳步有序推进。专栏 3-2 雅砻江流域水风光一体化基地雅砻江流域水风光一体化基地是国家“十四五”规划纲要明确的我国九大清洁能源基地之一，是国家首个水风光一体化示范基地。在调节电源周边配套一定规模风电、光伏电站，形成水风光一体化项目群，可平抑风光发电不稳定，将风光新能源转化为优质电能，实现水电与风光规模化、集约化开发，进一步提高可再生能源开发利用的效率和质量。截至2025年3月，基地已建成7座大型水电站、3大控制性水库和多个风光新能源项目，已投产清洁能源装机近2100万千瓦，在建装机约1400万千瓦，年发电量约1000亿千瓦时，已累计贡献绿色电力超1.1万亿千瓦时。图片来源：国投电力公开发布信息|13|绿色转型驱动中国风光发电高质量发展展望加快建立开发主体利益协调与共享机制，创新清洁能源多能互补开发运营新范式。目前水风光一体化项目尚无成熟的模式可借鉴，大多数流域水电站及风光资源呈现多元业主开发局面，开发关联主体多，接入、调度、消纳、电价等未形成统一意见。需要进一步推进基地总体规划，科学提出建设的目标、规模和布局；超前谋划不同开发主体利益协调共享机制，开展一体化运营等核心关键技术研究；建立和完善电力市场交易机制，激励多类型能源参与市场竞争，以机制完善和市场动能促进水风光一体化项目高质量发展。3.3 分布式新能源发展分布式新能源对保障中东部地区电力供应安全具有重要意义。我国分布式新能源主要以分布式光伏为主，截至2024年底，全国光伏发电装机容量达8.86亿千瓦，其中分布式光伏3.75亿千瓦。2024全年新增分布式光伏1.18亿千瓦，占当年新增光伏发电装机的43%。我国分布式光伏发展集中在中东部电力需求大省，山东、河南、浙江、江苏、河北五省份排名前五位，其分布式光伏装机合计占全国装机总量比重已超过60%，一定程度上有效补充了本地电力供应。2026-2030年，随着东中部地区分布式光伏的稳步发展，分布式新能源发展提速。持续推动分布式能源就近利用模式创新。目前，我国存量分布式光伏多采取“应接尽接”方式，导致部分电站“倒送”现象明显，电网承载力空间逐步吃紧，“重开发、轻消纳”的隐患加剧。需要推动分布式新能源回归就地消纳的本质属性，加快提升可观、可控、可测、可调能力，大力推进“光伏 ”综合利用，优先利用工矿等废弃土地建设光伏电站，鼓励农光互补、渔光互补等复合开发模式，引导推进光伏在建筑和交通领域融合应用。探索分布式新能源绿电直供发展模式，鼓励分布式新能源就近聚合参与绿色电力交易，多措并举促进就近就地消纳。绿色转型驱动中国风光发电高质量发展展望|14|专栏 3-3 广东顺德川崎汽车产业园区近零碳示范区2024年12月，广东顺德川崎汽车产业园区近零碳示范区项目完成验收。广东顺德川崎汽车产业园区充分开发屋顶资源，在6栋厂房超1.5万平方米的屋顶上建设分布式光伏系统，建设规模为1.91兆瓦，每年可供应195.17万千瓦时绿色电力，并通过峰谷电价差套利模式，每年提供95万千瓦时调峰电量。项目投产后，园区度电成本下降28%，节约标准煤240吨，减少二氧化碳排放约920吨。该项目构建了清晰、可复制的产业园区绿色低碳高质量发展路径，验证了基于“源网荷储用”的五位一体新型能源资产运营创新模式，为企业、产业园区带来了显著的降本降耗效益。图片来源：广东顺德电力设计院公开发布信息3.4 海上风电海上风电发展将对中长期东部地区产业绿色用能、电力保供和全国电力流规划布局产生深刻影响。我国海域风能资源丰富，风电产业链较为成熟，大规模发展海上风电，有利于保障沿海省份电力供应，如考虑2026-2030年新增1亿千瓦海上风电，对东部沿海省份新增用电需求的贡献度超过20%、可减少西部地区跨区通道约8回，对优化我国能源生产力布局、保障东部地区电力供应全局安全意义重大。从要素保障看，用海需求与交通、海事、渔业、环境保护等相互交织，海域及陆地的走廊通道资源较为稀缺。从送出模式看，|15|绿色转型驱动中国风光发电高质量发展展望传统方案下海上风电分散单独送出通道利用效率不足，汇集输送技术施工量和复杂度大幅提升，技术仍有待突破。从技术经济性看来，海上风电造价成本较陆上风电仍有一定差距，清洁能源岛和制氢等新型场景商业模式和盈利模式仍待突破。面对建设条件复杂化、技术难度提升等挑战，需从战略层面予以高度重视和科学谋划。专栏 3-4 中广核汕尾“伏羲一号”风渔融合项目“伏羲一号”位于汕尾中广核后湖50万千瓦海上风电场中心场区，距离汕尾海岸约11公里。2024年9月，中广核汕尾“伏羲一号”风渔融合项目正式投运，并完成首批养殖鱼苗投放，对我国“海上风电 海洋牧场”产业融合发展具有重要示范意义。项目网箱主体结构长70米，宽35米，水深约25.7米，养殖水体达到6.3万立方米。该项目总投资2亿元，全部依靠绿色能源供能。“伏羲一号”投运后年产优质海水鱼类约900吨，年产值达到5400万元，为当地创造就业岗位约200个。图片来源：中国广核集团公开发布信息面对深远海化开发加速、技术持续升级、多产业融合发展趋势，需以“三个坚持”开拓海上风电发展空间。坚持要素协同保障，加强顶层设计，完善跨部门协同机制，健全完善国管海域审批立项管理机制，科学确定海上风电发展规模、布局和时序，做好陆海输电走廊资源统筹，在国土空间布局规划中予以预留和保障。坚持源网协同发展，加强海上风电规划与电网规划统筹协调，以集约化、规模化、连片化方式推动海上风电近远海协同开绿色转型驱动中国风光发电高质量发展展望|16|发，推动汇集接网集中送出模式应用，优化海上风电登陆点位置，为接网送出工程方案制定及时序安排提供扎实边界。坚持产业融合发展，积极探索多能综合利用，探索海上风电与海洋牧场、化学工业等业态的空间集约利用，提升海洋经济综合价值，提高海上风电场区海域资源利用效率。依托自然岛屿或人工岛屿，构建海上能源岛作为能源枢纽，实现海洋能、储能、制氢、海水淡化等多种能源资源综合开发、转换、储运和利用，在为沿海城市提供高质量、低成本、无污染的电力、氢气等能源，增强项目收益水平。3.5 新能源发展新业态绿电直连有望释放新能源绿色价值。绿电直连是一种创新的能源供应模式，指建立新能源直连专线，将风电场、光伏电站等新能源项目与大型用户（如工业企业、工业园区等）直接连接起来，实现能源生产与消费的直接对接，为用户提供绿色、低碳的电力供应。2025年2月，江苏省发展改革委发布关于创新开展绿电直连供电试点项目建设工作的通知（苏发改能源发2025115号），在全国率先启动绿电直连供电试点，通过电网企业统一规划建设连接动力电池产业链企业与绿电电源的专用线路，实现绿电“点对点”直供。5月21日，国家发展改革委、国家能源局联合印发了关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知（发改能源2025650号），正式从国家层面确立推动绿电直连，并首次在国家层面明确定义了“绿电直连”模式及相关概念，可分为并网型和离网型两类。并网型项目整体接入公共电网但电源接入在用户侧，与大电网有明确边界；离网型则完全独立于公共电网运行。此外，政策明确项目新能源年发电量的自发自用率不低于60%，且自发自用电量占用户总用电量比例2025年须达30%以上，并逐年提高到2030年的35%以上。同时，限制上网电量比例一般不超过20%，要求不断提高项目就地消纳水平。该文件还明确了绿电直连应用的场景。一是新增负荷可配套建设新能源项目；二是存量负荷在已有燃煤燃气自备电厂足额清缴可再生能源发展基金的前提下开展绿电直连，通过压减自备电厂出力，实现清洁能源替代；三是有降碳刚性需求的出口外向型企业利用周边新能源资源探索开展存量负荷绿电直连；四是支持尚未开展电网接入工程建设或因新能源消纳受限等原因无法并网的新能源项目，在履行相应变更手续后开展绿电直连。|17|绿色转型驱动中国风光发电高质量发展展望专栏 3-5 国家电投铝电公司降碳增绿项目2025年7月，内蒙古、宁夏合作的首个新能源合作重点项目“国家电投铝电公司降碳增绿项目”获批实施，该项目新能源场址位于内蒙古阿拉善境内，建设新能源装机300万千瓦，通过专线接入宁夏宁东铝业和青铜峡铝业，专线直连通道距离约200公里，是全国首个跨省绿电直连项目。该项目创新推出短距离跨省区新能源“点对点”直供模式，通过内蒙古新能源与宁夏负荷匹配，实现两个自治区资源优势互补，进一步丰富了国内跨省区新能源外送模式，为省区间电力互补互济、拓宽新能源消纳渠道提供新的思路和样本。省界两侧30公里内完成“发电-用电”闭环，可充分利用电解铝24小时连续生产特性来消纳波动性绿电，绿电替代火电可降低电解铝碳足迹超过12克/千瓦时。图片来源：国家电投公开发布信息智能微电网有望成为大电网的有益补充。2025年6月，我国在“双碳”目标和能源安全战略的宏大背景下，启动了新型电力系统建设首批试点工作。智能微电网试点正是在这一背景下应运而生，国家能源局关于组织开展新型电力系统建设第一批试点工作的通知（国能发电力202553号）对智能微电网试点的目标做出了精确表述，“提高智能微电网自调峰、自平衡能力，提升新能源自发自用比例，缓解大电网消纳压力”。智能微电网通过在局部吸收波动，减少尖峰功率注入主网，进而降低主网峰谷差和调节难度。绿色转型驱动中国风光发电高质量发展展望|18|总的来说，智能微电网让过去集中于主网的压力分散到众多“小网”上，形成“大网带小网、小网优先调、自下而上减压”的新型调控格局。这将深刻改变传统电网的潮流和规划模式，未来的电力规划不再仅仅围绕集中电源和输电，而需要统筹考虑分布式微网集群的调控贡献每个微电网既是负荷又是电源，灵活响应，从而整体上提升大电网对高比例新能源的承载力。典型应用场景包括高新科技产业园区、偏远地区/海岛、未来智慧城市/社区等。专栏 3-6 福建厦门 ABB 工业中心绿色微电网项目2022年10月，福建厦门ABB工业中心绿色微电网项目并网发电。项目采用“自发自用，余电上网”模式，将光储充、暖通空调、气象预报、生产管理等系统接入ABB智慧能源能管理平台，实现了对“源-网-荷-储”柔性精准调控，同时具备需求响应等功能。架构了“光、储、充、配电、升压、并网”全要素直流微电网系统，并设计离网运行的模式，当外网停电时，系统自动切换到离网运行模式，由储能系统保障750V直流母线重要负荷供电。项目实施后，园区可实现50%电力的清洁能源替代，可提供高达20%容量的负荷需求侧响应。通过合同能源管理中约定的光伏发电折扣优惠及智慧能源管理平台能效优化，ABB用电成本整体下降约22.98%。在产能水平稳定的前提下，平均减少外购电量45%以上，在ABB厂区用能以电为主的情况下，相应碳排强度下降也达45%以上。图片来源：火炬新源公司公开发布信息|19|绿色转型驱动中国风光发电高质量发展展望4电力系统调节能力 提升路径4.1 电源侧持续推进煤电灵活性改造技术迭代。围绕热电解耦、低负荷稳燃、低负荷脱硝、锅炉燃烧优化控制、调峰控制策略优化等领域深化高效灵活型改造技术应用，部署小型模块化超超临界等高效灵活性改造技术。因地制宜发展天然气调峰电站。将调峰电源作为气电发展的主要方向，在气价、电价承受能力较高的京津冀、长三角、粤港澳大湾区等地区，以及气源有保障、调峰需求突出、煤电建设受控的地区，加快建设天然气调峰电站，在新能源快速发展的西北地区合理布局天然气调峰发电项目，发挥天然气发电效率高、排放小、灵活性强的特点。推动抽水蓄能在不同区域发挥差异化功能。在京津冀区域、长三角区域、粤港澳大湾区等用电负荷中心地区，引导抽水蓄能参与移峰填谷、调频调相，支撑系统安全稳定运行；在新能源开发潜力大、消纳压力集聚的“三北”地区，适度加快抽水蓄能规划建设，支撑新能源大规模发展；在新增系统调节需求有限、且抽水蓄能项目大量上马的地区，从严开展新建项目论证，按需有序推进新建项目前期工作。绿色转型驱动中国风光发电高质量发展展望|20|专栏 4-1 天津国投北疆电厂“三改联动”2024年12月，国投北疆电厂利用1号机组A级检修契机，顺利完成最后一台机组灵活性、DCS国产化和节能环保提效等一系列重大技改项目。至此，4台机组已陆续完成深度调峰改造，均具备了20%额定负荷深度调峰能力，能够更加灵活地应对电力需求的波动，促进新能源消纳，提高能源利用效率。在1号机组深调峰试验过程中，机组最低深调负荷由400兆瓦下探到200兆瓦，成功释放出200兆瓦的调峰能力，企业4台机组总调峰能力达800兆瓦，可为新能源发电机组提供配套调峰能力，可协同降低二氧化碳年排放量约1000万吨。图片来源：国投北疆公开发布信息4.2 电网侧统筹优化全国电力流布局。坚持能源格局决定电力格局，按照绿色低碳、稳定高效、经济可承受的优化思路，优先推动存量输电通道可再生能源电量占比和通道利用效率同步提升，加快构建全国电力接续配置新格局。促进配电网与分布式新能源协调融合发展。健全配电网承载力分析及发布机制，研究并规范配电网分布式光伏可开放容量计算规则和方法。建立分省可开放容量定期发布机制，结合分布式新能源滚动规划实施方案及电网规划、负荷发展水平、资源开发潜力、项目储备等情况，定期开展可承载新能源规模评估，支持分布式新能源“应并尽并”。|21|绿色转型驱动中国风光发电高质量发展展望专栏 4-2 宁夏-湖南 800 千伏特高压直流输电工程宁夏-湖南 800千伏特高压直流输电工程是我国首条获批的以输送“沙戈荒”风电光伏大基地新能源为主的特高压输电通道。工程额定电压 800千伏、额定容量800万千瓦，起于宁夏回族自治区中卫市中宁换流站，途经甘肃、陕西、重庆、湖北，止于湖南省衡阳市衡阳换流站，线路全长1616千米，总投资281亿元。宁夏-湖南输电工程将新能源作为外送电力的绝对主力进行规划和建设，新能源装机占比超过70%，创下同类工程新高，构建了大型风光电基地、支撑煤电、特高压线路“三位一体”的新能源供给消纳体系样板，推动“沙戈荒”基地大规模开发。工程预计2025年9月整体竣工投产，投产后每年可向湖南输送电量超360亿千瓦时，其中新能源电量占比不低于50%，在保障湖南电力供应、优化能源结构的同时，满足宁夏清洁能源多元开发和外送需要，实现清洁能源更高质量就地消纳和更大范围优化配置。图片来源：国家电网公开发布信息加快建设智慧化调度体系。强化电力保供调度统筹和多级协调。拓展能源电力供需平衡维度，综合考虑一次能源供给和气候变化对电能供需的影响，建立电力供应平衡裕度分析、省间互济和优化配置机制，推动传统“分层分区”“源随荷动”单一静态平衡模式，逐步向考虑源荷双端不确定性和系统调节能力的综合动态平衡模式转化，适应高比例新能源运行要求，构建源网荷储多元协同调度体系。绿色转型驱动中国风光发电高质量发展展望|22|推动城镇配电网发展提质升级。加快城镇老旧小区、城中村配电网升级改造。结合老旧小区、城中村市政改造工作同步落实供电设施，合理增加供电薄弱区域变电站、配变布点，加快形成以链式、环式为主的典型网架结构。着力解决超容用电、电能质量等供用电问题，实施高层小区一级负荷双电源改造，消除运行安全隐患。深入实施农村电网巩固提升。“一乡一策”加快补齐农村电网结构短板，着力解决县域电网与主网联系薄弱问题，优先加强单方向、单通道、单线路县域电网，降低大面积停电风险。统筹用电负荷增长、分布式电源发展、新能源汽车下乡等需求，差异化提升配变容量、入户线截面等，加快解决正反向重过载问题，强化农村电网综合承载能力，保障充电基础设施接入和分布式光伏友好发展。专栏 4-3 内蒙古锡林郭勒农网改造工程随着内蒙古农村牧区生产生活电气化程度的持续提高，智慧农牧业设施24小时用电需求常态化，农牧区用电需求不断增长。锡林郭勒持续聚焦建设国家重要农畜产品生产基地，锡林郭勒供电公司赋能乡村振兴与产业振兴，为家庭牧场、奶制品加工、冷库建设等提供电力支撑。2025年，锡林郭勒供电公司农网改造工程总投资5.8亿元，涉及13个旗县、市、区共30项工程；新能源转网电工程总投资2.56亿元，涉及11个旗县、市、区共13项工程；行政村（嘎查）村委会（队部）沿线牧户通网电工程总投资0.21亿元，涉及4个旗县、市共4项工程。图片来源：内蒙古电力集团公开发布信息|23|绿色转型驱动中国风光发电高质量发展展望4.3 负荷侧着力推进需求侧响应能力建设。提升负荷管理精益化能力，完善区域、省域两级新型电力负荷管理系统，持续提升负荷控制能力。深入挖掘弹性负荷等灵活调节资源，建立健全电力需求响应机制，引导非生产性空调负荷、工业负荷、充电设施、用户侧储能等柔性负荷主动参与需求侧响应。随着省级现货市场建设，未来一定程度上对原本纳入负荷管理的需求响应资源存在一定转移，2030年典型地区电力需求响应能力有望达到最大用电负荷的10%。积极推动虚拟电厂建设。开展区域级工业可调节负荷、楼宇空调负荷、大数据中心负荷、用户侧储能等各类资源聚合的虚拟电厂示范，支持负荷聚合商、虚拟电厂运营商作为独立市场主体参与电力市场交易和系统运行调节。2030年虚拟电厂实现商业化运作、规模化发展、差异化运营，虚拟电厂调节能力有望达到5000万千瓦以上。稳步推动车网互动规模化发展。依托车网互动规模化应用试点，全面丰富应用场景，加快形成以市场化机制为引导、技术先进、模式清晰、可复制推广的商业模式。释放新能源汽车充电负荷的时间和空间转移能力，强化充电服务商聚合管理，充分调动充电负荷参与电网调节能力，待市场成熟后逐步向虚拟电厂转型。到2030年，有序用电方面，晚高峰期间有望形成调节能力逾1200万千瓦；V2G方面，形成储能资源逾600万千瓦/1500万千瓦时。培育氢电协同新模式。实施工业、储能、发电和交通领域绿氢替代，提升能源供应安全，促进新能源消纳，推动用能终端绿色低碳转型。在“三北”地区部署可再生能源电力制氢一体化项目，围绕纯氢和掺氢（氨）燃烧发电、氢燃料电池发电、长周期和大容量储能、工业领域替代等关键环节部署示范，积极探索氢电协同在化工、交通、冶金、电力、热电联供等领域的多元应用。部署煤电掺氨示范应用项目，统筹推进煤电低碳化改造建设，降低燃煤消耗和碳排放水平。绿色转型驱动中国风光发电高质量发展展望|24|专栏 4-4 中广核宁波东方电缆园区虚拟电厂2024年7月，中广核宁波东方电缆园区虚拟电厂正式投入运行，是国内首个可溯源绿电供应虚拟电厂项目，在园区内建设分布式光伏12.012兆瓦，并配备5兆瓦/11.2兆瓦时储能系统，以及2台120千瓦双枪直流分布式充电桩和10台14千瓦双枪交流充电桩。通过整合光伏、储能、充电桩等灵活性资源，可解决园区80%的日常用电需求，剩余20%电量缺口通过中广核浙江涂茨海上风电场绿电补充。依托中广核虚拟电厂示范平台，该项目构建了源、荷、储、充多能源分布式资源集成管理模式，实现全天24小时可溯源绿电供应，为用户提供清洁、可靠的电力服务。图片来源：中国广核集团公开发布信息|25|绿色转型驱动中国风光发电高质量发展展望4.4 储能侧积极推动新型储能多场景优化布局。促进独立储能、新能源配储、用户侧配储、电网功能替代型储能、火储联调等多元新型储能应用场景协同发展。根据负荷中心地区电力保供需要，适时建设一批可集中调用的大容量电化学储能项目，给予顶峰放电激励政策。支持新建独立/共享储能项目采用4小时及以上长时储能技术。促进新能源与新型储能协调发展。充分结合各地区系统调峰调频需求，统筹煤电灵活性改造、抽水蓄能建设、电网调节能力提升等实际情况，按照各省新能源项目建设规模、时序及利用率指标，合理确定新能源配置储能的规模和形式。在大型新能源基地项目和分布式新能源聚集区逐步扩大独立储能/共享储能比例，新能源项目共享储能容量、分摊储能费用。大力推动长周期储能技术革新。加快推动抽水蓄能、压缩空气储能、储氢、储热等长时间尺度储能技术进步，尽早实现多元技术路线商业化、规模化应用，积极探索支撑数日、数周充放电循环适配技术，与先进电网技术融合应用，逐步实现源荷在时间层面上解耦的“源-储-荷”平衡模式。完善新型储能价格形成机制。推动新型储能参与电力市场，结合新型储能特点完善电力现货市场、辅助服务市场和容量市场机制，明确不同类型、不同功能新型储能参与市场的方式、充放电价格机制、成本分摊及疏导机制，形成健康可持续的盈利模式，促进新型储能多元化、产业化、市场化发展。绿色转型驱动中国风光发电高质量发展展望|26|专栏 4-5 山东肥城 300 兆瓦/1800 兆瓦时先进压缩空气储能国家示范电站2024年4月30日，山东肥城国际首套300兆瓦/1800兆瓦时先进压缩空气储能国家示范电站首次并网发电一次性成功。项目总投资14.96亿元，系统额定设计效率72.1%。可实现连续放电6小时，年发电约6亿度，在用电高峰为约20-30万户居民提供电力保障，每年可节约标准煤约18.9万吨，减少二氧化碳排放约49万吨。山东肥城300兆瓦/1800兆瓦时先进压缩空气储能国家示范项目在系统设计、装备研制、工程实施等诸多领域，实现了十余项关键技术突破，创造了六项国际之最。系统单位成本较100兆瓦下降30%以上，系统装备自主化率达100%，实现了完全自主可控。图片来源：中储国能公开发布信息|27|绿色转型驱动中国风光发电高质量发展展望5风电光伏技术创新与 市场建设5.1 先进技术应用积极发展高效新能源发电技术。大力研发低成本钙钛矿电池，钙钛矿叠层电池等新兴技术，若该技术实现突破，预计可大幅提升光伏发电效率，有效缓解系统调峰压力，节省硅料成本、节约建设用地；强化深远海浮式风电平台关键技术创新及应用，推动数字孪生、海上低频输电技术、新一代超大型直驱和半直驱机型海上风电机组等国重技术的攻关、应用，更好满足东部地区新增绿电消费需求。图5-1 深远海浮式风电平台图片来源：中国海洋石油集团公开发布信息绿色转型驱动中国风光发电高质量发展展望|28|加强新能源主动支撑和构网型新技术应用。大力发展新能源可靠替代技术，面向新能源资源富集的弱送端电网，破解新能源主动支撑能力不足造成的消纳受限问题，提升新能源电站系统友好性能，保障“沙戈荒”地区大型新能源基地稳定高效外送；选取新能源高比例接入，同步支撑能力不足，因稳定约束存在弃风、弃光现象的局部电网作为示范点，部署自同步电压源型新能源发电设备及组网运行控制、复杂网源工况下新能源发电系统主动感知与自适应控制等关键技术，显著提升系统电压频率协调控制能力，协同保障系统安全稳定运行和新能源高效利用。图5-2 内蒙古乌兰察布电网友好型绿色电站图片来源：中国二峡新能源公开发布信息完善分布式新能源新一代调控技术。依托新一代电力调度自动化系统，构建信息系统与物理系统相融合的智慧调控支撑体系，推动电网调度运行各环节及参与者实现在线互联、实时交互，推进能源与生产、生活智能化协同，实现电源、电网与用户之间的资源优化配置，提升源网荷储安全稳定协调运行能力。全面提升可观可测、可调可控能力，加快实现配网侧海量资源的精准感知，构建主配微协同调控机制，制定分类分层调度策略。|29|绿色转型驱动中国风光发电高质量发展展望图5-3 分布式新能源调控技术示意图片来源：项目课题组制图5.2 多元市场协同进一步打通价格与市场机制难点堵点。提升电价机制灵活性，以更好引导新能源发电资源跨省跨区优化配置和就地就近消纳利用。积极探索建立系统容量资源市场化机制，有序衔接煤电容量电价机制，推动向独立储能等覆盖。按“谁受益、谁承担”原则，健全电力绿色转型成本分阶段多机制协同疏导路径，促进容量成本回收机制、新能源综合价值成本疏导机制、分时电价机制协调互动，实现系统转型成本在源网荷储全环节合理分摊。建立健全辅助服务市场体系。鼓励各地区因地制宜设置备用、爬坡、转动惯量等辅助服务品种，基于响应时间、响应容量、响应持续性等细分性能，建立以调节效果为导向的竞价机制，有利于推动调节资源发挥各自价值获取合理收益，提高系统运行效率。加强电-碳-绿市场衔接。厘清可再生能源超额消纳量、绿证、碳排放权、CCER之间的关系，健全不同环境权益产品体系间的流通规则、核算方式和价格传导机制，统筹推进碳市场与电力市场协同发展，推动绿电生产、传输、消费全链条溯源，做好绿电绿证市场与差价合约机制的协调融合。将绿证交易与碳关税规则对接，通过“绿电-绿证-碳配额”三重市场联动，实现新能源外部性价值内部化。推动制定和完善绿色电力环境权益的国际标准和交易规则，进一步推动我国绿色电力环境权益价格形成机制与国际接轨，提升我国绿色电力环境权益价格的权威性和国际认可度。绿色转型驱动中国风光发电高质量发展展望|30|6促进风电光伏高质量 发展建议6.1 高比例风电光伏供给消纳调控机制协同风电光伏开发规模和消纳能力，按照源网协同、源荷匹配的原则，统筹增强风电光伏开发规划、电网规划、调节能力规划与新增负荷的匹配性。强化各级各类规划有序衔接，统筹不同地区资源条件、电网消纳能力、用电水平差异等因素，科学制定风电光伏开发规模，统筹调节资源存量挖潜与增量优配，科学评估合理利用率水平，优化风电光伏的规划布局、开发节奏和建设时序，保障高水平能源安全与风电光伏高质量发展。在合理规划风电光伏发展规模的基础上，一体推进、加快建设主配微协同的新型电网平台，推进常规电源调节能力建设，着力增强抽水蓄能调节能力，深入挖掘负荷侧资源调节潜力，协同支撑年均新增2亿千瓦以上风电光伏的合理消纳利用。统筹电力外送和就近消纳，通过将西北等地区风电、光伏发电跨省区进行外送，提升全国范围内新能源消纳能力。在远距离输送的同时，充分挖掘就近就地消纳需求，积极探索新能源和产业发展相融合的新模式。|31|绿色转型驱动中国风光发电高质量发展展望6.2 风电光伏与关联产业协调发展机制促进风电光伏与产业协调发展能够将能源资源优势转化为产业经济优势，促进风电光伏与产业协调发展也是保障绿色电力供应和满足绿电溯源要求的重要途径。风电光伏资源开发规模不断扩大，上游关键原材料和设备制造、中游技术集成与系统建设、下游应用和服务等产业链全链条快速发展。建立能源与产业跨部门协调机制，推动风电光伏与多产业耦合联动应用，包括与零碳园区、绿色交通、与数据中心的绿色算力场景等的深度融合。因地制宜制定产业低碳转型的目标考核与激励机制，引导传统高载能产业向西部地区有序转移，推动以电力为主要供能形式的新兴产业按照用电强度和所处产业链上下游位置在东中西部合理布局，提升新增用电负荷与绿色电力供应保障能力的匹配度，积极打造绿电直供与智能微电网示范，加强产业链与能源链的物理耦合，降低物流与用能成本。6.3 要素保障和财税投融资政策机制统筹安排用地用海资源，建立健全用地用海计划指标动态调整机制，优化国土空间规划和能源设施布局，划定项目用地用海范围。在保证经济社会与生态环境和谐发展的前提下，用地用海政策上给风电光伏项目适当倾斜，优化调整风电光伏开发建设有关的生态红线、林地、草地等限制性因素边界，鼓励风电光伏综合开发利用，推动绿色能源与生态环保深度融合。中央财政资金投向风电光伏领域，“两重”建设项目在重点领域加快推出一批改革创新举措，下达资金探索“风电光伏 治沙”新模式，将风电光伏开发与生态治理有机结合，在实现荒漠化治理的同时推动可再生能源发展，为“双碳”目标实现提供创新路径。协调财政、税收、金融、投资等保障政策，完善绿色财政制度，推进绿色税收改革，引导金融机构加大对风电光伏示范项目的信贷支持力度，加快发展绿色信贷、绿色债券、绿色保险等绿色金融支持工具创新金融产品和服务，拓宽企业融资渠道，降低融资成本，为产业链各环节的发展提供保障。加强对中小企业创新支持力度，鼓励各类社会资本参与电力科技创新，支持依托企业建设特色技术研发中心，推动电力产学研用深度融合。加大对新能源基础研究、技术研发的资金投入，设立专项科研基金，支持企业、科研机构开展关键技术攻关。对研发投入给予税收抵扣、财政补贴等优惠，鼓励企业增加研发投入，提高自主创新能力，突破核心技术瓶颈。绿色转型驱动中国风光发电高质量发展展望|32|参考文献1 国家统计局.中国统计年鉴2024M.北京:中国统计出版社,2024.2 国家统计局.中国能源统计年鉴2023M.北京:中国统计出版社,2024.3 国家能源局.2023年全国可再生能源电力发展监测评价报告R.2023.4 中国电力企业联合会.中国电力行业年度发展报告2025M.北京:中国电力出版社,2025.5 全国新能源消纳监测预警中心.2024年全国新能源并网消纳情况EB/OL.（2025-02-06）2025-03-11.https:/ 国家能源局.国家能源局发布能源绿色低碳转型典型案例EB/OL.（2024-05-19）2024-06-03.https:/ 国家能源局.国际大坝委员会代表调研雅砻江流域水风光一体化开发EB/OL.（2025-05-30）2025-06-30.https:/ 国务院国有资产监督管理委员会.内蒙古电网助力乡村振兴大有新作为EB/OL.（2025-03-20）2025-06-30.http:/ 中国南方电网有限责任公司.南方电网公司发布2024年近零碳示范区典型案例为推进碳达峰碳中和提供“南网样板”EB/OL.（2025-05-09）2025-06-04.https:/ 中国南方电网有限责任公司.“零碳”背后记者探访广东顺德近零碳示范区EB/OL.（2025-04-08）2025-06-30.https:/ 中国广核集团有限公司.海上风电海洋牧场！中广核汕尾“伏羲一号”风渔融合项目正式投运EB/OL.（2024-09-04）2024-11-24.https:/ 中国能源新闻网.全国首个跨省绿电直连项目获批EB/OL.（2025-07-21）2025-07-22.https:/ 天津国投津能发电有限公司.“节”尽所“能”国投北疆“三改联动”工作完成EB/OL.（2025-01-08）2025-06-30.https:/ 国网宁夏电力有限公司.宁夏-湖南 800千伏特高压直流输电工程双极低端送电EB/OL.（2025-07-02）2025-07-11.http:/ 中国广核集团有限公司.低碳又经济！国内首个全绿电供应虚拟电厂正式投运EB/OL.（2024-07-19）2024-11-24.https:/ 山东省人民政府.全球最大压缩空气储能电站并网发电EB/OL.（2024-05-01)2024-11-24.http:/ 中国海洋石油集团有限公司.海上风电源源来 EB/OL.（2025-01-15）2025-06-04.https:/ 中国三峡新能源(集团)股份有限公司.三峡乌兰察布新一代电网友好型绿色电站成功收录为能源绿色低碳转型典型案例EB/OL.（2024-02-26）2024-11-24.https:/ 中国三峡新能源.点赞！库布齐中北部新能源基地“光伏 荒漠化治理”创新模式成全国典范EB/OL.（2025-06-17）2025-07-11.https:/ 厦门火炬新源电力科技有限公司.上榜！数字能源优秀案例EB/OL.（2025-04-19）2025-07-11.https:/ SECTOR ROUNDTABLE电 力 圆 桌自然资源保护协会（NRDC）中国北京市朝阳区东三环北路38号泰康金融大厦1706邮编：100026电话：010-5332-

2025-08-08 38页 5星级

电力圆桌：2025提升区域电力互济能力 促进新能源高比例发展报告（26页）.pdf

西北专题提升区域电力互济能力 促进新能源高比例发展电力圆桌项目课题组2025年8月电力圆桌项目电力圆桌（全称电力可持续发展高级圆桌会议）项目于2015年9月启动，旨在紧扣应对气候变化、调整能源结构的国家战略，邀请业内专家和各利益方参与，共同探讨中国电力部门低碳转型的路径和策略。通过建立一个广泛听取各方意见的平台机制，电力圆桌将各方关心的、有争议的、目前决策困难的关键问题提交到平台讨论，选出核心问题委托智库开展高质量研究，并将研究成果和政策建议提交到平台征求意见，从而支持相关政策的制定和落地，推动中国电力行业的改革和可持续发展，提高电力行业节能减排、应对气候变化的能力。报告编写人员中国能源研究会双碳产业合作分会：黄少中、张葵叶、于立东感谢自然资源保护协会专家为本报告提供的宝贵建议。项目课题组中国能源研究会双碳产业合作分会于2021年8月成立，是中国能源研究会分支机构，定位为“双碳”产业领域的合作交流服务平台，发挥桥梁纽带作用。在中国能源研究会的领导下，分会始终以推动落实国家“双碳”战略目标为宗旨，以促进双碳产业广泛深度合作为己任，本着共创市场、共享资源、共同发展的理念，与有关政府机构、企事业单位、学术团体、国际组织广泛联系、密切合作，积极推进“双碳”目标下的产业合作、政策研究、路径探讨、标准制定、交流活动等工作。分会设有强大的专家委员会，依托各成员单位、行业专家及顾问团队的优势资源和专业力量开展工作。北京中能网讯咨询有限公司于2000年成立中国能源网研究中心，拥有一支由行业分析师与研究人员共同组成的专业研究团队，专注于能源行业发展研究，该研究团队拥有超过十五年以上能源项目开发和政策研究咨询经验，并在顾问委员会和专家委员会的直接指导下开展专项课题研究，为政府组织、国内外能源相关机构与企业提供包括能源行业政策分析,战略研究，产业专项研究,项目开发与投融资可行性研究、及市场调研等方面的研究咨询服务。自然资源保护协会（NRDC）是一家国际公益环保组织，成立于1970年。NRDC 拥有700多名员工，以科学、法律、政策方面的专家为主力。NRDC自上个世纪九十年代中起在中国开展环保工作，中国项目现有成员40多名。NRDC主要通过开展政策研究，介绍和展示最佳实践，以及提供专业支持等方式，促进中国的绿色发展、循环发展和低碳发展。NRDC在北京市公安局注册并设立北京代表处，业务主管部门为国家林业和草原局。封面图片Freepik所使用的方正字体由方正电子免费公益授权|i|提升区域电力互济能力 促进新能源高比例发展目 录摘要.11.研究背景.32.西北地区区域电力互济发展现状.52.1 西北地区电力发展现状.52.2 西北地区省间互济发展现状.82.3 西北地区跨区域互济发展现状.83.西北地区区域电力互济发展面临的挑战.123.1 特高压输电通道建设发展面临的挑战.123.2 区域互济市场机制体制面临的挑战.133.3 区域互济价格政策面临的挑战.154.发展区域电力互济建议.174.1 特高压输电通道建设发展建议.174.2 区域互济市场机制体制发展建议.184.3 区域互济价格政策发展建议.19参考文献.21提升区域电力互济能力 促进新能源高比例发展|1|摘要作为我国重要的新能源基地，西北地区新能源资源富集，但面临本地消纳不足、外送通道受限、省间市场壁垒等突出问题。提升区域内五省间电力互济能力和区域间送受端协同能力，是破解新能源消纳瓶颈、优化全国能源资源配置、助力“双碳”目标实现的关键路径。本研究围绕提升西北地区跨区域互济能力，通过举行多次研讨会并汇总梳理公开信息，提出旨在完善区域互济政策顶层设计、健全市场机制体制、促进输电通道健康发展等方面的建议，旨在通过完善市场机制、强化送受端协同，推动西北成为全国新能源的“调节池”与“供应池”。研究发现，首先，西北地区已建成多条特高压外送通道，但实际输送能力未达预期，部分受端电网接纳能力不足，导致通道利用率偏低；其次，西北地区送端省份新能源发电波动性与省内调节能力不足并存，跨省交易面临价格机制不完善、输电成本分摊争议等问题；再次，中东部地区对绿电需求增长，但消纳责任权重分配、跨省绿电环境价值认定等机制尚未健全，制约了绿电交易规模的增长。针对上述问题和挑战，报告从建设特高压直流通道、完善跨区电力市场机制体制、价格政策等方面提出如下建议：一、明确西北地区在我国构建新型电力系统中的战略定位，将跨区域输电通道建设纳入国家和地方规划层面；二、为减少送受端省份电力曲线不匹配矛盾，建议严格落实跨省跨区特高压直流规划电力曲线；三、为解决送受端省份关于配套调节电源容量电价分摊矛盾问题，建议建立跨省跨区调节资源交易市场；四、加快完善中东部受端省份用户侧响应机制，逐步推动受端用户参与电力跨区交易；五、在全国统一电|2|提升区域电力互济能力 促进新能源高比例发展力大市场下，建立并完善三层级市场协同体系；六、为保障双方利益，提升政府间协商效率，建议送受端省份建立“保障小时数固定电价 增量部分市场价格”模式；七、逐步完善跨省跨区中绿电交易机制，保障中东部受端省份不断增长的绿电需求；八、建立与新能源相对应的动态的输配电价机制，减少省间价格长期高于省内价格的不平衡问题。提升区域电力互济能力 促进新能源高比例发展|3|1 研究背景西北地区可再生能源资源丰富，风光资源可开发量超160亿千瓦1，其中风电占全国三分之一，太阳能达到全国近六成2。“十四五”规划的全国九个大型清洁能源基地中，四个在西北地区。近几年，西北地区还通过大规模开发“沙戈荒”基地项目推动新能源资源的开发利用。截至2024年底，西北电网新能源装机达3.05亿千瓦（其中风电装机1.27亿千瓦，光伏装机1.78亿千瓦），占全国新能源总装机容量的21.63%，占西北发电总装机的56%，部分省份（如青海、甘肃）新能源装机占本省装机容量已超60%3。除陕西外，西北地区工业基础相对薄弱。2024年西北五省（区）全社会用电量达到1.1万亿千瓦时4，仅占全国的11%，且负荷集中在西安、兰州等少数城市，大部分区域为“低负荷、高新能源”的“电源基地”。上述特性导致西北地区新能源大发时（如光伏午间、风电夜间），本地无法充分消纳，造成“弃风弃光”；与此同时，当中东部负荷中心电力短缺时，西北地区却因输送通道能力不足或机制限制难以大规模外送。区域互济是支撑新能源消纳与电力保供的重要手段。目前西北地区开展的区域互济包括省间互济以及跨区域互济。省间互济方面，西北地区已经开展“能量换容量”、“新火互济”等创新交易品种，充分发挥青海水电、陕西火电等容量优势，支援西北五省（区）电力保供。跨区互济方面，随着西北地区新能源电力外送规模越来越大，出现了包括部分输电通道利用率不高、新能源在外送电比例未达预期、部分直流通道落地价格高于受|4|提升区域电力互济能力 促进新能源高比例发展端省份省内价格的倒挂现象等新的问题。因此本研究的侧重点为西北地区跨区互济和送受端协调发展。本研究围绕提升西北地区跨区域互济能力展开分析，通过举行以输电通道发展研究、区域互济交易机制、电力保供及新能源消纳等为议题的三次研讨会并汇总梳理公开信息，提出了旨在为完善区域互济政策顶层设计、健全市场机制体制、促进输电通道健康发展等方面的建议，从而实现电力保供能力的提升以及促进新能源高比例发展。提升区域电力互济能力 促进新能源高比例发展|5|2西北地区区域电力 互济发展现状2.1 西北地区电力发展现状新能源已经为西北电网第一大电源。2024年，西北五省（区）电力总装机达到55893万千瓦，其中风光等新能源装机达到30777万千瓦，占比达到56%；火电装机为20337万千瓦，占比约36%5。分省来看，2024年青海省新能源装机占本省电力装机比重达到70%，甘肃省新能源占本省装机达到64%，新疆和宁夏两区新能源占比超过50%，陕西省新能源占本省装机比重42%。|6|提升区域电力互济能力 促进新能源高比例发展图年西北五省区新能源装机占比图年西北五省区电源装机情况（单位：万千瓦）新疆陕西甘肃宁夏青海新疆陕西甘肃宁夏青海火电水电风电光伏发电图2-1 2024年西北五省（区）新能源装机占比数据来源：西北各省区统计局、能源局图年西北五省区新能源装机占比图年西北五省区电源装机情况（单位：万千瓦）新疆陕西甘肃宁夏青海新疆陕西甘肃宁夏青海火电水电风电光伏发电图2-2 2024年西北五省（区）电源装机情况（单位：万千瓦）数据来源：西北五省（区）统计局、能源局西北地区新能源发电量规模远小于火电。2024年，西北五省（区）各电源总发电量达到13888.5亿千瓦时，其中火电发电量9585亿千瓦时，占比达到69%，新能源发电量3052.6亿千瓦时，占比约22%6。提升区域电力互济能力 促进新能源高比例发展|7|分省看，青海省新能源发电量占本省比重已经超过40%，甘肃超过30%，宁夏和新疆均超过20%，由于陕西省火电占比相比其他四省（区）更高，新能源发电量占总发电量比重仅为10%左右。图年西北五省区新能源发电量占比图年西北五省区发电量统计（单位：亿千瓦时）新疆陕西甘肃宁夏青海新疆陕西甘肃宁夏青海火电水电风电光伏发电图2-3 2024年西北五省（区）新能源发电量占比数据来源：西北五省（区）统计局、能源局图年西北五省区新能源发电量占比图年西北五省区发电量统计（单位：亿千瓦时）新疆陕西甘肃宁夏青海新疆陕西甘肃宁夏青海火电水电风电光伏发电图2-4 2024年西北五省（区）发电量统计（单位：亿千瓦时）数据来源：西北五省（区）统计局、能源局|8|提升区域电力互济能力 促进新能源高比例发展2.2 西北地区省间互济发展现状西北电网覆盖308万平方公里，东西跨度3000多公里，约占全国陆地面积1/3，供电服务人口超过1亿。西北电网创新“能量换容量”“新火互济”等交易品种。结合高比例新能源电网平衡形势变化，以市场化方式发挥黄河流域梯级水库的存蓄调节作用，实现新能源电“能量”与水电富余“容量”之间的互济互补，2024年有效支援青海迎峰度夏、度冬保供电量分别为17.6亿千瓦时、21.7亿千瓦时7。统筹火电机组的保供应与清洁替代需要，实现富余新能源与火电之间的“新火互济”。为解决系统调峰资源不足、跨省调用机制不全问题，西北地区建成“1 5”区域调峰辅助服务市场体系，作为现货市场有效过渡。在传统火电调峰、启停调峰基础上，创新开发了水电有偿调峰、自备电厂调峰（虚拟储能）、用户侧调峰、储能调峰品种，实现源网荷储全覆盖，交易品种多样性国内领先。西北地区建成“市场活跃度最高、交易量最大”的省间备用辅助服务市场。实现省间备用互济组织方式由计划模式向市场模式转变，率先引入火电、水电、新能源、配套电源、自备企业等多元主体直接参与，通过集中竞价实现资源优化配置，形成有效价格信号。2.3 西北地区跨区域互济发展现状西北地区是我国新能源发展潜力最大的地区，也是我国新能源外送能力最大的送端电网。因此，西北地区新能源的跨区消纳，既关系到西北本地富余电力的疏解，也关系到受端省份电力保供和绿色电力需求的满足。特高压直流通道是西北地区新能源重要的外送物理通道，其实际运行情况以及未来规划关系到西北地区输送电力及电量的上限，而跨区互济市场机制体制及价格政策则影响着西北地区输送电力及电量的下限。2.3.1 西北地区跨区输电通道发展现状西北电网是我国外送规模最大的送端区域电网，截至2025年6月底，已建成特高压直流通道14回，总容量达到8671万千瓦。根据西北五省（区）发改委、能源局信息显示，提升区域电力互济能力 促进新能源高比例发展|9|新疆-川渝、陕北-安徽、甘肃-浙江等三条特高压直流已经进入全面建设阶段，有望在2025年-2026年投产。陕北-河南、陕北-武汉、河西-浙江、巴丹吉林-四川、青海-广西、青海-广东等多条规划特高压直流通道正在稳步推进。表2-1 2025年6月西北五省（区）直流输电通道情况跨区通道送端受端输送形式输电能力（万千瓦）灵宝直流河南灵宝背靠背直流111德宝直流陕西宝鸡四川德阳500kV直流300陕武直流陕西榆林湖北武汉800kV直流600昭沂直流内蒙古上海庙山东临沂800kV直流1000银东直流宁夏宁武山东胶州660kV直流400灵绍直流宁夏灵州浙江绍兴800kV直流800中衡直流宁夏中卫湖南衡阳800kV直流400柴拉直流青海西宁西藏拉萨400kV直流60青豫直流青海海南河南驻马店800kV直流600天中直流新疆哈密河南郑州800kV直流800坤渝直流新疆哈密重庆渝北800kV直流800吉泉直流新疆昌吉安徽古泉1100kV直流1200祁韶直流甘肃酒泉湖南韶山800kV直流800庆东直流甘肃庆阳山东泰安800kV直流800注：青豫直流、中衡直流等受限于受端电网影响，实际输电容量未能达到规划容量。西北地区不仅是大送端电网，还承担着全国电力外送大枢纽的作用。西北电网连接了华北、华中、华东以及西南四大区域电网，在迎峰度夏等关键期，如果华中等通道紧张的情况下，西北地区可以承担区域枢纽的作用，将电力从华北等富余区域转送至华东、华中等电力紧缺的负荷中心，西北电网在全国电力区域互济中发挥了重要作用。以德宝直流连|10|提升区域电力互济能力 促进新能源高比例发展接陕西和四川为例，通常情况下夏季四川水电资源丰富，冬季陕西火电资源丰富，两地相互补给，可以实现资源优化配置。2022年7-8月，四川省电力供应80%来自水电，但是受极端气候影响，全省水电的日发电能力从9亿千瓦时锐减至4.4亿千瓦时，下降了51.1%。期间，陕西等多个省份利用德宝直流向四川反送电保障川内电力供应，日内最大增送电力达到了220万千瓦，2022年5月5日至8月25日0点，通过德宝直流输电工程累计向四川输送电量17.677亿度，通过区域互济，缓解了四川用电紧张的局面8。2.3.2 西北地区跨区互济交易发展现状得益于西北地区与其他区域电网特高压直流通道规模的不断扩大以及运行效率的不断提升，西北地区外送电力及新能源电量规模屡创新高。2024年，西北电网跨省跨区交易电量4001亿千瓦时，同比增长8.7%。其中，跨区交易电量3606亿千瓦时，同比增长8.5%，占比超过90%；跨省交易电量395亿千瓦时，同比增长10.5%，占比10%。2024年西北电网外送新能源电量达到1005亿千瓦时9，年度首次突破1000亿千瓦时，有效推动新能源的跨区消纳，为提升西北地区新能源的快速发展提供了支持。分省来看，新疆共投入运营直流输电通道三回，分别是天中直流、吉泉直流和坤渝直流（2025年6月投运），通道容量达到2800万千瓦，第四条通道（新疆巴州-重庆渝北）已于2024年9月开工。根据新疆电力交易中心数据，2024年新疆外送电量1267亿千瓦时，规模位居西北电网第一；其中外送新能源电量392亿千瓦时，位居国网经营区第一10。宁夏目前拥有银东直流、灵绍直流、中衡直流（2025年5月投运）三条直流，通道容量达到1600万千瓦。2024年宁夏外送电量达到909亿千瓦时，同比增长3.74%；新能源外送电量225亿千瓦时，同比增长64.23%。2024年宁夏外购电量96.56亿千瓦时，同比下降4.55。甘肃省在运特高压直流通道两条，分别是祁韶直流和庆东直流（2025年5月投运），通道容量达到1600万千瓦，第三条通道（甘肃-浙江）已于2024年7月开工。2024年甘肃省外送电量达558.8亿千瓦时，其中新能源外送占比超50%。2024年甘肃外购电量为26.25亿千瓦时，同比下降48.12。青海在运特高压直流通道两条，分别是柴拉直流和青豫直流，通道容量达到660提升区域电力互济能力 促进新能源高比例发展|11|万千瓦，目前，青海正在稳步推进青桂直流、青粤直流。2024年青海外送电量270.5亿千瓦时、同比增长52%，外购电量为175.37亿千瓦时，同比减少7.57。陕西在运特高压直流通道四条，分别是陕武直流、德宝直流、灵宝直流、昭沂直流（接入西北电网），通道容量达到2011万千瓦。2024年，全省外送电量突破935.70亿千瓦时，占全省规模以上发电量的29.5%。2024年，陕西全年外购电量178.6亿千瓦时14。根据国家能源局发布的2023年度全国可再生能源电力发展监测评价报告数据显示，仅有青豫直流年输送可再生能源电量占比超过90%，祁韶直流可再生能源占比达到45.5%，天中直流可再生能源占比39.9%，吉泉直流、陕武直流、昭沂直流均不足30%。39.9(.9.1E.5.3.4.2%0 0Pp0%天中直流（新疆哈密-河南郑州）吉泉直流（新疆昌吉-安徽古泉）灵绍直流（宁夏灵州-浙江绍兴）祁韶直流（甘肃酒泉-湖南韶山）昭沂直流（内蒙古-山东临沂）陕武直流（陕西榆林-湖北武汉）青豫直流（青海海南-河南驻马店）可再生电量（亿千瓦时）火电电量（亿千瓦时）图2-5 2023年西北地区7条跨区特高压直流通道可再生能源电量占比情况数据来源：2023年度全国可再生能源电力发展监测评价报告|12|提升区域电力互济能力 促进新能源高比例发展3西北地区区域电力 互济发展面临的挑战3.1 特高压输电通道建设发展面临的挑战3.1.1 外送需求增长与通道不足的矛盾根据国家发改委、能源局于2022年2月发布的以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案，到2030年，明确在内蒙古、新疆、青海等七省区规划建设4.55亿千瓦风光基地。截至2025年6月，西北电网外送能力仅8671万千瓦。相较于西北地区快速增长的新能源装机，现有外送通道明显不足。3.1.2 新能源占跨区域输电比例不高西北地区现阶段存在新能源占比偏低问题。2024年，西北电网新能源外送电量达1005亿千瓦时，占全年外送电量比重约为25.12%，远未达到50%的预期。现阶段仅有青豫直流为清洁能源为主的通道，其余多数输电通道煤电占比均超过50%，难以满足受端省份对于新能源电力的旺盛需求，也难以适应“双碳”目标的发展要求。国务院印发的2030年前碳达峰行动方案在重点任务中提到，严控跨区外送可再生能源电力配套煤电规模，新建通道可再生能源电量比例原则上不低于50%。国家电网公司在2021年3月1日发布的“碳达峰、碳中和”行动方案提出，“十四五”期间，推提升区域电力互济能力 促进新能源高比例发展|13|动配套电源加快建设，新增跨区输电通道以输送清洁能源为主，到2025年实现输送清洁能源占比达到50%。根据相关政策要求，已经投运的特高压直流输电通道，未来将逐步通过配套电源结构的调整、电网调节能力的提升等条件改善，推动可再生能源占比逐步达到40%。3.1.3 源网建设不同步，实际运行功率未达预期部分特高压直流通道出现源网建设不同步问题，一个原因是配套电源的暂时性缺位导致通道年利用小时数不高，输送功率较低，例如青豫直流（青海-河南）因配套水电站、光热电站延迟投产，初期新能源外送比例不足30%，被迫依赖煤电补位，年利用小时数仅2000小时，远低于设计值4500小时，夜间输送功率仅为额定值的10；另一个原因是受端电网不完善的原因，导致其接受特高压输电通道容量有限，例如中衡直流（宁夏-湖南）投产后满功率仅能达到400万千瓦16，而其规划容量达到800万千瓦，造成资源的浪费。3.1.4 廊道资源较为紧张一方面是土地与生态约束，包括油气、电力管网布局均沿着传统“丝绸之路”布局；同时，由于早些年建设缺乏前瞻性，使得旧有的网架结构难以升级或者是升级成本高昂。另一方面，由于跨区协调难度大，西北地区与受端省份存在利益博弈，导致通道规划滞后。3.2 区域互济市场机制体制面临的挑战3.2.1 跨省跨区中长期送电价格协商困难目前，跨省跨区中长期交易价格多以政府间合作框架协议形式明确，一般以受端省省内市场交易平均价或燃煤基准价扣减输电价格协商确定。但是，受供需情况、经济发展、市场水平、电力曲线等多种因素的影响，存在市场价格协调形成困难的问题。同时，送受端省份协商中长期送电价格通常参考受端燃煤发电基准价，由于煤电容量电价机制的建立导致燃煤基准价有所调整，跨省跨区中长期交易电价格需要考虑此类因素，配套电源的调节成本应由受端予以疏导，以市场化方式形成价格。如果调节成本难以疏导，可能造成收|14|提升区域电力互济能力 促进新能源高比例发展益空间小甚至经营亏损，影响发电主体投资积极性。3.2.2 送受端电力曲线匹配存在困难东部地区等受端省区用电需求曲线与青海、甘肃等西北地区新能源发电能力曲线匹配存在困难。如浙江、江苏等受端省份午间电力需求低、晚高峰需求大，新能源小发期间电力供应不足和大发期间消纳困难的问题频繁交替出现，面临午间“不要”与晚间“缺电”的问题。从整体情况来看，无论是华北、西北还是华东地区，新能源发电高峰时间段趋同，消纳难度越来越大。3.2.3 受端省区需求侧响应机制仍有待完善目前，部分受电省份需求侧响应机制仍不完善，会导致两类情况的出现：第一类情况是高峰时段电力缺口扩大。当受电省份本地电力供应不足（如火电机组检修、新能源出力不足）时，需求侧响应不足会造成用户难以主动减少非刚性用电，导致本地电力缺口被迫依赖跨省电力补充。若跨省通道容量有限或送端供应紧张，可能引发受电省份局部限电，甚至波及跨省交易的合同履约。第二类情况是低谷时段窝电加剧。当受电省份本地电力过剩（如新能源大发、工业负荷低谷），需求侧响应不足会导致用户无法主动增加用电（如储能充电、电动汽车充电），跨省电力消纳困难，送端可能被迫压减发电出力（尤其是清洁能源），造成资源浪费。如果受电省份需求侧响应机制不完善，会从供需平衡、价格信号、资源配置、市场主体意愿、清洁能源消纳及电网安全等多个维度制约跨省跨区电力交易的高效运行。因此，完善需求侧响应机制是提升跨省交易灵活性、促进电力资源大范围优化配置的关键举措。3.2.4 省间市场价格高于省内市场价格出现倒挂现象省间价格高于省内市场价格也是受到两方面因素的影响。一方面是输配电价推高成本。西北送端与东部受端中长期价格通过政府间协商确定，价格一般包括送端发电价、跨省输电价及受端输配电价，导致落地价高于本地交易价。另一方面是计划送电与现货市场脱节。跨区交易价格往往执行政府协议，与受端省份电力市场价格脱节。尤其是2024年到现在煤炭价格持续处于低位导致煤电基准价普遍下浮；提升区域电力互济能力 促进新能源高比例发展|15|与此同时，东部负荷中心光伏、风电装机量的快速增长。这就造成广东、山东、江苏、浙江等电力需求大省电力市场价格持续下行，尤其是受端省份现货市场运行以来，某些时段甚至出现负电价。在“双碳”目标下，跨省跨区的省间交易是清洁能源（风电、光伏、水电）跨区域消纳的关键渠道。若跨省跨区价格长期高于省内价格，可能反向抑制西北地区清洁能源的外送与消纳。3.2.5 送受端市场主体参与跨区交易受限我国电力市场是以省为实体设立的市场，各省的电力交易相关政策并不完全统一，存在省间壁垒，导致区域内某省的用户与另一个区域内某省发电企业的交易只能通过双边交易，难以在一个交易平台上竞争，从而降低了市场效率。另一方面，多数受端用户主体受制于体量偏小、信息不对称、跨区新能源供需匹配难度大、风险承担能力偏弱等因素制约，目前尚难以独立参与电力跨区交易。通过特高压直流与交流将西南、华中、西北、华北、华东等区域电网紧密相连，客观上形成了一个跨区跨省的中心交易区。与此同时，南方五省（区）建成了南方区域电力现货市场，东北和蒙东也形成了东北交易区。在这些交易区内，存在着可观的资源优化的需求，其中包括西电东送、新能源消纳、大水电消纳、水火互济、水电互补、共享备用等巨大的资源优化配置的市场空间。因此，推动送受端各个市场经营主体参与电力跨区交易，对于减少甚至消除省间壁垒、提升电力市场的公正公平性以及建设全国统一电力大市场是必不可少的。3.3 区域互济价格政策面临的挑战3.3.1 受端与送端发电侧调峰产生的容量电价分担矛盾西北地区已经成为全国新能源装机占比最高、发电量占比最大的区域，新能源在时间和空间上分布存在天然不均衡性，电力电量平衡受天气等不确定因素影响大。在省间中长期交易刚性执行情况下，新能源波动偏差需要依靠配套常规电源、储能以及省内灵活性资|16|提升区域电力互济能力 促进新能源高比例发展源调节。随着新能源装机比例的不断升高，系统“双高、双峰”特征更加明显。为保障安全稳定送电，需加装调相机等设备，系统调节成本疏导存在困难。需要加快研究包括新型储能在内的市场交易价格机制，推动形成规模化调节能力。随着新能源占比的逐步提高，现有容量成本分摊比例僵化：部分网对网送电机组仍沿用固定比例分摊，未充分反映实时电力供需。当前，电力跨省跨区交易的政府间协商产生的一口价也体现不了激励机制和曲线。例如，当前的容量电价没有在跨省交易中体现出来，西部送电省份已经明确提出容量电价的分摊；类似的浙江省内的抽水蓄能也需要在华东区域内分摊，建议华东区域的调节资源要与西北的调节资源互动起来。3.3.2 跨省跨区绿电交易价值难以体现跨省跨区绿电交易价值难以体现，本质是绿电的环境属性未在市场中充分定价，叠加电力市场分割、政策协同不足、技术支撑薄弱等多重矛盾。电碳市场联动不足。绿电的环境价值本应通过碳市场转化为经济收益（如减少的碳排放可通过出售碳配额获利），但目前国内碳市场（CEA）与绿电交易、绿证市场相对独立。例如，企业购买绿电后，其对应的碳减排量未被碳市场直接认可，需额外申请CCER（国家核证自愿减排量）才能变现，流程复杂且成本高，抑制了绿电的“碳溢价”空间。绿证交易流动性差。绿证作为绿电环境属性的“电子凭证”，理论上应可跨区域交易，但实际操作中绿证市场以省内交易为主，跨省流通受限于各省绿证管理政策（如部分省份要求绿证优先满足本地消纳需求），导致绿证价格区域差异大（如风光资源丰富省份绿证价格低，需求旺盛省份价格高），难以形成全国统一的定价基准。提升区域电力互济能力 促进新能源高比例发展|17|4发展区域电力 互济建议4.1 特高压输电通道建设发展建议4.1.1 明确西北地区在我国构建新型电力系统中的战略地位：既保障中东部 地区的能源供应，又为中东部地区输送清洁能源首先是加强西北地区五省（区）省间互济能力，进一步发挥大电网资源优化配置作用；其次是需要在国家层面，将跨省跨区通道建设规划与各地国土规划衔接起来，推动特高压输电通道建设逐步完善。最后是加强西北地区与受端地区区域协同能力，构建西北-中东部利益共同体，定期协商跨区交易计划、价格分摊、利益分配等问题，避免“各自为战”。4.1.2 严格落实跨省跨区特高压直流规划的电力曲线规划“沙戈荒”等能源大基地外送项目时需采用送受端协商落实送电曲线，通过送受端联动计算方式，能够在规划阶段就能提前预排问题并采取措施解决，确保特高压直流投产以后能够迅速推动输送接近设计能力、满足受端需求。规划的送电曲线要严格落实。由于新的沙戈荒项目要求新能源电量占比达到50%，|18|提升区域电力互济能力 促进新能源高比例发展更加需要从交易组织层面、市场机制体制等方面发挥作用，严格落实规划的送电曲线，避免出现特高压直流通道的利用率不足等问题。4.2 区域互济市场机制体制发展建议4.2.1 建立跨省跨区调节资源交易市场，允许送端购买受端闲置煤电调节能力随着新能源大规模发展，通过建立跨省跨区调节资源交易市场，避免单个省份重复建设包括煤电、储能等调节资源，完全可以调用其他省的调节资源实现互济。东部受端省份煤电等火电装机占比较高，近几年又批复了更多的煤电项目，通过对火电的灵活性改造，其释放的灵活性资源完全可以为西部“沙戈荒”等新能源基地提供调节能力，以此避免送端配套建设新的煤电，减少重复建设。4.2.2 完善需求侧响应机制，加快受端用户侧参与省间交易需求侧响应通过市场化手段引导用户调整用电行为，是提升外购电消纳能力的关键工具。通过完善分时电价、虚拟电厂、可调节可中断负荷等相关政策，需求侧响应机制可以有效缓解冬夏负荷高峰时段的电网压力，并为系统提升灵活性提供空间，对于用电高峰时段外购电的消纳有重要支撑。加快用户侧参与省间电力交易是当前我国电力市场化改革的重要方向：通过扩大市场主体范围、优化资源配置效率、促进新能源消纳，有助于最终实现全国统一电力市场的目标。这需要培育并逐步推动用户侧参与省间交易需政策、技术、市场协同发力。政策层面需明确准入规则与成本分摊机制；技术层面需强化数据交互与出清能力；市场层面需通过试点推广和新型主体激活需求响应潜力。最终目标是构建“供需双侧竞争”的高效市场，实现电力资源的时空优化配置。4.2.3 在全国统一电力大市场框架下，建立并完善三层级市场协同体系构建“三层级”市场协同体系。首先，设立国家市场统筹层级，主要作用在于制定跨省跨区交易规则、输电定价机制、绿电消纳标准，协调重大电力缺口应急调度。其次，设提升区域电力互济能力 促进新能源高比例发展|19|立区域市场协调层级，主要作用在于组织省间中长期交易、调频/备用等辅助服务交易、优化区域电力互济等。最后，设立省间市场执行层级，主要作用在于落实分解后的交易曲线，通过现货市场实时修正偏差。4.3 区域互济价格政策发展建议4.3.1 送受端双方按照“保障小时数固定价 增量部分市场价”模式签订长期协议为解决送受端政府协议价格谈判难度逐年增加的现实问题，可基于西北地区（青海等省）新能源呈现“日盈夜缺”的特征，按照特高压直流通道年利用小时数4500-5000小时数为基准，限定2000-3000小时作为基础保障收购小时数，以发电侧综合发电成本 输配电价作为受端落地电价，以此保障送端省份的基本利益，超出保障小时数的增量部分采用受端省份的现货市场价格结算。4.3.2 逐步完善跨省跨区中绿电交易机制充分利用省间通道开展绿电交易，持续扩大绿电、绿证交易规模，全面推广多年期绿电交易，有效满足受端省份绿电购买需求。探索省间绿电多通道集中竞价交易，完善定价机制和出清匹配规则。一方面，统一市场规则，破除省间壁垒。跨省跨区绿电交易的核心障碍之一是区域市场分割（如各省准入标准、交易品种、结算规则差异），需要通过顶层设计推动规则统一。另一方面，优化价格形成机制，体现绿电环境价值。绿电的核心价值在于“环境权益”（核减碳排放），需通过价格机制将这一价值显性化，避免“环境溢价”被忽视或扭曲。4.3.3 建立与新能源相对应的动态的输配电价机制输配电价可随分时电价同步浮动，反映不同时段输电拥堵成本和网损差异。例如，新能源大发时段可降低输配电价，激励富余电力外送；负荷高峰时段可上浮价格，抑制低效输电。|20|提升区域电力互济能力 促进新能源高比例发展利用大数据和AI提升新能源出力与负荷预测精度，动态优化分时输配电价参数。电力现货市场运行地区，输配电价时段划分应与现货价格曲线协同，避免信号冲突。构建新能源适配的分时输配电价体系，需以动态价格信号为核心，通过容量电价 分时浮动重构输配电成本回收机制。提升区域电力互济能力 促进新能源高比例发展|21|参考文献1 国家电网.沿着总书记的足迹西北好“风光”绿电惠四方EB/OL.https:/ 中国政府网.中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要 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