2026-2031年中国电网运营行业市场调查研究及发展前景预测报告

第第页2026-2031年中国电网运营行业市场调查研究及发展前景预测报告——新型电力系统建设下的五万亿投资机遇研究范围：中国大陆（31个省/自治区/直辖市）数据时点：截至2026年7月预测区间：2026-2031年报告类型：行业深度研究报告报告字数：约25000字图表数量：50张

执行摘要"十五五"时期（2026-2030年）是中国新型电力系统建设的关键窗口期，电网作为能源转型的核心枢纽平台，正迎来历史性投资高峰。2026年1月，国家电网披露"十五五"期间固定资产投资将达到4万亿元，较"十四五"时期增长40%，创历史新高；南方电网同步公布2026年固定资产投资安排1800亿元，连续第五年创新高，"十五五"期间年均增速达9.5%。叠加内蒙古电力等地方电网企业的投资计划，"十五五"期间全国电网建设投资规模将超过5万亿元，年均约1万亿元水平。本报告系统研究了2026-2031年中国电网运营行业的发展环境、市场规模、技术趋势、竞争格局及投资机会，形成以下核心结论：第一，电网投资强度创历史新高，5万亿投资锚定新型电力系统建设。2025年全国电网投资达8250亿元，同比增长35.6%；2026年上半年国家电网完成投资同比增长12.6%，南方电网同比增长14.79%，特高压招标前三批中标金额达292.61亿元，同比暴增674%。投资重心由传统的"满足需求"转向"支撑转型"，资金系统性投向特高压骨干网架升级、城乡配电网改造、电网数智化转型三大核心领域。第二，特高压进入新一轮建设高潮，"十五五"规划开工15回直流线路。截至2026年上半年，全国已建成"39交23直"共62项特高压工程，跨区跨省输电能力达到3.8亿千瓦。"十五五"期间计划新开工15回±800kV特高压直流工程，跨区输电能力将较"十四五"末提升超过30%，重点支撑"沙戈荒"风电光伏基地与西南水电的大规模外送。第三，电力消费结构加速转型，新质生产力驱动用电增长。2025年全社会用电量首次突破10万亿千瓦时大关，达到10.37万亿千瓦时，同比增长5.0%。其中，充换电服务业用电量同比暴增48.8%，互联网数据服务（IDC）用电量增长42.8%，信息技术服务业增长19%，新动能用电增速远超传统高载能行业。中电联预测2026年全社会用电量将达10.9-11万亿千瓦时，同比增长5%-6%。第四，电力市场化改革纵深推进，绿证绿电交易爆发式增长。2025年全国市场化交易电量达6.64万亿千瓦时，市场主体超109万家；2026年1-6月全国电力市场交易电量3.68万亿千瓦时，预计全年突破7万亿千瓦时。绿证市场方面，2026年6月国家能源局首次发布中国绿证价格指数，收于181.0点，当年绿证平均价格达5.96元/个，较上年同期大幅上涨。第五，AI与能源深度融合成为电网数智化核心引擎。"算电协同"首次写入国家战略，虚拟电厂、智能巡检、电力AI大模型、数字孪生等技术快速落地。据国家发改委规划，到2030年虚拟电厂调节能力将达到5000万千瓦，AI相关投资在电网数字化投资中的占比将提升至30%以上。第六，电网设备出海步入黄金期，中国标准加速走向世界。2026年1-4月中国变压器出口额达217.7亿元，同比增长27%，特高压技术装备已在巴西、巴基斯坦、沙特、印度尼西亚等多个国家落地。中国西电、特变电工、国电南瑞等龙头企业海外业务收入持续高增长，保变电气境外收入同比增速达514.6%。展望2026-2031年，本报告预计全国电网年均投资规模将维持在9500-10000亿元高位，配电网、数智化、特高压三大赛道将持续受益；到2031年，全国电网投资将逐步回归常态，但新型电力系统运维、智能化升级、综合能源服务等运营类收入将成为行业新的增长极。建议投资者重点关注特高压设备（中国西电、平高电气、许继电气）、配网智能化（国电南瑞、国网信通）、电网AI与数字化（国电南瑞、远光软件）、出海龙头（特变电工、东方电气）四大投资主线。

报告目录第一章电网运营行业发展概述1.1电网运营行业定义与产业链1.2中国电网发展历程回顾1.3电网在能源体系中的战略地位第二章中国电力供需现状与发展态势2.1全社会用电量分析2.2电源装机结构与清洁化转型2.3电力消费结构特征2.4电力供需平衡与可靠性第三章"十五五"电网投资规划与政策环境第四章特高压骨干网架建设分析第五章配电网改造与升级第六章电网数智化与AI赋能第七章电力市场化改革与绿电交易第八章储能与源网荷储协同第九章电网设备产业链与重点企业第十章电网出海与国际化布局第十一章2026-2031年行业前景预测第十二章投资机会与风险提示参考文献

第一章电网运营行业发展概述1.1电网运营行业定义与产业链电网运营行业是指从事电力传输、分配、调度以及相关的技术服务、运维管理的基础性公用事业行业，是连接电源侧（发电）和用户侧（用电）的关键枢纽环节。按照电压等级分类，电网通常划分为输电网（220kV及以上）和配电网（110kV及以下）两大层级：输电网承担大范围、远距离电力输送功能，以特高压交直流线路和500kV/750kV超高压骨干网架为主体；配电网则面向终端用户，承担电力分配功能，进一步分为高压配网（35-110kV）、中压配网（10kV/20kV）和低压配网（380V/220V）。从产业链角度看，电网运营行业上游为电力设备制造与原材料供应环节，涵盖变压器、开关设备、电线电缆、杆塔、二次设备（继电保护、自动化系统）、智能电表、储能设备等；中游为电网建设施工（EPC）环节，涵盖输变电工程勘察设计、施工安装、调试等；下游为电力终端用户，包括工业、商业、居民、农业、交通运输等各领域用电主体，以及新型电力系统中涌现的虚拟电厂、充换电站、分布式电源等新型负荷/电源主体。图1电网产业链各环节价值占比及增速预测数据来源：国家电网、南方电网公开招标数据，中电联，各公司年报，本报告整理。在产业链价值分布上，一次设备（变压器、开关、组合电器等）占比最高，约占电网设备投资的30%；施工建设环节约占20%，上游原材料（铜、铝、硅钢等大宗商品）占约15%；二次设备（保护自动化、调度通信等）虽然当前占比仅约12%，但在新型电力系统建设中增长最快，预计2025-2030年复合增速可达18%；运营服务和运维数字化服务占比约23%，且随着存量电网规模扩大和智能运维需求增长，预计增速将保持在20%以上。1.2中国电网发展历程回顾中国电网的发展历程可以概括为四个阶段：第一阶段为"小网分散、区域独立"阶段（1949-1978年）。建国初期中国电网以城市和工业基地为核心，形成了一批孤立的小型电网，最高电压等级为220kV。1960年代后逐步发展330kV和500kV超高压输电技术，但整体上跨省跨区互联能力弱，区域电网独立运行。第二阶段为"跨省联网、超高压骨干网建设"阶段（1979-2008年）。改革开放后，随着"西电东送"战略的实施，中国开始大规模建设500kV交流和±500kV直流超高压线路，逐步形成了东北、华北、华东、华中、西北、南方六大区域电网的基本格局。2005年西北电网建成第一条750kV超高压输变电工程，标志着中国超高压电网建设迈上新台阶。第三阶段为"特高压领跑、全国互联"阶段（2009-2020年）。2009年，国家电网提出"建设以特高压电网为骨干网架的坚强智能电网"战略，同年晋东南-南阳-荆门1000kV特高压交流试验示范工程建成投运，中国成为世界上首个掌握特高压交流输电技术并实现商业化运营的国家。随后十余年间，特高压工程快速建设，"西电东送、北电南供"格局基本形成，全国统一电力市场的物理基础逐步夯实。图2中国特高压工程累计建成数量增长（项）数据来源：国家电网、南方电网、国家能源局公开数据，本报告整理。第四阶段为"新型电力系统、数智化转型"阶段（2021年至今）。2021年中央财经委员会第九次会议提出构建新型电力系统，电网发展从"以煤电等传统电源为中心"向"以新能源为主体"转变。电网功能定位从传统的"输电通道"升级为"能源资源配置平台、新能源消纳支撑平台、数字能源服务平台"。在此阶段，电网投资持续向配电网、智能调度、数字孪生、虚拟电厂等方向倾斜。1.3电网在能源体系中的战略地位电网是现代能源体系的核心枢纽，在国家能源安全、双碳战略、经济发展中具有不可替代的战略地位。首先，电网是能源安全的"压舱石"。中国能源资源与电力负荷呈逆向分布，西部、北部富煤富风富光，东部南部负荷密集，跨区跨省输电是优化能源资源配置的关键路径。截至2025年，全国跨区跨省输电能力已达3.7亿千瓦，"西电东送"年输送电量超过1万亿千瓦时，有力支撑了东部沿海地区的电力供应安全。其次，电网是"双碳"目标实现的"主战场"。2025年全国风电和太阳能发电累计装机达18.4亿千瓦，占总装机容量的47.3%，较"十三五"末增长2.4倍；2026年5月全国发电总装机历史性突破40亿千瓦大关（40.1亿千瓦），新能源已超越煤电成为第一大电源。然而新能源具有随机性、波动性、间歇性特征，其大规模并网必须依靠坚强智能电网的支撑——包括特高压外送通道、灵活调节资源（储能、需求响应）、智能调度系统等协同配合。图3中国发电装机突破10亿千瓦里程碑节点数据来源：国家能源局、中电联《中国电力行业年度发展报告2026》。第三，电网是数字经济和新质生产力发展的"先行官"。以人工智能、大数据中心、5G、电动汽车为代表的新型基础设施，对电力供应的规模和质量提出了前所未有的高要求。2025年互联网数据服务（IDC）用电量同比增长42.8%，充换电服务业用电量增长48.8%，两者合计贡献了全社会用电量增量的相当比重。电网的升级改造必须超前于数字经济发展，否则"算力爆发"将面临"电力瓶颈"的制约。第四，电网是战略性新兴产业培育和产业链升级的"拉动力"。根据国家电网测算，"十五五"4万亿元电网投资可带动社会总产出超过10万亿元，创造就业岗位超过500万个；在电力设备领域，中国已形成全球最完整的特高压和智能电网产业链，变压器、开关、智能电表、继电保护设备等产量和出口量均居世界第一，为中国制造转型升级提供了重要支撑。第二章中国电力供需现状与发展态势2.1全社会用电量分析2025年是中国电力工业发展史上具有里程碑意义的一年。全国全社会用电量首次突破10万亿千瓦时大关，达到约10.37万亿千瓦时，同比增长5.0%，较2020年的7.51万亿千瓦时增长38.1%，"十四五"期间年均增速达到6.6%，有力支撑了同期年均5.4%的GDP增长，电力消费弹性系数保持在1.2左右的较高水平。图42016-2026年中国全社会用电量及增长趋势数据来源：中国电力企业联合会《中国电力行业年度发展报告2026》，国家能源局。从月度趋势看，2025年用电高峰进一步凸显。受夏季极端高温影响，2025年7月全国单月用电量达到创纪录的1.03万亿千瓦时，首次单月突破万亿千瓦时大关；冬季12月受寒潮和取暖用电拉动，用电量亦达到9800亿千瓦时以上。最大用电负荷方面，2025年全国最大负荷约15.3亿千瓦，同比增长约7.5%，空调负荷占最大负荷比重达到30%以上，极端天气下的尖峰保供压力持续增大。展望2026年，中电联在2026年7月发布的《中国电力行业年度发展报告2026》中预测，综合考虑宏观经济稳增长政策发力、新质生产力培育加速、制造业转型升级、数字经济用电需求激增、极端天气频发等因素，2026年全国全社会用电量有望达到10.9-11万亿千瓦时，同比增长5%-6%。分季度看，考虑2025年下半年基数较高，2026年增速可能呈现"前低后高"态势，但全年保持稳健增长确定性较强。2.2电源装机结构与清洁化转型电源侧清洁化转型正在以前所未有的速度推进。截至2025年底，全国全口径发电装机容量达到约38.9亿千瓦，同比增长约12.2%。其中，煤电装机约12.4亿千瓦，占比从2020年的49.1%降至约31.9%；非化石能源装机合计约25亿千瓦，占比达到64.3%。风电和太阳能发电合计装机18.4亿千瓦，占比47.3%，较"十三五"末（2020年）的5.35亿千瓦增长2.4倍。2026年5月，全国发电总装机历史性突破40亿千瓦大关，达到40.1亿千瓦，人均装机超过2.8千瓦，超过世界平均水平。图52020-2030年中国发电装机容量结构变化（单位：GW）数据来源：国家能源局，中电联，各年度全国电力工业统计数据。发电量方面，2025年全口径发电量10.43万亿千瓦时，同比增长4.8%。其中非化石能源发电量4.47万亿千瓦时，同比增长14.1%，占总发电量比重为42.9%，同比提高3.4个百分点。值得关注的是，2025年全口径风电、光伏、生物质新增发电量占全社会新增用电量的97.1%，意味着中国电力消费增量几乎全部由新能源贡献——这是新型电力系统建设取得实质性进展的关键标志。从投产节奏看，"风光"持续领跑。2021年光伏年度新增装机首次突破1亿千瓦，2023年风光合计年新增突破2亿千瓦，2024年突破3亿千瓦，2025年突破4亿千瓦，2026年预计仍将保持超过4亿千瓦的年新增规模。核电方面，2025年核电新核准机组10台以上，在建机组规模保持全球第一；水电方面，金沙江上游、雅砻江中游等大型水电项目稳步推进。新能源持续大规模投产，对电网的消纳能力、调节能力、安全稳定运行能力提出了更高要求。2.3电力消费结构特征从产业用电结构看，第二产业依然是用电主体，但占比持续下降；第三产业和居民生活用电占比稳步提升。2025年，第二产业用电量约6.63万亿千瓦时，占全社会用电量的64.0%；第三产业用电量约1.99万亿千瓦时，占比19.2%；城乡居民生活用电约1.59万亿千瓦时，占比15.3%；第一产业用电量约1450亿千瓦时，占比1.4%。图62025年中国全社会用电结构数据来源：中国电力企业联合会。分行业看，新质生产力相关行业用电高速增长成为最突出的特征。2025年，充换电服务业用电量同比增长48.8%，在所有统计行业中增速第一；互联网数据服务（IDC）用电量同比增长42.8%，延续2021年以来年均35%以上的高速增长态势；信息技术服务业用电量同比增长19.0%，高技术及装备制造业用电量增长6.4%。与之相对，四大高载能行业（化工、钢铁、有色、建材）合计用电增速仅1.8%，其中部分行业甚至出现负增长。图72025年主要行业用电量同比增速对比（%）数据来源：中电联《2025年全国电力工业统计快报》。这种"新旧动能分化"的用电增长格局具有深远意义。一方面，传统高耗能行业用电趋稳甚至下降，反映出中国产业结构升级和节能降耗成效显现；另一方面，数据中心、充换电、电子信息制造等新型用电负荷增速远超平均水平，且这些负荷对供电可靠性和电能质量要求极高——数据中心通常要求99.999%的供电可用性（年停电时间不超过5分钟），对电网的安全稳定运行提出了更高标准。同时，这些新型负荷在空间分布上向算力枢纽节点、特大城市集中，也对电网规划和区域输配电能力建设提出了新要求。2.4电力供需平衡与可靠性2025年全国电力供需总体平衡，但局部地区、局部时段偏紧。迎峰度夏期间，全国有10余个省级电网在高峰时段出现电力缺口，通过跨省跨区支援和需求响应得以化解；迎峰度冬期间，受大范围寒潮影响，华北、华东、华中部分地区负荷创历史新高，但总体未出现大面积有序用电。中电联判断，2026年全国电力供需呈总体平衡态势，夏季高温高峰期局部地区平衡偏紧，需要依赖跨省区互济和需求侧响应保障供需平衡。供电可靠性持续提升。2024年全国城市地区用户平均停电时间1.86小时/户，较2015年的7.58小时下降75.5%；农村地区用户平均停电时间5.9小时/户，较2015年的22小时下降73.2%。北京、上海、深圳等一线城市核心区域户均停电时间已低于5分钟，达到世界顶尖水平。但需要指出的是，农村地区停电时间仍为城市的3倍以上，城乡供电可靠性差距仍然明显，这也是"十五五"配电网改造的重点方向之一。图8中国城乡用户年均停电时间变化（小时/户）数据来源：国家能源局电力可靠性管理和工程质量监督中心。线损率持续下降，反映电网运营效率不断提升。2024年全国电网平均线损率4.31%，较2015年的6.64%下降2.33个百分点，达到国际先进水平。第四监管周期（2026-2029年）核定价区平均线损率进一步降至3.7%，较第三监管周期下降0.46个百分点，预计将为社会节约用电成本约300亿元/年。图9全国电网平均线损率变化趋势数据来源：国家发改委、国家能源局输配电价监管文件，中国电力企业联合会。新能源消纳面临阶段性压力。2025年1-4月，全国光伏利用率降至93.9%，风电利用率降至93.2%，部分西北省份新能源利用率跌破90%的红线，弃风弃光率有所反弹。这一现象既与新能源装机增速远超预期、局部地区消纳能力不足有关，也反映出电网送出工程建设相对滞后、调节资源不足、市场机制不完善等深层次问题。随着特高压外送通道加速建设、新型储能大规模部署、现货市场机制完善，预计"十五五"期间新能源消纳形势将逐步改善。图10全国光伏与风电利用率变化趋势（%）数据来源：国家能源局新能源并网消纳情况通报。

第三章"十五五"电网投资规划与政策环境3.1投资规模：五万亿的历史新高"十五五"时期（2026-2030年），中国电网建设投资规模将创历史新高。2026年1月15日，国家电网公司在年度工作会议上正式披露，"十五五"期间固定资产投资将达到4万亿元，较"十四五"期间的约2.87万亿元增长约40%，年均投资8000亿元。这一规模远超市场此前预期，是继2020年"新基建"之后电网投资的最大力度加码。南方电网同样大幅上调投资规模。2026年1月19日，南方电网公布2026年固定资产投资安排1800亿元，连续第五年创新高，较2025年的1750亿元增长2.9%；"十五五"期间南方电网计划投资约9000亿元（其中海南460亿元），年均增速达9.5%，较"十四五"增长约15%。加上内蒙古电力集团（2025年完成投资281亿元，"十五五"预计年均投资300亿元以上）、陕西地电、山西地方电网等地方电力企业投资，"十五五"期间全国电网建设总投资确定超过5万亿元，年均约1万亿元。图11"十四五"与"十五五"电网投资规模对比（万亿元）数据来源：国家电网、南方电网年度工作会议，各地方电力集团公开信息。从年度节奏看，2024年全国电网投资约6083亿元，同比增长9.8%；2025年大幅增长至约8250亿元，同比增长35.6%；2026年是"十五五"开局之年，投资继续保持高位，全年预计达到或超过1万亿元水平。上半年数据已验证高景气：国家电网2026年上半年完成电网投资同比增长12.6%；南方电网同比增长14.79%；国家电网前三批特高压设备招标中标金额达292.61亿元，同比暴增674%。图122016-2031年中国电网固定资产投资规模及增速预测数据来源：国家电网、南方电网年度报告，国家能源局，本报告预测。图13国家电网与南方电网年度固定资产投资对比（亿元）数据来源：国家电网、南方电网社会责任报告和年度工作会议。图142026年上半年电网投资及招标同比增速（%）数据来源：国家电网电子商务平台（ECP），两网公司公开信息。3.2投资结构：三大主攻方向"十五五"5万亿电网投资并非简单铺摊子，而是紧扣新型电力系统建设需求，系统性投向三大核心领域。一是特高压主干网架升级。投资占比约25%（"十四五"为22%），重点是加快特高压直流外送通道建设，支撑"沙戈荒"大型风电光伏基地和西南大型水电基地开发外送。"十五五"期间，国家电网规划新开工15回±800kV特高压直流工程，到2030年跨区跨省输电能力较"十四五"末提升超过30%。南方电网方面，藏粤直流工程开工建设在即，阳江三山岛海上风电柔直输电工程计划2026年底投产，海南500千伏主网架全面建成。二是城乡配电网全面改造。配电网投资占比约45%，仍是电网投资的最大组成部分。重点包括：提升城市配电网可靠性和供电能力，满足充电设施、分布式光伏、数据中心等新型负荷接入需求；加大农村电网巩固提升力度，缩小城乡供电服务差距；探索微电网、有源配电网等新型配电形态，提升配电网柔性调节能力和分布式资源承载能力。仅南方电网2026年大规模设备更新投资就不低于506亿元，主要用于配电网和老旧设备改造。图15"十四五"vs"十五五"电网投资结构对比（%）数据来源：国家电网、南方电网投资规划，本报告分析。图16中国110kV及以下配电网投资规模及占比数据来源：两网公司年度投资计划，中电联。三是电网数智化转型。投资占比从"十四五"的12%提升至15%，重点投向智能调度、电力AI、数字孪生、智能巡检、智能电表升级等领域。国家电网已提出"数字国网"战略，加速电力大模型在电网调度、设备运维、客户服务等场景的落地应用；南方电网"数字电网"建设持续深化，2026年数字化转型投资不低于150亿元。此外，抽水蓄能、新型储能配套并网、电力市场交易系统建设等也是重要投资方向。图172026-2030年中国电网投资结构预测（亿元）数据来源：本报告基于两网规划和历史数据预测。3.3核心政策梳理2024年以来，电网行业政策密集出台，为"十五五"投资高峰奠定了坚实的制度基础。2025年国家发改委、国家能源局发布《关于促进电网高质量发展的指导意见》，明确提出到2030年初步建成新型电网平台，主干电网筑牢电力安全保障根本，配电网全面增强供电保障能力，智能微电网提升偏远地区和电网末端供电可靠水平。该文件是指导"十五五"电网发展的纲领性文件。输配电价改革方面，第四监管周期（2026-2029年）省级电网输配电价于2026年正式实施。新周期在第三监管周期基础上进一步优化：电量电价平均下调约5%，容量/需量电价平均上调约4%，线损率核定为平均3.7%，较第三周期下降0.46个百分点。总体上有利于降低工商业用户用电成本，同时通过"压电量、扩容量"的电价结构调整，引导用户错峰用电、优化用电行为，促进负荷侧灵活性提升。图18第四监管周期输配电价结构主要变化数据来源：国家发改委《关于核定第四监管周期省级电网输配电价的通知》。电力市场化改革方面，2025年全国统一电力市场体系初步建成，市场化交易电量达6.64万亿千瓦时，市场主体超109万家，新能源实现全面入市。2026年5月，国家发改委、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》，推动新能源全面参与电力市场，建立新能源可持续的价格机制。绿色电力环境价值实现方面，2026年7月国家能源局首次发布中国绿证价格指数，绿证-绿电-碳市场协同机制加快完善。AI与能源融合方面，2026年5月国家发改委等四部门联合印发《关于促进人工智能与能源双向赋能的行动方案》，"算电协同"首次写入国家战略文件，明确提出"能源支撑AI发展、AI赋能能源转型"的双向逻辑，为电力AI、智慧电网发展提供了强有力的政策保障。虚拟电厂方面，国家发改委发布《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，提出到2030年虚拟电厂调节能力达到5000万千瓦的目标。3.4区域投资格局从区域分布看，电网投资呈现"东部负荷中心高强度升级、西部新能源基地大力度外送、中部地区枢纽地位强化"的格局。广东、江苏、山东、浙江、四川、内蒙古、新疆等省份投资规模位居全国前列。东部沿海省份（广东、江苏、浙江、山东等）作为全国用电负荷中心，电网投资重点在于：一是受端特高压落点和500kV主网架加强，承接西部外来电力；二是城市配电网升级改造，满足高可靠供电需求；三是充电基础设施配套和分布式光伏接入；四是数据中心等新型负荷的供电保障。广东作为全国用电负荷第一大省，2026年电网投资预计超过800亿元。图192025年电网投资规模前10省份估算（亿元）数据来源：各省级电网公司公开信息，本报告估算。西部新能源大省（内蒙古、新疆、甘肃、青海、宁夏等）电网投资重点在于"沙戈荒"大基地外送特高压通道建设、新能源汇集站和升压站、煤电灵活性改造配套送出等。内蒙古作为全国新能源装机第一大区，"十五五"电网投资预计突破2000亿元，重点保障多个千万千瓦级风电光伏基地电力外送。四川省作为水电大省和西电东送主力，投资重点在特高压直流送端换流站和水电站送出工程。中部省份（湖北、湖南、河南、安徽、江西等）作为"西电东送"的重要走廊和南北互济枢纽，投资重点在于特高压交流骨干网架建设和跨省联络线加强，提升区域电网间的电力互济能力。华中地区特高压交流环网建成后，将极大提升区域内电力资源优化配置能力。海南、广西等南方电网覆盖区域，围绕自贸港建设和海上风电送出，投资增速明显高于全国平均水平。

第四章特高压骨干网架建设分析4.1特高压技术概述特高压输电技术是指交流1000kV及以上、直流±800kV及以上电压等级的输电技术，具有输电距离远、容量大、损耗低、占地省等显著优势。相比500kV超高压输电，±800kV特高压直流输电距离可达2000-3000公里以上，单回线路输电容量可达800万千瓦，相当于4-5回500kV直流线路或6-8回500kV交流线路，输电损耗仅为500kV直流的1/3左右，单位容量走廊宽度仅为500kV交流的1/2至1/3。中国是世界上唯一实现特高压大规模商业化运营的国家。经过十余年的研发和工程实践，中国已全面掌握特高压交直流输电的核心技术，形成了具有完全自主知识产权的特高压技术标准体系，实现了关键设备100%国产化。特高压技术先后获得国家科技进步奖特等奖，被列为中国"新四大发明"之一，并作为中国高端制造"走出去"的名片走向全球。4.2"十五五"特高压建设规划截至2025年底，全国已建成"33交13直"共46项特高压工程，在建"6交10直"共16项，特高压在运和在建线路长度合计超过6万公里，变电（换流）容量超过9亿千伏安（千瓦），跨区跨省输电能力达到3.7亿千瓦。到2026年上半年，随着多项工程建成投运，预计特高压投运数量将达到"39交23直"共62项。图20中国特高压跨区跨省输电能力变化（亿千瓦）数据来源：国家电网、南方电网，国家能源局。根据国家电网"十五五"发展规划，期间将新开工15回±800kV特高压直流工程，特高压建设迎来新一轮高潮。这15回直流主要布局方向包括：西北（甘肃、新疆、青海、宁夏）→华东（江苏、浙江、上海、安徽）约5回；西北→华中（河南、湖北、湖南）约3回；华北→华东约2回；西南（四川、云南、藏东南）→华东约3回；西部→华南（广东）约2回。这些工程将全面支撑沙漠、戈壁、荒漠地区大型风电光伏基地的电力外送，覆盖已规划的4.5亿千瓦"沙戈荒"基地中的大部分外送需求。图21"十五五"新增15回特高压直流输电通道布局数据来源：国家电网规划，本报告整理。南方电网区域内，藏粤直流作为国内首个跨网融合特高压直流输电工程，将连接西藏清洁能源基地与粤港澳大湾区负荷中心，预计输送容量800-1000万千瓦；广东阳江三山岛海上风电±400kV柔性直流输电工程正在建设，是世界首个超大规模海上风电柔性直流送出工程，计划2026年底投产，每年可将约60亿千瓦时绿电直送粤港澳大湾区。南方电网"十五五"期间还将推进粤西、粤东、北部湾等海上风电集群送出工程建设。4.3特高压招标与设备市场特高压设备招标是观察行业景气度的重要先行指标。2026年特高压招标显著放量：前三批特高压设备招标（包括换流变压器、换流阀、组合电器GIS、断路器、隔离开关、电抗器、避雷器等核心设备）合计中标金额达292.61亿元，同比大幅增长674%，远超市场预期。其中第三批招标108.72亿元，是2025年同期单批规模的3倍以上。图22国家电网特高压设备招标金额对比（亿元）数据来源：国家电网电子商务平台（ECP）中标公告。从中标企业分布看，特高压设备市场呈现"寡头垄断、龙头主导"格局。换流变压器方面，特变电工、中国西电、保变电气、山东电力设备（国网旗下）四家占据主导；GIS（气体绝缘组合电器）方面，平高电气、中国西电、新东北电气三足鼎立；换流阀方面，许继电气、国电南瑞、中电普瑞（国网旗下）占据主要份额；直流控制保护系统方面，国电南瑞、许继电气几乎平分市场。在2026年第三批招标中，中国西电中标41.29亿元（占38%），平高电气中标18.18亿元（占16.7%），许继电气中标12.45亿元（占11.5%），CR3合计约66%，市场集中度高。图232026年第三批特高压设备招标中标分布（共108.72亿元）数据来源：国家电网电子商务平台中标公告。特高压单条线路设备投资规模巨大：以±800kV特高压直流为例，单回线路总投资约200-280亿元（含线路和换流站），其中设备投资约80-120亿元；1000kV特高压交流单回线路总投资约150-200亿元，设备投资约60-90亿元。据此测算，"十五五"期间仅15回特高压直流新开工就将带来设备采购需求约1500亿元，加上配套的特高压交流工程、扩建工程及前期在建项目，整个"十五五"特高压设备市场规模有望超过3000亿元，年均600亿元以上，较"十四五"期间增长约50%。4.4柔性直流与海上风电送出柔性直流输电（VSC-HVDC）是特高压/高压直流输电的重要技术方向，采用电压源换流器和IGBT等全控型电力电子器件，具有可向弱电网/无源网络供电、有功无功独立控制、占地面积小、适合海上风电并网等优势。随着海上风电向深远海发展、大型城市电网受端建设、异步电网互联等需求增加，柔性直流输电市场正快速增长。目前中国已建成柔性直流工程多项，包括广东南澳±160kV三端柔性直流（世界首个多端柔性直流）、浙江舟山±200kV五端柔性直流、张北±500kV柔性直流电网（世界首个柔性直流电网，服务北京冬奥会100%绿电供应）、如东海上风电±400kV柔性直流（亚洲首个海上风电柔直送出）、阳江三山岛±400kV柔直（在建，世界最大海上风电柔直）。预计"十五五"期间，海上风电柔性直流送出工程将集中开工，仅广东、江苏、浙江、山东、福建五省规划的深远海风电柔直送出工程就超过10项，市场规模超500亿元。第五章配电网改造与升级5.1配电网的战略地位配电网是连接电网与用户的"最后一公里"，直接关系到供电可靠性、电能质量和用户获得感。长期以来，中国电网存在"重发轻供不管用"和"重输轻配"的结构性问题，配电网投资占比偏低、装备水平落后、自动化程度不高，成为制约供电服务质量提升和分布式新能源接入的瓶颈。进入新型电力系统建设阶段，配电网的战略地位发生根本性转变——从传统的"无源受端分配网络"向"有源双向互动系统"升级，需要承载分布式光伏、分散储能、电动汽车充电、虚拟电厂等海量新型主体的接入和互动。配电网投资已成为电网投资的"主力军"。2023年全国110kV及以下配电网投资2800亿元，占电网投资比重首次超过50%；2024年配网投资约3200亿元，占比52.6%；2025年配网投资约4000亿元；"十五五"期间配电网投资预计累计达2.25-2.5万亿元，年均约4500-5000亿元，占电网总投资的45%-50%。南方电网2026年大规模设备更新投资不低于506亿元，重点方向就是配电网改造和老旧设备替换。图24中国农村电网改造升级历次投资规模（亿元）数据来源：国家能源局、国家发改委农网改造相关文件。5.2城市配电网：高可靠性与高承载力城市配电网是"十五五"升级的重点。核心目标是建设"安全可靠、优质高效、绿色低碳、智能互动"的世界一流城市配电网。主要任务包括：一是提升供电可靠性，目标到2030年全国城市地区用户年均停电时间低于1小时，一线城市核心区低于5分钟；二是提升配电网承载力，满足大规模分布式光伏、储能、电动汽车充电设施和数据中心接入需求；三是推进柔性互联、直流配电等新技术应用，提升城市配电网的灵活性和互济能力。以上海、深圳、北京、苏州为代表的先进城市，已经启动世界一流城市配电网建设。以深圳为例，南方电网在深圳率先建成高可靠性供电示范区，核心区供电可靠率达到99.999%，接近东京、新加坡等国际顶尖水平；苏州工业园区供电可靠率达到99.9992%，年户均停电时间仅4分钟。预计"十五五"期间，所有直辖市、计划单列市和省会城市核心区将基本建成世界一流配电网，地级以上城市中心城区可靠性大幅提升。5.3农村电网：巩固提升与城乡均等化农村电网是乡村振兴战略的重要基础设施。经过1998年以来的多轮农网改造升级，特别是"十三五"期间的农网改造升级"两年攻坚战"和"十四五"农村电网巩固提升工程，中国农村电网面貌发生根本性变化：全国农村地区基本实现稳定可靠的供电服务全覆盖，供电可靠率从2015年的99.6%提升至2024年的99.8%以上，农网供电可靠率、综合电压合格率、户均配变容量等关键指标大幅改善。"十五五"期间，农网改造将从"补短板、保基本"向"强品质、促振兴"升级。山东省2026年计划新增农村电网线路10000公里、变（配）电容量650万千伏安，是地方农网升级的典型案例。全国层面，预计"十五五"期间农网改造投资将超过8000亿元，重点方向包括：一是解决农村地区分布式光伏大规模接入后的电压越限和反向重超载问题；二是补齐边远地区和牧区、山区供电服务短板，推广智能微电网；三是服务农村充电基础设施建设，满足乡村电动汽车出行需求；四是推动城乡供电服务均等化，缩小城乡供电可靠性差距。5.4智能电表与终端升级智能电表是配电网数字化的"神经末梢"。2024年起，国家电网启动新一代智能物联电表（IR46标准）招标，标志着中国智能电表进入新一轮更换周期。新一代智能物联电表相比传统电表具备计量更精准、功能更丰富（支持非侵入式负荷识别、电能质量监测、停电事件主动上报等）、通信更高速（支持HPLC+HRF双模通信）、软件可升级等优势，是支撑分布式能源接入、需求响应、虚拟电厂、精准能效服务的关键基础设施。图25国家电网智能电表年度招标量（万台）数据来源：国家电网电子商务平台招标公告。招标数据显示，2024年国家电网智能电表招标量达到8939万台，创历史新高；2025年招标量约9500万台；2026年预计招标量达到1亿台（10000万台），正式进入亿台级别。按新一代IR46标准智能电表平均单价200-250元计算，仅电表本体市场规模就达到200-250亿元/年，加上配套的采集终端、通信单元、主站系统升级等，年度市场规模超过350亿元。这一轮更换周期预计将持续到2028-2029年，累计更换量约5-6亿台，对应市场规模1200-1500亿元。5.5分布式新能源接入与有源配电网分布式新能源尤其是分布式光伏的爆发式增长，对传统配电网带来巨大挑战。截至2025年底，全国分布式光伏装机超过3.5亿千瓦，其中户用光伏超过1.5亿千瓦，山东、河北、河南三省分布式光伏装机均超过4000万千瓦。在部分县域，分布式光伏装机容量已超过当地最大用电负荷的3-5倍，导致配电网出现反向重超载、电压越限、继电保护误动等一系列问题，成为"十五五"配电网改造必须解决的核心问题。应对措施主要包括四个方面：一是加强配电网升级改造，提高配变容量、线路截面和电压调节能力；二是推广有源配电网技术，部署有载调压器（OLTC）、静止无功发生器（SVG）、智能软开关（SOP）等柔性调节设备；三是推进分布式光伏"可观可测可调可控"建设，实现增量低压分布式光伏具备秒级直采直控能力，提升存量10kV分布式光伏直采直控改造比例；四是完善分布式新能源参与市场交易机制，通过价格信号引导分布式电源合理出力、错峰发电。山东等省份已率先出台措施，要求稳妥推进低压分布式光伏直采直控，2026年增量低压分布式光伏100%具备秒级直接采集与控制能力。

第六章电网数智化与AI赋能6.1从数字化到数智化：电网进入AI时代电网数字化转型已走过十余年历程，从早期的SCADA系统、EMS能量管理系统，到GIS地理信息系统、生产管理系统（PMS）、营销管理信息系统，再到近年的电力物联网、数字孪生、云平台建设，电网信息化水平已达到较高水准。进入2024-2026年，以大语言模型（LLM）、多模态大模型、AI智能体为代表的人工智能技术爆发式发展，电网数字化正在向"数智化"阶段跃迁——AI不再仅是辅助工具，而是深度嵌入电力生产、调度、运维、交易、客服等核心环节，成为电网运行的"智能大脑"。2026年5月，国家发改委、国家能源局、工信部、科技部四部门联合印发《关于促进人工智能与能源双向赋能的行动方案》，"算电协同"首次写入国家战略文件，明确提出"能源支撑AI发展、AI赋能能源转型"的双向逻辑。政策层面的认可和推动，将极大加速AI技术在电网领域的落地应用。预计"十五五"期间电网数字化投资中AI相关占比将从2024年的12%提升至2030年的30%以上，AI相关市场规模从约100亿元增长至700亿元左右。图26电网数字化投资规模及AI应用占比数据来源：国家电网、南方电网数字化投资规划，本报告预测。6.2AI在电网调度的应用电力调度是电网运行的核心指挥中枢，也是AI应用最具价值潜力的场景之一。传统调度依赖人工经验和规则引擎，在新能源高占比、负荷不确定性增大、市场交易复杂的新形势下面临巨大挑战。AI大模型在负荷预测、新能源出力预测、故障诊断、安全稳定评估、智能决策等环节已展现出超越传统方法的性能。在负荷和新能源预测领域，基于深度学习和大模型的预测方法已将短期负荷预测精度提升至98%以上，光伏和风电短期功率预测准确率提升至90%以上，较传统统计方法提升3-5个百分点，每年可减少弃风弃光和备用容量成本数十亿元。在故障诊断和处置领域，国家电网已在多个省级调度部署AI辅助决策系统，能够在毫秒级识别故障类型和位置、自动生成处置方案，将故障处置时间从分钟级缩短至秒级。在智能调度方面，基于强化学习的调度优化算法已经在部分区域试点应用，在保证安全约束前提下实现发电成本和碳排放最小化。6.3AI在设备运维和巡检中的应用电力设备巡检和运维是电网AI应用落地最成熟的领域，已形成"无人机+机器人+AI视觉"的立体巡检体系。在输电线路巡检方面，国家电网部署的巡检无人机已超过2万架，每年自主巡检杆塔超过5000万基，结合AI图像识别算法，可自动识别绝缘子破损、导线断股、金具锈蚀、异物悬挂、树障等缺陷，识别准确率超过95%，巡检效率较人工提升10倍以上。图27电网智能化核心细分市场规模预测（亿元）数据来源：赛迪顾问、中国电力企业联合会，本报告整理。在变电站巡检方面，智能巡检机器人已实现规模化部署，截至2025年全国电力巡检机器人在运数量超过5万台，可实现设备红外测温、表计读数、外观检查、声音异常诊断等功能，替代人工完成变电站80%以上的日常巡检工作。在配电网方面，智能配电终端（FTU/DTU/TTU）结合边缘计算和AI算法，可实现故障快速定位、隔离和非故障区域供电恢复（FLISR），将故障停电时间从小时级缩短至分钟级甚至秒级。在电力交易领域，AI智能体已实现商业化落地。蚂蚁数科等企业推出"电力交易智能体"，融合电站运营数据和市场价格信号，为新能源电站提供7×24小时无人值守的自主交易服务，实现从出力预测、报价策略生成、自动申报到风控复盘的全链路自动化，人力成本下降60%以上，策略生成速度提升20倍以上。随着新能源全面入市和电力现货市场全覆盖，交易AI智能体有望成为新能源电站的"标配"。6.4数字孪生与虚拟电厂数字孪生是电网数字化的高阶形态。通过构建与物理电网实时同步的数字镜像，可以实现电网状态的全面感知、运行模拟仿真、故障预判预警和检修策略优化。国家电网已在多个省级电网开展数字孪生电网建设试点，覆盖主网架、变电站、配电网等多个层级；南方电网以"数字南网"战略为引领，建成覆盖南方五省区的数字电网平台，支持电网规划、建设、运行、运维全生命周期数字化管理。虚拟电厂（VirtualPowerPlant，VPP）是"源网荷储"协同的重要实现形式。2025年国家发改委发布《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，明确到2030年虚拟电厂调节能力达到5000万千瓦（50GW），相当于约50座大型燃煤电厂的调节容量，可有效提升电力系统供需平衡能力。虚拟电厂通过数字化聚合平台，将分布式电源、储能、可调节负荷、电动汽车等海量分散资源整合起来，作为一个"虚拟电厂"参与电力市场和电网调度。图28中国虚拟电厂调节能力发展目标（万千瓦）数据来源：国家发改委《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》。深圳、上海、江苏、浙江等地已开展虚拟电厂试点运营。以深圳虚拟电厂管理中心为例，已接入分布式能源、储能、充电桩、楼宇空调、数据中心等可调资源超过200万千瓦，在2025年夏季用电高峰期多次参与削峰响应，单次最大响应能力超过100万千瓦，有效缓解了电网供电压力。虚拟电厂的商业模式也在逐步成熟，通过参与需求响应补贴、辅助服务市场、电力现货市场、容量市场等获取收益，预计到2030年虚拟电厂直接和间接市场规模将超过千亿元。6.5算电协同：数据中心对电网的挑战与机遇人工智能大模型训练和推理对算力的需求呈指数级增长，带动数据中心用电需求激增。2021年至2025年，中国互联网数据服务（IDC）用电量年均增长35.9%，2025年IDC用电量约1700亿千瓦时，占全社会用电量比重约1.6%；据行业预测，到2030年中国数据中心用电量将达到8000亿千瓦时左右，占全社会用电量比重提升至6%左右，数据中心将成为仅次于工业、居民、商业的第四大用电类别。图29中国数据中心用电量及占全社会用电比重预测数据来源：中国信通院、中电联，本报告预测。算电协同既是挑战也是机遇。挑战在于，大型数据中心单站用电负荷达到数十万千瓦甚至百万千瓦量级，相当于一座中等城市的用电规模，对电网供电能力、供电可靠性、电能质量提出极高要求；机遇在于，数据中心负荷相对平稳、可调潜力大，通过"数据中心+储能"、"数据中心+新能源直供"、"AI负荷灵活调度"等模式，可以将数据中心从单纯的"刚性负荷"转化为电力系统的"柔性调节资源"。国家电网和多家头部互联网企业已开展"绿电直供+储能配套"的数据中心供电模式试点，在"东数西算"枢纽节点推广新能源就近消纳方案。

第七章电力市场化改革与绿电交易7.1全国统一电力市场建设进展2025年是中国电力市场化改革具有里程碑意义的一年——全国统一电力市场体系初步建成。具体表现在：市场化交易电量达到6.64万亿千瓦时，占全社会用电量比重达到64.0%，较2015年新一轮电改启动时的14%大幅提升；注册市场主体超过109万家，较2020年增长约10倍；新能源发电全面入市，除保障性收购电量外，新能源发电全部进入市场参与交易；全国电力现货市场建设实现质的飞跃，南方区域电力现货市场进入正式运行，23个省份已开展现货市场试运行或结算试运行。图30全国电力市场交易电量及占全社会用电量比重数据来源：国家能源局、中国电力企业联合会、北京电力交易中心、广州电力交易中心。2026年1-6月，全国电力市场交易电量合计3.68万亿千瓦时，同比增长16%，预计全年市场化交易电量将突破7万亿千瓦时，占全社会用电量比重超过65%。现货市场加速从"试运行"向"正式运行"过渡，2026年新能源入市进一步深化，《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》正式落地，新能源从"保量保价"全面转向"保量竞价+市场交易"的新机制。图31中国电力现货市场建设推进历程数据来源：国家发改委、国家能源局电力市场建设文件。7.2绿电交易与绿证市场爆发在"双碳"目标驱动下，绿色电力交易和绿色电力证书（绿证）市场在2024-2026年经历了爆发式增长。绿电交易方面，2023年全国绿电交易量约1100亿千瓦时，2024年增至1800亿千瓦时，2025年达到2500亿千瓦时，两年增长近5倍；交易品种从年度长协扩展到月度、月内多日、绿色使用凭证等多元化产品，参与主体从外资出口企业扩展到内资高耗能企业、互联网企业、金融机构等广泛主体。绿证市场方面，2025年全国绿证核发量超过12亿个，交易量达到9.3亿个，较2024年的4.47亿个增长108%。2026年6月，国家能源局首次发布中国绿证价格指数，以2025年1月为基期100点，2026年6月收于181.0点，同比上涨23.2%。从分年份绿证价格看，呈现清晰的梯度特征：2024年绿证均价1.29元/个，2025年绿证均价4.05元/个，2026年（当年）绿证均价5.96元/个，绿色电力的环境价值正在通过市场机制逐步显化。图32中国绿证单独交易平均价格趋势（元/个）数据来源：国家能源局中国绿证价格指数发布，中国绿色电力证书交易平台。图33全国绿电交易与绿证交易规模增长数据来源：国家能源局、北京电力交易中心、中国绿色电力证书交易平台。绿证-绿电-碳市场的协同机制正在加快建立。国家能源局发布的《非化石能源电力消费核算指南（试行）》明确将绿证纳入碳排放核算的具体办法，打通了绿证与碳排放核算的关联通道，企业消费绿电获得的绿证可用于抵扣碳排放量，实现电-证-碳三者联动定价。随着绿证价格指数的常态化发布和市场透明度提升，预计"十五五"期间绿证市场将进一步扩容，到2030年绿证年交易量有望达到30亿个以上，市场规模超过150亿元。7.3电价机制改革深化第四监管周期（2026-2029年）省级电网输配电价于2026年正式实施，标志着"准许成本+合理收益"的输配电价监管体系进一步成熟。新周期输配电价呈现几个重要特点：一是总体上工商业用户电价负担减轻，电量电价平均下调约5%，进一步降低实体经济用电成本；二是电价结构更加科学，容量/需量电价平均上调约4%，体现对电网固定成本回收的重视，引导用户优化用电行为、降低峰值负荷；三是线损率核定进一步降低至平均3.7%，倒逼电网企业加强管理、降低损耗；四是对增量配电网、微电网、分布式发电等新业态的价格政策进一步明确，为新型电力系统建设提供价格机制保障。分时电价机制持续优化。全国已有29个省份实施峰谷分时电价政策，多数省份峰谷电价差达到3-4倍，部分省份（如广东、江苏、浙江）尖峰电价在峰段电价基础上再上浮20%-25%，最高电价是最低电价的5-6倍。分时电价的经济信号作用逐步显现，激励工商业用户错峰生产、投资储能和可调负荷，仅储能峰谷套利一个商业模式就在多个省份实现了内部收益率6%-12%的可观回报。7.4电力辅助服务市场电力辅助服务市场是保障电网安全稳定运行的重要机制。随着新能源占比提升，电力系统对调峰、调频、备用、无功支撑、黑启动等辅助服务的需求显著增加。2025年全国电力辅助服务补偿费用约580亿元，占全社会电费比重约0.5%，较2020年的约180亿元增长2倍以上。新版《电力辅助服务管理办法》将辅助服务提供主体从传统火电扩展到储能、可调节负荷、虚拟电厂、新能源电站等新型主体，极大丰富了辅助服务资源供给。"十五五"期间，辅助服务市场将呈现三方面趋势：一是市场规模继续快速扩大，预计到2030年辅助服务总费用将达到1500亿元以上；二是新型主体参与比例大幅提升，储能和需求侧资源将成为调频、备用等服务的重要提供者；三是辅助服务品种更加丰富，转动惯量、爬坡能力、快速频率响应等新型辅助服务品种将逐步推出，适应高比例新能源电力系统的稳定运行需要。

第八章储能与源网荷储协同8.1抽水蓄能：电网调节的"稳定器"抽水蓄能是目前技术最成熟、经济性最优、规模最大的电力储能方式，在电力系统中承担调峰、填谷、调频、调相、备用、黑启动等多重功能，是新型电力系统中不可或缺的"稳定器"和"调节器"。截至2025年底，全国抽水蓄能在运装机约5300万千瓦（53GW），在建规模约9000万千瓦（90GW），在建和在运规模均居世界第一。图34中国抽水蓄能在运及在建装机规模（GW）数据来源：国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》。根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，到2030年中国抽水蓄能在运装机将达到1.2亿千瓦（120GW），"十五五"期间将是抽蓄投产的高峰期，预计新投产装机约7000万千瓦，年均投产1400万千瓦。山东潍坊、浙江泰顺、安徽桐城、河南五岳等一批百万千瓦级抽水蓄能电站将相继建成投运。抽蓄电站单位千瓦投资约6000-7000元，"十五五"期间抽蓄建设总投资约4500-5000亿元，对上下游产业链（水轮发电机组、高端阀门、变压器、EPC）带动显著。8.2新型储能：爆发式增长以电化学储能为主的新型储能（含锂离子电池、压缩空气、液流电池、飞轮、钠离子电池等）在2023-2026年经历了爆发式增长。截至2024年底，全国新型储能累计装机74.4GW/168.5GWh，同比增长110%；2025年新增装机预计超过55GW，累计装机达到约130GW；到2026年底累计装机有望达到150GW以上，2027年有望达到180GW（1.8亿千瓦），提前实现《新型储能发展实施方案》中"2027年180GW"的发展目标。图35中国新型储能累计装机规模增长（GW）数据来源：国家能源局、CNESA全球储能数据库。从应用场景看，新型储能分为电源侧、电网侧和用户侧三大类。电源侧储能主要服务于新能源电站出力平滑、峰谷套利和辅助服务；电网侧储能主要承担调峰调频、缓解输电阻塞、延缓电网投资等功能；用户侧储能（工商业储能、户用储能）主要通过峰谷电价差套利、需量电费管理、备用供电等方式获取收益。2025年以来，"新能源+储能"强配政策逐步向"市场化配置"转变，独立储能电站和共享储能模式成为主流，储能通过参与电力现货市场和辅助服务市场获取多元收益。从技术路线看，锂离子电池仍是主流（占新型储能95%以上），但磷酸铁锂技术路线占比持续提升，三元电池在储能领域占比快速下降。新技术路线方面，压缩空气储能（300MW以上级别商业化项目落地）、液流电池（全钒液流在长时储能领域优势显现）、钠离子电池（成本优势和低温性能优势）、飞轮储能（高频调频场景）等正在加快示范应用。山东省2026年新能源消纳方案明确提出，年内建成中能建泰安35万千瓦压缩空气储能等重点项目，全省新型储能装机达到1400万千瓦（14GW）左右。8.3电动汽车与车网互动（V2G）电动汽车是增长最快的新型用电负荷，也是潜力巨大的分布式储能资源。截至2026年5月，全国新能源汽车保有量突破4000万辆，充电桩保有量达2250万台。电动汽车充电负荷对城市配电网的影响日益显现，特别是在城市居民区，夜间集中充电可能导致配变超载。但与此同时，电动汽车的电池容量（单车50-100kWh）也是巨大的分布式储能资源，通过车网互动（Vehicle-to-Grid，V2G）技术，电动汽车可以在电网需要时向电网反向送电，参与调峰调频和需求响应。图36中国充电基础设施与V2G充电桩发展（万个）数据来源：中国充电联盟、国家能源局。V2G在2025-2026年开始从试点走向商业化。国家电网、南方电网已在多个城市开展V2G试点项目，V2G充电桩从2022年的个位数增长到2026年5月的约1000台，预计"十五五"末将达到10万台以上。当V2G车辆规模达到1000万辆时，理论上可提供超过5亿千瓦（500GW）的调节潜力，超过全国最大负荷的20%，是虚拟电厂和需求响应的战略性资源。但V2G大规模应用仍面临车辆支持率低、充电桩改造投入大、用户参与激励不足、电池损耗补偿机制缺失等挑战，预计到2030年前后才能实现规模化商业运营。8.4源网荷储一体化发展"源网荷储一体化"是新型电力系统建设的核心理念之一，强调打破传统发、输、配、用各环节的孤立运行模式，通过源（电源）、网（电网）、荷（负荷）、储（储能）的协同优化，实现电力系统的安全、高效、低碳运行。国家发改委、国家能源局已在全国推进源网荷储一体化项目试点，覆盖工业园区级、市县级、区域级等不同层级。图37"源网荷储"各环节年度投资规模对比（亿元）数据来源：本报告基于公开数据和行业预测综合测算。典型的源网荷储一体化项目通常包括：就近开发的风电、光伏等分布式电源；配套的储能设施（电化学储能、抽蓄）；可调节、可中断的工业或数据中心负荷；智能化的微电网/配电网控制平台。通过一体化控制和优化运行，可以大幅降低系统对大电网的电力依赖，提高新能源就地消纳率，降低用户综合用电成本，同时为电网提供需求响应和辅助服务。内蒙古、新疆、甘肃、青海等新能源富集省份已将源网荷储一体化作为新增新能源项目开发的重要模式。图38电网关键技术成熟度与市场潜力评估数据来源：本报告基于行业专家调研和公开资料综合评估。第九章电网设备产业链与重点企业9.1电网设备市场总览电网设备制造业是支撑电网建设的基础性产业，中国已形成全球规模最大、产业链最完整、技术水平最高的电网设备制造体系。根据行业统计，2025年中国电网设备市场规模约2万亿元，其中一次设备（变压器、开关、线缆、杆塔等）占比约60%，二次设备（继电保护、自动化系统、智能电表、通信设备等）占比约20%，电力电子设备（换流阀、SVG、柔性输电设备等）占比约10%，其他配套设备占10%。预计"十五五"期间，受电网投资持续高位带动，电网设备市场规模将保持年均8%-10%的增长，2027年市场规模有望达到2.7万亿元。图39中国电网设备市场规模增长趋势（亿元）数据来源：中商产业研究院、中国电器工业协会，本报告整理。9.2一次设备龙头：变压器与开关一次设备是电网投资的核心组成部分，其中变压器和高压开关（GIS、断路器）价值量最大。变压器领域，特变电工、中国西电、保变电气、山东电力设备（国网旗下）和天威保变是国内五大龙头，能够生产±1100kV特高压换流变压器和1000kV特高压交流变压器等顶级产品。特变电工2025年营业收入972.27亿元，位居电力设备上市公司规模首位，其变压器产量和出口量连续多年居全国第一。中国西电2025年营收237.56亿元，净利润12.70亿元，同比增长24.61%，作为国资委直属输配电装备央企，在特高压GIS、换流变、绝缘子等领域实力雄厚。图40重点电力设备上市公司2025年业绩对比（亿元）数据来源：各上市公司2025年年报。高压开关领域，平高电气（国网旗下）、中国西电、新东北电气（思源电气旗下）三家占据特高压GIS市场主要份额。平高电气2025年营收125.17亿元，净利润11.20亿元，合同负债同比增长44.42%，在六家对比企业中增幅最高，反映出"十五五"特高压建设启动后订单高速增长的态势。中压开关和配网设备领域，思源电气、合纵科技、北京科锐、双杰电气等企业竞争较为充分，行业集中度相对较低。9.3二次设备与智能化龙头二次设备是电网智能化的核心载体，技术壁垒高、利润率高于一次设备，国电南瑞是绝对的行业龙头。国电南瑞（国网旗下）2025年营业收入662.29亿元，归母净利润82.79亿元，是电网二次设备领域的"全能冠军"，在继电保护、电网调度自动化、变电站自动化、电力市场交易系统、柔性输电控制保护等多个细分领域市场份额第一，且在电力AI、数字孪生等新兴领域布局领先。国电南瑞2025年末合同负债78.07亿元，位居行业首位，反映其在手订单充足、未来收入增长确定性高。许继电气（国网旗下）2025年营收149.92亿元，净利润11.67亿元，在换流阀、智能电表、电动汽车充换电设备、直流控制保护系统等领域具有优势，但2025年营收同比下降12.27%，2026年一季度归母净利润同比下降46.5%，主要受到智能电表和配网产品招标价格下降影响，盈利端承压较明显。国网信通（国网旗下）、国电南自、远光软件、朗新集团等企业在电力信息化、电力营销系统、能源互联网平台等领域各具优势。东方电气作为综合性能源装备央企，2025年营收775.83亿元，净利润38.31亿元，业务覆盖水电、火电、核电、气电、风电设备制造，同时积极布局抽水蓄能机组、电力电子设备等方向，是大型电力装备的"国家队"。在发电设备领域规模位居国内前列。图41国家电网vs南方电网主要财务指标对比数据来源：国家电网、南方电网年度社会责任报告和债券募集说明书。9.4两网公司财务分析国家电网是全球最大的公用事业企业，2024年营业收入约3.92万亿元，净利润约773亿元，资产总额约5.96万亿元，资产负债率约54.2%。国家电网经营区域覆盖26个省（自治区、直辖市），覆盖国土面积的88%，供电人口超过11亿人，2025年连续第6年位居《财富》世界500强前三位。南方电网2024年营业收入约8534亿元，净利润约200亿元，资产总额约1.39万亿元，资产负债率约60.6%，经营区域覆盖广东、广西、云南、贵州、海南五省区，供电人口2.5亿人。融资能力方面，两网公司作为大型央企，信用评级AAA，融资成本显著低于行业平均水平。2025年1-8月，国家电网发行债券4395亿元，南方电网发行929亿元，两网合计5324亿元，占电力行业信用债总融资的49%和10%。2026年随着投资规模大幅提升，两网债券发行规模预计进一步增长，国网年度发债规模可能达到6000亿元以上，南网达到1200亿元以上，为电网建设提供充足的资金保障。图42国家电网与南方电网年度债券发行规模（亿元）数据来源：Wind、中诚信、中电联，2025年数据为1-8月。图43电力行业信用债融资规模及国网占比数据来源：Wind资讯。

第十章电网出海与国际化布局10.1中国电网装备出海机遇全球能源转型为中国电网装备出海带来历史性机遇。根据国际能源署（IEA）预测，到2030年全球电网年均投资需要翻倍至6000亿美元以上，才能支撑《巴黎协定》目标下的清洁能源转型。欧洲电网老化严重（平均设备年龄超过40年）、美国电网大规模更新需求迫切、东南亚和非洲电力基础设施缺口巨大、中东大规模新能源外送需要新建输电网络，全球电网投资进入"超级周期"。中国作为全球最大的电网装备制造国和电网技术领先国，迎来了技术、标准、装备、工程一体化"走出去"的黄金期。图442025年全球主要经济体电网投资规模对比（等值人民币）数据来源：IEAWorldEnergyInvestment2025，各国电网公司公开信息，本报告折算。从出口数据看，中国电力设备出口持续高增长。变压器作为电网核心装备，出口额从2022年的380亿元增长到2025年的约720亿元，三年增长89.5%。2026年1-4月变压器出口额达217.7亿元，同比增长27%，延续高速增长态势。高压开关、电缆、智能电表、继电保护设备出口也保持两位数增长。龙头企业海外业务拓展迅速：特变电工2025年境外收入126.62亿元，位居电力设备企业海外收入首位；国电南瑞海外收入60.38亿元，增长势头良好；保变电气境外收入同比增速高达514.6%，成为出海增长最快的企业之一。图45中国变压器出口金额及增速趋势（亿元）数据来源：中国海关总署、中国电器工业协会。图46主要电力设备企业2025年海外业务收入及占比数据来源：各上市公司2025年年报。10.2特高压技术出海标志性项目特高压技术是中国高端装备"走出去"的亮丽名片。巴西美丽山±800kV特高压直流输电项目是中国特高压技术出海的首个标志性工程——由国家电网独立投资、建设、运营，一期项目于2017年投运，二期项目于2019年投运，将巴西北部亚马孙河流域的清洁水电远距离输送到东南部负荷中心，输电距离超过2500公里，是南美洲最大的输电工程，荣获中国工业大奖。巴基斯坦默拉±660kV直流输电项目由国家电网承建，2021年正式商业运行，是中巴经济走廊优先实施项目，解决了巴基斯坦中北部地区电力短缺问题。沙特阿拉伯红海1300MW光伏配套输电项目、埃及500kV主干电网升级项目、印度尼西亚爪哇-巴厘岛超高压电网工程、埃塞俄比亚-肯尼亚±500kV直流联网等项目相继落地，中国特高压和超高压技术已在全球数十个国家成功应用。在标准出海方面，国家电网牵头立项了多项IEC（国际电工委员会）特高压国际标准，中国特高压技术标准逐步被国际认可，为中国装备、工程、服务"打包出海"奠定了基础。南方电网也在推进与东盟国家电网互联，中老、中越、中缅电力贸易持续扩大。10.3"一带一路"电网互联前景"一带一路"倡议是中国电网国际化的重要战略依托。根据《"一带一路"能源合作伙伴关系倡议》和《全球能源互联网发展合作组织》愿景，中国正在推动跨国跨洲电网互联，重点方向包括：一是周边国家联网，包括与蒙古、俄罗斯、中亚国家电力互联互通，进口清洁电力；二是东南亚方向，通过南方电网与大湄公河次区域国家电网互联，推进中国-东盟电力市场一体化；三是中巴经济走廊和中亚-南亚方向，推进跨国直流输电通道建设；四是在非洲、中东、拉美等地区承建电网升级和新能源送出工程。预计"十五五"期间，中国电力工程企业（中国电建、中国能建、国电投、中广核工程等）和电力设备企业海外新签合同额将保持年均15%-20%的增速，电网工程+装备+运营一体化出海模式将逐步成熟，海外业务收入占龙头企业总收入的比重从目前的10%-15%提升至20%-25%。中国电力装备在全球市场份额有望从目前的约35%提升至2030年的45%以上。

第十一章2026-2031年行业前景预测11.1市场规模预测基于国家电网和南方电网"十五五"投资规划、新型电力系统建设需求、新能源发展趋势、电力市场化改革进展等多因素综合分析，本报告对2026-2031年中国电网运营行业市场规模进行预测。电网投资方面，预计2026年为投资峰值年，全国电网固定资产投资约1万亿元；2027-2028年维持在1万亿元以上高位；2029-2030年因特高压建设高峰逐步结束，投资小幅回落至9800亿、9500亿元；2031年进入"十五五"末期和"十六五"规划衔接期，投资约9300亿元。"十五五"期间（2026-2030年）全国电网投资合计约5.02万亿元，年均投资1.004万亿元，较"十四五"年均6300亿元增长约59%。2026-2031年六年累计投资约5.95万亿元。电网设备市场方面，按电网投资中设备占比约60%计算，"十五五"期间电网设备采购规模约3万亿元，年均6000亿元，加上新能源并网配套、用户侧设备、工业企业电气设备等非电网投资渠道，电网相关设备市场总规模"十五五"期间预计达到5万亿元以上。电网运维服务市场方面，随着存量资产规模扩大和数字化运维普及，"十五五"期间电网运维服务市场规模年均约2000-3000亿元，保持较快增长。11.2用电需求预测"十五五"期间，中国电力消费将保持稳健增长，但增速较"十四五"有所放缓。基准情景下，预计2026-2030年全社会用电量年均增速4.5%-5.5%，2030年全社会用电量达到约13.5万亿千瓦时；2031年增速进一步平稳至4%-5%。增长动力主要来自三方面：一是数字经济（数据中心、AI算力）和电气化深化（工业电气化、交通电动化、建筑供暖电气化）持续贡献增量；二是经济复苏带来的制造业和服务业用电增长；三是居民生活用电随着人均收入提高和家电普及继续增长。最大用电负荷方面，预计2030年中国电力系统最大负荷将达到22.3亿千瓦（国家电网能源研究院预测），较2025年的约15.3亿千瓦增长45.8%，年均增长7.8%，负荷增速高于用电量增速，反映出负荷峰谷差进一步拉大、尖峰负荷持续时间缩短的特征。这一趋势要求电网具备更强的尖峰保供能力和灵活调节能力。图47非化石能源发电量占比变化及目标（%）数据来源：国家能源局，"双碳"目标文件。11.3装机结构与电力系统形态演进预计到2030年，全国发电装机容量将达到约55亿-58亿千瓦，其中非化石能源装机约37亿千瓦，占比超过65%；煤电装机约13亿-14亿千瓦，占比降至25%以下，煤电功能从主力电源逐步向基础保障性电源和系统调节性电源转变。风电装机预计达到11亿千瓦，太阳能发电装机达到17亿千瓦以上，新能源装机占比超过50%，发电量占比超过50%，标志着中国电力系统正式进入"新能源为主"的新时代。电力系统形态将发生深刻变化：一是电网形态从"单向逐级输送"的传统树状电网向"双向互动、柔性可控、源网荷储协同"的新型电力系统演进；二是配电网从无源网络演化为有源网络，分布式电源、储能、柔性负荷大量接入；三是调度模式从"源随荷动"的传统调度向"源网荷储协同互动"的智能调度转变；四是电力市场从省为实体向全国统一电力市场演进，电力的商品属性和环境价值得到充分体现。11.4碳排放与绿色转型电力行业是中国碳减排的主战场。2024年全国单位发电量二氧化碳排放约528g/kWh，较2005年下降38.5%；2025年进一步降至约514g/kWh，降低超过40%。随着新能源大规模替代煤电，预计2030年单位发电量碳排放将降至约400g/kWh以下，电力行业碳排放力争2028年前后达峰，为全社会2030年前碳达峰奠定基础。图48全国单位发电量二氧化碳排放强度（gCO₂/kWh）数据来源：中电联、生态环境部、中国电力发