电力新能源行业概况及发展趋势
思瀚产业研究院    2026-06-26

近年来，煤炭、石油等传统能源的大规模开发及使用给全球的居住环境带来了较大的负面影响，引发了一系列的全球气候变化问题。同时，全球供应链紧张、地缘政治等因素驱动传统能源价格高企，能源安全重要性不断显现。在此背景下，为了应对生态环境问题，提高能源供应的安全性及可靠性，全球各国高度重视可持续发展，大力支持绿色低碳能源转型，加大了对太阳能、风能等清洁能源的发展支持力度。

相对于传统能源，太阳能具有持久性、清洁性和普遍性等优点，光伏逐渐成为新能源领域重点发展的产业之一。受“双碳”目标驱动，以及技术进步推动光伏发电成本持续下降影响，光伏行业下游装机需求持续旺盛，市场规模快速增长，且未来发展空间广阔。

根据国际可再生能源署（IRENA）的预测，为实现《巴黎协定》的气候目标，全球累计光伏装机容量到 2030 年需达 5,400GW，到 2050 年需达到 18,200GW。而根据国际能源署（IEA）数据，虽然全球累计光伏装机容量保持高速增长，但截至 2024 年末全球累计光伏装机容量仅为 2,247GW，距离上述目标仍存在广阔的增长空间。

国务院发布的《2030 年前碳达峰行动方案》提出，“到 2030 年，非化石能源消费比重达到 25%左右，单位国内生产总值二氧化碳排放比 2005 年下降 65%以上，顺利实现 2030 年前碳达峰目标”。

2025 年 9 月，我国宣布新一轮国家自主贡献目标，提出“到 2035 年，非化石能源消费占能源消费总量的比重达到 30%以上，风电、太阳能发电总装机容量达到 36 亿千瓦以上”。

未来，在光伏发电成本持续下降、全球绿色复苏等有利因素的推动下，全球光伏新增装机仍将保持快速增长。

（2）国内光伏新能源装机容量保持快速增长，行业景气度持续提升

21 世纪以来，受市场需求拉动、国家政策支持、行业技术水平提升等因素影响，我国光伏产业实现了跨越式的发展，已经成为我国参与国际竞争并达到国际领先水平的战略性新兴产业之一。尤其是 2013 年以来，随着我国政策支持力度加大、行业技术的提升及配套环境的完善，我国逐步发展成为全球最重要的太阳能光伏应用市场之一。

根据国家能源局数据，2024 年我国光伏新增装机容量达 277.17GW，自 2013 年以来我国光伏新增装机容量已连续 11 年位居世界第一，自 2015 年以来我国光伏累计装机容量已连续 9 年位居全球首位。截至 2024 年末我国累计光伏装机容量达 886.66GW，近 10 年复合增长率达 40.27%。2015-2024

2025 年上半年，受《136 号文》等政策影响，光伏新增装机容量有较大提升，根据国家能源局数据，2025 年上半年全国光伏新增装机容量已达 212.21GW。2025 年 7 月，中国光伏行业协会（CPIA）将 2025 年国内光伏新增装机预测上调至 270-300GW，光伏行业景气度持续提升。

（3）电力电价市场化改革持续推进，促进新能源行业健康发展

1）光伏行业步入平价时代，逐步由政策驱动向技术及市场需求驱动转型

2021 年 6 月 7 日，国家发改委下发《关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》（发改价格〔2021〕833 号），规定自 2021 年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目，中央财政不再补贴，实行平价上网；2021 年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行，新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价。

近年来，随着硅片、电池片和组件的先进技术及工艺得以广泛应用，太阳能电池转换效率逐年提升，组件功率不断提高，下游光伏系统技术成本大幅下降，叠加非技术成本的下降，我国光伏系统投资运营成本持续降低，电站运营效率和综合性能不断优化，光伏行业逐步完成由政策驱动向技术驱动及市场需求驱动的转型。

2）上网电价市场化改革深化，加速行业市场化进程

2025 年 1 月，国家发改委、国家能源局发布《136 号文》，明确未来新能源上网电价要按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的要求，深化新能源上网电价市场化改革。《136 号文》主要包括四大核心要点：1、明确全面推动新能源上网电价市场化；2、创新“差价结算”保障机制；3、分类施策优化资源配置；4、强化政策协同与市场建设。政策以 2025 年 6月 1 日为时间节点区分存量与增量项目（新老项目），存量项目（2025 年 6 月 1 日前投产）与现行政策衔接，增量项目通过市场化竞价确定机制电价，平衡新老项目利益。存量项目的机制电价按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。

从短期来看，2025 年 6 月之后，随着市场化交易成为趋势，光伏电站投资的收益波动性将相应增加，项目成本与发电效率将成为未来电站投资收益的关键。从中长期来看，相关规定的完善有助于推动全国电力市场规则整合，加速能源转型，促进新能源行业持续健康发展。此外，新能源全面参与市场交易，将促使新能源企业提升运营效率，优化资源配置，加速新能源行业的市场化进程，提高行业整体竞争力。

3）电力体制改革持续推进，售电服务业务快速发展

自 2015 年国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》以来，中国电力体制改革进入持续推进阶段，并在随后多年通过系列配套文件逐步放开发用电计划，推动输配电以外环节有序竞争，形成了“管住中间、放开两头”的体制安排，售电侧市场化程度不断提升。

近年来，中国售电行业市场规模保持稳步增长，整体来看，售电行业在近两年已经从传统单一销售向综合能源服务和市场化交易转型，呈现出稳中有升的态势。据国家能源局数据，2020-2024年，市场交易电量由 3.17 万亿千瓦时增加到 6.18 万亿千瓦时，市场交易电量占全社会用电量比重

也从 42.2%上升至 62.7%。2025 年 1-6 月，全国市场交易电量为 29,485 亿千瓦时。未来，随着“双碳”战略推动能源结构持续优化，用电侧节能和绿色电力需求将持续释放，叠加智能电网和数字化交易平台建设的加速，预计售电行业将继续保持良好发展态势。

（4）新能源消纳情况持续改善

我国优质太阳能资源主要分布在“三北”地区和西南地区，而我国电力需求旺盛的区域主要在东部沿海等经济发达地区，整体呈现供需逆向分布的格局。资源分布与电力需求区域不匹配、配套特高压外送通道仍在完善等多项因素导致中西部地区弃光问题严重。

为提高新能源消纳比例，从能源双控方面来看，国家发改委 2021 年发布《完善能源消费强度和总量双控制度方案》，旨在进一步完善能源消费强度和总量双控制度，鼓励地方增加可再生能源消费；国家发改委、国家能源局每年 7-8 月发布关于当年《可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，确定当年及次年可再生能源电力消纳责任权重和重点用能行业绿色电力消费比例；

2025年 10 月 29 日，国家发改委、国家能源局印发《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》，旨在完善新能源消纳举措，优化系统调控，促进新能源在大规模开发的同时实现高质量消纳，提出“到 2030年，协同高效的多层次新能源消纳调控体系基本建立”，“新增用电量需求主要由新增新能源发电满足”，“新增用电量需求主要由新增新能源发电满足”，“新型电力系统适配能力显著增强”，“满足全国每年新增 2 亿千瓦以上新能源合理消纳需求”，“到 2035 年，适配高比例新能源的新型电力系统基本建成，新能源消纳调控体系进一步完善”等目标。以上措施为新能源消纳提供了政策保证和良好通道。

从输电通道方面来看，特高压输变电线路和智能电网将提升电网对新能源的消纳能力。“十四五”及“十五五”期间，我国持续加大力度规划建设新能源供给消纳体系和建设智能高效的调度运行体系。根据国家电网和南方电网发展规划，国家电网“十四五”期间规划建设特高压工程“24 交14 直”，涉及线路 3 万余公里，总投资 3,800 亿元，“十五五”期间计划特高压直流开工 20 条以上，交流项目年均 3 个，总投资超 8,000 亿元；南方电网公司“十四五”期间规划总体电网建设投资约 6,700 亿元，“十五五”期间规划重点推动西电东送拓展，骨干网架优化，新型配网升级，调节能力提升，供电服务优化。

在上述促进新能源消纳政策的有效推动下，我国弃风弃光问题得到改善，虽然弃光率情况近年来受西藏、青海、新疆等西部地区消纳情况影响而有所波动，但整体而言，根据国家能源局数据，全国平均弃光率由 2015 年的 12.6%下降至 2024 年的 3.2%，弃光率水平显著下降，新能源发电企业的盈利能力获得提升。

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