2025发电行业潜力挖掘

2025发电行业潜力挖掘2025年中国发电行业潜力挖掘技术、政策与市场的协同突破

一、引言2025年发电行业潜力挖掘的时代背景与战略意义当我们站在2025年的门槛回望，全球能源转型的浪潮已席卷至发电行业的每一个角落从《巴黎协定》的目标约束到中国“双碳”战略的深入推进，从传统能源的“退坡”到新能源的“崛起”，发电行业正经历着自工业革命以来最深刻的变革这不仅是能源结构的调整，更是发展逻辑的重塑——从“规模扩张”转向“质量提升”，从“单一供电”转向“综合能源服务”，从“资源依赖”转向“技术驱动”在这样的背景下，挖掘2025年发电行业的潜力，已不仅是企业生存发展的需要，更是国家能源安全、生态文明建设与经济高质量发展的战略选择

1.1全球能源转型“双碳”目标下的必然趋势当前，全球气候变化已成为人类共同面临的挑战，“碳达峰、碳中和”目标从愿景变为各国行动纲领国际能源署（IEA）数据显示，2023年全球可再生能源装机占比已达

30.8%，预计到2030年将突破50%，其中风电和太阳能占比将超过40%中国作为全球最大的能源消费国，“双碳”目标的提出更是为发电行业转型指明了方向——2025年非化石能源消费比重需达到20%，非化石能源发电装机占比需超过52%这意味着，未来几年发电行业将面临“新能源加速替代、传统能源清洁化、系统灵活性提升”的多重任务，而潜力挖掘正是实现这一目标的核心路径

1.2中国能源结构优化从“保供”到“安全与绿色并重”第1页共18页长期以来，中国发电行业以火电为主导，2023年火电装机占比仍达

48.5%，但“煤电压减”与“能源保供”的矛盾日益凸显2024年夏季，多地因极端高温导致用电负荷激增，火电“顶格出力”与新能源“出力波动”的叠加，暴露出系统调节能力的不足同时，新能源的规模化发展也面临“并网消纳难、储能配套不足、成本波动大”等问题2025年，如何在保障能源安全的前提下推动结构优化，如何让新能源从“补充能源”变为“主力能源”，如何提升系统对高比例新能源的适应性，成为行业潜力挖掘的关键命题

1.3行业发展逻辑转变从“硬件堆砌”到“价值创造”过去十年，中国发电行业的发展模式是“规模优先”——通过大规模投资火电、风电、光伏实现装机容量的快速扩张，2023年总装机达

26.8亿千瓦，位居全球第一但随着“十四五”规划进入后半程，行业正从“量的积累”转向“质的提升”，价值创造的核心从“发电”转向“用能”，从“单一供电”转向“综合能源服务”例如，新能源企业开始探索“光伏+储能+微电网”模式，传统能源企业布局氢能、CCUS（碳捕集利用与封存）技术，发电行业正从“能源生产者”向“综合能源服务商”转型这种转变，既是潜力挖掘的方向，也是行业可持续发展的必然选择

二、2025年发电行业发展现状与核心挑战在压力中寻找突破空间当前，中国发电行业正处于“新旧动能转换”的关键期，传统能源转型压力与新能源发展瓶颈并存，技术、政策、市场的协同不足成为制约潜力释放的核心矛盾深入分析现状与挑战，是挖掘潜力的前提

2.1传统能源与新能源的“双轨并行”转型与保供的平衡难题第2页共18页

2.

1.1火电压减与清洁化的双重任务火电作为“基荷电源”，在能源保供中仍发挥不可替代的作用，但“双碳”目标下的压减压力日益增大2023年，全国煤电装机达

13.06亿千瓦，占总装机的

48.5%，但单位供电煤耗已降至305克标准煤/千瓦时，接近国际先进水平不过，火电面临的矛盾在于“保供”与“低碳”的平衡一方面，极端天气下用电负荷激增，火电需“顶格出力”；另一方面，火电的碳排放占全国总排放的40%以上，压减存量、控制增量成为必然2025年，火电行业的潜力挖掘将聚焦于“灵活性改造”与“CCUS技术应用”，通过提升调峰能力、降低单位能耗、捕集碳排放，实现“保供”与“降碳”的双赢

2.

1.2新能源规模扩张与并网消纳的“成长痛”新能源是发电行业增长的核心动力，2023年风电、太阳能装机合计达

9.06亿千瓦，占总装机的

33.8%，较2020年提升12个百分点但新能源的“规模扩张”背后，是“并网消纳难”的现实挑战2024年，甘肃、新疆等新能源富集地区弃风率仍超过8%，部分光伏电站因电网接纳能力不足被迫“限发”；同时，新能源出力的波动性（如风电“出力爬坡”、光伏“日出日落”特性）对电网稳定性提出更高要求此外，新能源“补贴退坡”后，企业面临“成本波动”与“收益不确定性”的双重压力，部分企业出现“投建即亏损”的困境2025年，新能源潜力挖掘需突破“并网消纳”“成本控制”与“价值提升”三大瓶颈

2.2技术瓶颈储能、电网与智能化的短板制约

2.

2.1储能成本、寿命与场景适配性不足储能是解决新能源波动性、实现“源网荷储一体化”的关键，但当前储能技术仍面临“成本高、寿命短、场景适配性不足”的问题第3页共18页2023年，锂电池储能度电成本约

0.5元/千瓦时，虽较2020年下降40%，但仍高于煤电调峰成本（约

0.3元/千瓦时）；液流电池虽循环寿命长（约1万次），但成本高达2元/千瓦时以上；压缩空气储能、飞轮储能等技术尚处于商业化初期，规模化应用受限同时，不同场景对储能的需求差异显著（如电网侧需大规模储能，户用侧需小型化储能），技术路线选择与场景适配成为难题2025年，储能技术的突破将是发电行业潜力释放的“突破口”

2.

2.2电网跨区域互联与灵活性调控能力待提升高比例新能源并网对电网的“灵活性”提出挑战，而当前电网仍存在“跨区域互联不足”“调节能力薄弱”等问题一方面，中国能源资源与负荷中心逆向分布（如西北风电、西南水电与中东部负荷中心距离超1000公里），跨区域输电通道建设滞后，2023年跨区外送电量占比仅15%，低于美国（25%）、欧盟（30%）；另一方面，电网的“源网荷储协同”能力不足，传统电网以“单向供电”为主，缺乏对分布式电源、微电网的灵活调控，新能源消纳“卡脖子”现象频发2025年，电网升级将聚焦于“特高压跨区互联”“智能电网建设”与“虚拟电厂协同”

2.

2.3智能化数据孤岛与控制精度的挑战发电行业的智能化转型是提升效率、降低成本的关键，但当前仍面临“数据孤岛”与“控制精度不足”的问题从数据层面看，发电企业、电网公司、用户侧的数据未实现有效互通，设备状态监测、负荷预测等依赖“经验判断”而非“数据驱动”；从控制层面看，传统“集中式控制”对新能源出力波动的响应滞后，导致弃风弃光率居高不下2023年，国内主要发电集团的大数据平台覆盖率不足30%，智第4页共18页能调度系统的预测精度在90%左右，与国际先进水平（95%以上）仍有差距2025年，智能化技术的应用将是提升行业效率的“加速器”

2.3政策与市场协同机制尚未完全理顺

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3.1新能源补贴退坡后的市场适应问题2021年新能源补贴全面退出后，行业进入“市场化竞争”阶段，但部分企业尚未适应“补贴退坡”后的盈利模式一方面，新能源项目投资回报高度依赖“电价政策”与“补贴预期”，退坡后企业面临“成本高、收益低”的压力，部分企业出现“投建积极性下降”的现象；另一方面，新能源参与电力市场的机制仍不完善，辅助服务（如调峰、调频）的定价机制不清晰，企业难以通过市场化手段提升收益2025年，需通过完善电力市场体系，让新能源企业在“市场化竞争”中找到新的盈利空间

2.

3.2跨区域电力交易机制的完善空间当前，中国电力市场仍以“省间交易”为主，跨区域资源优化配置能力不足一方面，区域壁垒导致“本地保护主义”，部分省份为保障本地新能源消纳，限制外送电量；另一方面，跨省跨区交易的“偏差考核”机制不合理，导致交易双方积极性受挫2023年，全国跨省跨区交易电量占比仅15%，而欧盟通过“单一电力市场”实现了30%以上的跨境交易2025年，需通过“全国统一电力市场”建设，打破区域壁垒，提升资源配置效率

2.

3.3产业链上下游的利益分配与协同效率发电行业产业链长（上游设备制造、中游建设运营、下游售电服务），但当前上下游利益分配不合理，协同效率低设备制造环节利润空间被压缩（2023年光伏组件企业毛利率约8%，较2020年下降12个百分点），而发电企业面临“成本高、收益低”的困境；同时，产第5页共18页业链各环节缺乏“数据共享”与“协同创新”机制，如储能企业与发电企业的合作多停留在“项目层面”，未形成长期战略协同2025年，需通过“产业链整合”与“利益共享机制”，提升整体效率

三、2025年发电行业潜力挖掘的核心方向技术、政策与市场的协同发力面对现状与挑战，2025年发电行业潜力挖掘需围绕“技术创新驱动、政策机制保障、跨领域融合协同、产业链升级”四大方向，构建“多元发力、系统推进”的格局

3.1技术创新驱动潜力释放的“核心引擎”技术是发电行业转型的根本动力，2025年的技术创新将聚焦于“效率提升、成本下降、场景适配”三大目标，通过突破关键技术瓶颈，释放行业潜力

3.

1.1新能源技术迭代从“规模扩张”到“效率与成本双降”光伏与风电是新能源发展的核心，2025年技术迭代将聚焦于“高效电池”与“大型化机组”，实现度电成本进一步下降光伏领域，TOPCon（隧穿氧化层钝化接触）电池已成为主流，2023年量产转换效率达

26.5%，钙钛矿-硅叠层电池实验室效率突破33%，预计2025年TOPCon量产效率将达28%，钙钛矿-硅叠层电池进入中试阶段，度电成本降至

0.1元/千瓦时以下；同时，光伏“BIPV（建筑光伏一体化）”与“农光互补”等场景应用加速，2025年BIPV市场规模将突破1000亿元风电领域，大型化机组成为趋势，2023年陆上风电单机容量达6-8兆瓦，海上风电突破12兆瓦，2025年陆上机组将达12-14兆瓦，海上突破18兆瓦，度电成本下降15%-20%；深远海风电技术突破（如漂浮式风电平台）将打开万亿级市场，预计2025年深远海风电装机达5000万千瓦第6页共18页

3.

1.2储能技术突破从“单一储能”到“多技术路线协同”2025年储能技术将呈现“多元化发展”态势，不同技术路线在不同场景实现规模化应用锂电池领域，磷酸铁锂电池成本将降至

0.3元/瓦时，循环寿命突破6000次，适合电网侧与用户侧储能；三元锂电池聚焦长时储能，通过材料创新（如富锂锰基）提升能量密度，循环寿命达3000次以上；液流电池（全钒液流）在电网侧规模化应用，2025年国内装机达500万千瓦，度电成本降至

0.4元/千瓦时；压缩空气储能在西北、华北等有地质条件的地区示范应用，单站容量突破100万千瓦，度电成本降至

0.5元/千瓦时；飞轮储能在调频、调相场景应用，响应速度达毫秒级，2025年市场规模突破50亿元

3.

1.3智能控制与数字孪生提升系统运行效率智能控制与数字孪生技术将重塑发电行业运行模式，实现“精准预测、优化调度、智能运维”在预测层面，基于AI的负荷预测精度将提升至95%以上，新能源出力预测误差降至5%以下，减少弃风弃光损失；在调度层面，“源网荷储一体化”系统通过数字孪生模拟不同运行场景，优化机组组合与负荷分配，提升系统调节效率10%-15%；在运维层面，基于物联网与大数据的“预测性维护”将替代传统“被动检修”，设备故障率下降20%，运维成本降低30%2025年，国内发电企业的智能化改造渗透率将达60%，智能调度系统覆盖率超80%

3.2政策机制构建潜力实现的“制度保障”政策是行业发展的“指挥棒”，2025年需通过“优化并网政策、完善市场体系、健全碳定价机制”，为潜力挖掘提供制度支撑

3.

2.1优化新能源并网政策简化流程与提升消纳能力针对新能源并网消纳难问题，政策需从“审批”与“消纳”两方面发力审批层面，简化新能源项目并网流程，将并网验收时间从当第7页共18页前的6个月缩短至3个月，降低企业时间成本；消纳层面，建立“跨省跨区消纳责任”机制，明确各省弃风弃光考核指标，对超额消纳新能源的地区给予电价补贴；同时，推广“十四五”新能源消纳责任权重（如2025年非水电可再生能源消纳责任权重达16%），通过市场化手段倒逼消纳能力提升

3.

2.2完善电力市场体系促进多能互补与市场化交易电力市场是新能源价值实现的核心平台，2025年需推进“全国统一电力市场”建设，完善“中长期交易+现货交易+辅助服务市场”的多层次市场体系中长期交易聚焦“风险对冲”，扩大合约规模至年度交易，让新能源企业提前锁定收益；现货交易实现“电价信号引导资源配置”，通过“峰谷电价差”激励用户错峰用电，提升系统利用效率；辅助服务市场明确“调峰、调频、备用”等服务的定价机制，允许新能源参与调峰（如提供15%-20%的调峰深度），通过市场化手段提升新能源收益

3.

2.3健全碳定价机制倒逼低碳转型碳定价是推动发电行业低碳转型的“经济杠杆”，2025年需完善“碳市场+碳税”的双重定价机制碳市场方面，扩大覆盖范围至发电行业全产业链，完善“配额分配+履约机制”，2025年碳价稳定在60-80元/吨CO₂；碳税方面，对未纳入碳市场的小机组征收碳税，税率逐步提高至30-50元/吨CO₂，通过价格信号倒逼企业降低碳排放同时，对CCUS、氢能等低碳技术给予“碳补贴”，2025年CCUS项目补贴标准达200-300元/吨CO₂，推动技术商业化应用

3.3跨领域融合拓展潜力挖掘的“新空间”第8页共18页跨领域融合是发电行业从“单一供电”向“综合能源服务”转型的关键，2025年将形成“新能源+储能+微电网”“新能源+氢能”“新能源+智能电网”等融合模式，释放巨大潜力

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3.1“新能源+储能+微电网”分布式能源的灵活性价值“分布式能源+储能+微电网”模式可提升能源利用效率，实现“就近消纳、灵活调节”在用户侧，工业园区、商业综合体、海岛等场景推广“分布式光伏+储能+微电网”，通过“自发自用、余电上网”降低用电成本，2025年户用储能市场规模将突破500亿元，工商业储能市场突破2000亿元；在电网侧，推广“虚拟电厂（VPP）”聚合分布式电源、储能、可控负荷，参与辅助服务市场，预计2025年虚拟电厂可提供1000万千瓦调节能力，相当于一个大型煤电电站的调峰能力

3.

3.2“新能源+氢能”绿氢生产与长周期储能“新能源+氢能”是“新能源长周期储能”与“脱碳能源载体”的双重结合，潜力巨大在绿氢生产领域，2025年可再生能源制氢成本将降至20元/公斤以下，具备与灰氢（化石能源制氢）竞争的能力，预计绿氢产量达100万吨/年；在储能领域，“新能源+绿氢储能”可实现“月级、年级”长周期储能，解决新能源出力的季度波动问题，2025年绿氢储能项目将在西北新能源基地示范应用，储能成本降至

0.3元/千瓦时以下；在交通领域，绿氢重卡、船舶等应用加速，推动“交通脱碳”，2025年绿氢在交通领域的应用量达50万吨/年

3.

3.3“新能源+智能电网+虚拟电厂”需求响应与系统调节智能电网与虚拟电厂的融合，可实现“源网荷储协同”，提升系统灵活性智能电网通过“智能电表+负荷管理系统”实现对用户侧负荷的精准感知与调控，2025年智能电表覆盖率将达100%，负荷管理系第9页共18页统响应时间缩短至秒级；虚拟电厂通过聚合分布式电源、储能、可控负荷，参与系统调峰与调频，2025年虚拟电厂市场规模将突破1000亿元，成为系统调节的“重要补充”同时，“新能源+虚拟电厂”可提升用户参与度，实现“用户即产电者、即售电者”，推动“分布式能源民主化”

3.4产业链升级夯实潜力转化的“基础支撑”产业链升级是提升行业效率、降低成本的基础，2025年需从“设备制造、运维服务、人才培养”三方面发力，构建“自主可控、高效协同”的产业链体系

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4.1设备制造从“规模领先”到“技术引领”设备制造是发电行业的“基石”，2025年需突破“关键核心技术”，实现从“跟跑”到“领跑”的转变光伏领域，突破钙钛矿-硅叠层电池量产技术，掌握TOPCon、HJT（异质结）电池核心专利，2025年国内光伏设备自主化率达90%以上；风电领域，突破大型化机组轴承、叶片等关键部件技术，2025年国内风电设备自主化率达85%，深远海漂浮式平台国产化率超70%；储能领域，突破锂电池正极材料（富锂锰基）、液流电池关键材料技术，国内储能设备自给率达95%，成本较2023年下降30%

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4.2运维服务从“被动检修”到“主动预测性维护”运维服务是提升发电效率、降低成本的关键，2025年需从“被动检修”转向“主动预测性维护”基于物联网、大数据的“智能运维平台”将实现对设备状态的实时监测，预测性维护准确率达90%以上，设备故障率下降25%；远程运维中心通过“AI+AR”技术，实现对偏远地区电站的远程监控与故障诊断，运维成本降低30%；同时，“共享运第10页共18页维”模式兴起，中小发电企业通过共享专业运维团队，降低运维成本，2025年共享运维市场规模将突破500亿元

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4.3人才培养构建复合型技术与管理团队人才是行业发展的核心，2025年需培养“懂技术、懂市场、懂管理”的复合型人才高校需调整专业设置，增设“新能源科学与工程”“储能科学与工程”“智能电网”等专业，2025年相关专业毕业生达10万人/年；企业需加强内部培训，通过“产学研用”合作培养高端人才，2025年发电行业高级技术与管理人才缺口缩小至20万人；同时，引进国际先进经验，与德国、丹麦等能源转型领先国家开展技术交流与人才培训，提升行业整体水平

四、2025年发电行业细分领域潜力深度分析从“单点突破”到“系统释放”在核心方向指引下，发电行业各细分领域将释放巨大潜力，需从技术、市场、政策多维度深入分析，明确重点突破领域

4.1新能源风光储氢一体化的“多能互补”潜力新能源是2025年发电行业增长的核心动力，其潜力不仅在于装机规模的扩张，更在于“风光储氢一体化”的多能互补应用，实现“发、储、用”全链条价值提升

4.

1.1光伏高效电池技术与BIPV/光伏建筑一体化光伏的潜力挖掘将聚焦“高效电池”与“场景拓展”两大方向技术层面，TOPCon电池成为主流，2025年量产转换效率达28%，钙钛矿-硅叠层电池进入商业化初期，实验室效率突破35%，度电成本降至

0.1元/千瓦时以下；场景层面，BIPV（光伏建筑一体化）成为建筑节能新趋势，2025年BIPV市场规模将达1500亿元，占新增光伏装机的20%；农光互补、渔光互补等复合场景加速落地，预计2025年复合场第11页共18页景装机达5000万千瓦，土地利用效率提升30%此外，光伏+储能在偏远地区的“离网供电”应用加速，2025年离网光伏储能项目装机达1000万千瓦，为无电地区提供绿色电力

4.

1.2风电深远海风电与大型化机组的经济性突破风电的潜力将在“大型化”与“深远海化”中释放大型化方面，陆上风电单机容量突破14兆瓦，海上突破20兆瓦，2025年单机容量超10兆瓦的机组占比达60%，度电成本较2023年下降20%；深远海风电成为新增长点，国内已探明深远海风电可开发资源量达20亿千瓦，2025年示范项目装机达500万千瓦，漂浮式风电平台技术突破（如半潜式、张力腿式），度电成本降至

0.4元/千瓦时以下；同时，海上风电与海洋牧场、港口物流等融合发展，“风光渔牧”一体化项目落地，2025年此类项目装机达1000万千瓦，实现“发电+生态+经济”多重效益

4.

1.3储能锂电池与液流电池的技术路线之争与场景适配储能的潜力释放需“多技术路线协同”，不同技术在不同场景实现差异化应用锂电池聚焦“用户侧与电网侧”，磷酸铁锂电池成本降至

0.3元/瓦时，循环寿命突破6000次，2025年用户侧储能装机占比达40%，电网侧储能装机占比达30%；液流电池聚焦“长时储能”，全钒液流电池在西北新能源基地示范应用，单站容量突破100万千瓦，度电成本降至

0.5元/千瓦时，2025年长时储能装机达500万千瓦；压缩空气储能在“西气东输”沿线布局，利用地下盐穴资源，2025年装机达200万千瓦，成为“调峰主力”

4.

1.4氢能绿氢生产与发电端耦合的可行性氢能是2025年最具潜力的“零碳能源载体”，其潜力释放需“绿氢生产+发电耦合+应用场景拓展”协同推进绿氢生产方面，可再生第12页共18页能源制氢成本降至20元/公斤，2025年绿氢产量达100万吨/年，其中光伏制氢占比60%，风电制氢占比40%；发电耦合方面，“新能源+绿氢储能”在西北基地示范应用，解决新能源季度波动问题，储能成本降至

0.3元/千瓦时；应用场景方面，绿氢重卡、船舶、工业燃料等领域加速落地，2025年绿氢在交通与工业领域的应用量达80万吨，推动“能源脱碳”

4.2智能电网与虚拟电厂需求侧响应的“柔性潜力”智能电网与虚拟电厂是提升系统灵活性的关键，其潜力在于“需求侧响应”与“资源聚合”，将传统“单向供电”转变为“双向互动”

4.

2.1智能电表与负荷管理系统精准感知与调控智能电表与负荷管理系统是智能电网的“神经末梢”，2025年将实现“精准感知、实时调控”智能电表覆盖率达100%，具备“负荷监测、用电分析、远程控制”功能，数据采集频率达分钟级，用户用电数据实时上传至平台；负荷管理系统通过AI算法识别“可调节负荷”（如空调、洗衣机、储能设备），在用电高峰时自动降低负荷，2025年可调节负荷响应能力达1亿千瓦，相当于一个特高压输电通道的输送能力；同时，“分时电价+需求响应补贴”激励用户错峰用电，2025年用户侧负荷率将下降10%，系统峰谷差缩小15%

4.

2.2虚拟电厂（VPP）聚合分布式资源的价值释放虚拟电厂通过聚合分布式电源、储能、可控负荷，实现“集中调控、市场化交易”，2025年市场规模将突破1000亿元技术层面，VPP平台实现多能流协同优化，调度精度达秒级，响应速度达毫秒级；市场层面，VPP参与辅助服务市场（调峰、调频、备用），2025年VPP提供的辅助服务收益占比达15%；应用场景方面，工业园区VPP、城市第13页共18页VPP、海岛VPP加速落地，2025年国内VPP聚合资源量达5000万千瓦，相当于一个大型煤电电站的装机容量

4.

2.3电力数字化平台数据驱动的系统优化电力数字化平台是提升系统效率的“大脑”，2025年将实现“全链条数据融合、智能化决策”数据融合层面，发电企业、电网公司、用户侧数据互通，形成“源网荷储”一体化数据平台，数据覆盖率达90%以上；决策优化层面，基于AI的“智能调度系统”实现机组组合、负荷分配、新能源消纳的动态优化，弃风弃光率降至5%以下；同时，“数字孪生电网”模拟不同运行场景，提前预判风险，2025年数字孪生技术在电网规划、调度中的应用率达80%，系统稳定性提升10%

4.3传统能源清洁化改造存量资产的“绿色潜力”传统能源（煤电、生物质能等）的潜力挖掘在于“清洁化改造”与“价值重构”，通过技术升级与场景创新，实现“保供”与“降碳”双赢

4.

3.1煤电灵活性改造深度调峰与调相能力提升煤电灵活性改造是“双碳”目标下火电转型的核心路径，2025年改造规模将达5亿千瓦技术层面，通过“深度调峰改造”（降低最低技术出力至30%额定负荷）、“调相改造”（增加调相机容量），煤电调峰能力提升至50%，可参与系统调频（响应时间＜10秒）；经济性层面，改造后煤电度电成本增加

0.01-

0.02元/千瓦时，但可通过辅助服务收益覆盖成本，2025年改造后煤电的调峰收益占比达10%；应用层面，改造后的煤电作为“灵活调节电源”，与新能源协同运行，2025年煤电灵活性改造后可消纳新能源1000亿千瓦时，减少弃风弃光损失500亿元第14页共18页

4.

3.2生物质发电农林废弃物的资源化利用生物质发电是“循环经济”的重要组成部分，2025年装机将突破5000万千瓦技术层面，突破“生物质成型燃料（B20）掺烧”“气化发电”等技术，生物质发电效率提升至30%以上，度电成本降至

0.3元/千瓦时；资源利用层面，推广“农林废弃物-生物质发电-有机肥”循环模式，2025年农林废弃物综合利用率达80%，生物质发电原料成本下降20%；政策层面，对生物质发电给予“税收优惠”与“度电补贴”，2025年生物质发电度电补贴标准维持

0.1元/千瓦时，保障项目经济性

4.

3.3地热能与海洋能小众能源的规模化探索地热能与海洋能是“零碳能源”的重要补充，2025年潜力将逐步释放地热能方面，干热岩地热发电技术突破，单站容量达5万千瓦，2025年示范项目装机达10万千瓦，度电成本降至

0.5元/千瓦时；海洋能方面，潮汐能、波浪能技术成熟，2025年潮汐能装机达5万千瓦，波浪能装机达2万千瓦，成为海岛离网供电的重要电源；同时，地热供暖、海洋能制氢等场景拓展，2025年地热能供暖面积达10亿平方米，海洋能制氢量达10万吨/年

4.4跨区域能源互联资源优化配置的“空间潜力”跨区域能源互联是“西电东送、北电南供”的关键，其潜力在于“优化资源配置、提升系统韧性”，实现“全国一张网”的协同效应

4.

4.1特高压输电跨区跨省能源输送的“主动脉”特高压是跨区域能源输送的“核心通道”，2025年“四交四直”特高压工程将全面投运，形成“五纵五横”的特高压网络输送规模方面，特高压年输送电量达5000亿千瓦时，占全国发电量的8%，其中第15页共18页新能源占比达30%；技术层面，特高压设备国产化率达95%，输电损耗率降至5%以下，单位输送成本下降15%；应用层面，“西北风电+西南水电”“海上风电+中东部负荷”等跨区域协同模式落地，2025年跨区外送电量占比提升至20%，新能源消纳率提升至95%

4.

4.2区域综合能源系统多能互补与梯级利用区域综合能源系统通过“多能互补、梯级利用”提升能源效率，2025年将在长三角、珠三角等负荷中心示范应用多能互补方面，整合风电、光伏、储能、燃气轮机等资源，系统综合效率提升至85%以上；梯级利用方面，“冷热电三联供”系统实现能源梯级利用，综合能耗下降20%；市场化运营方面，区域综合能源服务商通过“售电+综合服务”盈利，2025年区域综合能源系统市场规模达5000亿元，成为城市能源转型的主力

4.

4.3跨境电网互联“一带一路”能源合作的新机遇跨境电网互联是“一带一路”能源合作的重要内容，2025年将推进“中俄、中缅、中老”等跨境电网建设中俄跨境电网±1100千伏特高压线路投运，年输送电量达300亿千瓦时，其中新能源占比50%；中缅跨境电网220千伏线路投运，年输送电量达50亿千瓦时，助力东南亚国家能源转型；中老跨境电网110千伏线路投运，保障老挝新能源消纳，2025年跨境电网互联电量达500亿千瓦时，推动区域能源一体化

五、2025年发电行业潜力实现的路径与保障措施从“蓝图”到“落地”潜力挖掘的关键在于“路径清晰、保障有力”，需通过“技术创新、市场机制、政策支持”多维度发力，确保2025年目标实现

5.1技术路径以“自主创新”突破“卡脖子”环节第16页共18页技术是潜力实现的核心支撑，需聚焦“关键核心技术攻关、成果转化、试点示范”三大环节

5.

1.1加强基础研究聚焦关键核心技术国家需加大基础研究投入，设立“发电行业基础研究专项”，2025年研发投入占比达3%以上，重点攻关“钙钛矿-硅叠层电池”“大型风电轴承”“液流电池材料”“智能调度算法”等关键技术企业需与高校、科研院所共建“联合实验室”，2025年主要发电集团的研发投入占比达

2.5%以上，形成“产学研用”协同创新体系同时，加强国际合作，引进国际先进技术，消化吸收再创新，突破“数字孪生”“氢能储运”等技术瓶颈

5.

1.2推动产学研协同加速技术成果转化建立“技术成果转化平台”，打通“实验室-中试-产业化”链条，2025年培育10个国家级技术转化中心，推动100项重大技术落地政策层面，对技术转化项目给予“税收减免”与“资金补贴”，如钙钛矿电池中试项目补贴5000万元；市场层面，建立“技术交易市场”，促进技术供需对接，2025年技术交易额突破1000亿元企业层面，通过“技术入股”“联合开发”等模式与科研机构合作，2025年发电企业与科研机构的合作项目占比达60%，加速技术成果转化

5.

1.3试点先行在重点区域开展技术示范选择“西北新能源基地”“长三角综合能源示范区”“海南自贸港”等重点区域，开展“技术试点示范”例如，在西北新能源基地试点“新能源+绿氢储能”项目，装机规模100万千瓦，验证长周期储能技术可行性；在长三角试点“虚拟电厂+智能电网”项目，聚合分布式资源500万千瓦，验证需求响应能力；在海南试点“深远海风电+海水制氢”项目，验证新能源与制氢协同第17页共18页第18页共18页。