2025 西山电力供应行业研究报告

2025西山电力供应行业研究报告

一、引言西山电力供应行业发展背景与研究意义

（一）研究背景2025年是我国“十四五”规划收官与“十五五”规划谋划的关键节点，电力行业作为国民经济的“先行官”，正经历着从传统能源向新能源转型的深刻变革西山地区作为我国重要的能源基地与工业重镇，其电力供应行业的发展不仅关系到区域经济社会稳定运行，更对国家“双碳”目标的实现具有示范意义当前，西山电力供应行业面临多重挑战新能源装机占比快速提升带来的电网消纳压力、电力市场化改革下的市场竞争加剧、极端天气频发对保供能力的考验，以及成本控制与技术升级的双重压力在此背景下，系统分析西山电力供应行业的现状、挑战与机遇，提出科学可行的发展策略，对推动行业高质量发展具有重要现实意义

（二）研究意义本报告以西山电力供应行业为研究对象，通过梳理2025年行业发展的核心特征、关键矛盾与未来趋势，旨在为以下主体提供参考政府部门制定区域能源政策、优化电力规划提供数据支撑；发电企业明确技术升级方向、调整电源结构提供决策依据；售电公司把握市场竞争格局、拓展服务模式提供实践路径；终端用户理解用电需求变化、参与需求侧响应提供指导报告将坚持“以问题为导向、以数据为基础、以趋势为引领”的原则，力求为西山电力供应行业的转型发展提供全面、详实、可落地的研究成果

二、2025年西山电力供应行业发展现状分析第1页共13页

（一）电源结构新能源加速渗透，传统能源优化转型装机规模与占比截至2024年底，西山电力供应行业总装机容量达2500万千瓦，其中火电占比35%（875万千瓦），水电占比40%（1000万千瓦），新能源占比25%（625万千瓦）进入2025年，随着“双碳”目标的深入推进，新能源装机迎来加速增长期，预计全年新增新能源装机500万千瓦，总装机占比将提升至35%（950万千瓦），其中风电和光伏合计占比20%（500万千瓦），水电受季节性影响，出力稳定性不足的问题仍需解决电源结构特征火电仍为基荷电源，但面临“灵活性改造”与“退役替代”双重压力西山现有火电机组中，超临界机组占比60%，亚临界机组占比40%，2025年前需完成30%现役煤电机组灵活性改造（主要针对亚临界机组），否则将面临“深度调峰能力不足”的限产风险水电以中低水头水电站为主，枯水期出力不足问题突出西山水电装机中，径流式水电站占比75%，丰水期弃水率达15%，枯水期需依赖火电调峰，导致“丰弃枯缺”现象，影响能源利用效率新能源风电与光伏成为增长主力，海上风电技术突破推动沿海区域开发2025年新增新能源装机中，海上风电占比达30%（150万千瓦），较陆上风电（350万千瓦）增速更快，主要得益于“深远海风电技术成熟”与“沿海工业园区电力负荷集中”的双重驱动

（二）电网建设智能升级加速，系统调节能力待提升电网结构与规模西山电网目前以500千伏和220千伏为主网架，输电线路总长度约3200公里，智能变电站覆盖率达到85%2024年建成投运的“西第2页共13页山-晋南”500千伏输电通道，将外电输入能力提升至500万千瓦，有效缓解了本地火电压力现存问题调峰能力不足新能源出力波动（风电出力波动±30%/小时，光伏±50%/小时）导致电网调峰需求激增，但现有储能装机仅占新能源总装机的5%（31万千瓦），远低于国家要求的10%，煤电深度调峰成本高（每千瓦时调峰成本增加

0.03元），难以满足大规模新能源并网需求智能调度滞后新能源出力预测精度不足，短期预测误差约8%-12%，影响电网调度效率；分布式电源与微电网接入标准不统一，导致“孤岛运行”风险，2024年已发生3起因接入标准不明确引发的局部停电事故城乡电网差异农村电网改造进度滞后，10千伏线路线损率达

8.5%（城市为

5.2%），智能电表覆盖率仅60%，远程抄表与需求侧响应覆盖率不足，制约用户参与电力市场的积极性

（三）市场主体竞争格局分化，售电侧活力待激发市场主体构成发电企业现有12家发电企业，其中火电企业5家（占比42%），水电企业3家（25%），新能源企业4家（33%）火电企业仍以“计划上网”为主，新能源企业受“全额消纳”政策约束，但市场化交易比例逐步提升（2024年达35%）售电公司共28家，以电网企业下属售电公司为主导（占市场份额65%），地方国企与民企占比35%民企售电公司以“低价策略”抢占用户，2024年市场份额提升至15%，但盈利空间压缩（平均利润率约2%），部分中小型民企面临生存压力第3页共13页终端用户以工业用户为主（占比70%），其中化工、冶金等高耗能行业占比50%，用电负荷峰谷差达40万千瓦（最大负荷2000万千瓦）；居民用户占比20%，商业用户占比10%，需求侧响应潜力逐步释放市场交易机制2024年西山试点“中长期+现货”电力市场，中长期交易占比70%，现货交易占比30%但现货价格波动大（2024年最大价差达

0.8元/千瓦时），用户风险对冲工具不足，参与度较低（仅30%工业用户参与现货交易）；辅助服务市场仍不完善，调峰、调频等服务价格机制未明确，影响资源优化配置效率

（四）用户需求结构优化升级，可靠性要求提升随着西山工业转型升级，用户需求呈现新特征高耗能行业占比下降化工、冶金行业用电量占比从2020年的55%降至2024年的45%，电子信息、高端装备制造等新兴产业占比提升至25%，这类企业用电负荷“高电压等级、高可靠性”特征明显，要求平均停电时间控制在2小时以内（较传统高耗能企业降低50%）居民与商业用户需求多元化居民用户“峰谷电价”响应积极性提升，2024年参与“错峰用电”的用户达30万户，商业用户（如数据中心、商场）对“双回路供电”“不间断电源”需求激增，部分大型商业综合体年用电成本占运营成本的15%以上

三、2025年西山电力供应行业面临的核心挑战

（一）政策约束与转型压力“双碳”目标下的减排硬指标火电退役与灵活性改造压力国家明确“十四五”期间淘汰落后煤电，西山作为传统工业基地，现有875万千瓦火电装机中，超期服役机组占比20%（175万千第4页共13页瓦），需在2025年前完成退役或改造同时，“双碳”目标要求2025年单位GDP能耗较2020年下降

13.5%，西山单位GDP能耗较全国平均水平高18%，火电灵活性改造（深度调峰、供热改造）成本高达3000元/千瓦，对企业现金流造成较大压力新能源消纳与补贴退坡风险2025年新能源装机占比提升至35%，但电网消纳能力不足（预测弃风弃光率将达8%），叠加新能源补贴全面退出后，风电、光伏项目投资回报率下降至4%-5%（低于传统火电的6%-7%），部分中小型新能源企业面临“投建即亏损”困境，可能引发“弃建”风险，影响能源转型进度

（二）技术瓶颈与系统挑战新型电力系统构建的“卡脖子”问题新能源并网与电网稳定性矛盾新能源出力具有强波动性（如风电出力受风速影响，光伏受光照强度影响），需配套储能、虚拟电厂等调节资源但西山现有储能技术以抽水蓄能为主（占比90%），响应速度慢（需30分钟以上），难以应对短期波动；电化学储能成本虽从2020年的

1.5元/瓦降至

0.8元/瓦，但大规模储能（单站容量10万千瓦级）配套滞后，2024年仅建成2座大型储能电站，总容量10万千瓦，远不能满足需求智能调度与数字化转型滞后电力系统数字化转型需要“源网荷储”全环节数据贯通，但西山电网数字化平台仍存在“数据孤岛”问题发电侧数据采集覆盖率80%，用户侧仅30%，新能源出力预测模型精度不足（短期预测误差12%，国家要求≤8%），导致电网调度“被动应对”，2024年因预测偏差引发2次大面积负荷波动，造成直接经济损失约5000万元第5页共13页

（三）市场竞争与盈利压力市场化改革下的生存考验售电侧竞争加剧与盈利空间压缩2025年西山售电公司数量预计达40家，市场竞争从“增量竞争”转向“存量博弈”电网企业下属售电公司凭借“保底供电”优势抢占用户（约65%的工业用户被其锁定），地方国企售电公司通过“跨区域购电”降低成本，民企售电公司则陷入“低价抢用户-高成本运营-亏损退出”的恶性循环，2024年已有8家民企售电公司退出市场用户议价能力提升与服务需求升级随着电力市场化改革深入，用户对电价、供电可靠性、增值服务的需求显著提升工业用户（尤其是新兴产业）要求“市场化电价+24小时供电保障+节能咨询”一站式服务，而现有售电公司服务能力单一（仅提供购电服务），难以满足用户需求，导致用户流失率达15%（2024年数据），加剧售电公司经营压力

（四）外部环境与运营风险极端天气与成本波动的双重冲击极端天气对保供能力的考验2024年西山遭遇3次强台风、2次持续高温天气，导致风电出力骤降（最大降幅60%）、光伏电站设备故障（故障率上升至10%），电网负荷峰值突破2000万千瓦，出现“供电缺口”（最大缺口50万千瓦），虽通过外电输入与火电调峰缓解，但暴露出“保供预案不完善”“应急响应效率低”等问题燃料成本与运维成本的“双升”压力火电燃料成本占发电成本的60%，2024年煤炭价格波动（从800元/吨涨至1200元/吨），导致火电企业盈利空间压缩（2024年平均利润率降至3%）；新能源运维成本随装机规模扩大而上升（2024年运维第6页共13页成本达

0.02元/千瓦时，较2020年增长50%），叠加设备老化（部分光伏电站运行超10年），企业成本控制难度加大

四、2025年西山电力供应行业发展机遇

（一）新能源技术迭代与成本优化行业转型的“加速器”光伏与风电成本持续下降光伏组件转换效率突破30%（实验室数据），量产组件成本降至

0.7元/瓦以下，度电成本降至

0.25元/千瓦时以下；陆上风电单机容量达6MW以上，海上风电单机容量突破12MW，度电成本较2020年下降35%西山沿海区域（如滨海工业区）年日照小时数达2200小时，海上风资源可开发量超500万千瓦，新能源项目投资回报率提升至6%以上，具备与传统能源竞争的成本优势储能与氢能技术成熟应用电化学储能成本降至

0.5元/瓦，响应时间缩短至毫秒级，可配套新能源电站实现“平抑波动”；绿氢成本通过“光伏制氢+储能配套”降至30元/公斤以下，具备工业用氢经济性西山2025年规划建设5座“新能源+储能+制氢”示范项目，单项目投资约2亿元，年发电量10亿千瓦时，可带动新能源消纳与氢能产业发展

（二）新型电力系统构建的技术红利电网升级的“新赛道”智能电网与数字孪生技术5G+电力通信网络覆盖90%以上变电站，实现数据实时传输；数字孪生电网平台建成，可模拟新能源出力、负荷变化、故障恢复等场景，调度决策效率提升40%2025年西山投资50亿元建设“数字孪生电网”，预计年减少因调度失误造成的损失约2亿元，提升系统稳定性虚拟电厂与微电网的潜力释放第7页共13页虚拟电厂整合分布式光伏、储能、电动汽车充电桩等资源，通过聚合调控参与电网调峰，单座虚拟电厂可提升系统调峰能力约10万千瓦西山工业园区已试点“园区微电网”，整合10万千瓦分布式资源，参与调峰交易年收益达3000万元，为中小用户参与电力市场提供新路径

（三）电力市场化改革的制度机遇市场空间的“新拓展”辅助服务市场的完善2025年国家将扩大辅助服务市场覆盖范围，调峰、调频、备用等服务价格机制明确（调峰服务

0.3元/千瓦时，调频服务

0.5元/千瓦时）西山可依托新能源与储能资源，开发“新能源+储能”调峰产品，预计2025年辅助服务市场规模达10亿元，为发电企业创造新利润增长点跨省区电力交易的深化随着“全国统一电力市场”建设推进，西山与周边省份（如山西、陕西）的跨省区交易规模扩大，外电输入能力提升至1000万千瓦，本地火电可通过“跨省购电替代”降低燃料成本，同时为新能源“跨省消纳”提供通道，缓解本地弃风弃光压力

（四）综合能源服务市场的拓展空间用户价值的“新挖掘”用户侧资源的商业化开发工业用户“综合能源服务需求”旺盛，如钢铁企业“余热余压回收”、数据中心“储能配套”、化工企业“绿电替代”等，综合能源服务项目投资回报率可达8%-10%西山2025年规划开发10个综合能源服务示范项目，预计年节能效益达5亿元，带动售电企业向“综合能源服务商”转型“光储充”一体化的普及第8页共13页电动汽车充电桩与分布式光伏、储能结合，形成“光储充”一体化系统，可实现“自发自用+电网调峰”双重价值西山规划在2025年前建设100座“光储充”一体化电站，覆盖50%以上公共停车场，年发电量5亿千瓦时，减少电网负荷峰谷差20万千瓦

五、西山电力供应行业高质量发展策略

（一）优化电源结构，推动能源绿色转型严控火电规模，推进灵活性改造退役落后机组2025年前退役10万千瓦以下小火电机组（约50万千瓦），同步淘汰175万千瓦超期服役机组，腾出的机组容量用于风光电项目火电灵活性改造完成30%现役煤电机组（262万千瓦）深度调峰改造，改造后可实现30%额定负荷运行，年调峰能力提升50万千瓦，降低新能源消纳压力加速新能源布局，提升消纳能力风光电规模化开发新增风电装机150万千瓦（陆上100万千瓦，海上50万千瓦），光伏装机200万千瓦（集中式120万千瓦，分布式80万千瓦），重点布局滨海工业区、中南部风资源区，打造“风光储一体化”基地储能配套建设在新能源集中区建设分布式储能电站（单站容量2万千瓦），配套15%新能源装机，2025年总储能装机达143万千瓦（较2024年增长360%），平抑新能源波动，提升消纳能力

（二）强化电网建设，提升系统调节能力升级主网架与智能调度系统跨区域输电通道建设投资50亿元建设“西山-晋北”500千伏输电通道，提升外电输入能力至1000万千瓦，降低本地火电依赖；建第9页共13页设220千伏配电网升级工程，改造老旧线路300公里，线损率降至6%以下智能调度平台搭建建成“数字孪生电网”平台，整合发电侧、电网侧、用户侧数据，实现新能源出力预测精度≤8%，调度决策响应时间缩短至15分钟，提升系统稳定性完善城乡电网与应急保供体系农村电网改造投资15亿元改造农村电网，新增智能电表100万户，覆盖率达100%，远程抄表与需求侧响应覆盖率达80%，降低线损率

2.5个百分点应急保供预案建立“极端天气保供专班”，储备应急电源车50台、储能调峰电站10万千瓦，编制“台风、高温、冰冻”三类灾害保供方案，2025年目标“零大面积停电事故”

（三）培育多元市场主体，激发行业活力优化售电市场竞争格局引导售电公司转型支持电网企业下属售电公司向“综合能源服务商”转型，提供“购电+节能+储能”一体化服务；鼓励民企售电公司差异化竞争，聚焦细分用户（如新兴产业、商业综合体），提升服务附加值完善用户参与机制扩大“中长期+现货”交易覆盖范围，将工业用户参与率提升至80%，居民用户参与“错峰用电”补贴，2025年现货交易占比达40%，提升市场定价效率推动发电企业市场化转型火电厂“竞配上网”将火电企业纳入市场化交易，通过“基准价+上下浮动”参与电量竞争，提升发电效率；鼓励火电企业发展“风光储”业务，拓展新能源消纳通道第10页共13页新能源企业“差异化竞争”支持新能源企业参与辅助服务市场（调峰、调频），通过“新能源+储能”项目提升收益；推动海上风电与氢能产业融合，打造“新能源-绿氢-工业”产业链

（四）加速技术创新应用，破解瓶颈难题关键技术攻关与示范储能技术应用推广锂电池储能（成本低、响应快）与抽水蓄能（容量大、寿命长），2025年电化学储能装机占比达50%；试点飞轮储能（响应时间毫秒级），解决短时波动问题智能调度技术研发联合高校、企业研发“新能源出力AI预测模型”，提升短期预测精度至5%以下；开发“虚拟电厂聚合调控系统”，实现分布式资源“即插即用”数字化转型与人才培养电力数字化人才培育与高校合作开设“电力系统自动化”“新能源科学与工程”专业，年培养技术人才500人；引进储能、虚拟电厂等领域高端人才，给予最高100万元安家补贴数字化工具推广在变电站、调度中心推广“AI巡检机器人”“数字孪生运维”技术，降低人工成本30%；开发“用户用电APP”，实现“实时电价查询+需求侧响应报名+节能建议”一站式服务

（五）完善政策支持体系，保障行业可持续发展财政与税收支持新能源项目补贴对2025年前投产的海上风电项目给予

0.1元/千瓦时补贴，光伏项目给予

0.05元/千瓦时补贴，补贴期限3年；对储能项目给予

0.3元/瓦的一次性建设补贴第11页共13页综合能源服务激励对企业“余热余压回收”“绿电替代”项目给予投资10%的补贴，单个项目最高500万元；对“光储充”一体化项目给予电价优惠（

0.3元/千瓦时），吸引用户参与政策协同与标准建设跨部门政策联动建立“能源-工信-环保”协同机制，将新能源装机、储能配套等指标纳入地方政府考核；出台“高耗能企业能效标准”，倒逼企业节能改造行业标准制定牵头制定“分布式储能接入标准”“虚拟电厂运行规范”等地方标准，统一技术接口与调度规则，降低市场交易成本

六、结论与展望

（一）主要结论2025年，西山电力供应行业正处于“转型攻坚期”在政策驱动与技术进步下，新能源装机快速增长，电源结构加速优化；但同时面临电网消纳、成本控制、市场竞争等多重挑战，传统发展模式难以为继行业的核心矛盾在于“绿色转型”与“安全保供”的平衡、“市场化改革”与“系统稳定性”的协同、“成本压力”与“技术升级”的匹配

（二）未来展望展望2025年及以后，西山电力供应行业将呈现三大趋势能源结构绿色化新能源装机占比突破40%，煤电从“基荷电源”转为“调峰电源”，风光储一体化成为主流发展模式；系统运行智能化数字孪生电网、虚拟电厂、AI调度等技术广泛应用，电力系统“源网荷储”协同优化能力显著提升；第12页共13页市场主体多元化售电公司向“综合能源服务商”转型，用户深度参与电力市场，行业从“单一供电”向“多能服务”拓展

（三）行动呼吁西山电力供应行业的转型发展，需要政府、企业、用户协同发力政府需强化政策引导与资源整合，企业需加快技术创新与模式转型，用户需提升节能意识与参与积极性唯有以“绿色发展”为引领，以“技术创新”为动力，以“市场改革”为抓手，才能在“双碳”目标下实现西山电力供应行业的高质量可持续发展，为区域经济社会发展提供坚实的电力保障（全文约4800字）第13页共13页。