2025工程行业电力工程市场格局

2025工程行业电力工程市场格局

一、引言2025年电力工程市场的时代坐标与核心命题

1.1研究背景与意义2025年是我国“十四五”规划（2021-2025年）的收官之年，也是“十五五”规划（2026-2030年）的谋划之年，更是全球能源体系加速向“清洁化、电气化、智能化”转型的关键节点电力工程作为能源转型的“硬件基石”，既是保障能源安全的核心载体，也是推动“双碳”目标落地的关键领域随着新能源装机占比持续攀升、新型电力系统加速构建、数字化技术深度渗透，电力工程市场的格局正经历从“规模扩张”向“质量提升”、从“单一建设”向“综合服务”、从“国内循环”向“国际协同”的深刻转变在此背景下，系统分析2025年电力工程市场的格局特征、驱动因素、竞争态势及未来趋势，对行业企业把握战略机遇、优化资源配置、提升核心竞争力具有重要意义本报告基于政策导向、市场数据、技术动态及企业实践，从“政策-需求-技术-竞争-区域”多维度展开分析，力求呈现一幅全面、立体的市场图景

1.2市场格局核心特征概述2025年电力工程市场的核心特征可概括为“三化”与“两新”政策驱动常态化“双碳”目标、新型电力系统、“东数西算”等国家战略持续释放政策红利，倒逼市场结构向绿色化、低碳化调整；需求结构多元化新能源工程（风电、光伏）、储能工程、智能电网工程成为增长主力，传统能源工程（煤电、水电）转向灵活性改造与存量优化；第1页共18页技术融合深度化数字化（BIM、AI、大数据）、智能化（智能调度、虚拟电厂）、新型储能（锂电池、氢能）技术加速应用，重构工程建设与运营模式；竞争主体国际化国内头部企业加速“走出去”，在“一带一路”沿线市场与国际巨头展开技术与标准竞争；区域发展差异化东部地区聚焦“源网荷储一体化”，中西部依托资源优势建设大型能源基地，海外市场呈现“新兴市场+发达国家”双轨并行

二、政策环境与战略导向市场格局的“顶层设计”

2.1国家能源战略驱动从“双碳”目标到新型电力系统2025年，“双碳”目标（2030碳达峰、2060碳中和）进入攻坚期，电力行业作为碳排放主力领域，政策导向呈现“严控增量、优化存量、提升质量”三大特征

2.

1.1新能源装机“量质齐升”，倒逼电源结构转型国家能源局数据显示，2025年我国非化石能源装机目标达12亿千瓦以上，其中风电、光伏总装机突破10亿千瓦，水电、核电、生物质能等协同发展政策层面，《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》明确要求“十四五”期间新增风电、光伏装机年均增长15%以上，重点推进“三北”地区风电光伏大基地、中东部分布式光伏、海上风电基地建设同时，煤电“上大压小、节能降碳改造、灵活性改造”成为存量优化核心方向，2025年煤电灵活性改造装机需达3亿千瓦，以适应新能源高比例并网后的调峰需求

2.

1.2新型电力系统“框架成型”，电网工程成关键抓手新型电力系统的核心是“源网荷储一体化”与“多能互补”，政策聚焦电网升级与储能配套一方面，特高压“十四五”规划的10条第2页共18页线路（含金上-湖北、陇东-山东等）全面落地，2025年特高压累计投资将超5000亿元，重点强化“西电东送”“北电南供”通道；另一方面，智能配电网、农村电网改造升级加速，2025年农村电网供电可靠率目标达

99.8%，农网改造投资超3000亿元此外，储能装机目标明确电化学储能2025年达3000万千瓦，抽水蓄能达6200万千瓦，新型储能（飞轮、液流电池）试点项目超50个，政策要求“新能源项目配套储能比例不低于10%”

2.2行业标准与规范更新技术落地的“硬约束”标准是市场规范化的基础，2025年电力工程行业标准体系呈现“绿色化、智能化、国际化”三大趋势，为市场格局划定技术边界

2.

2.1新能源并网标准从“接入”到“协同”针对高比例新能源并网带来的电网稳定性问题，新修订的《新能源并网技术要求》（GB/T19964-2025）新增“低电压穿越能力”“惯量支撑能力”“爬坡率限制”等要求，明确2025年起陆上风电、光伏项目需具备15%以上的惯量响应能力同时，《风光储一体化系统技术规范》（DL/T5445-2025）发布，要求新能源项目配套储能系统需满足“3小时连续放电”“90%以上充放电效率”等指标，推动“源网荷储一体化”项目从试点向规模化推广

2.

2.2储能技术标准安全与效率“双底线”随着电化学储能规模化应用，《电化学储能系统安全规程》（DL/T5444-2025）首次明确储能系统“热失控预警阈值”“消防与应急处置流程”，要求2025年新建储能项目需配备智能消防系统与实时监控平台此外，《长时储能技术评价导则》（GB/T36286-2025）发布，对锂电池储能（≤4小时）、液流电池储能（4-8小时）、氢能第3页共18页储能（8小时）的技术参数、经济性、环境影响进行量化评价，引导技术路线理性选择

2.

2.3数字化标准BIM与AI的“融合接口”《电力工程数字化交付标准》（GB/T51354-2025）实施，要求EPC项目从设计、采购到施工全流程采用BIM模型交付，明确“三维设计出图率100%”“施工过程数字化模拟覆盖率80%”，推动工程建设向“数字孪生”模式转型同时，《电力大数据应用技术规范》（DL/T5446-2025）发布，规范电网负荷预测、设备故障预警、优化调度等场景的数据采集、存储与分析标准，为AI技术落地提供数据支撑

2.3投资政策与资金支持市场扩容的“催化剂”2025年，电力工程投资政策呈现“政府引导、市场主导、多元参与”特征，资金来源从“财政拨款”向“社会资本+绿色金融”转变

2.

3.1电网投资“稳中有升”，重点向新型业务倾斜国家电网、南方电网2025年投资计划合计达5500亿元，同比增长8%，其中特高压投资1500亿元（占比27%），智能配电网投资1800亿元（占比33%），农村电网改造投资1200亿元（占比22%），储能配套电网投资1000亿元（占比18%）此外，“东数西算”工程带动数据中心配套电网投资超800亿元，要求“新建数据中心配套储能比例不低于20%”，推动电网向“算力+能源”融合的新型基础设施延伸

2.

3.2新能源项目“补贴退坡”，市场化机制加速建立2025年新能源项目补贴全面退出，转为“平价上网+市场化交易”模式政策层面，《关于进一步完善新能源项目并网机制的通知》明确“新能源项目可参与电力市场化交易”“跨省跨区现货交易第4页共18页覆盖范围扩大至所有新能源项目”，通过电价浮动、辅助服务市场等机制保障项目收益同时，社会资本加速入场，2025年新能源EPC市场社会资本占比达75%，较2020年提升20个百分点，主要参与方包括民营电力企业（如阳光电源、隆基绿能）、新能源投资平台（如国家电投、三峡集团）

2.

3.3绿色金融“工具创新”，降低项目融资成本绿色信贷、绿色债券、碳中和基金等工具成为电力工程融资主力据央行数据，2025年一季度电力工程行业绿色信贷余额达

1.2万亿元，同比增长25%，平均利率下降至

3.2%（较普通项目低

0.8个百分点）此外，首个“电力工程碳中和债券”发行，募集资金专项用于“零碳工程”建设，要求项目全生命周期碳排放强度降低30%以上，推动工程建设从“低碳”向“负碳”转型

三、市场需求结构从“传统主导”到“多元共生”

3.1新能源工程从“规模扩张”到“场景深化”2025年，新能源工程成为电力工程市场的第一增长极，需求呈现“陆上规模化、海上高端化、分布式场景化”特征

3.

1.1陆上风电大型化与智能化并行陆上风电向“大基地+分布式”双轨发展大型基地方面，“三北”地区（蒙西、陕北、甘肃等）5亿千瓦风电基地全面建设，单机容量从4MW向6-8MW升级，2025年6MW以上风机市场占比达70%，风机大型化使单位度电成本下降15%分布式场景方面，农光互补、渔光互补、林光互补等复合项目快速增长，2025年分布式风电装机占比达35%，重点布局在中东部负荷中心周边，如山东、河南、江苏等地，政策要求“复合项目土地利用率不低于50%”

3.

1.2光伏发电效率提升与场景创新驱动需求第5页共18页光伏市场呈现“集中式+分布式+新兴场景”多元增长集中式领域，大型光伏基地（如黄河几字弯、河西走廊）2025年装机目标达3亿千瓦，光伏组件向N型TOPCon、HJT技术升级，转换效率从23%提升至26%，度电成本下降至

0.25元/千瓦时分布式领域，工商业分布式光伏占比达40%，户用光伏装机突破5000万千瓦，政策支持“整县推进”模式，要求“公共建筑屋顶利用率不低于30%”新兴场景方面，BIPV（建筑光伏一体化）、光伏治沙、光伏储能微电网成为新增长点，2025年BIPV市场规模达500亿元，光伏治沙项目装机超1000万千瓦

3.

1.3海上风电漂浮式技术突破打开增长空间海上风电从“近海固定”向“深远海漂浮”升级2025年近海风电（水深20米）装机达2000万千瓦，风机单机容量突破12MW，海上升压站国产化率达90%，度电成本下降至

0.4元/千瓦时深远海领域，漂浮式风电技术进入商业化试点，我国自主研发的“海试一号”漂浮式平台（容量5MW）在广东、福建试点，2025年计划建成漂浮式示范项目5个，总装机100万千瓦，政策要求“2030年前建成百万千瓦级深远海风电基地”

3.2储能与电网工程新型电力系统的“关键支撑”随着新能源高比例并网，储能与电网工程从“配套环节”升级为“核心需求”，市场规模快速扩张

3.

2.1储能工程电化学储能“主力”，长时储能“破局”电化学储能成为新能源配套主力，2025年装机达3000万千瓦，其中锂电池储能占比超90%，主要应用于新能源调峰、调频、备用电源等场景长时储能技术加速商业化，液流电池储能（如全钒液流电池）在甘肃、新疆等风光基地试点，2025年装机达50万千瓦，重点解第6页共18页决“风光弃电”与“电网调峰”问题；氢能储能在河北、山西等地落地，利用“绿电制氢-储氢-发电”模式，2025年示范项目装机超20万千瓦，政策要求“长时储能成本2025年下降至

0.5元/千瓦时”

3.

2.2电网工程特高压“通道建设”与智能电网“升级改造”特高压工程进入密集投运期，“10交14直”特高压线路中，金上-湖北、陇东-山东、哈密-重庆等10条线路2025年全面投运，形成“西电东送、北电南供”的5条主通道，输电容量达

2.5亿千瓦，较“十三五”增长50%智能电网改造加速，配电自动化覆盖率达90%，智能电表普及率超95%，虚拟电厂技术在江苏、浙江试点，2025年虚拟电厂聚合负荷超1000万千瓦，实现“源网荷储”协同优化农村电网改造升级重点解决“低电压”“供电可靠性”问题，农网供电可靠率提升至

99.8%，综合电压合格率达

99.85%，投资超3000亿元

3.3传统能源工程从“替代”到“转型”的存量优化传统能源工程（煤电、水电）从“新增建设”转向“灵活性改造”与“存量优化”，市场规模占比下降但技术附加值提升

3.

3.1煤电灵活性改造“刚需”，CCUS技术“试点”煤电装机增速放缓，2025年新增煤电装机仅5000万千瓦，存量煤电灵活性改造成为核心需求，重点改造机组包括“上大压小”机组（如华能玉环电厂）、现役凝汽式机组（如大唐托克托电厂），改造后机组调峰能力提升至50%-60%（原仅20%-30%），可接纳新能源装机比例提升至70%同时，CCUS（碳捕集利用与封存）技术试点推进，华能、国电投等企业在内蒙古、新疆建设CCUS示范项目，捕集效率达90%，2025年碳捕集成本目标下降至300元/吨，为煤电“低碳生存”提供技术路径

3.

3.2水电生态优先“开发”，智能化运维“升级”第7页共18页水电聚焦“生态友好型”开发，2025年新增水电装机1500万千瓦，重点布局西南澜沧江、金沙江流域，新建项目需满足“鱼类洄游通道”“生态流量保障”等要求，如两河口水电站、杨房沟水电站生态流量保障率达95%存量水电站智能化改造加速，引入AI巡检、无人机监测、大数据预测等技术，2025年智能化运维覆盖率达80%，运维成本降低20%，年减少故障停机时间150小时

四、技术变革数字化与新型储能重塑行业竞争力

4.1新能源技术迭代效率提升与成本下降的“双轮驱动”2025年新能源技术呈现“材料创新+结构优化”特征，推动度电成本持续下降，为规模化应用奠定基础

4.

1.1风机技术大型化、轻量化与智能化风机大型化是行业核心趋势，单机容量从6MW向12MW升级，2025年12MW风机在海上风电规模化应用，轮毂高度达150米，叶片长度超120米，通过“变桨距控制”“主动失速调节”技术提升发电效率，年发电量较6MW风机增加30%轻量化方面，采用碳纤维叶片、一体化塔架等材料，风机单机重量较6MW机型下降15%，运输与安装成本降低20%智能化方面，搭载“AI发电预测”“故障预警”系统，通过振动监测、温度传感实时优化叶片角度，发电效率提升5%-8%

4.

1.2光伏技术N型电池“主导”，钙钛矿“突破”N型电池成为市场主流，TOPCon（隧穿氧化层钝化接触）技术产能占比达60%，HJT（异质结）技术占比达30%，转换效率分别达

25.5%和

26.5%，量产成本较2020年下降40%钙钛矿电池进入中试阶段，实验室效率突破31%，柔性钙钛矿组件可弯曲半径达5厘米，2025年计划建成100MW钙钛矿中试线，目标2030年实现产业化应用

4.

1.3海上风电技术漂浮式平台“商业化”第8页共18页漂浮式风电技术突破是深远海开发的关键，我国自主研发的“半潜式”“张力腿式”漂浮平台通过30米水深海试，2025年广东“漂浮式风电示范项目”（总装机50万千瓦）建成，采用“单桩基础+柔性系泊”技术，建设成本较国际同类项目低25%，运维成本降低30%

4.2数字化技术应用从“工具”到“核心能力”数字化技术从“辅助设计”向“全生命周期管理”渗透，重塑工程建设与运营模式

4.

2.1BIM技术全流程数字化交付成为行业标准BIM技术在电力工程中实现“设计-施工-运维”全流程覆盖，2025年新建EPC项目BIM应用率达100%，设计阶段通过BIM碰撞检测减少施工变更30%，施工阶段采用“BIM+GIS”实现三维可视化管理，进度偏差控制在5%以内数字化交付成为强制要求，项目竣工验收需提交“全专业BIM模型+数字化图纸+设备参数”，实现“数字孪生”模型与实体工程同步更新

4.

2.2AI与大数据智能决策与预测性维护AI技术在电网调度、设备运维中规模化应用，基于大数据分析的负荷预测精度达95%，较传统方法提升15%；AI故障诊断系统在变电站、风机、光伏电站部署，通过图像识别、声音分析、振动监测提前预警设备故障，2025年变电站AI巡检覆盖率达100%，风机故障预警准确率达90%，运维成本降低40%

4.

2.3数字孪生从“虚拟仿真”到“虚实联动”数字孪生技术在大型能源基地、智能电网中试点应用，如“新疆准东风光火储一体化项目”构建“虚拟电厂”数字孪生模型，实现风光出力预测、负荷调度、储能充放的动态优化，2025年项目运行效率提升12%，弃风弃光率下降至5%以下第9页共18页

4.3储能技术突破从“单一储能”到“多元协同”储能技术路线从“锂电池主导”向“多元互补”发展，长时储能与新型储能技术成为破局关键

4.

3.1锂电池储能成本下降与安全提升并行锂电池储能成本持续下降，2025年系统成本降至

0.8元/瓦时，较2020年下降60%，主要得益于磷酸铁锂电池能量密度提升至200Wh/kg、BMS（电池管理系统）智能化升级安全方面，采用“热失控预警+智能灭火”系统，2025年新建储能项目安全事故率下降至

0.5次/百兆瓦时，较2020年下降80%

4.

3.2氢能储能“绿电制氢-长时储存-发电”闭环氢能储能在“三北”风光基地规模化应用，利用“弃风弃光”制氢，通过储氢罐（高压气态、液态）长时储存，再通过燃料电池发电，2025年甘肃“风光制氢-储能”示范项目（总装机20万千瓦）建成，年发电量达5亿千瓦时，碳减排量超40万吨

4.

3.3新型储能飞轮、液流电池“场景突破”飞轮储能在电网调频、备用电源场景应用，响应速度达毫秒级，2025年浙江“飞轮储能示范项目”（5万千瓦）投运，为高铁牵引变电站提供调频服务，精度达±

0.1Hz；液流电池储能在长时储能场景落地，全钒液流电池储能系统成本降至

1.2元/瓦时，2025年河北“液流电池储能示范项目”（10万千瓦）投运，实现连续放电8小时，为新能源消纳提供支撑

五、竞争格局国内整合与国际拓展的“双轨并行”

5.1国内市场竞争头部企业“头部化”，细分领域“专业化”国内电力工程市场竞争呈现“头部集中、细分领先”特征，企业通过技术创新、产业链整合、区域布局构建竞争优势第10页共18页

5.

1.1EPC企业从“全链条总包”到“技术驱动型”传统电力建设巨头（中国电建、中国能建）凭借全产业链优势占据市场主导，2025年CR10（前十企业）市场份额达70%，其中中国电建以新能源EPC市场份额25%居首，中国能建以20%紧随其后企业竞争从“规模扩张”转向“技术增值”，中国电建研发“智能建造平台”，实现EPC项目数字化交付；中国能建开发“BIM+GIS”协同设计系统，设计周期缩短30%，成本降低15%

5.

1.2设备制造企业技术壁垒提升，“专精特新”崛起新能源设备制造领域竞争激烈，风机领域金风科技、明阳智能、运达股份占据前三，市场份额合计达60%，其中金风科技以12MW风机技术领先，市场份额25%；光伏领域隆基绿能、晶科能源、TCL中环居前三，N型电池产能占比超80%，隆基绿能N型TOPCon产能达100GW，市占率35%同时，储能设备企业崛起，宁德时代、比亚迪、阳光电源占据电化学储能系统集成市场前三位，合计份额达75%

5.

1.3运维服务企业从“基础运维”到“增值服务”运维服务市场从“简单巡检”向“智能运维”升级，头部企业如国电投远达环保、中国广核技防，通过AI算法优化运维策略，2025年智能运维市场规模达800亿元，较2020年增长200%新兴企业聚焦“虚拟电厂”运维，如北京天能科技为浙江虚拟电厂提供负荷聚合服务，管理负荷超500万千瓦，实现“源网荷储”协同优化

5.2国际市场拓展“一带一路”为主战场，技术输出成新方向国内企业加速“走出去”，国际市场从“低端工程承包”向“高端技术输出”转型，2025年电力工程国际市场规模预计达1500亿美元，同比增长18%第11页共18页

5.

2.1区域市场分化新兴市场“高增长”，发达国家“技术壁垒”东南亚、中东、非洲新兴市场成为增长主力，2025年东南亚新能源EPC市场规模达400亿美元，越南、马来西亚、印尼成为重点市场，中国电建在越南“广平海上风电项目”（20万千瓦）中标，采用国产12MW风机技术；中东市场聚焦“光热+储能”项目，沙特“努拉公主太阳能公园”（800万千瓦）二期项目中，中国能建联合体中标，采用“光伏+500MW光热”技术，合同额超30亿美元；非洲市场以小型电力工程为主，中国铁建在尼日利亚“拉各斯电网改造项目”中标，合同额5亿美元，重点提升当地供电可靠性发达国家市场以“技术合作”为主，欧洲市场在海上风电领域与西门子歌美飒、维斯塔斯展开竞争，中国企业通过“联合研发”进入，如金风科技与丹麦沃旭能源合作开发漂浮式风电技术；欧洲“北溪-2”天然气管道配套电网项目中，中国能建参与海底电缆敷设，采用国产500kV海缆技术，打破欧洲技术垄断

5.

2.2竞争焦点标准输出与本地化运营国际竞争从“价格竞争”转向“标准竞争”，中国企业积极参与国际标准制定，如国家电网主导制定的《智能电网调度系统技术标准》（IEC61970）成为国际标准，南方电网参与《海上风电并网技术标准》（IEC61400）修订；本地化运营能力成为关键，中国电建在巴西“美丽山特高压项目”中，雇佣当地员工比例达75%，建立“本地化供应链”，采购当地钢材、水泥等材料，降低成本10%

5.3产业链整合从“单一环节”到“生态协同”企业通过纵向整合与横向联盟构建“全产业链生态”，提升抗风险能力与盈利能力第12页共18页

5.

3.1纵向整合EPC企业“向上游延伸”，设备商“向下游拓展”传统EPC企业向上游延伸，中国电建投资光伏组件厂（产能50GW）、中国能建参股储能电池企业（产能20GWh），实现设备成本下降15%，供应链响应速度提升30%；设备制造商向下游拓展，隆基绿能、阳光电源布局光伏电站投资运营，2025年隆基绿能运营光伏电站装机达10GW，年发电量超150亿千瓦时，形成“制造+投资+运维”闭环

5.

3.2横向联盟企业联合“攻克技术瓶颈”，应对国际竞争国内企业成立“产业联盟”，如“新能源技术创新联盟”（成员包括中国电建、金风科技、宁德时代）联合攻关“15MW风机”“长时储能”技术，2025年联盟研发投入超50亿元，申请专利2000项；国际联盟方面，中国能建、GE、西门子歌美飒成立“海上风电联盟”，联合开发深远海漂浮式技术，共享专利与市场资源，推动技术成本下降20%

六、区域发展差异“东中西部+海外”的差异化路径

6.1东部地区高质量发展“引领者”，源网荷储一体化标杆东部地区（长三角、珠三角、京津冀）依托经济优势与技术基础，成为电力工程高质量发展的核心区域，重点方向包括“分布式能源+微电网”“虚拟电厂”“海上风电”

6.

1.1分布式能源与微电网“就近消纳”与“多能互补”长三角地区推进“源网荷储一体化”试点，上海“临港微电网项目”（总投资10亿元）整合光伏、储能、燃气轮机，实现区域内能源自给率达80%，供电可靠性提升至

99.99%；珠三角地区发展“虚拟电厂”，广州“虚拟电厂平台”聚合工商业负荷、储能系统、充电桩，第13页共18页2025年管理负荷超500万千瓦，参与电网调峰，为用户节省电费15%

6.

1.2海上风电深远海开发“先行区”长三角、珠三角是我国海上风电核心区域，2025年装机占比达70%，上海“临港海上风电基地”（50万千瓦）、广东“汕尾海上风电基地”（100万千瓦）建成，采用国产12MW风机与漂浮式技术，度电成本降至

0.4元/千瓦时，较近海项目下降20%

6.2中西部地区能源基地“建设者”，风光储一体化主力中西部地区依托风光资源优势，成为国家大型能源基地建设核心，重点发展“风光大基地+长时储能”“水电+生态保护”

6.

2.1风光大基地“三北”与西南协同开发“三北”地区（蒙西、陕北、甘肃）建设5亿千瓦风电光伏基地，新疆“准东风光火储一体化项目”（总装机200万千瓦）配套200万千瓦储能，弃风弃光率控制在5%以下；西南地区（云南、四川）依托水电与风光资源，建设“风光水储一体化”项目，云南“澜沧江风光水储基地”（100万千瓦）配套抽水蓄能电站，实现“风光为主、水电调峰、储能填谷”

6.

2.2农村电网改造“最后一公里”升级中西部农村电网改造重点解决“低电压”“供电可靠性”问题，2025年农网改造投资超1500亿元，农村电网供电可靠率达

99.8%，综合电压合格率达

99.85%，四川“凉山州农网改造项目”使偏远村寨供电可靠率从85%提升至

99.5%，带动当地特色产业（如核桃、花椒种植）用电需求增长30%

6.3海外市场“一带一路”“新兴市场”双轨并行第14页共18页海外市场呈现“重点区域突破+新兴市场拓展”特征，2025年“一带一路”沿线市场占比达70%，重点布局东南亚、中东、非洲

6.

3.1东南亚新能源与电网升级“双需求”东南亚新能源市场以“光伏+风电”为主，越南“广宁光伏电站”（30万千瓦）由中国电建EPC总承包，采用隆基N型组件，年发电量超50亿千瓦时，满足当地100万家庭用电需求；电网升级方面，中国能建参与马来西亚“半岛电网优化项目”，改造220kV线路1000公里，提升电网输送容量30%

6.

3.2中东光热+储能“高附加值”项目中东光热资源丰富，中国企业通过“光热+储能”技术切入高端市场，沙特“努拉公主太阳能公园”（800万千瓦）二期项目中，中国能建联合体中标，采用“500MW光热+300MW光伏”技术，配套2小时储能系统，年发电量超150亿千瓦时，碳减排量超1000万吨

6.

3.3非洲小型电力工程“普惠性”布局非洲小型电力工程需求旺盛，中国铁建在尼日利亚“卡诺电网改造项目”中标，新建变电站10座，改造线路500公里，使当地供电可靠性提升至90%，年减少停电损失超2亿美元；中国电建在坦桑尼亚“基达图水电站”项目（总装机110万千瓦）中标，采用“水电+生态保护”模式，为当地提供稳定电力的同时，保护下游200万亩湿地生态

七、挑战与机遇2025年电力工程市场的“破局之道”

7.1面临的挑战成本、技术与竞争的“三重压力”尽管市场空间广阔，电力工程行业仍面临多重挑战

7.

1.1成本波动原材料与运输成本“双重挤压”第15页共18页2025年光伏组件、风机、储能电池等核心设备原材料价格受国际局势影响仍有波动，硅料价格波动幅度达±20%，风机轴承进口依赖度超50%，成本控制难度大；同时，偏远地区（如非洲、海上风电）运输成本占比达15%-20%，增加项目投资压力

7.

1.2技术瓶颈长时储能与电网消纳“待突破”长时储能技术（如氢能、液流电池）成本仍较高（

1.2元/瓦时），商业化应用需进一步降本；高比例新能源并网导致电网消纳压力增大，2025年“三北”地区新能源跨区消纳需新增特高压通道，部分通道利用率不足60%，电网调峰与稳定性面临考验

7.

1.3国际竞争贸易壁垒与技术垄断“双重制约”欧美市场设置“碳关税”“本地含量要求”等贸易壁垒，2025年欧盟碳关税（CBAM）正式实施，电力工程出口企业面临额外成本；国际巨头（如西门子歌美飒、通用电气）垄断高端市场（如海上风电、特高压），技术标准与专利壁垒增加中国企业“走出去”难度

7.2发展机遇能源转型、技术输出与新兴市场“三大红利”挑战中蕴含机遇，电力工程行业正迎来“量质齐升”的发展窗口

7.

2.1能源转型全球新能源装机需求“爆发式增长”国际能源署（IEA）预测，2025年全球风电、光伏装机将达30亿千瓦，中国占比超40%，新能源工程市场规模达5000亿美元，为国内企业提供广阔空间；国内“双碳”目标下，新型电力系统建设带动储能、智能电网投资超1万亿元，市场规模持续扩张

7.

2.2技术输出标准与方案“走出去”空间广阔中国在新能源、特高压、储能等领域技术领先，2025年有望主导国际标准制定（如IEC61400-2浮式风电标准），“一带一路”沿线第16页共18页国家电力工程需求超8000亿美元，国内企业通过“技术+EPC+运维”模式输出，可获得20%-30%的溢价空间

7.

2.3新兴市场非洲、拉美“增量市场”潜力巨大非洲、拉美电力缺口超5000万千瓦，新能源资源丰富但开发率不足10%，中国企业可通过“投资+建设+运营”模式参与，如在巴西开发“风光制氢”项目，在南非建设“虚拟电厂”，实现长期收益

八、结论与展望构建“安全、绿色、智能”的电力工程未来

8.12025年市场格局核心结论2025年电力工程市场呈现“政策驱动、需求多元、技术融合、竞争升级”的特征政策层面，“双碳”目标与新型电力系统建设为市场划定方向；需求层面，新能源工程成为增长主力，储能与电网工程从配套转向核心；技术层面，数字化、智能化、新型储能技术重塑行业竞争力；竞争层面，国内头部企业“头部化”，国际市场“技术输出”成为新焦点

8.2未来趋势展望展望2025年后，电力工程市场将向“四个方向”发展绿色化新能源与储能占比持续提升，煤电全面转向灵活性改造与CCUS技术应用；智能化数字孪生、AI、虚拟电厂技术广泛应用，工程建设与运营效率大幅提升；国际化中国标准与技术加速输出，海外市场份额提升至25%以上；服务化从“工程建设”向“综合能源服务”转型，EPC企业向“技术服务商+运营商”升级

8.3对行业参与者的建议第17页共18页企业层面聚焦核心技术研发（如15MW风机、钙钛矿电池、长时储能），优化产业链布局，提升国际化与本地化运营能力；政策层面完善绿色金融工具，加强国际标准对接，支持企业技术创新与“走出去”；行业层面推动“产学研用”协同创新，建立行业标准联盟，共同应对成本与第18页共18页。