2025年电力设备行业投资策略：关键年份技术与市场的关键抉择

1. 消纳压力加重 电力建设进入关键窗口

新能源装机大超规划 源网发展迎关键节点

自双碳战略提出以来，我国新能源装机快速增加。《2030碳达峰行动方案》中提出我国2030年新能源装机不低于12亿千瓦，但各省的装机规划显著高于国家规划。据我们统计，内地31省级行政区“十四五”新能源规划高达13.2亿千瓦。而截止2024年11月，我国实际新能源装机13.1亿千瓦，已经完成十四五规划的99%，15个省份已经提前完成十四五规划。

光伏进度超出规划，风电装机节奏较为稳健。从有明确规划的省份来看，光伏的平均完成率为114%而风电为80%，可以看出风电的发展整体比较符合规划，22个有明确风电规划的省份中仅安徽、浙江、山东超过规划。而光伏超规划现象严重，23个有明确规划的省份中12个省份超出规划，其中部分省份超出规划200%以上。

源网发展不协调进一步加大新能源消纳压力

整体上看，近些年电网的建设速度已经滞后。全国整体的电网建设情况我们可以定义源网发展协调度（=新增电源侧装机容量/新增220kV变电容量）来衡量，该值过高则代表电网建设滞后，过低则代表电网建设超前。2008—2019年该指数中枢值为0.48，但从2020年新能源大规模建设后，该指数快速上升至2023年的1.39，证明电网建设开始滞后。

从历史数据来看，源网发展协调度与弃风比例之间存在一定的相关性。2010—2015年源网发展协调度上升，证明电网建设滞后，弃风比例也保持高位（2014年因风况差导致弃风比例大幅下降），但2016年以后电网建设加强，加上国家出台一系列措施解决弃风问题，因此弃风比例也有所下降。2020年由于新能源大发展，源网发展协调度大幅上升，弃风比例虽然维持低位但压力也越来越大。

北方：外送通道建设缓慢 消纳压力凸显

新能源消纳率呈恶化趋势，三北地区下滑明显。根据全国新能源消纳监测预警中心数据，24年 前10月我国风电利用率下滑0.7pp，光伏利用率下滑1.1pp。风电仅蒙西、蒙东、山西同比改善， 光伏仅吉林同比改善。西北五省新能源消纳率恶化，光伏下滑幅度显著高于风电。西北地区为 例，2023年新增光伏46GW、风电15GW，而2023年底存量火电装机为191GW，即使全部火电 都做灵活性改造，增加15%左右的调节能力（约29GW），也只能勉强应付光伏带来的调节压力。 而考虑到后续新能源装机增速预计将远超火电且火电灵活性无法无限挖掘，靠现有资源维持较 低的弃风弃光率几乎是不可能的。

三北地区电力消费量较低，仅靠自身无法消纳重组的新能源资源。西北五省为例，根据中电联 数据，2023年总用电量仅10321亿千瓦时，相比2022年增加789亿千瓦时，而光伏、风电分别增 加46、15GW，以光伏1300h、风电2400h估算，2023年新增新能源发电量增量为964亿千瓦时， 已经超过每年五省区用电量增量。

特高压建设略低于预期，外送压力进一步加大。由于三北地区整体用电需求较少，因此大量的 新能源原本规划通过特高压外送。但受前期工作时间较长等客观因素影响，特高压建设略低于 预期。

南方地区：分布式快速增长但隐忧已见

我国分布式光伏近些年来呈高速增长态势。自2020年双碳战略、整县推进等利好分布式光伏的政策出台以来，分布式便呈高速增长态势。2020年底我国分布式光伏仅67GW，到2023年底就已高达254GW，装机CAGR高达56%，是新能源发展最快的领域，2018年分布式占太阳能装机比例仅29%，到24H1已高达43%。

光伏具有利用率低、瞬时出力高等特点，电力系统调节压力较大。2023年我国太阳能发电利用小时数仅1286小时，在所有主要电源类型中垫底。低利用率带来的结果便是高波动性，以山东为例，截至2023年底山东省分布式光伏装机达到41GW，占全省总装机比例达到20%左右，而山东省2023年最高用电负荷约110GW。当午间分布式光伏大发时，其出力占比可能相当高，挤占其他电源发电空间。西北光伏装机占其最高发电负荷比例已超过100%，华北、华中也超过60%（发电负荷取2023年最高负荷，光伏装机取2024年底数据），留给其他电源的发电空间越来越小。

配网容量不足、业务形态缺失限制了分布式的消纳能力。我国配网建设较为薄弱，我国东部农村户均配变容量不足3.5千伏安，这一定程度上限制了分布式电源的接入能力。目前我国部分地区开始公布分布式光伏可接入容量，其中河南、湖南等地可接入容量不足1年新增装机，福建、黑龙江等也会在未来几年消化完毕。此外，我国电力体制改革尚在进行中，且用户侧进展较慢，智能微电网、源网荷储等业务形态缺失也很大程度限制了分布式的消纳能力。

2. 电网：配网建设改革值得期待特高压长期趋势向好

电网投资复盘：配网占比十二五开始持续提升 十四五逐渐回落

我国历史上有轻配网、重主网的特点，十二五开始有所缓解。09、10年配电网投资仅40%出头，但十二五期间配网投资逐渐提高：国网十二五电网总投资1.8万亿，其中配网占比52%；南网十二五电网投资3500亿元，配网占比56%。

十三五配网占比快速提升。2015年国家能源局发布《配电网建设改造行动计划（2015—2020年）》，提出十三五期间配网累计投资不低于1.7万亿元，我国轻配网重主网的投资特点得到纠正。2016—2020年配电网实际投资1.52万亿元，占电网投资比例达到61%。

国家政策结束十四五配网占比有所回落。继配网投资占比于2019年达到68.1%的历史高点后，配网投资占比逐渐滑坡，至2023年下降至55%，大致与2015年左右相当，而投资总额也明显低于十三五部分年份。配网投资比例下滑与双碳战略有一定关系：风光大基地建设成为我国双碳战略的重点，三北地区风光资源丰富而用电需求较低，大量电力外送需求使得电网投资向特高压侧倾斜。

电网投资结构与用电结构变化显著相关

21世纪初我国电网建设重视主网，本质原因在于电源和用户需求都集中在高压侧。21世纪头10年，我国加入WTO经济开始高速增长，增长主力为第二产业。从用电结构来看，我国21世纪头10年二产用电比例一直呈现增加趋势（2008、2009年受全球金融危机影响短暂小幅下滑）。彼时我国为了提高日益增长的用电需求，电源侧建设也开始加速且以火电、水电等大型传统电源为主。不论电源侧高速发展的火电、水电，还是需求侧高速增长的工业，大都以接入高压为主，因此我国此前电网建设重视主网。以2009、2010年为例，配网投资分别占比为42.6%和43%，比例小于主网。

长期来看用电增长趋于坚挺用户数量增加，配网投资需要持续增加。对于全社会来说，最为明确以及具备可行性的双碳路径是“电力行业深度脱碳，其余行业深度电气化”。电力供给全面转向清洁能源，通过电气化推动其他部门减排，通过碳汇、碳捕捉等对冲农业排放。这意味着在双碳路径下，全社会用电量的增长预期发生显著变化。传统模型下，用电量增速跟GDP增速强相关，新模型下用电需求增速成为碳中和进展的指标，中长期用电需求增速上修且增速更加平稳。

3. 风电：需求侧角度优于光伏海风、出海增厚业绩

风电相对光伏的竞争优势：更低的系统成本带来更高电价

自双碳战略提出以来，在相当长的时间内，市场普遍认为光伏新技术层出不穷、转换效率持续提升，而风电仅是机械结构，技术进步空间有限，因此长期来看光伏的综合成本将低于风电。如果单纯从风电和光伏成本来看，上述结论没有太大问题，但在级差地租框架下，需要比较的是终端消费者角度下的全社会综合成本。从发电特性来看，风电的系统成本显著低于光伏，进一步提升风电的相对优势。

随着新能源发电量占比持续提升，新能源出力不稳定的问题带来了日益增长的系统成本，在很多区域甚至超过了发电成本。系统成本最主要的构成就是调峰成本，包括了煤电等灵活性机组的合理利润，以及对频繁启停和利用小时数下降补偿。

新能源尤其是光伏，出力曲线的最大问题是与用电需求在时间上错配，如每天用电量的最高峰出现在傍晚6点-8点，而此时光伏出力接近零；用电量相对较少的中午则是光伏出力最大的时点。出力曲线形状的劣势无法通过光伏自身的技术进步弥补。在新能源装机量小的情况下，光伏好预测且可以降低午高峰压力是优势，而风电因为难预测且短期波动大成为“垃圾电”。但在新能源比例大幅提高的情况下，光伏集中出力特性成为最大劣势，而在大数定律下多个风场集群平滑了总输出功率，降低了风电的不可预测性和波动性。

风电技术原理稳定 头部公司长期风险更小

以往市场对风电的主要担忧之一在于，担心光储成本大幅下降后风电被光伏所替代，但认清楚风电定价的底层逻辑后我们发现，风电技术进步空间小反而成为优势。因为这意味着头部企业的地位很难被撼动，在整个行业发展更加理性的情况下冲动投资的可能性下降。此外，风电资源相对稀缺，且开发时需要长期测风导致其开发节奏相对稳定，这在当前市场下成为最大的优势。

整机格局异常稳定，双碳赋能下历久弥新。双碳概念提出虽然仅刚满4年，但风电行业的发展历程却要长很多，2021年以前风电行业依赖补贴，装机量和装机节奏变化很大，2021年后进入全面平价时代，市场空间增加、竞争加剧、电价端不确定性增加。但不论行业如何变化，风电整机的格局却异常稳定，从2016—2023年的8年内，国内排名前10的厂家并无太大变化，金风科技、远景能源连续8年排名第一、第二，且共有8家公司连续8年位列前10。

风电格局稳定的原因之一在于比光伏更像“集中式”电源。风电与火电、水电等类似，大型化依赖于集成商持续的技术迭代，而光伏、电化学储能等更像“分散式”技术，大型化依赖上游技术进步或降本，集成环节技术差距不大。故光伏、电化学储能更容易在集成环节出现过剩。

4. 传统电源：备用率成关键指标关注业绩释放及订单放量

电力供需：形势依然严峻 传统电源承担保供重担

用电负荷继续大幅增长，常规电源投产减速。2024年夏天受全国大范围高温影响，我国全网最高负荷达到14.5亿千瓦（同比+8%）超出中电联年初预期（14.39亿千瓦）。与此同时，我国常规电源投产略有减速，2024年火电装机净增加5413万千瓦，低于2023年的5793万千瓦。此消彼长之下，我们估算系统备用率继续下滑至2010年以来的最低值，电力供需形势极其严峻。根据中电联及我们的电力供需平衡表测算，2025年起我国电力供需形势将有所缓解，但2025、2026年电力供需紧张和偏紧的省份依然多达24个，仅略少于2024年。

新形势下电力供需的测算方式有所改变，备用率成最重要评判标准。新能源的大规模增长仅在电量层面替代传统能源，但其低保障系数导致在高峰期依然需要传统电源进行保供，因此新能源发展事实上不太影响传统电源的需求。

煤电：即将进入投产高峰期 煤电核准反弹

煤电即将进入投产高峰期，关注相关公司业绩释放。2024年火电装机净增加5413万千瓦，低于2023年的5793万千瓦，但整体装机成加速态势，10月、11月均大幅高于2023年。从历史开工数据开看，煤电即将进入投产高峰期，相关设备商订单也将进入交付高峰。

煤电核准装机触底反弹，长期来看煤电需求仍将维持较高水平。从公开数据来（仅包括正式核准，不包括环评公示等）看，我国十四五煤电核准始于2022年8月并持续至2023年8月，期间核准约122GW、月均9.4GW。随后9个月平均核准量下滑至4GW。但从2024年6月起核准量开始反弹至月均7.7GW。

报告节选：

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）