2025年上半年，全国发电装机容量达到36.5亿千瓦，可再生能源装机占比首次突破55%。与此同时，曾经占据绝对主导地位的火电装机占比降至39.5%，创历史新低。
这一历史性转折背后，是中国能源结构的深度调整。非化石能源发电量占比达38.6%，同比提升5.2个百分点，绿电交易规模达1540亿千瓦时，同比激增49.3%。
电力行业碳排放占全社会排放超过40%，绿电已成为企业降低产品碳足迹、应对国际贸易绿色壁垒的核心路径。
01
电力结构巨变，数据揭示新格局
2025年能源版图迎来历史性转折点。根据最新发布的《2025中国能源数据报告》，中国电力结构已发生根本性转变。
截至今年6月底，全国发电装机容量达36.5亿千瓦，同比增长18.7%。其中可再生能源装机占比首次突破55%，而火电装机占比则降至39.5%，较去年同期减少4.8个百分点。
细分来看，太阳能装机达到11.0亿千瓦，同比增长54.2%；风电装机5.7亿千瓦，增长22.7%；水电装机4.4亿千瓦（含抽水蓄能6200万千瓦）；核电装机6300万千瓦，增长7.2%。
发电量结构同样呈现清洁化趋势。2025年上半年，全国发电量4.5万亿千瓦时，同比增长0.8%。其中火电占比58.2%，同比下降2.1个百分点；风电占比10.1%，提升1.8个百分点；太阳能占比8.4%，提升2.3个百分点。
非化石能源发电量占比达38.6%，同比提升5.2个百分点，提前完成“十四五”规划设定的39%目标已无悬念。
02
电力市场化改革，
释放资源优化红利
在推进全国统一电力市场建设的战略背景下，中国电力市场化改革取得突破性进展。2025年上半年数据显示，电力交易规模持续扩大，跨省跨区资源优化配置效率显著提升。
1-6月，全国电力市场交易电量达2.95万亿千瓦时，同比增长4.8%，占全社会用电量的60.9%。其中跨省跨区交易量突破6707亿千瓦时，同比激增18.2%，成为市场增长的主要驱动力。
省间壁垒的破除为新能源消纳创造了有利条件。2025年上半年，绿色电力交易规模以1540亿千瓦时、49.3%的增速领跑各品类市场。
市场主体的多元化格局已然形成。截至2024年底，全国电力市场经营主体数量达81.6万家，同比增长8.9%。
发电侧燃煤机组全面入市，新能源渗透率超50%，用户侧实现工商业全覆盖。绿证成交量在2024年同比激增364%，绿色电力环境价值获得市场认可。
南方电网公司2025年“人工智能+”工作方案正在推动AI与电力业务深度融合。在变电站、输电管廊，通过电鸿物联操作系统实现了机器狗设备自主协同智能巡视。
“大瓦特”安监大模型能精准识别违章行为，为基建监管加装“智能防线”。“哪吒”“悟空”等具身智能机器人为复杂环境下的电力作业注入硬核动能。
03
能源安全挑战与未来趋势
中国能源安全面临新形势。2025年上半年，能源自给率稳定在80%以上，一次能源生产总量达25.8亿吨标准煤，同比增长3.2%。
煤炭在能源消费总量中的占比降至56.2%，较2024年下降1.5个百分点。煤电发电量占比首次低于60%，较2024年减少3个百分点，能源结构转型成效显著。
迎峰度夏期间，全国电力供需平衡偏紧，局地高峰时段可能出现电力缺口。新能源消纳压力增大，需进一步完善储能与调峰能力。
业内专家对“十五五”时期新能源发展持乐观预期。新能源装机仍将保持高速增长态势，预计“十五五”末将再次翻番。
考虑能源转型提速、行业产能充分释放等因素，预计今年全年新增新能源装机规模将达4.3亿-5亿千瓦。
国网能源研究院新能源研究所副主任叶小宁表示，在“十五五”期间，我国新能源将继续保持每年3亿千瓦的高速增长。据初步测算，到2030年，我国新能源装机规模有望突破30亿千瓦，实现在现有基础上的翻番。
中国能源研究会可再生能源专委会副秘书长王卫权指出，为实现2030年非化石能源占比达到25%的目标，到2030年，我国风电和光伏发电装机容量至少需要达到25亿千瓦。
若国家进一步提高自主减排贡献目标，到2030年，我国风电和光伏装机规模有望达到30亿千瓦以上。
绿证国际标准对接是服务企业更好使用绿证的基础性工作。国家能源局正统筹做好国际标准和国内标准编制，推动我国绿色电力消费标准用于国际认证。
国家能源局新能源司司长李创军表示，国家能源局将加强政府间沟通，在机制性对话中将绿证作为重要议题，推动主要贸易伙伴认可我国绿证。
同时要加大与国际组织沟通交流力度，支持各类机构及企业就绿色电力消费的标准制定、认证对接等工作与国际社会开展务实合作。
未来五年，新能源年均装机规模预计将达3亿千瓦。到2030年，风光装机总量有望突破30亿千瓦，在现有基础上实现翻番。
电力系统正在从“源随荷动”向 “源网荷储协同互动”转变。绿证成交量去年激增364%，绿色电力的环境价值获得市场认可。
国家能源局正加快对接绿证国际标准，推动主要贸易伙伴认可中国绿证，为出口企业提供“绿色通行证”。
电力革命浪潮下，中国能源独立之路正越走越宽。
一、电力怎么变动力
1、电是如何产生
磁铁周围有磁场，当你拿磁铁在一根电线旁边来回晃，电线就会切割磁力线，电线里的电子就会随着晃动被“甩”出去，形成电流。然后把这个动作放大N倍，就是发电机的原理。
所以水力发电、风力发电、无论什么力发电，这个力，就等于你用手晃动磁铁的力，说白了手力发电也行。
2、电是如何跑遍全国
（1）第一步升压，就像把几百个快递压缩打包
发电机发出来的电电压不高，通常只有几千到几万伏，这样远距离输送会损耗很多电（快递没打包好就容易损耗丢失）。所以发电厂里的升压站会用变压器把电压抬高，变成五十万伏、八十万伏、甚至上百万伏的高压电，电压越高，电在输送中跑丢的就越少。
（2）第二步走高速运输
高压电要通过特高压线路输送，这些线路就是电力的高速路，架在高高的铁塔上。电流在里面跑得飞快，差不多和光速一样（1秒跑30万公里），把电从西部的发电站送到东部的城市，从北部的风电场送到南部的工厂。
（3）第三步降压
高压电不能直接用太危险，所以到了城市周边就要开始降压。先是特高压降到超高压，再降到高压，经过一层层变电站变压，最后到小区里的变压器，把电压变成家里能用的220伏或者工厂用的380伏。
3、电是如何让机器动起来？
电到了机器以后，会看见两个线圈，电通过其中一个线圈，就会产生磁场，磁场就会带动另一个装在转轴上的线圈转动，然后再带动风扇、洗衣机…，这就是机器通电后会运动的原因。
二、电力行业整体概览
目前，中国发电结构正在持续优化，煤电占比逐渐下降但仍为主力，水电、风电、光伏发电占比稳步提升。
1、发电方式
（1）火力发电：这是目前世界和中国最主要的发电方式。核心在于燃烧燃料产生高温高压蒸汽。烧煤炭称为煤电；烧天然气称为气电；烧油称为油电。优势是技术成熟，可以稳定持续发电，建厂选址相对灵活。缺点是依赖化石燃料，燃烧过程产生大量废气，面临环保压力，成本受燃料价格波动影响大。
（2）水力发电：利用河流、大坝上下游的水位差蕴含的能量。高处的水流下冲击水轮机的叶片，直接带动发电机发电。包括大中小型水电站和抽水蓄能电站。水能可再生无污染，启动快调峰能力强。但受地理和气候条件限制严重，大型水电站对生态影响大，建设周期长成本高。
（3）核能发电：利用核燃料在反应堆内进行可控核裂变反应，产生巨大热量加热水，产生蒸汽推动汽轮机发电。核心是核反应堆的安全控制。单台机组功率巨大，燃料成本低且发电过程不排放温室气体。但建设投资巨大周期长，核废料处理是世界难题，公众对安全的疑虑始终存在。
（4）风力发电：利用风力吹动巨大的风车叶片旋转，通过增速装置带动发电机发电。主要在风资源丰富的草原、山地、海边集中安装风力发电机群。风能免费可再生无污染。但风时大时小难以预测，发电不连续不稳定。
（5）太阳能发电：主要是光伏发电，利用半导体材料的光伏效应，太阳光一照射就能直接把光能转换成直流电。光伏板可以大规模集中安装在荒漠戈壁形成光伏电站，也可以小规模安装在屋顶家庭使用。太阳光免费可再生无污染。问题是晚上和阴雨天无法发电，目前发电成本虽大幅下降，但仍高于传统火电，大规模应用需要配储能。
（6）其它发电方式：生物质能发电燃烧农林废弃物垃圾等；地热能发电利用地下热源；海洋能发电利用潮汐波浪等。这些方式规模相对较小，只在特定地区有意义。
2、存电方式
电力生产需要时刻和消费量保持平衡。但像风能和太阳能，不是随时都有，有时多有时少；而人们的用电高峰通常集中在晚上。为了调节这种不平衡，就需要把暂时用不了的电存起来。主要有这些方式：
（1）抽水蓄能：目前技术最成熟应用最广泛的储能方式。建上下两个水库，利用富余的电把水从下库抽到上库储能；当需要用电时，放水从上库流回下库，水流推动水轮机发电。规模大、响应快、效率高、寿命长。
抽水蓄能电站主要组成
（2）电化学储能（电池储能）：这是当前发展最快的方向。就像巨大的充电宝。包括锂离子电池现在最主流、发展最快成本下降明显；铅酸电池技术成熟但较笨重污染大；液流电池能量存在溶液里可设计规模大寿命长但成本高；钠离子电池等新型电池正在发展中。优点是安装灵活响应迅速不受地理限制。缺点是成本高有寿命限制系统复杂安全管控要求高。
（3）压缩空气储能：在地下岩穴或废弃矿洞等空间，利用低谷电或风光富余电驱动大型压缩机，把空气高压注入密封空间储能；发电时释放高压空气驱动膨胀机带动发电机发电。规模可以很大成本相对较低寿命长。但依赖特殊地理条件如大型地下空间技术还在示范推广阶段效率有待提高。
（4）飞轮储能：利用电力驱动电动机让一个沉重的飞轮高速旋转起来存储动能；需要用电时，飞轮减速带动发电机发回电能。充放电快功率密度高响应极其迅速寿命超长几乎免维护。但维持旋转有能量损耗持续放电时间短只能短时大功率释放所以适用于需要瞬间大功率支撑或保障短时供电的特定场景。
3、电网系统
（1）输电网络：负责远距离大容量的电力输送。包括特高压线路电压最高可达百万伏级以上，损耗极小专供超远距离送电如西电东送；超高压线路承上启下；高压线路作为区域骨干网。线路主要由高耸的铁塔和架空导线组成，跨越山河湖海。重要节点有大型枢纽变电站和开关站，负责汇聚分散电流管理潮流分配调节电压。
（2）配电网络：负责将高压电逐级降压分配到最终用户。从高压配电网起，经过中压配电网街道电网连接到小区的配电变压器最终降到用户可用的电压380伏或220伏。构成主体是城市郊区的变电站和密密麻麻深入居民区工厂区的配电线路杆塔箱变环网柜。
电网的指挥中枢是调度系统。国家电网国家电力调度控制中心和南方电网总部调度中心就像超级大脑，下面有区域省级地方县级调度中心层层配合。调度员全天候监控电网运行状态，包括频率电压潮流等关键参数，确保电网时刻处于稳定安全边界内。
他们最核心的工作是电力平衡，预测明天甚至未来几天的用电负荷有多大；评估哪些发电机可以开机；综合负荷预测发电计划、电网容量，约束安全裕度后，制定最优的运行方案。
三、市场规模和竞争格局
1、电力市场总规模
（1）全球市场持续扩张
2025年全球电力消费总量预计突破30万亿千瓦时，同比增长4.8%。其中亚洲地区贡献最大增量，增速达10.2%，中国作为全球最大电力市场，预计全年用电量突破10.3万亿千瓦时，同比增长5%。
可再生能源成为增长主力，2024年全球新增装机中80%来自风电和光伏，中国可再生能源装机占比达56%，发电量占比35%。
全球风电新增装机容量，全球风能理事会（GWEC）发布
（2）中国市场交易规模扩大
全国统一电力市场建设成效显著，2025年上半年市场交易电量达2.95万亿千瓦时，同比增长4.8%，其中跨省跨区交易量6707亿千瓦时，增速高达18.2%。
绿色电力交易异军突起，上半年交易量1540亿千瓦时，同比激增49.3%，新能源渗透率超50%。
2024全球风电新增装机容量，各地占比
2、电力市场主导力量
（1）电网侧主导传输环节
国家电网和南方电网掌控全国输电网络，特高压线路总长超4万公里，年输送电量超1.5万亿千瓦时，支撑西电东送、北电南供格局。
两大电网通过跨区交易机制实现资源优化配置，2025年迎峰度夏期间，超20亿千瓦时西南水电通过闽粤联网工程支援长三角。
（2）发电侧多元竞争
传统火电仍占主导，2024年装机占比约45.76%，但新能源发电加速替代，风电、光伏装机分别达5.2亿千瓦和8.9亿千瓦，占总装机42.8%。
五大发电集团（华能、大唐等）加速转型，同时宁德时代、金风科技等新兴企业在储能、风电领域占据重要地位，2024年市场主体达81.6万家，新能源企业占比超50%。
2025年中国火力发电量预测(亿千瓦时)。souce：wind
（3）用户侧参与度提升
2024年绿证成交量同比激增364%，数据中心、新能源汽车等新兴产业成为用电增长主力，6月互联网数据服务用电量同比增长44.6%。居民用户通过虚拟电厂等机制参与需求响应，江苏试点项目聚合4300万居民空调负荷，可调节260万千瓦电力。
3、区域市场分布特征
（1）资源禀赋决定能源结构
西北地区依托风光资源优势，新疆、内蒙古新能源装机分别突破1亿千瓦和8000万千瓦，2025年甘肃风光发电量占比超40%。
西南地区以水电为主，云南、四川水电装机占比超80%，2025年云南外送电量超2000亿千瓦时。
（2）负荷中心依赖跨区输电
东部沿海地区电力需求旺盛，广东、江苏装机分别达2.27亿千瓦和2.04亿千瓦，但本地能源匮乏，2025年广东40%电力依赖西电东送，江苏风光装机占比41.6%。
长三角、珠三角通过区域电力市场实现资源互济，2025年南方区域电力市场转入连续结算试运行。
（3）区域协作机制深化
全国统一电力市场打破区域壁垒，2025年7月建立跨电网经营区常态化交易机制，实现国家电网与南方电网资源互通，西北风光、西南水电可直达粤港澳大湾区。
4、用户需求趋势
（1）新兴产业用电增长
数字经济和绿色转型驱动用电结构升级，2025年上半年广东209家数据中心用电量35.2亿千瓦时，同比增长44.4%；新能源汽车整车制造用电量同比增长13%。
人工智能、算力中心等新质生产力领域成为用电增长极，预计2025年数据中心用电量将达1600亿千瓦时。
全球数据中心电力需求量预测&全球数据中心电力容量预测
（2）居民用电结构优化
第三产业和居民生活用电增速领跑，2025年上半年第三产业用电量同比增长6.56%，居民生活用电增长5.43%。
智能家居、电动汽车充电等需求推动峰谷差扩大，虚拟电厂、智能电表等技术应用加速，江苏试点通过空调负荷调节降低尖峰负荷260万千瓦。
（3）高耗能行业能效提升
钢铁、化工等传统行业加速绿色改造，2025年黑色金属、建材行业用电微降0.5%-0.6%，有色金属、化工行业用电增长3%-3.9%，单位产值电耗持续下降。
内蒙古、宁夏等地建设绿电制氢、绿电冶金项目，推动工业用电清洁化。
5、技术发展趋势
（1）输电技术
特高压直流输电效率达95%以上，宁夏-湖南±800千伏工程年送电量360亿千瓦时，其中50%为新能源电力。
智能电网实现源网荷储协同控制，长沙供电公司应用可解释AI系统，故障处理时间缩短至1分钟。
（2）储能技术
新型储能装机首超抽水蓄能，2024年累计达78.3GW，锂离子电池占比超80%，宁德时代钠离子电池将于2025年12月量产。
液流电池、压缩空气储能项目加速落地，新疆吉木萨尔100万千瓦全钒液流储能项目、青海格尔木液态空气储能项目年内投运。
（3）数字化应用
虚拟电厂聚合分布式资源，广东试点整合10万用户储能设备，可调节100万千瓦电力。智能调度系统通过大数据预测负荷，国家电网电力北斗系统实现毫秒级精准控制，2025年迎峰度夏期间保障14.65亿千瓦负荷安全运行。
四、电力对比其它能源
1、成本效率差异
（1）初始成本
电力系统的初始投资主要集中在发电站和电网建设，一座百万千瓦级火电站投资约50亿元，特高压输电线路每公里成本超500万元。相比之下，石油开采的钻井平台单座投资可达200亿元，天然气管道每公里成本约300万元。但电力的基础设施可长期复用，而油气田存在资源枯竭问题，需持续勘探新产地。
（2）运营成本
燃煤发电的燃料成本占总成本60%，2024年标煤价格波动导致度电成本在0.3-0.45元；光伏电站运营成本仅占8%，主要是组件清洗和逆变器更换，度电成本降至0.25元以下。石油炼化的原油成本占比超70%，国际油价每上涨10美元，汽油零售价每升上涨约0.8元。
（3）能量利用效率
火电站的热效率约38%-45%，即1吨煤只能转化为1200-1500度电；天然气热水器热效率90%，电热水器效率接近100%，但天然气终端价格（2.5元/立方米）比电（0.5元/度）的能量成本低40%。
2、安全性差异
（1）生产环节风险
煤矿开采的百万吨死亡率大概是风电行业的20倍，2024年全球煤矿事故致死1200人，而光伏电站近五年无重大安全事故。石油钻井平台火灾发生率为每千座每年0.8次，2010年墨西哥湾漏油事件造成200亿美元损失；核电站发生重大事故的概率约为每堆年10⁻⁶次，三里岛事故后全球核电安全标准提升，近30年无大规模泄漏。
（2）储存运输风险
高压输电线路的短路故障概率为每年每百公里0.3次，主要通过继电保护系统自动切断；汽油罐车的交通事故泄漏率是电力电缆的5倍，2024年美国东海岸输油管道爆炸导致18州燃油短缺。锂电池储能电站的火灾风险约为每GWh每年0.1次，而天然气储罐的爆炸风险是其3倍。
（3）终端使用安全
家用220V电路触电致死率约0.01人/百万用户，而燃气热水器一氧化碳中毒致死率是其5倍。电动自行车锂电池火灾事故2024年达2000起，主要因私自改装；汽油泄漏引发的家庭火灾占比达12%，高于电器短路火灾（8%）。
3、稳定性差异
（1）供应连续性
电力系统通过多能互补保障稳定，2024年中国电网平均供电可靠率99.834%，停电时间降至1.46小时/户；石油供应受国际局势影响显著，2022年俄乌冲突导致欧洲油价暴涨300%。天然气管道因冬季用气高峰常出现气荒，而电力可通过调峰电站快速补充缺口。
（2）技术成熟度
火力发电技术已发展130年，设备故障率低于0.5%；氢能电解槽的寿命仅8000小时，是光伏逆变器（25年寿命）的1/10。生物质能发电的原料收集稳定性差，导致机组年利用小时数仅3500小时，低于煤电的5000小时。
（3）极端条件适应力
特高压线路可抵御-40℃低温和12级台风，2024年寒潮期间华北电网未发生大面积停电；石油管道在极寒地区需伴热保温，能耗增加15%；光伏板积雪覆盖会导致发电效率下降80%，而风电在风速超过25米/秒时需停机保护。
4、便利性差异
（1）传输覆盖范围
电力输配网络已覆盖中国99.9%的行政村，偏远地区通过光伏微电网实现供电；石油加油站主要分布在城镇，西藏阿里地区平均每百公里仅0.3座加油站。天然气管道覆盖全国60%城市，而农村地区仍以罐装液化气为主，运输成本比管道气高3倍。
（2）终端使用灵活性
电力可直接驱动所有家电和交通工具，而汽油仅限内燃机使用，天然气需专用灶具。移动电源使电力便携化，但能量密度仅100Wh/kg，远低于汽油（12000Wh/kg），导致电动汽车续航普遍低于燃油车一倍以上。
（3）基础设施依赖度
家庭用电只需插座接口，而天然气需铺设专用管道，生物质能需储存大量原料。加油站单站建设周期6个月投资500万元，而充电桩可直接接入现有电网，壁挂式充电桩安装成本仅2000元/台。
5、环保差异
（1）碳排放强度
煤电的全生命周期碳排放为820gCO₂/kWh，天然气发电降至400g，光伏则仅30g。汽油车全生命周期碳排放240g/km，而电动车（煤电为主）降至150g/km，若使用风电则可低至15g/km。
（2）污染物排放类型
火电站排放的二氧化硫和氮氧化物已被脱硫脱硝设备控制，2024年排放浓度较2010年下降90%；石油燃烧产生的VOCs（挥发性有机物）是形成雾霾的重要成因，而天然气燃烧几乎不产生颗粒物。电池生产中的重金属污染可通过回收系统处理，目前中国动力电池回收利用率已达95%。
（3）资源可持续性
煤炭和石油的全球储量预计分别可开采110年和50年，而太阳能资源每年照射地球的能量相当于1.3万亿吨标准煤，是全球年能耗的1万倍。生物质能依赖农业废弃物，若过度收集会导致土壤肥力下降，而水电对生态流量的影响已纳入环评强制标准。
五、产业链结构
1、发电环节
（1）传统能源发电
① 火电：华能国际、大唐发电等五大发电集团仍是主力，2024年煤电装机占比45.76%，但正加速向热电联产转型。申能股份等区域性能源企业在气电领域布局，利用天然气调峰优势。
② 水电：长江电力掌控三峡、葛洲坝等核心水电站，年发电量超3000亿千瓦时；华能水电主导澜沧江流域开发，藏电外送项目占重要地位。
③ 核电：中国核电、中国广核推进华龙一号机组建设，单台装机125万千瓦，国产化率超95%，燃料成本仅为煤电的1/3。
（2）新能源发电
① 风电：龙源电力是全球最大风电运营商，海上风电市占率超30%，西北、沿海地区集中布局；金风科技风机装机量全球前三，永磁直驱技术降低维护成本。
② 光伏：隆基绿能、晶科能源组件出货量全球领先，转换效率突破26%；国家电投在广东徐闻建设百万千瓦海上风电基地，融合海洋能源+海洋牧场模式。
2、输电环节
（1）特高压设备
① 中国西电、平高电气主导特高压变压器、换流阀市场，湖南衡变（特变电工子公司）特高压变压器国内市场占有率25%，支撑西电东送工程。
② 许继电气提供特高压直流输电控制系统，宁夏-湖南±800千伏工程年送电量360亿千瓦时，其中50%为新能源电力。
（2）智能输电 国电南瑞开发电力北斗系统，实现毫秒级精准控制，长沙供电公司应用AI系统将故障处理时间缩短至1分钟。
3、配电环节
（1）配电自动化
① 国电南瑞、许继电气提供智能配电终端，江苏试点通过聚合4300万居民空调负荷，可调节260万千瓦电力。
② 山东泰开集团具备330kV及以下变电站总承包能力，工程覆盖全国30多个省市，配电自动化设备市场份额居前。
（2）区域电网 国家电网、南方电网通过智能电表（覆盖率超95%）实现实时电价结算，广东、江苏等负荷中心推进20kV配电改造提升供电可靠性。
4、储电环节
（1）电化学储能 宁德时代、比亚迪主导锂电池储能，2024年全球出货量超150GWh，钠离子电池将于2025年底量产；阳光电源提供储能系统集成，液流电池项目在新疆、青海落地。
（2）抽水蓄能 浙富控股、哈尔滨电气供应抽水蓄能机组，单站装机可达百万千瓦级，江苏句容、广东梅州等项目年储能超50亿千瓦时。
5、售电及服务
（1）综合能源服务 山东国晟新能提供绿电交易、储能运维等一站式服务，2025年上半年绿电交易量同比增长49.3%；粤电力A、浙能电力等地方能源集团拓展园区综合能源托管。
（2）虚拟电厂 广东试点整合10万用户储能设备，可调节100万千瓦电力；江苏通过空调负荷聚合降低尖峰负荷260万千瓦，响应速度达秒级。
6、电力设备制造
（1）发电设备 东方电气生产百万千瓦级火电汽轮机、水电水轮机；特变电工多晶硅产能占全球30%，支撑光伏产业链上游。
（2）输配电设备 特变电工衡阳变压器厂特高压变压器产能全球第一，国内市场占有率25%；正泰电器、良信股份在低压电器领域占据主导地位。
7、电网建设
（1）工程总承包 山东泰开电力具备550kV及以下输变电工程总包能力，2024年承接西北风光大基地配套电网项目；中国电建、中国能建参与特高压线路建设，铁塔组立效率提升30%。
（2）智能电网 国电南瑞、金智科技开发数字孪生系统，覆盖90%特高压线路运维，设备故障率低于0.5%。
8、新能源技术
（1）光伏技术 隆基绿能研发钙钛矿叠层电池，实验室效率达33.9%；阳光电源逆变器全球市占率超30%，适配分布式光伏场景。
（2）储能技术 宁德时代钠离子电池能量密度突破160Wh/kg，2025年量产成本降至0.4元/Wh；新疆吉木萨尔100万千瓦全钒液流储能项目年内投运，循环寿命超2万次。