纪要涉及的行业 新型电力系统行业，涵盖新能源（光伏、风电）、电网、特高压输电、数据中心、虚拟电厂等细分领域 纪要提到的核心观点和论据 新能源装机与市场情况 - 2025年装机预期：预计新增风光装机约300GW，其中光伏约200GW，风电约80 - 90GW，虽较2024年的370GW有所下降，但机制电量比例约一半，工商业用电量上涨一厘钱，价差可维持3 - 4分，投资预期稳定[1][3][6] - 明后年不确定性：2026年后集中式电量规模缩小，非水可再生能源消费比重提升空间小，若提高到30%，每年支撑70 - 80GW装机，建设电量规模可能缩水一半以上，投资预期风险增大[1][4] - 收益率变化：新增新能源项目电价下调3 - 5分，内部收益率下降1.5 - 2个百分点，三北地区平均收益率约6.5%，中东部地区可能回归到7% - 8%左右水平[1][5] - 光伏装机进展：1 - 4月光伏装机约100GW，预计5月底达140GW，下半年新增装机量可能减少，分布式光伏新增量或更少，基地配套项目继续建设[1][7] - 新能源入市比例：2024年为50%，2025年达100%，根据136和531文件，无论存量还是增量项目都需全部入市，有最低保障价格，2030年全面市场化[1][10] 电力市场与电价情况 - 136号文影响：主要目的是新老划断，老项目投资预期基本稳定，2025年新项目投资预期相对明确，机制电量比例约一半，投资预期基本稳定[3] - 机制电价设置：蒙东等三北地区市场化程度高，搞机制电价概率低；中东部如山东、湖北等地集中设置了机制电价[11][12] - 存量项目保障电价：短时间内至少未来2 - 3年不会频繁调整，但机制电量比例可能根据市场化程度及全社会承受能力调整[13] - 基准电量规模比例：未来几年电力市场化改革趋势是逐步降低现有项目基准电量规模比例，2030年可能降至50%甚至更低，近期一两年内不变，2026年底或2027年可能对特定项目出台新政策[13] 光伏和风电利用小时数 - 短期变化：2025年1 - 5月，光伏利用率下降至93%，同比下降近3个百分点；风电利用率为92%，同比下降3.5个百分点，今年光伏产业利用率可能进一步降至90%[14] - 长期趋势：“十五”期间，全国光伏系统利用率预计降至80% - 85%，中东部维持在92% - 93%；风电竞争相对稳定，中东部利用小时数略有下降但总体平稳[15] 电网投资与建设情况 - 电网投资额：2025年预计创新高，年初预算提升8%，基建投资超6600亿，增幅约10%，十四五期间整体供需趋于缓和，投资增长趋势将趋于稳定[1][18] - 配网投资：中期上调资金大概率投向配电网，主要方向为提升极端天气下可靠性、改善薄弱区域、更新老旧设备，还会进行局部改造提升自动化率和智能化水平[19][27] - 特高压建设：2024年原计划建设三交五直，实际完成两交三直；2025年计划建设五交六直共十一条，部分项目存在不确定性；十四五期间发展乐观，但面临收益率、消纳能力、技术利用率、环评批复等挑战[21][22][24] 其他行业情况 - 数据中心电力需求：建设增加电力需求，政策推动算力与绿电协同发展，目前数据中心主要通过电网进行绿电交易[29][30] - 虚拟电厂：国内起源于2022年缺电时期，多为复合型，负荷聚合商业模式尚不清晰，补偿机制和参与调峰市场是盈利途径，未来需连接更多分布式能源，解决商业模式问题[31] 其他重要但是可能被忽略的内容 - 夏季用电缺口：2025年夏季用电缺口预计缓解，新增6000万千瓦，总体供需平衡较好，中东部或川渝地区可能有短期缺口[2][32] - 前四个月抢装情况：2025年前四个月光伏抢装强劲，风电相对一般，原因是光伏工期短，分布式光伏在3 - 5月猛增，占比达60%[17] - AI技术应用：电网公司正在制定AI技术应用顶层设计方案，包括运维、调度运行、输配电自动化等领域[28][29] - 绿电直联和源网荷储模式：数据中心直接采用绿电直连存在供电稳定性挑战和成本较高问题，目前主要通过电网进行绿电交易[30]