电力行业学习笔记——(3)

开篇三个数字：截至 2026 年 9 月底，全国发电装机 41.3 亿千瓦（同比 +11.2%）；1—9 月全社会用电量 8.07 万亿千瓦时（同比 +3.9%）；全国已建成投运特高压输电通道 45 条，"西电东送"输送能力 3.4 亿千瓦。装机一年涨一成多，用电量只涨不到 4%——这 7 个百分点的"剪刀差"，是理解 2026 年电力行业一切矛盾的钥匙。而要真正看懂它，得先回到最基础的问题：电是怎么发出来的，又怎么"搬"到你家？

一、电能是一种什么商品

把电力当生意看，先接受一个反直觉的前提：电几乎存不住。抽水蓄能本质是用水做二次储能，上下抽一次损失 20%~30%，选址还必须有大高差。所以"发多少、用多少"必须在每一秒内对上：电力系统的第一性约束是瞬时平衡，供需秒级同步，任一侧意外脱网都可能引发连锁跳闸。

特性一 · 不可大规模储存

发用必须实时对表

决定了电源必须随叫随到，也决定了备用、调峰、储能的存在意义

特性二 · 强网格化

任一环节断，全网受牵连

决定了电网必须统一规划、统一调度，也决定了特高压的价值

特性三 · 位置与时间定价

一度电不是一个价

同一度电送到负荷中心和送到发光的基地，电价可以差几倍

第三个特性最关键：电的价值不是"度"，而是"度 × 时间 × 地点"。绿电交易、辅助服务、容量补偿等机制，本质都是在技术约束下重新给"时间和地点"定价——所以研究电力行业不能只看装机和电量，还得看电价机制。

二、发电：五种技术路线，五套剧本

火电（煤电+气电）：燃烧产生热能，把水烧成高压蒸汽推动汽轮机旋转，拖动发电机发电。2026 年 9 月底火电装机 15.9 亿千瓦（占 38.6%），其中煤电 13.0 亿千瓦（31.3%）。角色正从"绝对主力"转向"基荷+调节"——上半年煤电发电量占比首次跌破一半，降至 49.7%。

核电：区别只在热源。装机 6854 万千瓦，规模不大但利用小时 5624 小时为所有电源最高——燃料能量密度极高、可连续高负荷运行；代价是选址极苛刻、折旧占比远超其他电源。

水电：核心变量只有来水。装机 4.57 亿千瓦（含抽蓄 0.7 亿千瓦），占比仅约 11%，但 1—9 月利用小时是唯一上升的电源类型（+25 小时）——上半年来水偏丰，9 月长江干流转枯后单月发电量同比 -18.1%。这种"看天吃饭"的波动是行业利润弹性的最本质来源。

风电与光伏：风电用叶片把风的动能转成机械能再发电；光伏靠光生伏特效应直接产出直流电——工程上极重要：直流电不能直接并网，必须经逆变器变交流并"跟随"电网频率（业内称跟网），出力天然受调度和消纳约束。2026 年 9 月底风电 7.0 亿千瓦 + 光伏 13.1 亿千瓦 = 20.1 亿千瓦，占总装机 48.66%；光伏装机年内历史性超过煤电，成为国内第一大电源。

图 1｜截至 2026 年 9 月底全国发电装机结构（全口径 41.3 亿千瓦）。数据来源：国家能源局 2026 年 1—9 月全国电力统计数据（2026-10-26 发布）。

三、装机容量与利用小时数：容量 ≠ 电量

这是最容易踩的坑。先钉死三个词：装机容量（千瓦）= 瞬间能出多大功率；发电量（千瓦时）= 实际发了多少电；利用小时数 = 发电量 ÷ 装机容量，即"一年里平均满载运行了多少小时"。同样一台 10 万千瓦机组，按 2026 年 1—9 月口径，煤电利用 3109 小时、光伏 840 小时——同样容量一年下来煤电发约 31 亿度电，光伏只有 8.4 亿度，差 3.7 倍。所以看电源结构，绝不能用装机结构代替电量结构。

图 2｜2026 年 1—9 月各类电源利用小时数（左轴，小时）与同比变化（右轴，小时）。数据来源：中电联《2026 年三季度全国电力供需形势分析预测报告》（2026-10-29），6000 千瓦及以上电厂口径。

① 唯一上升的是水电（+25 小时）——原因不在需求，在来水，这种波动性是行业利润波动最本质的来源。

② 风电降幅最大（-193 小时），但绝不是"发得少了"。风电装机同比 +20.4%，发电量却只涨 1.9%——多出来的电装不下，只能靠弃风或低价出清。同期风电利用率 92.1%、光伏 93.1%，消纳已是真实的经济问题，不是环保口号。

③ 利用小时普降 ≠ 需求疲软。同期全社会用电量同比 +3.9%，非化石发电量增量占全社会用电量增量的 87.2%——新增的每十度电里近九度来自新能源。火电利用小时下降是"电源结构变化带来的电量再分配"，是结构问题不是需求问题。

一个必须记住的口径陷阱：中电联年初预测 2026 年新增装机"超 4 亿千瓦"，三季度报告已下修为"超 3.5 亿千瓦"；全年用电量预测也从 10.9—11 万亿千瓦时下修至 10.8 万亿千瓦时左右（同比 +4%~4.5%）。引用预测值务必带上发布时点，否则半年后就会变成"数据错误"。

四、电压等级：为什么电要"越走越高"

输电损耗的公式是 P = I²R：输送同样功率，电压翻倍则电流减半，线路损耗降到 1/4。抬电压是远距离输电唯一有效的经济手段，由此形成中国电网的电压阶梯（表 1）。

把一次电的旅程走一遍就清楚了：30 万千瓦机组 → 出口约 20 kV → 主变升到 220/500 kV → 特高压 1000 kV 或 ±800 kV → 受端降回 500 kV → 220 kV → 110/10 kV → 0.4 kV 入户。这里藏着一条重要结论：变电环节是电网投资最密集的部分——一条特高压直电动辄数百亿元，大头都在两端的两座换流站里。

图 3｜电的旅程：电压等级逐级变换示意。作者自绘。

五、核心设备：钱到底花在哪

以单条 ±800 kV 特高压直流工程为例，按券商测算口径拆解核心设备价值量（表 2）。

换流变 + 换流阀合计约占直流核心设备价值量的 65%——这是整个特高压产业链最厚的一块价值池。

一个容易被低估的事实：换流阀、换流变压器、主变压器三大核心设备已全面国产化，外资在国网主设备招标中基本出清。最硬的工程实证是白鹤滩—江苏/浙江配套的布拖换流站——世界最大直流换流站，建设面积相当于 90 个足球场，配套厂家 107 家，所有产品国产化率超 99%；20 年前建同类工程，核心元器件还需大量进口。

真正"卡脖子"的地方已下沉到器件级：高压 IGBT（柔直核心，此前 80%~90% 依赖进口）、直流穿墙套管（阀厅内外的咽喉，国产化率最低）、电力专用芯片与微型传感器（自主化率不足 60%）、晶闸管（国内仅两家供应商）、有载分接开关（国内唯一供应商已打破德国 MR、ABB 垄断）。规律很清楚：越靠近器件级越容易被卡，越靠近系统集成国产化程度越高。

六、交直流输电：该怎么选

一句话记忆：交流擅长织网，直流擅长搬电。中国现状（注意区分口径）：全国口径已建成投运"24 直 + 21 交"共 45 条特高压通道，"西电东送"能力 3.4 亿千瓦（国家能源局 2026 年 1 月口径）；国家电网口径为 "23 交 21 直"44 项，跨区跨省输电能力 3.7 亿千瓦（截至 2026 年 9 月底）——差异来自统计主体，全国口径的三条直流属南方电网。

三个值得盯住的信号：一是核准在提速，2026 年 10 月 15 日国家电网"一交两直"集中获批、总投资约 591 亿元（长治—南阳第二回 1000 kV 交流、疆电送川渝 ±800 kV 直流约 306 亿元、陇电入川约 237 亿元）；二是柔直从配角变成主角，5 项电力灵活互济工程将新建 5 座 300 万千瓦柔直换流站、计划 2027 年迎峰度夏前投产，柔直下换流阀价值量约翻两倍；三是投资总量有支撑，"十五五"国家电网规划投资 4 万亿元、全国电网总投资预计超 5 万亿元、年均破 1 万亿元，2026 年前三季度已完成投资超 6000 亿元。

为什么"西电东送"只能靠直流：新能源大基地集中在"三北"荒漠地带，负荷中心却在东部沿海，典型的"逆向分布"。3000 公里级别的超远距离输送，用交流线路的同步稳定和走廊占地根本无法经济实现。"十五五"目标是西电东送规模从 3.4 亿千瓦提升到 4.2 亿千瓦以上、新增投产 15 回左右特高压直流——这构成未来五年特高压直流招标的确定性来源。

七、一次电的完整旅程

一度电从电厂到插座要走七步，而且第七步与前六步同时发生：

1. 发电
   ：煤、水、核、风、光等一次能源转换为电能，输出交流电。
2. 升压
   ：厂内主变把出口电压（约 20 kV）升到 220/500 kV。升得越高，后面输得越远、越省。
3. 输电
   ：进入特高压交流骨干网架或特高压直流通道，跨省跨区送往受端。
4. 变电（受端降压）
   ：受端变电站把电压逐级降下来：500 kV → 220 kV → 110 kV → 10 kV。
5. 配电
   ：配电网把电送到台区与用户侧，"十五五"配网年均投资约 3800 亿元。
6. 用电
   ：工业、居民、算力中心、充电桩把电能转成动能、热能和算力。
7. 同时进行：调度 + 市场 + 响应
   ：调度中心实时平衡发用两端；电力市场在物理流动之前就完成交易定价；需求侧响应在用电侧削峰填谷。这一步不是第八步，它贯穿全程。

第七步最容易被忽略，却最决定行业形态。前三季度全国跨区输送电量 7967 亿千瓦时（+4.1%）、跨省输送 1.6 万亿千瓦时（+2.3%），内蒙古、云南、新疆、山西、四川五省净输出电量均超 1000 亿千瓦时；电力市场交易电量 6737 亿千瓦时（+17.5%）。迎峰度夏全国最高用电负荷 15.57 亿千瓦，四次创新高。换句话说：中国电力系统的真实运行方式，是"西电东送 + 全国统一调度 + 大规模市场化交易"三件事同时咬合运转——缺一环，任何失衡都会立刻变成事故或亏空。

八、落到投资上：先看这四个数

① 装机结构 ≠ 利润结构。新能源装机占比高不等于赚钱——利用小时低、电价市场化下行、消纳受限，三重压力同时压着度电收入。前三季度非化石发电量增量占全社会用电量增量 87.2%，同期并网风电利用小时却 -193 小时。

② 看利用小时的方向，更要看清成因。煤电利用小时下行是新能源挤压的必然结果，但不必然等于盈利恶化——关键看有没有补偿机制。2026 年 1 月《关于完善发电侧容量电价机制的通知》推动容量电价与现货市场、辅助服务市场衔接，正是为了对冲这部分损失。

③ 资产负债表比利润表更重要。电力是典型重资产行业，折旧占比高、财务费用侵蚀大，下行期先受伤的往往是负债率高的公司。

④ 顺着产业链找卡点，别做"全链条受益"的判断。特高压链上换流变 + 换流阀占核心设备价值量约 65%、国产化已完成且格局集中；再往下的晶闸管、有载分接开关、直流控保壁垒更深、替代空间更大。价值传导有顺序，先看哪一段动，再看扩散。

结语：从"多造电"到"存不住的电"

回看开篇那 7 个百分点的剪刀差——装机 +11.2%、用电量 +3.9%——它不是行业出了问题，而是行业形态正在被重新定义：当光伏成为第一大电源、煤电发电量占比首次跌破一半、电能无法大规模储存、电力必须实时平衡，核心矛盾就从"够不够"转向了"能不能把每一度电，在每一秒，送到最需要它的地方"。这正是特高压、柔性直流、抽水蓄能、新型储能、电力现货市场、虚拟电厂存在的全部理由。而这条主线对研究者格外友好：装机与电量数据月度更新、特高压工程有明确的核准与招标节奏、核心设备国产化有工程实证——逻辑清晰、数据可跟踪、验证路径明确，恰恰是小白最容易上手的地方。