十年前的 2015 年，《巴黎协定》刚刚签署的时候，中国还是一个典型的基于化石能源的工业国——风电、光伏装机总量不过 1.31 亿千瓦，占总装机量的比例仅有 11%，火电依旧是中国电力体系的绝对主力，马路上跑的车辆绝大多数也都是燃油车，新能源汽车渗透率仅有 1.3%。
十年后的 2025 年，中国的新能源转型已经开花结果——风电和光伏成为了发电的主力，装机量占比超过 50%，火电反而成为了"替补队员"，燃油车销量节节败退，新能源汽车渗透率已经逼近 50%。
这个星球上最强的工业国，正在以一种凶猛的速度进行新能源转型，并且已经初见成效了。
"量变引起质变"，这是我们都非常熟悉的一个客观规律。
现在，中国能源结构的"量变"已经摆在了眼前，那么，"质变"也不会太久了。
在老局看来，是时候重新解读一下中国的电力体系了——中国电力产业链的价值，被低估了，我们需要重新评估它的价值以及了解它所面对的挑战。
电力的意义发生了本质改变
中国电力体系"质变"的核心，就是电力正在取代石油、煤炭、天然气，成为一种新的"原料"。
注意，是"原料"而不是动力。
以氢气为例，作为底层的化工原料，化肥、燃油、塑料等等化工产品的生产都离不开它。
过去，工业上制取氢气，主流的方式是天然气蒸汽重整（SMR）——将天然气和水蒸气在高温高压下进行反应，生成氢气和二氧化碳——因为有极高的碳排放，所以这种氢气也被称为"灰氢"，成本大约是 10-20 元 /kg，主要和石油价格相关
但随着风电和光伏发电越来越多，如今许多企业纷纷直接选择电解水制取氢气，这就是所谓的"绿氢"——几乎没有碳排放，成本在 15-30 元 /kg，主要和电费相关。
乍一看，好像"绿氢"在成本上还是被"灰氢"吊打，但长期来看，"灰氢"在"绿氢"面前没有任何还手之力。
因为就在 2020 年，绿氢的价格还处在 30-50 元 /kg 的区间，而 2025 年，靠着大规模风电和光伏建设以及电解槽成本的下降，绿氢价格被腰斩到了 15-30 元 /kg 的水平。
因此，长远来看，随着中国继续建设光伏、风电项目，"绿氢"在成本上打平乃至胜过"灰氢"，只是一个时间问题，而且并不遥远。
这种降价，将会带来一系列连锁反应——氢的价格下来了，那么绿色甲醇、绿色乙烯 / 丙烯等基础化工产品的成本也都会被打下来，进而带来各种原材料的成本降低。整个中国工业的成本逻辑，都将从原来的与石油、煤炭挂钩，变成与电力挂钩。
夸张点说，假设我们的电力供应最终能做到无限供应，那什么霍尔木兹、什么马六甲都将变得毫无意义，只是一个遥远的地理名词罢了。
如果说在实体经济层面，电力替代石油成为"原料"可能还需要一些时间，那么在虚拟经济层面，这个替代早就已经完成了——电力早就已经成为了 Token 生产的唯一原材料，价值已经被展示得极端直白且露骨了。
自 2022 年 ChatGPT 开启 AI 浪潮后，到现在为止，人类对 Token 的消耗量已经被拉高了 N 个数量级—— 2024 年初，中国每天平均的 Token 消耗量大约是 1000 亿，这个数字在 2025 年 6 月则已经到了 30 万亿，今天更是到了 180 万亿 Token/ 天的水平。
两年多的时间里，整整涨了 1800 倍。
今年 3 月，黄仁勋就在 GTC 大会上更是开诚布公地介绍了自己的理念：2027 年全球计算需求会突破一万亿美元，生成 Token 的成本和效率将直接决定科技企业的营收和生死。过去的数据中心是训练模型、储存数据的地方，以后的数据中心就是 Token 工厂——竞争的关键，就在于能用更低的功耗生产更多的 Token。
为什么美国的铀矿公司在 2023 年之后估值集体翻倍？为什么马斯克花 29 亿美金找中国采购光伏制造设备？为什么亚马逊一口气投了三个不同的核聚变公司？
......
这些资本大佬，他们太清楚电力在未来的价值了。
中国电力产业链的价值，被低估了
在过去，化石能源才是底层要素，谁掌握了油田，谁就掐住了全世界的产业命脉。
这也就是为什么"石油 - 美元"体系会如此强大——你想过上现代化的生活，那你就需要有石油。而如果你要进口石油，你手里就必须有美元储备。而大家手上的美元又不能像地主老财那样存在地窖里，所以人们往往也会把美元重新投入美国资本市场、实现资本增值。
美国在全球金融领域的超然地位，就是这样被建立起来的。
而在下一个时代，电力将会成为一种横跨实体经济和虚拟经济的通用资源——在实体经济层面，这意味着你将有更低的成本来生产绿氢、绿氨、绿色甲醇，进而合成各种化工产品；而在虚拟经济层面，这意味着你具有更强大的 Token 的生产能力，你的 AI 发展后劲儿会特别悠长。
一句话概括就是：谁的装机容量更大、谁掌握了"超大型现代电力系统"，谁就掌握了未来。
这也就是为什么老局认为中国电力产业链的价值被严重低估了——优质大油田的本质是大自然的馈赠，不论是大国小国，都有概率被分到油田。而"超大型现代电力系统"则是电力工业的结晶，是需要超大规模电网、完备电力产业链才能建造的东西。
这种级别的电力网络，纵观全球，几乎只有中国能提供。这本身就是一种极致的稀缺性——仅此一家，别无分号，无法复制。
先看一组数据吧。
截至 2025 年底，全国可再生能源装机总量已达 23.4 亿千瓦，约占全国电力总装机的 60%，其中风电装机量超 6 亿千瓦，光伏装机 12 亿千瓦，已历史性超越火电成为最主要的装机容量。
更值得注意的则是增速。
2025 年，全国发电装机容量总量为 38.9 亿千瓦，同比增长 16.1%，其中风电新增 1 亿多千瓦的装机，同比增长 22.9%；光伏则新增了 3 亿多千瓦，同比增长 35.4%。
单纯看上面这些指标，可能大家还感受不到这是个什么量级的工程，和下面一组数据对比一下，我们就知道了。
截至 2025 年底，整个美国全国总装机量加起来也不过 12 亿千瓦。中国一年的风电和光伏装机量就达到了全美总量的三分之一，一年新增的光伏装机量比美国历史上所有的光伏工程加起来都多。
甚至，仅仅就 2025 年这一年，仅仅是中国光伏和风电的新装机量，就抵得上 2.6 个法国电网。
"电力克苏鲁"之所以是克苏鲁，并不在于体量到底有多大，而是它连增量都如此骇人。
那么，中国最终的目标是多少呢？
答案是 36 亿千瓦，在现在的基础上翻一倍。
这不是我推测的，这是去年 9 月我们在联合国气候变化峰会上宣布的："明确 2035 年，风电和太阳能发电总装机容量达到 2020 年的 6 倍以上、力争达到 36 亿千瓦。"
而至于远期目标，那就更是天文数字了：2025 年 10 月的北京国际风能大会上，全球 1000 多家风能企业的代表联合发布《风能北京宣言 2.0》，要在 2060 年实现 50 亿千瓦风电装机。
是的，你没有看错，仅仅是风电，就要装机 50 亿千瓦，甚至这都不是高标准，而是底线。
国家气候战略中心首任主任李俊峰就在接受媒体采访时直言：" 2060 年要实现碳中和，风电需贡献约 30% 的发电量，50 亿千瓦装机是支撑这一比例的最低门槛。"
为什么老局之前说绿氢、绿氨的价格还会继续下跌？答案就在这里——现在这才哪儿到哪儿啊—— 18 亿千瓦的时候，就已经能把绿氢价格腰斩了，当风电就有 50 亿千瓦的时候，怕不是要起飞哦。
为什么我说这是：仅此一家，别无分号，无法复制呢？
原因很简单：按照现在的技术水平，单台风机的最大发电功率可达 20000 千瓦（20MW），一块 1.1X1.7 的光伏板，最大发电功率 700 瓦，是想建造这种动辄几十亿千瓦级别的电网，你需要多少风机、多少光伏板、多少储能电池、多少工程机械、多少熟练工人？
而且，更恐怖的地方在于：即便你有上述这些要素的供应能力，那么在真实的市场上，你还要面临来自中国企业的价格攻势。
毕竟，从发电设备到输变电设备再到储能设备，中国都有完整的产业链，不管是风机整机还是光伏板，不论是变压器还是电缆，我们几乎在每一个子品类都已经做到了全球第一的份额，成本比欧美竞品低三折到五折。
以风力发电机为例，一个金风科技，一个远景能源，这两位在国际市场上几乎都是一种凌驾姿态出现的—— 2025 年，仅远景能源一家企业在海外市场的吊装量就达到了 4.8GW，几乎相当于一个欧洲小国全国的风电装机总量。
输变电设备上，2024 年马斯克在博世的世界互联大会上说"以前大家抢芯片，以后大家抢变压器"，结果没过多久，中国的变压器就遭到了来自世界各地的哄抢。
因为在变压器这个领域，中国拿下了全球 60% 的市场份额，其中的核心材料"取向硅钢"，更是中国冶金工业的看家本领。
储能设备上，那就更不必多言了，一个宁德时代，一个弗迪动力，既然拥有全球最强电池生产商，那么拥有最强的储能设备制造技术是自然而然的事情。
在化石能源体系下，电力只是一种二次能源，只是一种动力方式。在新能源体系下，电力就是一切。
而中国的电力产业链，恰恰就是这个世界上最大的电力提供方。
中国电力体系所面临的挑战
愿景是美好的，成绩是显著的，但挑战也是真实的。
还是那句话，"量变引起质变"，当你拥有了史无前例的新能源电力体系，也意味着你要面对史无前例的巨大技术障碍。
风电、光伏和火电的底层物理差异，决定了一个新能源为主力的电力系统，和一个以火电为主力的电力系统注定是不一样的。
在火电时代，电网是刚性的"源随荷动"，整个电网是一个单向传播的网络。用户爱怎么用电就能怎么用电，电网只负责传递电力，发电厂则根据用户的需求情况调整发电机组出力，面多加水，水多加面而已，只要煤炭管够，电力就不是问题。
但新能源时代，风和太阳是人力不可控的，所以新能源时代的电网不可能再那么简单了——以风电、光伏为主的发电端不确定性太高，这就导致用户端、电网、发电端三者之间必须紧密沟通协调，中间还要有储能站作为缓冲。
这就是所谓的"源网荷储一体化"。
所以，中国电力系统最大的挑战，就是要从过去那套单向、刚性的电力系统里抽身，转型成为互动、柔性的"新型电力系统"；从"日益增长的用电需求和发电能力不足之间的矛盾"，现在和以后，变成"日益增长的发电能力和消纳、调节能力不足之间的矛盾"
这种矛盾具体是怎么表现的呢？
还是用数据说话。
目前来看，全国的平均弃风率在 3%-4%，平均弃光率在 3%-5%，比起几年前动不动两位数的数据好看了不少。
但问题是，这个数据是全国平均的，它掩盖了真实情况。
东南沿海和西北大漠，那能是一回事儿吗？
而在内蒙、甘肃、新疆、青海这些风电、光伏资源优良但却没有密集产业地带的省份，弃光率就非常不好看了——早年间的数据可是非常吓人的，2017 年，拥有瓜州、玉门这些顶级风力资源的甘肃，弃光率一度高达 33%，使得当地相关人员压力山大。
这时候，肯定有人就要问了：咱们不是有特高压么、不是有"西电东输"么，送到东部不就行了？
技术上没问题，现实中麻烦可就多了。
最底层的一条就是"时间错位"，虽然正午时分自然是光伏电站最好的发电时间，但中午大家都要吃饭休息，所以中午反而是用电低谷——随便找个充电站看看就知道了，11 点一过，滴滴司机们就蜂拥而来，为的就是享受中午的低估电价。
其次，就是"利益纠纷"，西北省份有风电、光伏不假，特高压输电能解决地理错配也不假，但直流特高压跟直达特快列车一样，通常只有始发和终到两个站——以"灵州 - 绍兴"的直流特高压为例，从宁夏到浙江，这一路先后要穿越陕西、山西、河南、安徽四个省份，但沿途这些省份，不仅不能从这条线路里取电，反而还要为这条线路的建设提供土地。
甚至，你别说取电了，很多时候，哪怕你求着沿线省份用电，人家都未必愿意呢——各个省份也都是有自己的风光电站的，光伏装机渗透率大于 40% 的省份共 10 个，中、东部省份就有 8 个——人家本地绿电消纳起来都发愁，咋可能有空闲帮你消纳？
更别提省际之间的价格谈判了，发电的自然是希望卖得贵一些，用电的自然是希望价格便宜些。2025 年"电力低碳转型年会"上，中国能源研究会特邀首席专家、双碳产业合作分会主任黄少中就举了个例子——"送端送出去的电价是 0.45 元 / 度，受端 0.4 元 / 度都接受不了。"
......
这些问题，你就看去吧，凡是涉及到不同利益团体之间协调的事儿，那就没有轻松的。
欲戴王冠，必承其重，既然要让电力有更高的价值，那这些麻烦、困难，就是我们必须要勇敢面对的。
结尾：中国会如何解决这些问题？
中国电力系统所面临的这些挑战，根源上就是"供需失衡"四个字而已，而未来要做的事情，无非也就是让供需趋于平衡而已。
只是，说起来不过就是这么轻飘飘一句话，做起来可就是真金白银、唇枪舌剑、外加无数人的辛勤劳动了。
针对西北地区风光电送不出去、消纳困难的情况，现在的解决方案之一就是"就近消纳"——直接在附近部署"绿氢""数据中心"这样的用电大户，就近把多余的电力消化干净，不仅能消纳电力，同时还能同时给当地带来产业。
截至 2025 年底，全国已规划、在建和投产的绿氢项目超过 500 个，合计规划总投资规模突破 1 万亿元人民币。这个数字包含了许多分阶段建设、周期长达 5-10 年的长周期项目——三峡集团在内蒙古鄂尔多斯纳日松地区的 40 万千瓦光伏制氢项目已经投产，主要就是给当地的煤化工项目提供氢气以及制氨。
2015 年时候，中国几乎还没有什么工业化的绿氢项目，但现在，已经实现了年产 25 万吨的能力，占了全球一半。
而在数据中心方面：在以前，数据中心的电力是从电网里获取的，数据中心只是用电者，需要面对"前期建设"和"电费"两个成本大头，而后者几乎占到了数据中心业务 65% 的成本。
但现在，数据中心就不单纯是数据中心了，而是一个"绿电经济综合体"。数据中心不会单独出现，而是会配上风力发电场、光伏电站和储能站。这样下来，基本就是"躺着赚钱"：成本大头都在前期建设上，只要建设完成，风和太阳光都是免费的，配合上储能站，就能 24 小时不间断生产 Token，电费成本相比之前最多可以下降 40%。
这可不是我乱编的，这是现实投产的项目反馈的数据——远景能源和腾讯今年 4 月在内蒙古赤峰建设了一个号称" 100% 绿电直连"的数据中心，不仅实现了全链路绿电供给，更将数据中心综合能源成本降低了 40% 以上。
根据黄仁勋的看法：在既定的电力和空间资源约束下，数据中心产出 Token 的速度、质量和成本，将直接决定科技企业能否存活。因此，每瓦特电力的 Token 吞吐量将替代传统的"服务器数量""存储容量"成为决定数据中心竞争力与营收的核心指标。
如果是这样，那只要芯片能追赶上来，再依托中国的电力产业链，绿电直连的数据中心，从成本上就能确保立于不败之地。
除了尽可能实现就近消纳，电网一侧的问题也在解决之中。
国家发改委、能源局、数据局联合印发的《加快构建新型电力系统行动方案（2024 — 2027 年）》，就提到了要"提高在运输电通道新能源电量占比"，让火电有序撤退，把有限的特高压通道让给新能源使用，甚至还要建设新的"交直流输电技术"，实现高比例乃至纯新能源输电。
而人的问题，当然也在解决之中了——电力现货市场正在加速建设，广东、山东、山西、甘肃、蒙西等 8 个第一批试点，早在 2022 年前后就转入长期连续运行。2023 年底到 2025 年，辽宁、江苏、安徽、河南、湖北等第二批试点省份，也都陆续开始了整月甚至整季度不间断的"调电试运行"或"结算试运行"，省间的电力现货市场也已经开始正式运行。
2025 年，全国电力市场累计完成交易电量 6.64 万亿千瓦时，同比增长 7.4%。其中，跨省跨区（省间）交易电量合计达 1.59 万亿千瓦时，同比增长 11.6%。电力中长期交易为 1.52 万亿千瓦时，电力现货交易为 524 亿千瓦时。
各省之间的壁垒虽然依旧存在，但突破口已经被打开了。
当然，各种新技术的应用自然也是少不了的，新型储能、微电网、虚拟电厂 ...... 这些新的角色，也开始逐步加入中国的电力体系。
还是那句话，发展的问题，最终还是要靠发展来解决的。
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