【中国能源杂志社】向好向绿向新：2025年我国电力发展形势回顾及2026年展望

摘要：2025年是“十四五”规划收官之年，也是中国式现代化进程中具有重要意义的一年。面对外部压力加大、内部困难增多的复杂严峻形势，我国能源电力行业统筹绿色转型与安全保障，推进电力消费稳中向好，电力供应持续绿色低碳转型，为加快构建新型能源体系和建设能源强国提供了坚实电力支撑。本文分析了2025年以及“十四五”期间我国电力消费变化趋势和行业特点，总结了电力供应绿色化低碳化转型的进展，梳理了全国电力市场建设进展和重要制度机制创新，最后对2026年我国电力供需形势进行了分析展望。

关键词：电力发展；供需形势；绿色低碳转型；电力体制改革

一、全社会用电量稳步增长、向新向好

      （一）全社会用电量保持较快增长态势

1.全社会用电量实现5%的较快增长，突破10万亿千瓦时。2025年，全国全社会用电量首次超过10万亿千瓦时、达到10.37万亿千瓦时，同比增长5%，较上一年下降1.8个百分点，电力消费弹性系数降回至1左右的水平。“十四五”整体来看，我国全社会用电量年均增速达到6.6%，比“十三五”5.7%的年均增速提高了0.9个百分点，有力地支撑了年均5.4%的国民经济增长，反映出我国电力消费持续增长、电气化水平稳步提升、电力支撑引领作用不断增强。需要说明的是，我国用电量超过10万亿千瓦时大关，这一规模相当于美国全年用电量的二倍多，也高于欧盟、俄罗斯、印度、日本全年全社会用电量的总和，我国全球电力消费第一大国地位愈发稳固。

2.受天气、基数等因素影响，各季度用电量增速“前低后高”。分季度看，2025年第一季度全社会用电量同比增长2.5%，闰年基数因素以及总体气候偏暖导致用电增速总体偏低，1月～2月用电增速仅为1.3%。二季度全社会用电量同比增长4.9%，4、5月电力消费增速平稳恢复至4%以上，6月高温天气导致三产和居民生活用电快速增长，拉动全社会用电量增速回升至5.4%。三季度全社会用电量较快增长、同比增长6.1%，受华中、西南等地的高温天气影响，7、8月份全社会用电量连续突破1万亿千瓦时，相当于日本一年的用电量，也属首次。四季度全社会用电量增速趋缓，全国气候较为温和、未出现大面积寒潮天气，城乡居民生活和三产用电需求较为平稳。

      （二）用电量结构持续向优发展

用电量结构持续优化，三产和居民生活用电量合计占比升至约35%。分部门看，2025年，第一、二、三产业和城乡居民生活用电量分别为1494亿千瓦时、66366亿千瓦时、19942亿千瓦时和15880亿千瓦时，分别同比增长9.9%、3.7%、8.2%和6.3%。从“十四五”看，第一、二、三产业和城乡居民生活用电量分别年均增长11%、5.3%、10.5%和7.7%，二产用电量稳步增长，三产用电量表现亮眼。从用电结构看，2025年，第一、二、三产业和城乡居民生活用电量占全社会用电量的比重分别为1.4%、64.0%、19.2%和15.3%，用电量结构仍延续“二产降、三产升”的发展趋势。其中，第二产业用电量比重较2020年降低4.2个百分点，第三产业用电量比重较2020年提高3.1个百分点，三产和城乡居民用电量合计占比接近35%、较2020年提升3.8个百分点，反映出我国产业结构不断调整、用电结构持续优化的良好态势。

      （三）新旧动能转换推动行业用电量出现新变化

1.高技术及装备制造业彰显较强韧性

2025年，随着制造业转型升级，高技术及装备制造业用电量同比增长6.4%，高于制造业用电量增速约三个百分点，延续“十四五”以来的较快增长势头。虽然受行业发展阶段性供大于求的影响，光伏设备及元器件制造用电量增速出现下降，但是风电、新能源汽车等用电需求仍保持高速增长的态势，其中，风能原动设备制造用电量同比增长28.1%，为“十四五”以来增速最高的一年；新能源车整车制造用电量保持同比增长超过20%的态势，反映出我国新能源相关制造业仍具有较大的发展潜力。

2.高耗能行业用电量增速进一步走低

全国四大高耗能行业用电量在第二产业中占比接近40%，在产业结构调整、需求总体偏弱、节能降碳改造等多重因素的影响下，2025年用电量同比增长1.8%，较上一年下降1.1个百分点，低于“十四五”平均水平的1.8个百分点，对全社会用电量增长的拉动作用进一步减弱。其中，化工和黑色金属行业用电量分别同比增长3.3%和3.7%，建材行业用电量延续负增长态势、同比下降3.1%。有色金属行业用电量一改“十四五”较快增长的态势、增速有所下滑，2025年同比增长仅1.7%，较上一年下降约三个百分点，较“十四五”平均水平低3.2个百分点。

3.新型服务业用电量表现十分亮眼

在人工智能、大数据、新能源汽车等快速发展的带动下，第三产业涌现新的用电增长点，成为全社会用电量增长的新驱动力。一方面，数据中心用电需求快速攀升，与数据中心用电密切相关的互联网数据服务2025年用电量增速高达43.3%、再创新高，较“十四五”前四年年均增速高近10个百分点。另一方面，充换电服务业用电量增长保持了强劲的势头，2025年增速高达49%，“十四五”年均增速高达59.4%。

      （四）所有省份用电量实现正增长

2025年，全国所有省份¹用电量全部实现正增长，东部地区增速领先。分区域看，东部地区用电量同比增长5.5%、中部地区同比增长4.9%、西部地区同比增长4.4%、东北地区同比增长4.4%，其中，华东、贵州等地区用电量增速相对较高，川渝、青甘等部分省份用电量增速相对较低。分省份看，广东、江苏、山东、浙江、内蒙古用电量排名前五，分别达到9590亿千瓦时、8895亿千瓦时、8671亿千瓦时、7266亿千瓦时、5484亿千瓦时，西藏、贵州、浙江、河北、吉林、福建、山西、湖北、天津、广西、江西、内蒙古、上海等省（区、市）用电量增速超过全国的平均水平。

二、电力低碳化转型加快推进，可再生能源电量逐步从增量替代向存量替代转变

      （一）电源建设稳步推进，电力供应保障能力不断增强

2025年，我国发电装机规模持续提升。截至2025年底，我国发电装机容量达到38.9亿千瓦，同比增长16%，比“十三五”末增加了16.9亿千瓦，“十四五”时期发电装机容量年均增长12.0%、年均增量约3.4亿千瓦，统筹绿色发展与能源安全能力不断增强。分电源品种看，截至2025年底，我国水电装机规模达4.5亿千瓦，其中常规水电3.8亿千瓦、抽水蓄能6594万千瓦；火电装机规模达15.4亿千瓦，其中生物质发电4743万千瓦；核电装机规模达6248万千瓦；风电装机规模达6.4亿千瓦，其中陆上风电5.9亿千瓦、海上风电4700万千瓦；太阳能发电12.0亿千瓦，其中集中式光伏6.7亿千瓦、分布式光伏5.3亿千瓦。

2025年，新能源新增装机规模再创新高。“十四五”以来，以风电、光伏发电为代表的新能源实现大规模、高质量发展，已成为我国电力装机增长的绝对主力。2025年，全国新增发电装机容量5.5亿千瓦，同比多投产1.1亿千瓦。其中，风电、光伏发电合计新增装机在2024年新增3.6亿千瓦的基础上，再创历史新高，达到4.3亿千瓦，约占全国新增电力总装机的八成以上。

      （二）电源结构持续优化，电力系统“含绿量”不断提升

电力供应绿色化转型取得积极进展，可再生能源发电装机占比超过六成。2025年，我国能源电力绿色发展步伐进一步加快，电力供应侧绿色转型实现新突破。从非化石能源看，截至2025年底，我国非化石能源发电装机容量达到24亿千瓦，占总装机容量比重从“十三五”末的44.8%提升至61.7%。其中，可再生能源发电装机占比首次超过六成，风电、光伏等新能源发电装机占比接近一半，历史性超过火电。从化石能源看，随着新能源大规模发展以及煤电定位作用的调整，煤电装机占比降低至32.4%，同比下降3.3个百分点，比“十三五”末降低16.7个百分点。

可再生能源发电量满足全部用电量增量，绿色低碳发展进一步提速。2025年，全国新增可再生能源发电量达到5193亿千瓦时，实现对新增全社会用电的全覆盖，体现出可再生能源发电量对化石能源由增量替代向存量替代转变的良好态势。2025年，全年可再生能源发电量达到4万亿千瓦时左右，超过同期三产和居民用电量之和，占全部发电量比重达到38%，意味着全社会用电量中每10千瓦时电中有近4千瓦时是绿电。此外，为适应新型电力系统建设的需要，煤电加速向调节性电源转型，2025年全国煤电发电量出现“十三五”以来首次下降、同比下降约2%，煤电发电量占比由“十三五”末的60%以上降低至51.1%，煤电年利用小时数由“十四五”前四年的4600小时左右降低至4346小时。

      （三）电力储调和基础服务能力不断提升，更好地支撑了新型电力系统建设

1.电力系统灵活调节能力持续增强

2025年，各类型灵活调节资源加快建设，更好地应对了新能源装机占比快速提高带来的运行安全风险。一是加快提升新型储能发展规模和调用水平。从规模总量看，截至2025年底，我国新型储能规模达到1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，较“十三五”末增长超40倍，平均储能时长2.58小时。从利用情况看，2025年全国新型储能等效利用小时数达1195小时，较2024年提升近300小时，反映出新型储能调用水平和发挥效能进一步提升。二是更好地发挥了抽水蓄能的调节作用。2025年，新增抽水蓄能装机规模约748万千瓦，延续抽水蓄能良好发展势头，累计装机规模达到6594万千瓦，超过美国、日本抽水蓄能装机容量的总和，接近全球抽水蓄能装机总量的三分之一，对于促进新能源消纳、保障电力安全稳定运行发挥了重要的作用。三是光热发电装机规模实现翻番。光热发电兼具调峰电源和储能的双重功能，2025年，我国光热发电新增装机94万千瓦、同比增长203%，累计装机规模达到182万千瓦，同比增长107%，为“十五五”时期推进光热发电规模化发展、更好地发挥支撑调节作用奠定了良好的基础。

2.电力基础设施建设进一步完善

一方面，电力资源配置能力不断增强。2025年，我国电网工程建设加快推进，各等级、各类型电网投资总额达到6395亿元、同比增长5.1%。2025年，相继投产陇东-山东、哈密-重庆、宁夏-湖南、金上-湖北四条特高压直流工程。截至2025年底，我国累计建成投运“二十四直二十一交”共45条特高压输电通道，通过构筑横贯东西、纵贯南北的“电力高速公路”，推动全国电力资源实现更大范围、更优效率、更高质量的优化配置。另一方面，充电桩等新型电力基础设施建设高速发展。截至2025年底，我国充电基础设施总规模达2009.2万个，同比增长约50%，突破2000万大关。其中，公共充电设施417.7万个、私人充电设施1537.5万个，全国高速公路服务区充电基础设施覆盖率超过98%，19个省份实现了“乡乡全覆盖”，有效地支撑了4000多万辆新能源汽车充电需求和发展需要。

三、全国电力供需总体平衡，创“十四五”最好保供成绩

2025年，全国电力供需总体平衡，在燃料供应充足、电力顶峰能力提升以及跨省跨区输送规模扩大等协同发力下，有效地应对高温、寒潮带来的短时用电负荷激增，电力运行安全平稳，创下“十四五”以来能源电力保供最好成效。迎峰度夏期间，全国最大用电负荷四次创历史新高，最高达到15.08亿千瓦，较2024年最大负荷增加5700万千瓦。得益于一批重点电源、电网工程建成投运，全国电力供应保障能力进一步提升，各地均未出现有序用电情况。迎峰度冬期间，我国遭受多轮寒潮天气，全国用电负荷多次创下冬季负荷历史新高，最高达到14.33亿千瓦，通过市场化手段、跨省跨区余缺互济等多项措施，全国电力供需平衡，有力地保障了人民群众温暖过冬。

四、全国统一电力市场建设初步形成，电力体制改革纵深推进

2025年是我国新一轮电力体制改革十周年，通过完善电价形成机制、有序放开发用电计划、推进电力市场化交易等一系列举措，在发电企业、电网企业、售电公司、电力用户以及电力交易机构的共同努力下，全国统一电力市场已初步建成，市场结构和交易机制不断完善，对于促进电力资源优化配置、保障电力安全稳定供应发挥了重要作用。2026年2月，国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，在当前电力市场化改革的基础上，进一步明确了2030年基本建成、2035年全面建成全国统一电力市场体系的目标要求，并从实现路径、制度设计、功能完善等方面提出了具体任务，为下一步我国电力体制改革纵深推进指明了发展方向。

      （一）电力市场交易规模持续扩大

1.市场化交易电量再上新台阶

2025年，全国电力市场交易电量6.64万亿千瓦时，同比增长7.4%，占全社会用电量比重从2015年的不足15%提升至2025年的64%。目前，除保障性和自发自用电量外，其余电量全部通过市场交易实现，市场在电力资源配置中的决定性作用日益发挥。

2.跨省跨区交易电量大幅提升

2025年，跨电网经营区常态化电力交易机制正式建立，国家电网、南方电网实现跨电网经营区常态化交易，进一步打破市场分割和区域壁垒，促进电力市场互联互通和电力资源高效配置。在此推动下，2025年全国跨省跨区交易电量达到15921亿千瓦时，同比增长11.6%，在全国电力市场交易电量中占比约24%，对于保障全国电力供需平衡、全国统一电力市场高效运行发挥了积极作用。

3.绿电绿证市场交易量迅猛增长

随着可再生能源绿色电力证书制度不断完善，我国已建成全球最大绿证市场，2025年全国累计交易绿证9.3亿个，折合电量为9300亿千瓦时，同比增长1.2倍，全年交易量超过历年总和，其中通过绿电交易绿证2.5亿个。与此同时，绿电交易愈发活跃，2025年全国绿电交易电量达3285亿千瓦时，同比增长38.3%，规模为2022年的18倍。绿证、绿电市场交易电量合计超1万亿千瓦时，彰显出我国绿色消费积极性不断提升。

      （二）电力市场体系建设不断完善

1.电力中长期市场实现连续运营

近年来，我国电力中长期交易制度不断完善，中长期市场向连续开市、不间断交易发展，2025年中长期交易电量63522亿千瓦时，占全国电力市场交易电量的比重达95.7%。此外，2025年底，国家发展改革委、国家能源局修订了《电力中长期市场基本规则》，对跨省跨区交易、新型经营主体、绿色电力交易、交易周期及交易方式等进行了更新和完善，对于进一步规范电力中长期市场、有效发挥“压舱石”作用具有指导意义。

2.电力现货市场实现基本全覆盖

2025年4月，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司印发《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》，全国电力现货市场建设再提速。截至目前，山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江七个省级现货市场及省间电力现货市场已转入正式运行，福建、陕西、四川等18个省级现货市场进入连续结算试运行阶段，省级现货市场实现基本全覆盖，为全国统一电力市场建设提供了重要支撑。2025年，现货交易电量2872亿千瓦时，占全国电力市场交易电量的比重约4.3%。

3.电力零售市场持续规范

零售市场贴近用户，是反映用户实际需求、调动需求侧灵活资源、连接电力批发市场的重要环节。近年来，我国电力零售市场建设稳步推进，市场组织不断规范。截至2025年底，全国注册售电公司共5288家，为超过70万家电力用户提供购电服务，零售交易电量占全国电力市场交易电量的比重约60%，通过售电公司购买电能已成为中小用户市场化购电的主要方式。

      （三）适应新型电力系统的体制改革深入推进

1.新能源全面参与电力市场

为适应新能源大规模发展、装机和发电量占比大幅提升等形势，2025年初，国家发展改革委、国家能源局发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，正式拉开了新能源全面入市的大幕。一方面，推动新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，可参与电力中长期、现货等多种市场，上网电价通过市场交易形成。另一方面，建立新能源可持续发展价格结算机制，通过“多退少补”的场外差价结算方式，保障新能源项目合理收益，更好地为新能源项目全面参与电力市场“保驾护航”。截至目前，全国所有省份均已完成首轮机制电价竞价工作，不同省份、不同类型新能源项目机制电价存在较大差距。风电方面，上海最高为0.4155元/千瓦时、甘肃最低为0.1954元/千瓦时；光伏方面，上海最高为0.4155元/千瓦时、新疆维吾尔自治区最低为0.15元/千瓦时。

2.促进新能源就近就地消纳

为更好地满足企业绿色用能需求、解决新能源消纳难题、助力碳达峰碳中和目标实现，2025年国家发展改革委、国家能源局积极推进新能源消纳利用模式创新，连续出台了绿电直连、零碳园区、新能源就近消纳电价机制等一系列政策，鼓励新能源就近就地消纳利用。目前，全国源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网等新能源就近消纳新业态发展势头良好，全国共84个、新能源总装机3259万千瓦的绿电直连项目已完成审批，涵盖数据中心、绿色氢氨醇、新能源制造、医药制造等多种应用场景。

3.发电侧容量电价机制持续完善

“十四五”以来，随着新能源大规模发展对电力系统调节能力需求提升，电源的容量价值逐步体现，国家层面已针对煤电、抽水蓄能建立了容量电价机制，对于激发调节电源建设的积极性、促进新能源有效消纳发挥了积极作用。为进一步适应新型电力系统的发展需要，2026年初，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，明确提出分类完善煤电、气电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制，适时建立发电侧可靠容量补偿机制，对于推动容量电价公平、合理覆盖各种电源类型，科学、有效衡量容量价值具有重要意义。

五、2026年电力发展展望及建议

      （一）全社会电力需求增速有望提升

2026年是“十五五”开局之年，中央经济工作会议强调要推动经济持续回升向好，稳中求进、提质增效。随着新能源、新材料、人工智能、高端装备等为代表的新动能逐步壮大，充换电、大数据等新型服务业蓬勃发展，用电需求新的增长点不断培育。综合我国经济运行宏观形势、重点行业产业发展趋势以及天气气温等因素分析判断，我国全社会用电量仍将保持较快增长，预计2026年全社会用电量有望达到11万亿千瓦时左右，同比增长约6%，较2025年增速有所提升，全年新增用电量约6200亿千瓦时。同时，综合考虑用电量持续增长、三产和居民用电占比不断提升，以及极端天气愈发频繁等因素，预计2026年全国最高用电负荷新增8000万千瓦左右，达到15.9亿千瓦，同比增长5.4%。

      （二）全国电力供需总体平衡，电力安全有保障

从电量平衡看，综合考虑电源装机规模、一次能源供应等情况，全国发电量能够满足用电量需求，预计2026年全年电量平衡有保障，其中80%以上新增用电量将由新增非化石能源发电量满足。从电力平衡看，预计2026年新增电力有效容量与新增最大用电负荷基本相当，对满足顶峰电力需求有较强的支撑。但若出现高温、寒潮、干旱等极端天气，川渝、华中等水电依赖度高且处于一次能源供应末端的地区，用电高峰时段仍存在一定的电力短缺风险，通过跨省跨区余缺互济、需求响应等措施，可保障电力供需总体平衡、电力系统安全稳定运行。

      （三）相关举措建议

1.提升可再生能源安全可靠替代能力

适应可再生能源大规模发展趋势，多措并举推动水、风、光等可再生能源在电力安全保供中发挥更重要的作用。水电方面，积极推进流域龙头水库电站建设，加强来水降水监测预警，统筹防洪、蓄水和发电，推动梯级水电站优化协同调度，有效提升水电顶峰能力。新能源方面，加强高精度、长周期功率预测技术应用，提升“新能源+储能”调度运用水平，大力推动压缩空气、熔盐储热等长时储能与新能源融合发展，鼓励构网型技术研发应用，提升新能源电站对电压、频率稳定的主动支撑能力和可靠发电水平。此外，充分发挥水、风、光、核、生物质等不同类型清洁能源的时空互补特性，建设多能互补的清洁能源发电基地，提升大基地整体发电可靠性。

2.持续增强跨省跨区电力互济能力

我国地域辽阔，各区域、各省份负荷特性和电力资源存在较大差异，为省间电力互济互补提供了巨大潜力，需进一步提升跨省跨区输电和互济能力，为保障全国电力平衡提供重要支撑。一方面，以“沙戈荒”大型风电光伏基地外送为重点，结合中东部地区用电需求，合理规划建设新一批跨省跨区特高压输电通道，持续扩大西电东送规模，增强电力资源优化配置能力。另一方面，科学论证省间互济潜力，合理布局一批省间电力灵活互济工程，重点推进闽赣、湘黔、渝黔、湘粤、皖鄂等省间灵活互济工程，提升省间电力互济互保能力。同时，持续完善跨省跨区电力调度机制，做好应急调度与市场化交易有序衔接，确保全国电力供应的安全。

3.强化电力需求侧管理

考虑我国电力消费仍将保持较快增长，需进一步从节能、灵活、绿色、安全等方面加强需求侧管理，提升电力需求响应能力，保障电力安全稳定供应。一方面，严格落实节约优先方针，深化工业、建筑、交通、公共机构等重点用能领域节能改造，强化新能源制造业、数据中心等新兴用电大户节能管理，推动全国新建大型、超大型数据中心电能利用效率（PUE）降至1.2以下，促进形成节约高效的能源消费模式。另一方面，持续提升电力需求响应能力，加快虚拟电厂、车网互动、负荷聚合商等推广应用，探索源网荷储一体化、绿电直连、算电协同、绿色氢氨醇等新业态新模式，推动人工智能等信息技术赋能需求侧管理，提升需求侧管理的智能化和数字化水平。

注释：

1.根据中国电力企业联合会统计，未包含港澳台地区

参考文献：

[1]中国电力企业联合会.2025-2026年度全国电力供需形势分析预测报告[EB/OL].

[2]国家能源局.2025年全国电力统计数据[EB/OL].

[3]国家能源局.2025年全国电力市场交易电量达6.6万亿千瓦时，同比增长7.4%[EB/OL].

[4]国家能源局.2025年12月全国可再生能源绿色电力证书核发及交易数据[EB/OL].

[5]国家能源局.国家能源局新闻发布会文字实录[EB/OL].

[6]国家能源局.2025年可再生能源并网运行情况[EB/OL].

[7]国家能源局.2025年12月全国电动汽车充电设施数据[EB/OL].

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[11]王林.我国新型能源体系建设基础持续夯实[N].中国能源报,2026-02-02(001).

[12]兰梓艺,胡竞秋,刘阳.我国建设电力期货市场的发展逻辑、关键问题与实现路径[J].国土资源科技管理,2025,42(06):34-45.

[13]钟财富.新能源跨越式发展有力推动我国绿色低碳转型——2024年我国可再生能源发展形势与2025年展望[J].中国能源,2025,47(Z1):33-41.

[14]刘凡,李海.新型电力系统加快建设电力安全保供和绿色转型稳中有进——2023年我国电力发展形势及2024年展望[J].中国能源,2024,46(Z1):56-68.

刊物介绍

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