年度重磅|中国能源大数据报告（2026）——电力篇

中能传媒能源安全新战略研究院（以下简称“中能传媒研究院”）始终致力于打造高端能源智库，紧密围绕党中央、国务院关于能源的决策部署，聚焦能源发展改革重大议题开展深度研究，产出了一系列具有重要决策参考价值的成果。自2016年以来，中能传媒研究院以国家发展改革委、国家能源局、国家统计局、行业协会等权威机构丰富数据信息为核心依托，结合能源企业、行业主管部门及相关机构的实际需求，按年度组织编写《中国能源大数据报告》，报告持续迭代、逐年深耕，全面、系统、连续记录能源行业各专业领域发展轨迹，以期为行业发展决策提供重要数据支撑。

2026年5月，中能传媒研究院重磅推出《中国能源大数据报告（2026）》。报告立足“双碳”目标有序推进、新型能源体系加速构建的时代背景，依托近十年权威行业数据，全面展现我国能源保供坚实有力、能源结构持续优化、绿色低碳转型纵深推进、体制机制改革不断深化的生动实践与丰硕成果。报告全文近5万字，收录图表百余张，共设八大篇章：第一章对我国能源发展情况进行综述，涵盖宏观经济形势、能源生产及供应、能源消费、能源投资、节能降碳和能源政策等内容；第二至六章深度解析煤炭、石油、天然气、电力、非化石能源等细分领域的供需格局、基本建设、市场运营与政策实施情况；第七至八章聚焦储能、氢氨醇新业态，系统梳理其市场规模、行业发展与行业政策等内容。

受研究能力及编写时间所限，报告中难免存在疏漏与不足之处，恳请广大读者批评指正。

第五章电力行业发展

本章作者王雪辰

（中能传媒能源安全新战略研究院）

一、电力生产

全国发电量同比增长4.8%，新增用电量由可再生能源覆盖

2025年，在全球气候系统不稳定性增加压力下，我国电力系统互补互济水平持续提升，电力供应平稳有序，电力供需总体平衡，电力系统运行稳定。《中华人民共和国2025年国民经济和社会发展统计公报》显示，2025年全国规模以上电厂发电量10.6万亿千瓦时，比2024年增长4.8%，增速同比降低1.9个百分点。其中，火力发电量6.33万亿千瓦时，比2024年降低0.7%；清洁能源发电量4.2万亿千瓦时，比2024年增长14.4%，增速同比降低2个百分点。

注：数据来自国家统计局历年国民经济和社会发展统计公报，增速系计算所得

（数据来源：国家统计局）

图5-1 2016—2025年全国发电量及增速

发电能源结构持续绿色化，全社会用电增量全部由可再生能源新增发电量提供。据国家能源局数据，2025年，全国新增可再生能源发电量5193亿千瓦时，已经覆盖全社会用电增量（5161亿千瓦时）。全国可再生能源发电量3.99万亿千瓦时，同比增长15%，约占全部发电量的38%，超过欧盟27国用电量之和（约3.8万亿千瓦时）。

全国电力装机规模同比增长16.1%，风光仍为我国新增电力主力

2025年，全国新增发电装机容量5.5亿千瓦，同比增长25.7%。截至2025年底，全国全口径发电装机容量38.9亿千瓦，同比增长16.1%，增速比2024年高1.5个百分点，再创历史新高。2025年全国可再生能源发电新增装机4.52亿千瓦，同比增长21%，占全国电力新增装机的83%，其中，风电、太阳能发电新增装机达到4.38亿千瓦（风电1.2亿千瓦，太阳能发电3.18亿千瓦），同比增长22.0%，再创历史新高。“十四五”以来，我国风电、太阳能发电新增装机实现了1亿千瓦、2亿千瓦、3亿千瓦、4亿千瓦跨越式增长，确立了新能源在能源增量中的主体地位。

“十四五”期间电力装机平均增速约为12.1%，高于“十三五”时期4.5个百分点。尤其是“十四五”后三年，电力装机以平均14.9%的速度增长，成为近十五年增速的最高阶段。

（来源：中国电力企业联合会）

图5-2 2016—2025年全国电力装机及增速

可再生能源发电装机占比超六成，风光装机超过火电

我国新型电力系统加快构建，已构建起全球最大、发展最快的可再生能源体系。截至2025年底，可再生能源装机规模再创新高，装机占比超过六成。风电、太阳能发电累计并网装机达到18.4亿千瓦，占比达到47.3%，历史性超过火电（超出3亿千瓦）。并网风电6.4亿千瓦，同比增长22.9%，其中，陆上风电5.9亿千瓦，海上风电4739万千瓦；并网太阳能发电12.0亿千瓦，同比增长35.4%。水电装机容量4.5亿千瓦（常规水电3.8亿千瓦，抽水蓄能6594万千瓦），同比增长2.9%。核电装机容量6248万千瓦，同比增长2.7%。全国全口径火电装机容量15.4亿千瓦，同比增长6.3%。

从结构来看，截至2025年底，非化石能源发电装机容量24.0亿千瓦，同比增长23.0%，占总装机容量比重为61.7%，比“十三五”末提高了17个百分点。煤电占总发电装机容量的比重降至32.4%，比2024年底下降3.3个百分点，比“十三五”末降低16.7个百分点。

（来源：中国电力企业联合会）

图5-3 2016—2025年全国电力装机结构

从装机增速上看，2025年水电装机同比增长2.9%，低于其“十四五”平均增速；核电同比增长2.7%，低于其“十四五”平均增速；风电同比增长22.9%，高于其“十四五”平均增速；太阳能发电同比增长35.4%，低于其“十四五”平均增速。火电同比增长6.5%，高于其“十四五”平均增速，是近十年最高。从与“十三五”时期的平均增速对比来看，核电和太阳能发电“十四五”时期的平均增速略低，其他相当。

（来源：中国电力企业联合会）

图5-4 2016—2025年全国分类型发电装机增速

发电设备利用小时数同比降低311小时，水电和核电利用小时数提高

2025年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时数为3119小时，同比降低311小时。分类型看，水电同比提高12小时，核电同比提高126小时，并网风电同比降低148小时，并网太阳能发电同比降低113小时。火电发电利用小数为4147小时，同比降低235小时。

近十年来，全国发电设备平均利用小时数呈下降趋势。“十四五”期间，发电设备利用小时数累计下降694小时，比“十三五”再降653小时。

（来源：中国电力企业联合会）

图5-5 2016—2025年不同电源发电设备利用小时数

二、电力消费

全社会用电量同比增长5.0%，首次突破10万亿千瓦时

2025年，我国全社会用电量首次突破10万亿千瓦时，超过美国全年用电量的两倍，高于欧盟、俄罗斯、印度、日本全年全社会用电量的总和，稳居全球电力消费第一大国。根据中国电力企业联合会统计数据，全社会用电量10.37万亿千瓦时，同比增长5.0%，增速比2024年同期下降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”时期，我国全社会用电量以高于“十三五”0.9个百分点的年均增速（6.6%），推动全社会用电量突破8万亿千瓦时、9万亿千瓦时、10万亿千瓦时，支撑我国经济总量先后实现110万亿元、120万亿元、130万亿元、140万亿元的“四连跳”。

（来源：中国电力企业联合会）

图5-6 2016—2025年全国全社会用电量及增速

全社会用电量保持较快增长态势。一方面，受到气候变化影响。《中国气候公报（2025）》显示，2025年，我国平均气温四季均偏高，夏季为历史同期最高，高温日数为历史最多，冬季冷暖起伏大。受此影响，2025年迎峰度夏期间，全国最大电力负荷4次创新高，用电侧夏季降温负荷“尖峰化”特征明显。1-5月，全社会用电量累计达到39665亿千瓦时，同比增长3.4%；6月，因高温天气，居民生活用电快速增长，拉动全社会用电量达到8670亿千瓦时，增速升至5.4%；7月、8月，全社会用电量分别达到10226亿千瓦时、10154亿千瓦时，连续两个月跨过“万亿”千瓦时门槛，支撑三季度用电量规模创历史新高。另一方面，宏观经济稳中有进的基本面和全社会电气化水平的稳步提升，支撑用电量增长。各季度中，一产用电量快速增长，二产用电量整体呈“前稳后高”态势，三产用电量保持较快增长，城乡居民生活各季度用电量平稳增长。

（来源：中国电力企业联合会）

图5-7 2020—2025年全国全社会用电量季度增速

经济高质量发展带动各产业用电增长

2025年“两重”“两新”政策加力扩围，激发内需潜力，促进各行业产能持续释放，各产业用电量保障增长态势。2025年，第一产业、第二产业、第三产业和居民生活用电同比增速分别为9.9%、3.7%、8.2%、6.3%，对全社会用电量增长的贡献率分别为2.6%、48.0%、30.6%、18.4%，分别拉动0.1、2.4、1.5、0.9个百分点。

（来源：中国电力企业联合会）

图5-8 2020—2025年分产业用电量增速

产业用电转移彰显新旧动能加速转换

行业间用电转移的趋势渐显，呈现出向现代化产业体系偏移的态势。从“十四五”期间用电量占比来看，四大高载能行业用电量在全社会用电量中的占比逐年下降，从2021年的27.2%降至2025年的24.6%，下降了2.6个百分点。高技术及装备制造业、信息传输/软件和信息技术服务业、充换电服务业用电量在全社会用电量中的占比均逐年增长。从“十四五”时期用电增速来看，四大高载能行业年均用电量增速低于全社会用电量平均增速3.4个百分点。而高技术及装备制造业、信息传输/软件和信息技术服务业、充换电服务业年均用电量增速分别为9.3%、11.1%、59.0%，分别高于全社会用电量平均增速2.8、4.6、52.5个百分点。对应从产业增加值增速来看，高技术和装备制造业、信息传输/软件和信息技术服务业、充换电服务业增加值年均增速均高于四大高载能行业。产业电力消费数据折射出我国产业结构发展中工业领域新旧动能转换加速、数字经济产业发展向好、终端用能电气化程度提升的三重变化。

（来源：中国电力企业联合会）

图5-9 2016—2025年分产业用电量

清洁能源消费占比稳步攀升

2025年，我国围绕消费侧激励机制，密集出台一系列清洁能源政策，构建了覆盖电力、交通、工业等多领域的政策框架体系，提升全社会绿色电力消费水平。2025年，天然气、水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源消费量占能源消费总量的比重达到30.4%，较2024年提高1.8个百分点。

三、电力基建

电网电源投资规模平稳增长

2025年，全国电力工程建设投资完成额达1.73万亿元，同比降低4.7%。全国电源工程建设完成投资10928亿元，其中电源重点项目投资同比增长10.3%；全国电网工程建设完成投资6395亿元，其中电网重点项目投资同比增长7.1%。从近十年来看，电源投资额从2019年开始逐年增长，2025年有所下降，电源投资是“十三五”的3倍；电网投资额自2020年以来逐年上升，2025年达到近十年最高；“十四五”时期电网投资总额比“十三五”时期高出1626亿元。

（来源：中国电力企业联合会）

图5-10 2016—2025年全国电力投资总量及增速

电网建设规模稳步提升

2025年，重大战略性工程、特高压工程项目顺利推进，建成一批省间电力互济工程，跨省跨区资源配置能力显著提升。全国新增220千伏及以上变电设备容量（交流）32043万千伏安，同比少投产1519万千伏安；新增220千伏及以上输电线路长度47529千米，同比多投产13814千米。全国完成跨区输送电量9984亿千瓦时，同比增长7.9%；跨省输送电量21237亿千瓦时，同比增长6.3%。

截至2025年底，我国共建成投运46项特高压工程。国家电网建成投运22项交流特高压，20项直流特高压；南方电网建成投运4项直流特高压。我国已经成功构建起华东、华北、华中、西南特高压交流骨干网架。2025年全年共投运4项特高压工程。包括陇东—山东±800千伏、哈密—重庆±800千伏、宁夏—湖南±800千伏、金上—湖北±800千伏特高压直流输电工程。

四、电力市场

市场化交易电量稳步增长

2025年，全国累计完成电力市场交易电量6.6万亿千瓦时，同比增长7.4%，占全社会用电量的比重达64.0%，同比提高1.3个百分点。省内交易电量50473亿千瓦时，同比增长6.2%；跨省跨区交易电量15921亿千瓦时，同比增长11.6%，其中跨电网经营区交易电量34亿千瓦时。国家电网经营区域市场化交易电量54691亿千瓦时，同比增长8.8%。南方电网经营区域市场化交易电量12056亿千瓦时。

（来源：中国电力企业联合会）

图5-11 2017—2025年全国市场交易电量、增速及占全社会用电量比重

新能源交易电量大幅增长。国家电网公司经营区域新能源市场化交易电量10718亿千瓦时，首超万亿千瓦时，占新能源发电量的57.9%，占比同比提升超5个百分点。南方电网公司经营区域风电光伏市场化交易电量1345亿千瓦时，占其发电量的41.6%，占比同比提升1.7个百分点。市场主体数量倍增，电力市场活跃程度进一步提高。燃煤机组全部进入市场，新能源全面参与市场，部分燃气、核电和水电参与市场；全部工商业用户均已进入市场。截至2025年底，全国电力市场经营主体数量超109万家（国网公司经营区804278家，南网公司经营区285815家），同比增长33.6%，是2015年的22倍。售电公司已达到5000多家，超60万家零售用户通过零售市场购电。

中长期交易电量占市场化电量九成以上

2025年，全国电力市场中长期交易电量63522亿千瓦时，同比增长36.5%，占市场化电量比重超95.7%。省内电力中长期交易45413亿千瓦时（含省内绿电交易2682亿千瓦时、电网代理购电7172亿千瓦时）；省间电力中长期交易15204亿千瓦时（含省间绿电交易603亿千瓦时、跨经营区交易39.3亿千瓦时）。绿电交易电量3285亿千瓦时，同比增长38.3%，国家电网区域绿电交易电量2174亿千瓦时，绿证交易共2.3亿张；南方电网区域绿电交易电量441亿千瓦时，绿证交易共4.1亿张。

电力现货市场建设全面加速

2025年以来，电力现货市场建设全面加速，除西藏等个别地方，开展连续结算试运行现货交易的省（区、市）达到28个，其中7个已转入正式运行。电力现货市场通过“高峰高价、低谷低价”的价格信号，形成了电源侧与负荷侧双向互动、协同保障供应的全新格局。2025年，电力现货交易电量2872亿千瓦时，其中省内电力现货交易2348亿千瓦时，省间电力现货交易524亿千瓦时（含省间现货、南方区域现货）。

绿证全年交易量超历史总和

2025年全国累计交易绿证9.3亿个，同比增长1.2倍，全年交易量超过历年总和。其中，单独交易绿证6.80亿个，绿色电力交易绿证2.5亿个。截至2025年12月底，全国累计交易绿证14.83亿个，其中绿证单独交易9.95亿个，绿色电力交易绿证4.88亿个。全国参与绿证交易的消费主体约11.11万个，同比增长87.52%。其中，高耗能、外向型、高新技术企业成为绿证消费主力；个人购入绿证724万个，数量是2024年的6倍。交易价格企稳回升。在政策和市场双重驱动下，绿证需求持续转旺，交易价格呈明显梯度递增趋势。2023年及以前电量绿证均价为0.72元/个，2024年电量绿证均价为2.12元/个，2025年电量绿证均价为5.57元/个。

五、电力行业政策

新能源上网电价全面市场化

2025年1月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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》，明确新能源上网电量全部进入电力市场，上网电价由市场形成，配套建立新能源可持续发展价格结算机制，区分存量和增量项目分类施策。截至2025年底，各省陆续出台配套方案。根据各省公布的项目名单，24省共完成1727.9亿千瓦时机制电量的分配。包括光伏项目712.6亿千瓦时，风电项目1015.4亿千瓦时。

发电侧容量电价机制进一步扩围

2023年建立的煤电容量电价机制在2025年持续深化。2026年1月发布的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》对现行煤电、气电、抽水蓄能容量电价机制进行了分类完善，一是各地结合实际提高煤电容量电价标准，通过容量电价回收煤电机组固定成本的比例提升至不低于50%，可参照煤电建立气电容量电价机制；二是对近年新开工的抽水蓄能电站，按照弥补平均成本的原则制定当地统一的容量电价；三是首次在国家层面明确建立电网侧独立新型储能容量电价机制。

新一轮输配电价核定工作开启

2025年11月，国家发展改革委修订了《输配电定价成本监审办法》《省级电网输配电价定价办法》《区域电网输电价格定价办法》和《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》。在保持政策框架和主要方法总体稳定的基础上，围绕适应新型电力系统建设的新形势、新变化、新要求，聚焦省内消纳与跨省跨区输送两个维度，充分释放出促进新能源消纳利用的清晰信号。

分时电价机制作出重大调整

2025年全国已有15个地区更新分时电价政策，主要变化为时段调整、计价基础缩小，价差收窄。32个地区最大峰谷价差的总体平均值同比下降9.4%。2026年1月，全国多地取消固定分时电价，固定分时电价陆续退场，分时电价机制从政策化转为市场化分时定价。截至目前，已有14个地区陆续发布省级细则，目前湖北、重庆、河北南网、陕西、吉林、江苏等地属于全面取消型，分时价格形成权完全交给市场。