98策略全文来了！中电联发布《中国电力行业年度发展报告2025》

7月10日，中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）发布《中国电力行业年度发展报告2025》（以下简称“《报告2025》”）指出，回顾2024，电力发展呈现如下特点：

一、全社会用电量持续增长。二、第二产业对全社会用电量增长贡献率接近一半，新兴产业用电成为拉动电力消费增长主动力。三、电力总装机保持快速增长。四、非化石能源发电新增装机成为新增主体，风电和太阳能发电在新增装机总容量中占比高达82.6%。五、风电和太阳能发电量成为发电量增量主体。

六、电网输配电能力不断增强，跨区跨省输送电量稳步增长。七、全国电力供需总体平衡。八、电源电网投资持续增长，非化石能源发电投资占电源总投资高达84.6%。九、直流工程带动电网投资增速提升，重点输电通道建设持续推进。十、电力降碳减污扎实推进。十一、首次发布中国电力碳足迹因子，填补了国内电力碳足迹因子数据空白。

十二、电力可靠性总体保持平稳。十三、电力市场交易规模迅速扩大。十四、反映实时电力供需的价格机制基本建立。十五、新能源参与市场化交易电量过万亿千瓦时，占全部新能源发电比重为55%。十六、绿电绿证交易机制不断完善，绿证交易规模翻两番。十七、全国煤电机组年累计获得容量电费950亿元，煤电加快向“兜底保供和系统调节”转型。十八、新能源投资依然主导电力对外投资领域。

《报告2025》预测，2025年全国全社会用电量同比增长5%~6%。全国新增电源装机仍然保持快速增长，预计常规电源增量与用电负荷增量相当，特高压直流投产迎来高峰，资源配置能力进一步增强；但由于新能源发电装机占比持续提升，风、光、水资源的不确定性增加了局部地区部分时段电力供应的风险。综合考虑用电增长、电源电网投产等情况，以及气温等不确定性因素，预计2025年全国电力供需形势呈现总体平衡态势；迎峰度夏高峰期，部分省级电网电力供应偏紧，通过增购外电、最大化跨省跨区支援等措施，电力供需偏紧局势可得到缓解；迎峰度冬期间，电力供需基本平衡。

2024年是实现“十四五”规划目标任务的关键一年，电力行业认真学习贯彻党的二十大和二十届二中、三中全会精神，以高度的政治担当，积极践行“人民电业为人民”服务宗旨和“四个革命、一个合作”能源安全新战略，统筹做好保供电、促转型、抓改革、强创新、优服务等各项工作，全力以赴保障电力供应、持续推动能源绿色低碳转型、大力推进行业改革创新，实现了电力清洁低碳、安全高效发展，为推动经济高质量发展和满足人民美好生活需要提供了坚强电力保障。

回顾2024，电力发展呈现如下特点：

一、全社会用电量持续增长

2024年全国全社会用电量98540亿千瓦时，同比增长6.8%，增速较上年提高0.1个百分点。受一季度低温、闰年及四季度暖冬等因素的影响，各季度全社会用电量同比分别增长9.8%、6.5%、7.6%、3.6%，增速呈现前高后低的特点。2024年，第一产业用电量1358亿千瓦时，同比增长6.4%；第二产业用电量63896亿千瓦时，同比增长5.2%，占全社会用电量的64.8%；第三产业用电量18350亿千瓦时，同比增长9.9%，占全社会用电量的18.6%；城乡居民生活用电量14936亿千瓦时，同比增长10.5%，占全社会用电量的15.2%。

二、第二产业对全社会用电量增长贡献率接近一半，新兴产业用电成为拉动电力消费增长主动力

从用电增量构成看，第二产业和第三产业的拉动分别达到3.4和1.8个百分点，对全社会用电量增长的贡献率分别为49.9%和26.3%。第二产业中，高技术及装备制造业用电量同比增长10.3%，超过制造业增速5.2个百分点。其中，光伏设备及元器件制造业用电量同比增长19.2%，新能源整车制造用电量同比增长34.3%，风机设备制造用电量同比增长26.6%，延续了近年来我国制造业转型升级的特点。在移动互联网、大数据、云计算等快速发展带动下，互联网和相关服务用电量同比增长20.5%；在电动汽车的高速发展带动下，充换电服务业同比增长51.1%，近几年来保持高速增长势头。

三、电力总装机保持快速增长

截至2024年底，全国全口径发电装机容量33.5亿千瓦，同比增长14.6%。其中，水电4.36亿千瓦，同比增长3.1%（其中抽水蓄能5869万千瓦，同比增长15.2%）；火电14.4亿千瓦，同比增长3.9%（煤电11.9亿千瓦，同比增长2.6%，占总装机容量比重降至35.7%，同比降低4.2个百分点；气电1.4亿千瓦，同比增长13.9%；生物质发电4597万千瓦，同比增长4.1%）；核电6083万千瓦，同比增长6.9%；并网风电5.2亿千瓦，同比增长18.0%（其中陆上风电4.8亿千瓦，海上风电4127万千瓦）；并网太阳能发电8.9亿千瓦，同比增长45.4%（其中，光伏发电8.7亿千瓦，集中式光伏5.1亿千瓦，分布式光伏3.8亿千瓦）。

四、非化石能源发电新增装机成为新增主体，风电和太阳能发电在新增装机总容量中占比高达82.6%

2024年，全国新增发电装机容量4.3亿千瓦，同比增长17.2%。其中，新增水电1379万千瓦，同比增长46.2%（其中新增抽水蓄能753万千瓦，同比增长38.1%，占水电新增装机的54.6%）；新增火电5768万千瓦，同比下降12.7%（其中新增煤电3310万千瓦，同比下降30.7%；新增气电1830万千瓦，同比增长78.5%）；新增核电393万千瓦，同比增长183.4%；新增并网风电8137万千瓦，同比增长6.8%；新增并网太阳能发电2.8亿千瓦，占全国总新增装机的比重为63.9%，同比增长27.7%。非化石能源发电新增装机3.8亿千瓦，占总新增装机的87.3%。国家加快建设大型风电光伏基地，实施“千乡万村驭风行动”，风电和太阳能发电的新增装机在新增装机总容量中占比高达82.6%。

五、风电和太阳能发电量成为发电量增量主体

2024年，全国发电量100869亿千瓦时，同比增长6.7%。其中，水电14257亿千瓦时，同比增长10.9%，占总发电量的14.1%；火电63743亿千瓦时，同比增长1.7%，占总发电量的63.2%；核电4509亿千瓦时，同比增长3.7%，占总发电量的4.5%；风电9970亿千瓦时，同比增长12.5%，占总发电量的9.9%；太阳能发电8390亿千瓦时，同比增长43.6%，占总发电量的8.3%。风电和太阳能发电量均保持快速增长，合计发电量同比增加3661亿千瓦时，占全年总发电量增量的58.1%。

六、电网输配电能力不断增强，跨区跨省输送电量稳步增长

截至2024年底，全国电网35千伏及以上输电线路回路长度247.7万千米，同比增长1.7%；其中220千伏及以上输电线路长度960970千米，同比增长3.5%。全国电网35千伏及以上变电设备容量82.1亿千伏安，同比增长6.7%，其中220千伏及以上公用变电设备容量578067万千伏安，同比增长4.9%。2024年，全国完成跨区输送电量9242亿千瓦时，同比增长8.8%；全国完成跨省输送电量19951亿千瓦时，同比增长7.0%。

七、全国电力供需总体平衡

2024年，全国电力系统稳定运行，电力供需总体平衡。年初全国出现大范围寒潮天气，多地出现大幅降温，用电负荷快速增长，华北、华东、南方等区域部分省份在用电高峰时段电力供应偏紧，通过源网荷储协同发力，守牢了民生用电安全底线。夏季全国平均气温达到1961年以来历史同期最高，全国统调最高用电负荷达到14.5亿千瓦，同比提高1.1亿千瓦，创历史新高；华东、华中、西南等区域夏季出现持续高温天气，部分时段电力供应偏紧，通过省间现货、应急调度、需求响应等多项措施协同发力，保障了电力系统安全稳定运行，未出现有序用电情况。冬季气温偏暖，全国最高用电负荷低于上年同期，全国电力供应保障有力有效。

八、电源电网投资持续增长，非化石能源发电投资占电源总投资高达84.6%

2024年，全国主要电力企业合计完成投资18178亿元，同比增长13.9%。全国电源工程建设完成投资12094亿元，同比增长13.2%。全国电网工程建设完成投资6084亿元，同比增长15.3%。电源投资中，水电投资1154亿元，同比增长12.2%；火电投资1879亿元，同比增长38.0%；核电投资1419亿元，同比增长41.6%；风电投资3163亿元，同比增长10.9%；太阳能发电投资4478亿元，同比增长1.9%。非化石能源发电投资同比增长10.0%，占电源总投资的84.6%。

九、直流工程带动电网投资增速提升，重点输电通道建设持续推进

直流工程投资呈现高速增长，投资达到476亿元，同比增长227.5%；交流工程5406亿元，同比增长8.4%。全国完成配电网投资3216亿元，同比增长10.1%。其中，110千伏（含66千伏）电网投资同比下降5.4%；35千伏及以下电网投资同比增长16.1%，占全国电网投资比重为40.2%，同比提高0.3个百分点。川渝、武汉—南昌、张北—胜利等一批1000千伏特高压交流工程顺利投产。

十、电力降碳减污扎实推进

2024年，全国单位火电发电量烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放强度分别为13毫克/千瓦时、77毫克/千瓦时和125毫克/千瓦时，同比分别下降约1毫克/千瓦时、持平、持平；全国6000千瓦及以上火电厂供电标准煤耗302.4克/千瓦·时，同比增加0.51克/千瓦时。2024年，全国电网线损率4.36%，同比降低0.18个百分点。

十一、首次发布中国电力碳足迹因子，填补了国内电力碳足迹因子数据空白

2025年1月21日，生态环境部、国家统计局、国家能源局组织中电联等单位计算并以《关于发布2023年电力碳足迹因子数据的公告》，公布了2023年燃煤发电、燃气发电、输配电等碳足迹因子和全国电力平均碳足迹因子（0.6205kgCO₂e/kWh)，填补了国内电力碳足迹因子数据空白。

十二、电力可靠性总体保持平稳

2024年，纳入电力可靠性统计的水电机组等效可用系数为93.78%，同比提高0.40个百分点；煤电机组等效可用系数为92.04%，同比提高0.31个百分点；气电机组等效可用系数为92.30%，同比下降0.60个百分点；核电机组等效可用系数为90.79%，同比提高1.44个百分点；风电机组等效可用系数为98.45%，同比下降0.31个百分点；光伏发电首次纳入可靠性统计，等效可用系数为99.84%。输变电方面，纳入电力可靠性统计的220千伏及以上电压等级十一类输变电设施的可用系数保持在99.1%以上。直流输电方面，纳入电力可靠性统计的51个直流输电系统合计能量可用率为95.802%，同比降低0.994个百分点；能量利用率为48.75%，同比提高6.67个百分点。供电方面，全国供电系统用户平均供电可靠率为99.924%，同比提高0.013个百分点；用户平均停电时间6.71小时/户，同比减少了1.12小时/户。

十三、电力市场交易规模迅速扩大

2024年，全国完成市场交易电量61796亿千瓦·时，同比增长9.0%；占全社会用电量比重为62.7%，同比增长1.3个百分点；占电网企业售电量比重超过76%，同比增长1个百分点。各电力交易平台累计注册市场主体86.8万家，同比增长16.9%。

十四、反映实时电力供需的价格机制基本建立

2024年，我国电力现货市场迎来新一轮改革深化，山西、广东、山东、甘肃4个省级现货市场及省间现货市场转为正式运行，南方区域电力市场完成首次全月结算试运行，除西藏、香港、澳门、台湾外，全国30个地区已开展现货市场运行实践，电力现货市场建设全面提速。2024年10月，省间电力现货市场转入正式运行，交易范围覆盖国家电网公司和内蒙古电力公司，参与主体超6000家，累计交易电量超过880亿千瓦时，其中清洁能源电量占比达到44%，有效发挥促进余缺互济、提高清洁能源消纳作用。

十五、新能源参与市场化交易电量过万亿千瓦时，占全部新能源发电比重为55%

2024年，为适应新能源大规模发展需要，新能源入市节奏进一步加快，全国新能源上网电量18351亿千瓦时，其中市场化交易电量达10117亿千瓦时，占全部新能源发电的比重为55%。

十六、绿电绿证交易机制不断完善，绿证交易规模翻两番

2024年，电力行业积极构建绿电、绿证市场体系，不断完善交易机制，促进绿电、绿证交易规模不断扩大，全年核发绿证47.34亿个，同比增长超28倍。全国绿证交易规模4.46亿个，同比翻两番，其中绿证单独交易2.77亿个，以跨省交易为主；绿色电力交易绿证1.69亿个，以省内交易为主。

十七、全国煤电机组年累计获得容量电费950亿元，煤电加快向“兜底保供和系统调节”转型

2024年，是煤电容量电价政策正式实施的第一年，全年全国煤电机组累计获得容量电费950亿元，折度电容量电价为2.07分/千瓦时，主要发电企业容量电费获取率接近90%。容量电价通过固定成本回收机制缓解了煤电企业因利用小时下降导致的经营压力，推动煤电机组向“兜底保供和系统调节”功能转型。

十八、新能源投资依然主导电力对外投资领域

截至2024年底，中国主要电力企业对外直接投资项目共51个，投资总金额57.20亿美元，同比增长29.32%。中国主要电力企业对外投资主要涉及太阳能发电、水电、风电、储能、配电等领域。从项目数量看，新能源投资在2024年对外投资中依然占据绝对优势，约占总量的76.5%，其中太阳能光伏发电占比43.1%，风电占比33.3%。

预测2025，全国电力供需呈总体平衡态势

综合考虑我国当前阶段的经济增长潜力、国家宏观调控政策措施，预计2025年全国全社会用电量同比增长5%-6%。全国新增电源装机仍然保持快速增长，预计常规电源增量与用电负荷增量相当，特高压直流投产迎来高峰，资源配置能力进一步增强；但由于新能源发电装机占比持续提升，风、光、水资源的不确定性增加了局部地区部分时段电力供应的风险。综合考虑用电增长、电源电网投产等情况，以及气温等不确定性因素，预计2025年全国电力供需形势呈现总体平衡态势；迎峰度夏高峰期，部分省级电网电力供应偏紧，通过增购外电、最大化跨省跨区支援等措施，电力供需偏紧局势可得到缓解；迎峰度冬期间，电力供需基本平衡。