数读|2025年电力行业形势分析及2026年展望/肖宏伟

●2026年4月总第399期

电力作为国民经济的“先行官”，其供需格局的演变深刻映射着宏观经济的脉动与能源革命的进程。当前，电力系统正处于从规模扩张向质量效益型转变的关键阶段，传统保供逻辑与绿色低碳转型的双重目标相互交织，使得行业运行呈现出前所未有的复杂性。2025年的实践表明，需求侧正在经历由高耗能产业向高技术制造业的结构性换挡，供给侧则加速迈向以清洁能源为主导的新发展模式，但在系统灵活性、资源配置效率等方面仍面临诸多考验。展望2026年，随着新质生产力的培育与极端天气频发等因素叠加，电力供需平衡的脆弱性可能进一步显现，区域性、时段性矛盾将更加突出。基于此，本文立足行业发展实际，系统梳理当前运行特征，科学研判未来供需趋势，并从体制机制、技术支撑及安全防控等维度提出针对性的政策建议，旨在为构建新型电力系统、保障国家能源安全提供决策参考。

一、2025年电力形势及特征分析

2025年，电力行业在复杂的内外部环境中展现出强大韧性，消费侧呈现结构优化与稳健增长的双重特征，供给侧则以非化石能源装机容量历史性突破60%为标志，加速向清洁低碳主导的新阶段转型，跨区协同与市场机制在保障夏季高峰用电中发挥了关键作用。

（一）电力消费结构优化与韧性增长并行，新质生产力初显锋芒

电力消费作为经济运行的“晴雨表”[1]，清晰地映射出中国经济的强大韧性与结构优化的坚定步伐。2025年前三季度，全社会用电量达7.77万亿千瓦时，同比增长4.6%，其增速呈现“逐季回升”（2.5%、4.9%、6.1%）的鲜明态势，成为经济内生动能持续修复与增强的直观体现。这一增长并非简单的规模扩张，其背后是增长动力结构的深刻重塑。

第一产业用电的跨越式增长，是乡村振兴战略与农业现代化进程的生动注脚。2025年前三季度，用电量同比激增10.2%，远超全社会平均水平。细分行业显示，畜牧业（15.3%）、渔业（9.6%）和种植业（6.6%）用电量均实现快速增长。这标志着现代农业正加速告别传统模式，向集约化、智能化、电气化方向深度转型。智能温控、自动化灌溉、冷链仓储、农产品深加工等电气化设备的广泛应用，正成为提升农业生产效率、保障粮食安全、推动乡村产业兴旺的关键驱动力，电力在乡村振兴中的战略支撑作用日益凸显。

第二产业用电的“稳”与“进”，彰显了制造业转型升级的坚实成果。2025年前三季度，作为用电主体的第二产业（占比63.2%），其用电量同比增长3.4%，为全社会用电增长提供了主要支撑。其内部结构分化与优化尤为显著。一是高技术制造业引领增长，成为新质生产力的核心代表。高技术及装备制造业用电量同比增长5.9%，三季度增速更是高达9.5%。其中，汽车制造业（14.9%）、电气机械和器材制造业（12.8%）等行业的两位数高速增长，与中国在新能源汽车、锂电池、光伏产品等“新三样”领域的全球竞争优势遥相呼应，清晰地勾勒出制造业向高端化、智能化、绿色化迈进的坚定轨迹。二是消费品制造业逐步回暖，反映了国内消费市场的复苏活力。2025年前三季度，用电量同比增长0.9%，三季度内多个子行业实现正增长，如食品制造业（5.8%）等，表明民生相关生产活动趋于活跃，内需潜力正在释放。三是高载能行业内部调整，在绿色化改造中寻求新平衡。四大高载能行业用电量同比增长1.6%，但部分行业用电量降幅收窄，反映出传统产业在环保约束与市场竞争的双重压力下，正通过技术改造和精细化运营，积极进行绿色化、低碳化转型。

第三产业与居民用电的快速增长，揭示了数字经济与绿色生活方式的蓬勃兴起。2025年前三季度，第三产业用电量保持7.5%的较快增长，其增长动力已从传统服务业转向新兴领域。信息传输、软件和信息技术服务业用电量增长16.1%，其中互联网和相关服务增速高达29.8%，彰显了数字经济的强大赋能作用。同时，充换电服务业用电量激增45.2%，是新能源汽车加速普及的直接体现，绿色出行正成为服务业高质量发展的新增长点。城乡居民生活用电量增长5.6%，三季度用电量超5000亿千瓦时，创历史新高。这主要与极端高温天气导致的空调降温负荷激增有关，不仅对电网保供能力构成极限考验，也凸显了气候变化对电力系统的影响日益加深。

（二）能源供给清洁转型实现从量变到质变跨越，煤电角色迎来历史性重塑

2025年，电力供给侧的变革更为深远，绿色低碳转型正从装机规模的量变累积，跃迁至发电结构与功能定位的质变阶段，一个以清洁能源为主导的新型电力系统已初具雏形。

能源装机结构发生根本性、历史性转变。截至2025年9月底，全国全口径发电装机容量达37.2亿千瓦，其中非化石能源装机占比历史性地突破60%，达到60.8%。这一里程碑式的数字，标志着中国电力系统已正式进入以清洁能源为主导的新发展阶段。这一结构性转变源于投资导向的根本性调整，前三季度，风电和太阳能新增装机高达3.01亿千瓦，占全部新增装机的82.2%，成为绝对主力。相比之下，煤电新增装机仅为3927万千瓦，其投资与建设已严格服务于系统调峰与能源安全兜底的战略定位。

风光发电成为电力增量的绝对主体，能源替代效应显著增强。从发电量看，转型成效更为震撼。2025年前三季度，在全社会用电量增长4.6%的背景下，全国规模以上电厂发电量仅增长1.6%。其中，火电和水电发电量同比分别下降1.2%和1.1%，而全口径风电与太阳能发电量合计同比增长27.9%，占总发电量比重升至22.3%。数据清晰地表明，前三季度的全社会用电增量几乎全部由风电和太阳能贡献，新能源替代传统化石能源的速度正在前所未有地加快。

煤电功能向“调节性电源”的战略性转型，是构建新型电力系统的核心逻辑。一个标志性现象是煤电的“增容减量”，装机容量同比增长4.6%，但发电量同比降低2.4%。这一反差深刻地表明，煤电的功能定位正在发生根本性调整，从过去保障电力供应的“主体电源”，转向提供可靠容量、灵活调节服务和应急保供的“系统调节性电源”。其价值不再单纯体现在发电量的多少，而更多体现在为新能源消纳提供调峰支撑、在极端天气下顶峰保供、维护系统安全稳定运行的关键作用上。

（三）系统运行跨区协同与市场机制效能凸显，统一大市场建设取得突破

随着新能源高比例接入，电力系统的复杂性与不确定性急剧增加。2025年夏季，全国电力负荷峰值创下15.1亿千瓦的历史新高，但全国范围内未出现大规模无序用电情况，这充分体现了我国电力系统运行的有效性与韧性，其背后是物理基础与市场机制的双重保障。

跨区输电通道的物理基础，为资源大范围优化配置提供了坚实保障。2025年前三季度，跨区输送电量同比增长8.5%，跨省输送电量同比增长6.6%。电网投资同比增长9.9%，持续完善的特高压交直流骨干网架，将西部、北部的清洁电力高效、稳定地输送至东部负荷中心，有效缓解了区域间的不平衡，为“西电东送”“北电南供”战略格局奠定了物理基础。

市场化交易机制在打破省间壁垒中发挥了核心作用，实现了“余缺互济”的精准高效。2025年前三季度，跨省跨区交易电量同比增长12.1%，占全部输送电量的74.2%，表明市场化交易正逐步取代传统的行政计划调度，成为资源配置的主导方式。国家电网与南方电网建立的跨经营区常态化交易机制，以及闽粤联网通道应急支援华东、江城直流应急调度支援四川等成功案例，是市场化手段打破区域壁垒、实现电力资源精准调剂的有力证明，标志着全国统一电力市场建设正在取得实质性进展。

二、2026年电力供需形势预测

展望2026年，电力行业将在机遇与挑战中继续深化变革。电力消费将继续由新质生产力驱动稳健增长，供应侧的清洁化转型将进一步深化，但供需形势将演变为“整体紧平衡”与“区域、时段性矛盾突出”并存的复杂局面，对系统调节能力与安全韧性构成新的考验。

（一）电力消费呈现新质生产力驱动下的稳健增长、结构持续优化态势

展望2026年，电力消费将继续保持稳健增长态势，预计全社会用电量将达到10.9万亿千瓦时，同比增长约5.5%。消费结构将进一步向高附加值、高能效领域倾斜，新质生产力将成为驱动增长的核心引擎。

第二产业用电稳中有进，制造业高端化转型持续发挥引领作用。预计第二产业用电量将达7万亿千瓦时，增速回升至5.3%。随着“十五五”规划项目建设正式启动，制造业高端化、智能化、绿色化转型步伐加速，人工智能、大数据、工业互联网等新一代信息技术与制造业深度融合，将驱动高技术及装备制造业用电持续领跑。传统高耗能行业在绿色低碳改造的驱动下，用电效率将进一步提升，单位产值电耗稳步下降，实现经济增长与用电增长的相对“脱钩”。

第三产业与居民用电贡献度持续提升，数字化与电气化是主要驱动力。第三产业与居民用电合计占比预计提升至34.7%。数字经济，特别是数据中心、5G基站以及人工智能模型训练等，将成为服务业用电的强劲增长点。现代服务业（商务、文旅）的复苏与发展也将贡献可观增量。居民生活用电方面，电动汽车的普及将深刻改变居民用电模式，充电负荷将成为重要组成部分；同时，智能家居、采暖制冷等电气化程度的深化，将支撑生活用电的刚性增长，但增速趋缓也反映出全社会能效意识的提升与消费习惯的理性化。

第一产业用电保持稳健增长，为乡村振兴注入绿色动能。预计用电量1588亿千瓦时，保持5.4%的稳健增速。农业现代化、电气化进程（如温室大棚、冷链物流、精准灌溉）持续推进，电力在保障粮食安全、促进农业增效和农民增收中扮演着愈发重要的角色（见表1）。

（二）电力供应呈现清洁主导、多元协同深化，系统调节压力同步上升态势

为匹配5.5%的需求增长并保障系统安全，2026年电力供应体系将在“双碳”目标引领下加速转型升级，呈现清洁主导、多元协同的格局，但系统调节与安全保障压力亦同步上升。

清洁能源跃升为电力供应的绝对主力，消纳与波动性仍是核心课题。风电、光伏装机容量及发电量占比将持续大幅提升，毫无疑问地成为新增发电装机的主体。随着储能（电化学、抽水蓄能）规模化部署与智能调度技术突破，新能源消纳能力将得到显著增强，但其固有的波动性与间歇性对电网的冲击依然存在，对系统灵活性的要求有增无减。水电、核电作为清洁可靠的基荷电源，将继续稳定运行，为电力系统提供强大的“压舱石”作用。

煤电兜底保障功能转型深化，灵活性价值亟待市场认可。新增煤电项目将受到严格控制已成定局，存量机组的灵活性改造将全面加速。煤电的定位正从传统的“主力电源”向提供可靠容量、调峰调频和应急备用的“调节性电源”与“保障性电源”深度转变。在极端天气、新能源出力不足等关键时段，经过灵活性改造的煤电仍将发挥不可替代的关键作用，是保障电力系统安全运行的最后一道防线。其价值如何通过市场机制（如容量电价、辅助服务市场）得到合理补偿，是亟待解决的关键问题。

电网平台作用愈发凸显，智能配电网与新业态蓬勃发展。特高压交直流骨干网架的持续完善，将大幅提升跨省区电力资源配置能力，有效缓解我国能源资源与负荷中心逆向分布的固有矛盾。智能配电网建设加速，将极大增强分布式能源（尤其是分布式光伏）的接入与消纳能力。微电网、虚拟电厂等新业态将从试点示范走向规模化发展，共同提升系统的韧性与灵活性。

储能与需求侧响应作为“两翼”，规模化应用成为关键。随着技术进步与成本下降，电化学储能将大规模独立或与新能源联合参与电力市场。需求侧响应机制在政策引导下将逐步成熟，通过分时电价等价格信号，有效引导工业、商业及居民用户优化用电时序，成为重要的“虚拟电厂”资源，实现源荷互动的削峰填谷。

（三）电力供需整体紧平衡与结构性矛盾交织，系统韧性面临新要求

从综合电力消费与供应两端的发展趋势看，2026年全国电力供需形势将呈现“整体紧平衡、区域不平衡、时段性紧张、系统风险高”的四维交织复杂特征。

从总量层面看，全国电力供需维持“整体紧平衡”状态。在正常气候条件下，通过跨省区电力互济、煤电的灵活调节以及储能与需求侧响应的协同作用，基本可以满足10.9万亿千瓦时的用电需求。然而，5.5%的需求增速叠加新能源出力的不确定性，使得系统备用容量需求持续处于高位，平衡的“弦”绷得较紧，应对突发情况的缓冲空间有限。

从区域层面看，不平衡问题依然突出且可能加剧。东部负荷中心（如华东、华北、南方区域）受限于本地资源与环境约束，对外来电力的依赖度持续走高，在迎峰度夏、迎峰度冬等关键时段的保供压力较大。而西部、北部能源基地（“三北”地区）则面临新能源大规模开发后的消纳与外送通道压力并存的局面。区域电网的互联互通与协同调度能力，将成为缓解这一结构性矛盾的关键所在。

从时段层面看，峰谷差持续拉大[2]，短时保供挑战需要高度重视。随着光伏装机占比大幅提升，日间光伏发电与晚高峰用电叠加的“鸭形曲线”挑战将进一步加剧。更值得警惕的是，极端高温或寒潮天气的频发，将导致制冷或采暖负荷在短时间内激增，极易引发短时电力供应缺口，对系统的应急响应与顶峰出力能力提出更高要求。

从系统层面看，“双高”特征下的安全稳定运行风险需要有效管理。高比例新能源、高比例电力电子设备的“双高”特征日益显著，导致系统转动惯量下降，频率、电压稳定问题愈发复杂。此外，应对极端天气、网络攻击等非常规风险的能力建设亟待加强，电力系统的物理安全与网络安全防线面临双重考验。

三、电力行业保障经济平稳运行的政策建议

面对2026年及未来更长时期的复杂挑战，亟需以系统性思维统筹发展和安全，从顶层设计、灵活性建设、市场机制和安全应急四个维度协同发力，为中国式现代化建设提供坚强可靠的电力安全保障。

（一）深化顶层设计与跨区域协同，优化全国电力资源配置格局

破解区域不平衡的根本出路在于构建全国统一电力市场体系，应加速打破省间壁垒，以市场化手段引导电力资源大范围优化配置。具体而言，首先，加快已规划的特高压输电通道及其配套电源的核准与建设进度，重点提升“西电东送”“北电南送”战略通道的输送容量和利用效率，确保清洁能源能够大规模、远距离、高效率地送达负荷中心。其次，进一步完善跨省区电力交易机制，丰富中长期、现货和辅助服务交易品种，通过市场化手段激发送受两端参与调剂余缺的积极性，使电力资源在更大范围内实现优化配置。最后，加强电网的统一规划与统筹协调，推动主网架结构优化与区域电网互联互通，提升电网对资源优化配置的支撑能力，并鼓励分布式能源的就近开发利用与微电网建设，形成“大电网”与“分布式”协同发展的格局。

（二）系统性推进灵活性资源建设，有效平抑新能源波动与负荷峰谷差

应对高比例新能源接入，必须构建规模充足、响应迅速的灵活性资源体系。核心路径之一在于大力推进煤电的灵活性改造与功能定位转型，通过政策引导与市场补偿机制，激励存量煤电机组深度调峰，并明确其未来在系统中主要承担基荷保障与调峰备用双重角色，成为支撑高比例新能源消纳的“稳定器”。另一关键路径是积极推动新型储能的规模化、多元化发展，既要通过技术研发降低成本、提升性能，也要完善储能参与电力市场的商业模式，明确其独立市场地位和成本疏导机制，加快发展电化学储能、压缩空气储能等技术，并统筹推进抽水蓄能电站建设。同时，必须高度重视并激活需求侧响应资源，通过实施精准的价格信号（如完善分时电价制度）和建立需求响应市场，引导工业用户、商业楼宇乃至居民家庭等柔性负荷主动参与系统调节，将需求侧资源视作与供给侧同等重要的虚拟电厂，共同应对短时尖峰负荷压力。

（三）全面深化电力市场与价格机制改革，以经济信号引导行业健康发展

一个科学的市场体系是引导电力行业可持续发展的核心，应加快健全中长期市场、现货市场、辅助服务和容量补偿机制协同运作的市场体系。特别是要加快建立和完善容量电价机制或容量市场，为煤电、燃气发电等提供可靠的固定成本回收途径，保障系统长期供电能力；同时，健全调频、备用等辅助服务市场，为灵活性资源提供价值兑现渠道。其次，要进一步完善电价形成机制与传导机制。在发电侧，深化新能源“平价上网”政策，推动其积极参与市场竞争；在电网侧，持续推进输配电价改革，使其更加精准透明；在用户侧，全面推行并优化分时电价政策，特别是拉大尖峰电价价差，引导用户削峰填谷[3]，并探索将上网环节价格波动适时向用户侧传导，使用户电价更好地反映供需状况。

（四）系统性筑牢安全保供与应急防线，增强电力系统在极端情况下的抗风险能力

电力安全是国家安全的重要组成部分，必须树立底线思维，构建多层次、全方位的电力安全风险防控与应急保障体系。首先，提升电力系统对极端自然灾害的预警与防御能力。应加强气象水文、地质灾害等监测预警与电力规划的联动，对关键输变电设施、重要电源点进行抗灾加固改造。利用数字化、智能化技术（如数字孪生电网）提升电网的态势感知和自愈能力。其次，必须强化电力安全风险的综合防控与应急处理能力。制定并动态更新覆盖全环节、全区域的电力应急预案体系，定期组织开展实战化应急演练。加强中央与地方、政府与企业之间的应急协调联动，确保在突发情况下能够快速响应、有效处置。健全电煤、燃气等一次能源的供应保障长效机制，防范燃料短缺导致的供应风险。同时，要高度重视并切实加强电力系统的网络安全防护，构建“可测、可视、可知、可控”的网络安全防护体系，提升对网络攻击的监测预警和应急处置能力，严防网络攻击引发大面积停电事件。

参考文献：

[1]郑斌，裘炜浩，侯素颖，等. 基于电力大数据分析的电力消费指数研究与应用[J]. 电气应用，2021，40（01）:66-71.

[2]杨瑞睿，王爽，陈俊杰，等. 大规模电源侧储能接入系统设计研究[J]. 水电与新能源，2023，37（06）:18-21.

[3]赵强，韩照亚. 基于削峰填谷的需求响应管理创新[J]. 中国电力企业管理，2024，（29）:36-37.

基金项目：国家社会科学基金重大项目“大数据方法在宏观经济预测中的应用研究”（编号：23&ZD075）

作者单位：国家信息中心经济预测部

■编辑：张涵

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