年度重磅 | 我国电力发展与改革报告（2025）

2024年是实现“十四五”规划目标任务的关键一年，电力行业持续加快建设新型能源体系、新型电力系统。全国发电装机容量同比增长14.6%，新增发电装机容量再创新高。可再生能源新增装机仍是主力，连续两年突破3亿千瓦，可再生能源发电量占全部发电量的三分之一以上，非化石能源发电量同比增量占总发电量增量的比重达到八成以上。电源投资连续五年高于电网投资。全国统一电力市场建设加快推进，全年市场化交易电量比重较上一年提升1.3个百分点，跨省跨区市场化交易电量较九年前增长十多倍。本报告结合近十年电力运行情况，从多角度解析我国电力供需态势、运行特点、改革进展、发展方向等，供参考。

（来源：微信公众号“中能传媒研究院”）

我国电力发展与改革报告（2025）

王雪辰

（中能传媒能源安全新战略研究院）

2024年是实现“十四五”规划目标任务的关键一年，在更加错综复杂的国际国内环境下，我国经济运行总体平稳、稳中有进，全年经济社会发展主要目标任务顺利完成，高质量发展扎实推进，新质生产力稳步发展，经济实力、科技实力、综合国力持续增强。《2024年国民经济和社会发展统计公报》显示，初步核算，2024年我国国内生产总值（GDP）1349084亿元，按不变价格计算，比上一年增长5.0%，人均GDP达到95749元，比上一年增长5.1%。

2024年，全国电力供应总体稳定，经受住了年初大范围极端严寒以及夏季多轮高温、台风等考验。截至2024年底，全国全口径发电装机容量达33.5亿千瓦，同比增长14.6%。全国新增发电装机容量4.3亿千瓦，再创新高。其中可再生能源新增装机仍是主力，已连续两年突破3亿千瓦，在全球新增装机的占比超过50%。2024年全国发电量10.1万亿千瓦时，同比增长6.7%，水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源发电量37126亿千瓦时，比上一年增长16.4%。全国可再生能源发电量同比增加19%，占全部发电量的三分之一以上。非化石能源发电量同比增量占总发电量增量的比重超过八成。全国统一电力市场建设加快推进，全年市场化交易电量约6.2万亿千瓦时，占全社会用电量的比重攀升至62.7%，较2023年提升1.3个百分点。其中，跨省跨区市场化交易电量在2024年达到1.4万亿千瓦时，比2016年增长十多倍。

一、电力消费增速连续五年超过GDP增速，结构持续优化

（一）全社会用电量增速高于GDP增速1.8个百分点

2024年，我国电力消费水平进一步回升。根据中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）统计数据，全社会用电量98521亿千瓦时，同比增长6.8%，增速比上一年高0.1个百分点，比GDP增速高出1.8个百分点，已连续五年超过GDP增速。“十四五”以来，全社会用电量年均增长6.7%。国民经济运行总体稳定以及电气化水平提升，拉动近年来全行业用电量保持平稳较快增长。

2020—2024年，我国电力消费弹性系数均保持在大于1的水平。近几年各产业用电量规模持续增长，电能占终端能源消费的比重提升至28%左右，拉动用电量增速超过GDP增速。经济发展和“双碳”目标推动我国现代化产业体系建设，加快传统产业绿色低碳转型升级，终端用能电气化水平提升，电能替代领域拓宽，推动第二产业和第三产业用电量快速增长。

图1  2015—2024年全国全社会用电量及增速情况（单位：亿千瓦时）

注：2024年数据来自于中电联快报，其他来自中电联历年电力工业统计数据，增速系计算所得，如无特殊标注，下同。

（二）季度用电增速呈现前高后低走势

回顾2024年全社会用电量总体走势，一季度实现了9.8%的较快增长，二、三、四季度全社会用电量同比分别增长6.5%、7.6%、3.6%，同比增速回落。

据《中国气候公报（2024）》，在全球变暖和厄尔尼诺事件的共同影响下，2024年我国年平均气温再创历史新高，天气形势复杂，气候异常现象凸显，极端事件多发强发。在此背景下，2024年全国平均气温10.9摄氏度，继2023年后再创历史新高，全国平均高温日数较常年偏多6.6天，为1961年以来第二多，仅少于2022年。冬季冷暖起伏大，春、夏、秋季气温均为历史最高。其中1月下旬、2月下旬气温明显偏低，4月、5月、7月、8月、9月和11月气温均为历史同期最高。叠加二、三季度我国经济增速放缓的影响，一至三季度用电量增速波动较大。另一方面，虽然四季度我国经济运行明显回升，但叠加2023年四季度同期用电量高基数的因素，四季度用电量增速较前三个季度放缓。

图2  2019—2024年全国全社会用电量季度增速

（三）经济高质量发展对产业用电增速影响明显

2024年，包括第一、二、三产业在内的全国全行业用电量8.36万亿千瓦时，同比增长6.2%。城乡居民生活用电量增速领先，各产业用电量增速较上一年均有所回落，第一、二产业用电量增速低于全社会用电量增速。2024年，第一产业用电量1357亿千瓦时，同比增长6.3%，对全社会用电量增长的贡献率为1.3%；第二产业用电量6.39万亿千瓦时，同比增长5.1%，对全社会用电量增长的贡献率为49.7%；第三产业用电量1.83万亿千瓦时，同比增长9.9%，增速为近十年第三高，对全社会用电量增长的贡献率为26.3%；城乡居民生活用电量1.49万亿千瓦时，同比增长10.6%，增速为近十年第二高，对全社会用电量增长的贡献率为22.7%。

图3  2018—2024年分产业用电量增速情况

（四）电力消费结构继续优化，二产用电占比降低1个百分点

全社会用电量保持平稳增长的同时，电力消费结构持续优化。

第一产业用电量占全社会用电量比重为1.4%，与上一年保持一致。我国正在持续推进乡村全面振兴，实施农村电商高质量发展工程，支持绿色智能家电等下乡，提升乡村建设水平，巩固提升农村电网，发展清洁能源。随着乡村产业发展水平、建设水平、治理水平的不断提高，第一产业的用电量增长明显，2024年畜牧业、渔业、农业用电量同比分别增长9.2%、7.1%、4.1%，反映出农林牧渔业电气化水平持续提升。

图4  2015—2024年分产业用电量（单位：亿千瓦时）

注：2018年3月，国家统计局《关于修订<三次产业划分规定（2012）>的通知》明确将“农、林、牧、渔服务业”调整到第三产业后，再更名为“农、林、牧、渔专业及辅助性活动”，电力行业按照最新的标准开展行业统计工作，为保证数据可比，2017年之后的数据已根据新标准重新分类。

第二产业用电量占全社会用电量比重为64.8%，比上一年减少1个百分点。近年来，随着我国现代化产业体系建设的推进，工业绿色转型加快，第二产业用电需求仍保持平稳增长，支撑工业经济规模稳步扩大。分行业来看，制造业与第二产业用电增速保持一致，其中，高技术及装备制造业用电量同比增长10.3%，是同期制造业用电增速水平的2倍以上，而四大高载能行业增速仅为2.2%。

第三产业用电量占全社会用电量比重为18.6%，比上一年增加0.5个百分点。服务业经济稳步恢复，其中，租赁和商务服务业，信息传输、软件和信息技术服务业，互联网和相关服务，批发和零售业四个行业全年用电量保持较快增长势头，增速处于10%～22%。其中，电动汽车充换电服务业2024年用电量同比增长50.9%，依然保持高速增长。

城乡居民生活用电量占全社会用电量比重为15.2%，也比上一年增加0.5个百分点。其中，城镇居民生活用电量为8341亿千瓦时，同比增长11.7%，增速为近十年来最高；乡村居民生活用电量为6601亿千瓦时，同比增长9.1%，增速为近十年的第三高。

二、电力装机规模持续提升，新能源发电装机首次超过火电装机规模

（一）全国电力装机增速达14.6%，为近十年最高

图5  2015—2024年全国电力装机及增速情况（单位：万千瓦）

截至2024年底，全国发电装机容量约33.5亿千瓦，同比增长14.6%，增速比上一年高0.6个百分点，是十年内最高值。我国发电装机容量在近十年中保持快速增长，2015—2024年，我国发电装机累计容量从15.3亿千瓦增长到33.5亿千瓦。“十四五”以来，全国发电装机增速保持在7%以上，2023年和2024年的发电装机增速更是达到14%以上。

（二）新能源发电装机规模首次超过火电，非化石能源发电装机占比达58.2%

2024年，我国新型电力系统加快构建，转型变革继续保持全球领先，电力行业绿色低碳转型成效显著，多种清洁能源协同互补发展。其中，火电装机容量在2023年首次被非化石能源发电装机容量超过后，2024年再次被新能源发电装机容量赶超。截至2024年底，我国以风电、太阳能发电为主的新能源发电装机规模达到14.5亿千瓦，高出火电装机1000万千瓦。

表1  2015—2024年全国电力装机情况（单位：万千瓦）

发电装机绿色低碳发展加速。截至2024年底，水电装机容量4.4亿千瓦（常规水电3.77亿千瓦，抽水蓄能5869万千瓦），同比增长3.2%。风电和太阳能发电累计装机容量为14.1亿千瓦，同比增长38.6%，占总装机容量比重为36.0%，同比提高6.4个百分点。其中，并网风电5.2亿千瓦（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（集中式光伏5.11亿千瓦，分布式光伏3.75亿千瓦）。核电装机容量6083万千瓦。全国全口径火电装机容量14.4亿千瓦。其中，煤电11.9亿千瓦，同比增长2.6%，占总发电装机容量的比重为35.7%，同比降低4.2个百分点。

图6  2015—2024年全国电力装机结构

非化石能源发电装机规模创历史新高。从近十年数据来看，非化石能源发电装机比重明显上升。“十四五”以来非化石能源发电装机规模累计增长了98.0%，年均增长18.6%；化石能源发电装机规模累计增长15%，年均增长3.6%，累计增速明显低于同期非化石能源发电装机增速83个百分点。截至2024年底，非化石能源发电装机容量19.5亿千瓦，同比增长23.8%，占总装机容量比重为58.2%，比上一年提高4.3个百分点。可再生能源装机达到18.89亿千瓦，同比增长25%，约占我国总装机的56%。

从装机增速看，2024年，太阳能发电装机以45.2%的装机增速加速增长，但增速仍比上一年低了10个百分点；风电装机增速为18%，比上一年低了2.7个百分点。核电同比增长6.9%，水电同比增长3.2%，火电同比增长3.8%。

图7  2015—2024年火电、水电、风电、太阳能发电、核电装机增速情况

（三）全国新增总发电装机规模再创新高，可再生能源新增装机仍是主力

2024年，全国新增发电装机容量4.33亿千瓦，再创历史新高，同比多投产6255万千瓦。2024年风电太阳能发电新增装机达到3.57亿千瓦，“十四五”以来，我国风电太阳能发电新增装机连续四年超过1亿千瓦。2024年，全国可再生能源新增装机3.73亿千瓦，同比增长23%，约占发电新增装机的86%。其中，水电新增1378万千瓦，风电新增7982万千瓦，太阳能发电新增2.78亿千瓦，生物质发电新增185万千瓦。可再生能源新增装机已连续两年突破3亿千瓦。

图8  2015—2024年全国新增电力装机及增速情况（单位：万千瓦）

图9  2015—2024年全国新增电力装机结构对比（单位：万千瓦）

从近十年的新增装机情况来看，2019年为新增装机规模的最低点，此后可再生能源发电装机成为增长主力。2020年，在水电、风电、太阳能发电装机高速增长的带动下，新增装机容量大幅提升。2022年，在火电、核电、风电新增装机增速为负的情况下，太阳能发电以约60%的增速，拉高全年新增装机增速。2023年受到并网新能源发电新增装机高速增长影响，全年新增装机增速进一步大幅推高。2024年，气电、抽水蓄能发电新增装机同比增速分别为85.2%和38.1%，其中，气电新投产装机规模创历年新高，抽水蓄能新投产装机规模为历年第二高。“十四五”以来新能源发电装机规模累计增长了157.4%，年均增长26.7%。

2024年新增的各类型发电装机中，八成以上的新增装机是非化石能源。2024年，国家大力推进荒漠化防治与风电光伏一体化工程建设，加快建设大型风电光伏基地，实施“千乡万村驭风行动”，新增并网风电和太阳能发电全年合计新增装机3.6亿千瓦，占新增发电装机总容量的比重达到82.6%。

● 新能源基地建设进展

2024年，以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的新能源基地建设如火如荼，首批项目收官。内蒙古华能库布其新能源基地200万千瓦光伏先导工程投产。据了解，华能库布其新能源基地规划总装机容量1600万千瓦，包括风电400万千瓦、光伏800万千瓦、配套支撑性煤电400万千瓦，同步配置储能和生态治理等项目。预计每年可提供清洁电能约274亿千瓦时，节约标准煤约862万吨，减排二氧化碳约2324万吨。此外，内蒙古华电腾格里“沙戈荒”大型风电光伏基地100万千瓦光伏二期项目、国投阿克塞汇东光热+光伏项目、中绿电若羌400万千瓦光伏项目等一批项目密集建成投产。截至2024年底，第一批规划9736万千瓦大型风电光伏基地已建成9199万千瓦、约占95%，投产9079万千瓦。第二批、第三批已核准超过5000万千瓦，正在陆续开工建设，力争2025年底前建成投产。

图10  2015—2024年核电装机和新增装机情况（单位：万千瓦）

● 新增核电项目进展

2024年，全国共有3台机组实现并网，分别为防城港4号机组、国和一号示范工程1号机组和漳州1号机组，全部为我国具有完整自主知识产权的三代核电技术。2024年，中核江苏徐圩一期工程，中广核广东陆丰一期工程、山东招远一期工程、浙江三澳二期工程，国家电投广西白龙一期工程等5个项目合计11台机组获得核准，连续三年核准机组数量超过10台。截至2024年底，我国在运和核准在建核电机组102台、装机1.13亿千瓦（在运核电机组5808万千瓦，核准在建5505万千瓦），连续第二年位居全球首位。截至2024年底，我国大陆并网运行的核电机组58台，机组数量仅次于美国的94台，位居世界第二位，并网机组总装机容量仅次于美国9695.2万千瓦和法国6302万千瓦，位居世界第三位。

● 新增水电项目进展

2024年，全国新增水电装机容量1378万千瓦，其中常规水电625万千瓦，抽水蓄能753万千瓦。金沙江下游清洁能源基地、安宁河流域“源网荷储”一体化基地建设持续推进，雅砻江流域水风光一体化基地火力全开，卡拉水电站、叶巴滩水电站、拉哇水电站，雅砻江孟底沟水电站、旭龙水电站、硬梁包水电站等多个水电站进展顺利。黄河流域海拔最高的水电站——青海玛尔挡水电站全面投产发电。抽水蓄能电站方面，世界最大“超级充电宝”——国网新源河北丰宁抽水蓄能电站12号机组正式投产发电，填补了国内大型变速抽蓄机组应用的空白。我国西南地区首座百万千瓦级大型抽水蓄能电站——綦江蟠龙抽水蓄能电站全面投产发电。陕西首座抽水蓄能电站——国网新源陕西镇安抽水蓄能电站4号机组正式投入商业运行，实现陕西电网大型调节电源的新突破。新疆首座抽水蓄能电站——国网新源新疆阜康抽水蓄能电站4号机组正式投产发电，是西北地区首座投产发电的百万千瓦级大型抽水蓄能电站。此外，中核集团河南五岳抽水蓄能电站首台机组、浙江宁海抽水蓄能电站2号机组、江苏句容抽水蓄能电站1号机组、厦门抽水蓄能电站、辽宁清原抽水蓄能电站5号机组均在2024年投运。

图11  2015—2024年水电装机和新增装机情况（单位：万千瓦）

三、电力供需形势总体平衡，新能源利用率保持高位

（一）全年电力系统运行稳定，供需总体平稳

在全球变暖和厄尔尼诺事件的共同影响下，2024年我国年平均气温再创历史新高，天气形势复杂，气候异常现象凸显，极端事件多发强发。2024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；年末冬季气温偏暖，全国最高用电负荷低于上一年同期。春、夏、秋季气温均为历史最高。全国统调最高用电负荷达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，通过省间交易、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。

（二）清洁能源发电量同比增长16.4%，可供应全国三成以上用电

《2024年国民经济和社会发展统计公报》显示，2024年全国规模以上电厂发电量10.1万亿千瓦时，比上一年增长6.7%。其中，火力发电量6.4万亿千瓦时，比上一年增长1.7%；水电、核电、风电和太阳能发电等清洁能源发电3.7万亿千瓦时，比上一年增长16.4%。

（数据来源：国家统计局）

图12  2015—2024年全国发电量和增速情况（单位：亿千瓦时）

另据国家能源局数据，2024年，全国可再生能源发电量达3.46万亿千瓦时，同比增加19%，约占全部发电量的35%。其中，风电太阳能发电量合计达1.83万亿千瓦时，同比增长27%，与同期第三产业用电量（18348亿千瓦时）基本持平，远超同期城乡居民生活用电量（14942亿千瓦时）。全年新增可再生能源发电量5419亿千瓦时，约占全社会新增用电量的86%。

（三）全国发电设备利用小时同比降低157小时，水电和核电发电设备利用小时数提高

2024年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3442小时，同比降低157小时。分类型看，水电设备利用小时3349小时，同比提高219小时，其中，常规水电3683小时，同比提高272小时；抽水蓄能1217小时，同比提高40小时。核电7683小时，同比提高13小时。火电设备利用小时4400小时，其中煤电4628小时，同比降低62小时，气电2363小时，同比降低162小时。并网风电2127小时，同比降低107小时。并网太阳能发电1211小时，同比降低81小时。

表2  2015—2024年发电设备利用小时数（单位：小时）

近十年来，全国发电设备平均利用小时数总体仍呈下降趋势。自2015年下降至4000小时内以来，全国发电设备平均利用小时数在3800小时左右维持了六年，2022至2024年降至3700小时以下。2024年全国发电设备利用小时数同比降低157小时。2024年全国平均风速同比减弱是风电利用小时数下降的主要原因，导致并网风电同比减少107小时；由于全国水平面辐照量减少，并网太阳能发电同比减少81小时；煤电和气电利用小时数均降低导致火电利用小时数同比减少76小时，仍处在4500小时以下，火电利用小时数已连续十年处于4500小时以下。

图13  2015—2024年不同电源发电设备利用小时变动情况（单位：小时）

（四）新能源保持高利用率水平

全年全国风电平均利用率为95.9%，同比降低1.4个百分点。除了蒙西、海南、上海、浙江、安徽、福建、重庆7个地区风电利用率维持在以往水平，其他地区都同比降低，其中西藏降幅最大（17%）。上海、浙江、安徽、福建、重庆、海南6个省（区、市）风电100%消纳。甘肃等11个地区风电利用率低于全国平均水平。

全国光伏发电利用率为96.8%，同比降低1.2个百分点。上海、浙江、福建、重庆、广东、海南、吉林、河南8个地区的光伏发电利用率维持在以往水平，其他地区都同比降低，其中西藏降幅最大（9.4%）。上海、浙江、福建、重庆4个省（区、市）光伏100%消纳。西藏等10个地区光伏利用率低于全国平均水平。

表3  2024年各地区新能源并网消纳情况

注：按照《国家能源局关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》，新能源利用率按仅考虑系统原因受限电量的情况计算。

（来源：全国新能源消纳监测预警中心）

四、电力投资快速增长，非化石能源发电投资占比持续提升

（一）

电力投资总额创新高

“十四五”以来，电力投资大幅增加，2024年，全国电力工程建设投资完成额达1.78万亿元，同比增长13.2%，为近十年最高水平。电源投资完成1.17万亿元，同比增长12.1%，非化石能源发电投资占电源投资的比重达到86.6%。电网投资完成6083亿元，同比增长15.3%，交流工程投资同比增长8.5%，其中，110千伏及以下等级电网投资3194亿元，同比增长10.1%，占电网工程完成投资总额的52.5%；直流工程投资同比增长227.5%，绝大部分为±800千伏等级电网投资。

图14  2015—2024年全国电力投资总量及增速情况（单位：亿元）

（二）

电源投资连续五年高于电网投资

2024年全国电源基本建设投资占电力投资的比重为65.8%，较上一年增加0.7个百分点；电网基本建设投资占电力投资的比重为34.2%。

从近十年数据看，电网投资占比在“十三五”中期的2018年达到顶峰65.8%，电网投资接近电源投资2倍。从2019年开始，电网投资占比呈下降趋势，电源投资占比连续升高，并在2020年出现反转。“十四五”期间，电源投资占比持续提升，绝对值差距连续拉大，2024年电源投资较电网多投资5604亿元，绝对差值为近十年最高。

五、电网建设稳步向前，重大项目建设提速

2024年，电网建设规模稳步提升。重大战略性工程、特高压工程项目顺利推进，跨区跨省资源配置能力显著提升。

（一）

电网投运总规模平稳增长

截至2024年底，全国电网220千伏及以上变电设备容量达63.4亿千伏安以上；220千伏及以上输电线路回路长度共95.0万千米，同比增长5.3%。

图15  2015—2024年220千伏及以上变电设备容量情况（单位：万千伏安）

从增量看，2024年，全国新增220千伏及以上变电设备容量（交流）3.21亿千伏安，同比多投产4569万千伏安。新增220千伏及以上输电线路长度3.23万千米，同比少投产9102千米。

图16  2015—2024年220千伏及以上输电线路回路长度情况（单位：千米）

（二）

重点输电通道建设进展明显

“十四五”以来，我国重大输电通道工程建设稳步推进。截至2024年底，我国共建成投运42项特高压线路。国家电网建成投运22项交流特高压，16项直流特高压；南方电网建成投运4项直流特高压。

2024年全年共投运3项特高压工程。包括川渝1000千伏特高压交流工程、武汉—南昌双回1000千伏特高压交流工程、张北—胜利1000千伏特高压交流工程。

2024年11月1日，作为我国华中“日”字形特高压交流环网的收官之作，武汉—南昌双回1000千伏特高压交流工程正式投产送电。至此，华中特高压交流环网全面建成，华中电网省间电力交换能力提升470万千瓦，能够进一步提升我国西南水电、西北风光等清洁能源在华中地区的消纳水平，为华中电网安全稳定运行提供重要保障。

2024年10月31日，张北—胜利1000千伏特高压交流工程正式投运。该工程是国家“十四五”规划“三交九直”跨省区工程中首个获得核准的工程项目，也是内蒙古地区第八条特高压工程项目。作为张家口和锡盟新能源基地互联工程，新能源送出占比达72%。工程投运后，锡盟地区形成电力外送“两交一直”格局。每年可从锡林郭勒盟、张家口向京津冀鲁和江苏等地输送超过700亿千瓦时的电能。

2024年12月27日，我国西南地区首个特高压交流工程——国家电网川渝1000千伏特高压交流工程建成投运，这也是我国首个高海拔特高压交流工程。工程投运后，西南电网的主网架电压等级从500千伏提升至1000千伏，每年可从川西等地向四川、重庆负荷中心输送电量最高超350亿千瓦时，相当于近1000万户家庭一年的生活用电量。此外，其他特高压项目工程也在稳步开工推进。

2024年12月17日，陇东—山东±800千伏特高压直流输电工程全线贯通。陇电入鲁工程是我国首个“风光火储一体化”大型综合能源基地外送项目，作为国家西电东送大通道之一，每年可向山东输送电量超400亿千瓦时，其中绿电达50%。工程预计将于2025年上半年全面建成投运。

宁夏—湖南±800千伏特高压直流工程目前进展顺利，预计2025年投运送电。这是我国首条以服务沙漠、戈壁、荒漠风光大基地开发，输送新能源为主的跨区输电工程，接入配套的光伏发电900万千瓦、风电400万千瓦，以及464万千瓦的支撑煤电，新能源电量占比超过50%。

2024年12月24日，哈密—重庆±800千伏特高压直流输电工程（甘肃段）成功跨越黄河，标志着该工程在甘肃段的重要跨越施工全部完成。“疆电入渝”特高压直流输电线路工程计划2025年6月双极低端投运，2025年12月双极高端投运。该工程投产后每年可向重庆输送电量超360亿千瓦时。

此外，2024年共有3项特高压项目开工建设，分别是陕北—安徽±800千伏特高压直流输电工程于3月15日开工建设，阿坝—成都东1000千伏特高压交流输电工程于7月17日开工建设，全球首个特高压柔性直流工程——甘肃—浙江±800千伏特高压直流输电工程于7月29日开工建设。

值得一提的是，大型风电光伏基地已经陆续安排多个外送项目。截至目前，已批复的大型外送风光基地涉及内蒙古、甘肃、青海、西藏、山西等省区。

表4  我国已建成投运特高压工程

（来源：根据公开信息整理，可能与实情略有出入）

六、全国统一电力市场体系加快建设，碳市场运行平稳

党的二十大报告强调，构建全国统一大市场，深化要素市场化改革，建设高标准市场体系。2022年，中共中央、国务院《关于加快建设全国统一大市场的意见》印发实施。2023年5月19日，国务院常务会议研究了落实建设全国统一大市场部署总体工作方案和近期举措。2024年12月4日，国家发展改革委印发《全国统一大市场建设指引（试行）》，明确建设全国统一的能源市场体系。截至目前，我国已初步建成省、区域、省间高效协同，中长期、现货、辅助服务、绿证绿电有机衔接的多层次统一电力市场体系，市场成为电力资源配置的重要手段。在中长期交易方面，已经实现了常态化开市。在现货市场建设方面，5个省级和国网省间现货转入正式运行，7个省级电力现货市场进入连续结算试运行，南方区域电力市场开展整月结算试运行，长三角区域建立电力互济交易机制。

（一）

市场化交易电量比重持续增加

2024年1—12月，全国电力市场交易电量61795.7亿千瓦时，同比增长9%，占全社会用电量的比重为62.7%，同比增长1.3个百分点，占售电量比重为76%，同比增长1个百分点；全国完成跨区输送电量9247亿千瓦时，同比增长9.0%；完成跨省输送电量2.0万亿千瓦时，同比增长7.1%。2024年国家电网公司经营区市场化交易电量为5.02万亿千瓦时，历史首次突破5万亿千瓦时，同比增长7.3%，省间交易电量1.51万亿千瓦时，历史首次超过1.5万亿千瓦时，同比增长7.7%。南方电网公司区域各电力交易中心累计组织完成市场交易电量11373.4亿千瓦时，同比增长22.1%。内蒙古电力交易中心累计组织完成市场交易电量3195.6亿千瓦时，同比增长9.1%。

新能源市场交易规模继续扩大。国家电网公司经营区新能源市场化交易电量7699亿千瓦时，占新能源总发电量14684亿千瓦时的51.8%，历史首次超过一半。市场化交易成为国家电网经营区新能源消纳的主要手段。

市场主体数量增长近20倍。截至目前，在交易机构注册的主体数量已达到81.6万家，相较于2016年的4.2万家增长近20倍，涵盖了火电、新能源、核电等发用电两侧各类经营主体。截至2024年底，国家电网公司经营区市场用户超过65万户，较2015年增长超过20倍，其中分布式电源、充电桩、新型储能、虚拟电厂等新型主体超4000家。

图17  2017—2024年全国市场交易电量、增速及占全社会用电量比重（单位：亿千瓦时）

（二）

电价机制持续完善

全国各省持续完善分时电价政策。2024年有13个地区发布新版分时电价政策，6个地区公开征求意见，调整重点集中在完善峰谷时段划分、拉大峰谷价差、建立尖峰电价机制、扩大执行范围、明确市场化用户执行方式等方面。浮动比例方面，各省市陆续出台季节性尖峰电价机制，提高峰谷电价浮动比例，拉大峰谷电价差，为工商业储能提供更大盈利空间。

容量电价方面，2024年国家电网公司经营区域全面实施容量补贴政策。其中，山东容量补贴覆盖了火电、风电、光伏等多种容量资源，北京、河北、江苏、安徽、陕西核定了应急备用煤电机组容量电价。广东省煤电、气电机组容量电价政策也落地实施，一定程度上减轻了发电企业的成本回收负担。

辅助服务费用分摊原则确定。2024年2月7日，国家发展改革委、国家能源局出台了《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》，加速推进各地电力辅助服务市场规范统一，推动辅助服务费用规范有序传导分担，充分调动灵活调节资源参与系统调节积极性。

（三）

中长期交易稳步增长

2024年1—12月，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为46535.9亿千瓦时，同比增长5.1%，比上一年减少1.9个百分点。电力中长期交易电量占市场化电量比重超90%。省内电力直接交易（含绿电、电网代购）电量合计为45483.5亿千瓦时，省间电力直接交易（外受）电量合计为1052.4亿千瓦时。国家电网区域中长期电力直接交易电量合计为35308.9亿千瓦时，同比增长4.5%；南方电网区域中长期电力直接交易电量合计为8543.7亿千瓦时，同比增长4.8%；蒙西电网区域中长期电力直接交易电量合计为2683.2亿千瓦时，同比增长13.6%。

（四）

电力现货市场建设提速

继2023年9月《电力现货市场基本规则（试行）》出台之后，2023年10月出台的《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》为多地现货市场建设明确了时间表。2024年4月，国家发展改革委发布了《电力市场运行基本规则》，给出了电力市场运行需要满足的基本要求，对未来不同的电力市场模式、规则具有较高的适应性。

省间现货市场建设平稳推进。2024年10月，省间电力现货市场转正式运行。11月，南方区域电力现货市场完成首次全月结算试运行，标志着我国首个区域电力现货市场在市场运营、市场机制、技术条件等各方面均具备长周期结算运行条件。

省内现货方面，山东、甘肃电力现货市场试点在经历长周期不间断结算试运行阶段后，分别于2024年6月和9月转正式运行，蒙西于2025年2月由试运行转入正式运行，加上山西、广东，目前已有5个转入正式运行的省级电力现货市场。首批试点地区福建、第二批试点地区辽宁开展整月结算试运行，第二批试点地区上海开展结算试运行，非一、二批试点地区河北南网、陕西、青海、宁夏、重庆、吉林开展不同周期的结算试运行，新疆首次完成整周调电试运行。除北京、天津、冀北、西藏外，其他省级电力现货市场已开展试运行。

（五）

绿电绿证交易大幅攀升

国家发展改革委、国家能源局印发了《电力中长期交易基本规则—绿色电力交易专章》，推动绿色电力交易融入电力中长期交易，满足电力用户购买绿色电力需求。2024年，绿电交易电量达2336亿千瓦时，同比增长235%。国家电网公司经营区完成绿电交易1358亿千瓦时，同比增长122%；绿证交易1.76亿个，同比增长超6倍。南方电网公司区域绿电绿证交易电量917亿千瓦时，累计交易电量突破1000亿千瓦时，超1万家市场主体参与，服务多家港澳企业购买绿证40万张。2025年3月，广西、云南送上海的月内跨经营区绿色电力交易成为全国首笔跨经营区绿色电力交易。国家能源局数据显示，2024年我国绿证交易规模增长迅速，全年交易绿证4.46亿个，同比增长3.6倍，其中绿证单独交易2.77亿个，以跨省交易为主；绿电交易绿证1.69亿个，以省内交易为主。截至2024年12月底，我国绿证累计交易5.53亿个，其中绿证单独交易3.15亿个、绿电交易绿证2.38亿个。

（六）

辅助服务市场品种持续丰富

辅助服务市场实现全覆盖，年均挖掘系统调节能力超1亿千瓦，释放清洁能源消纳空间超1200亿千瓦时。2024年，国家电网公司经营区域辅助服务市场已包含调峰、调频、备用、爬坡等交易品种。6个区域电网均已正式运行区域内调峰辅助服务市场，华东、华中、东北、西北已正式运行区域备用辅助服务市场；省内方面，除西藏外，其余地区已实现辅助服务全覆盖，山东率先推出爬坡辅助服务，与现货联合出清。

（七）

增量配电业务改革试点项目持续推进

增量配电业务改革方面，《2024年度新型配售电发展蓝皮书》显示，截至2024年12月，全国459个增量配电业务改革试点中，已有331个试点完成规划编制，占比超过试点总量的七成，比上一年年增加2个。其中，第一批86个，第二批72个，第三批80个，第四批54个，第五批39个。五批次试点中已取得电力业务许可证（供电类）的共计227个，约占试点数的五成。已确定业主的试点项目共计360个，约占试点数的八成。尤其在源网荷储一体化试点探索中，截至2024年12月，全国已有30个省（区、市）明确了源网荷储一体化建设项目超450项，电源总装机超1亿千瓦。

（八）

全国碳市场运行平稳

全国碳市场制度基础进一步扎实和完善。2024年1月，国务院正式颁布《碳排放权交易管理暂行条例》，首次以行政法规的形式明确了全国碳排放权交易市场的交易和监管制度，成为指导我国碳市场运行管理的法律依据。至此，全国碳市场的政策法规体系进一步健全和完善，形成了由行政法规、部门规章、规范性文件、技术规范等共同组成的多层级制度体系。

全国碳市场交易运行总体平稳。2024年全国碳市场碳排放配额（CEA）总成交量同比小幅下跌11%，达1.89亿吨，但多种因素推动年内碳价显著上涨至100元/吨左右，使2024年市场成交额同比大涨25.4%，达181.14亿元。截至2024年底，全国碳市场CEA累计成交量达6.30亿吨，累计成交额达430.32亿元。

2024年CEA大宗协议成交量为1.52亿吨、成交额为144.82亿元，分别占市场年成交总量与成交总额的80.4%和80%，占比相较于2023年的83.5%和82.2%略有下降；挂牌协议成交量为3702.7万吨、成交额为36.31亿元，分别占CEA年成交总量与总额的19.6%和20%，占比相较于2023年的16.5%与17.8%均有显著上升。挂牌协议占比持续上升，显示市场结构也在不断优化。

地方试点碳市场在2024年整体成交量达6684万吨，同比小幅下跌约4.7%。各试点碳市场成交量和成交价延续分化走势，湖北、上海、天津的成交量较2023年有较大提升，上海、北京、重庆的成交均价保持上升。

（本文所引用数据均来自权威部门资料。因统计口径不同等原因，部分数据存在相互出入问题，个别较去年版本做了修正，或根据实际情况进行了调整。对于不影响总体判断的数据，保留了原始引用数据。）