当前全国电力供需结构性演进与挑战

当前，我国电力供需正经历深刻的结构性调整，经济复苏乏力与新能源装机激增交织，叠加中美经贸摩擦升级，对电力系统提出多维挑战。出口型制造业受关税冲击导致区域用电承压，而新能源消纳瓶颈与火电占比下滑则凸显系统调节短板。在此背景下，深化市场机制改革、强化跨区域协同调度、激活需求侧响应能力，成为平衡供需的关键。面对国际环境的不确定性，亟需以政策创新驱动产业转型，构建更具韧性的电力生态，保障能源安全与绿色转型并轨前行。本文深入剖析当前挑战，为应对复杂形势提供战略参考。

（来源：微信公众号“叶春能源”）

2025年第一季度，全国电力供需运行在宏观经济复苏乏力、外部环境不确定性上升和能源结构快速演化的多重背景下，呈现“总量平稳、结构分化、区域紧张、系统转型”态势。全国电力消费同比虽有温和增长，但背后更有深刻的结构性变化。一方面，传统高耗能行业受产能过剩与出口受阻双重制约，用电恢复缓慢；另一方面，数字经济、新兴制造业等增长点虽具活力，但体量尚不足以撬动整体需求。同时，新能源装机规模持续扩张，其波动性叠加消纳压力，进一步挑战电力系统的调节能力和市场机制的响应能力。

经济复苏与电力需求结构分化

2025年一季度，中国经济延续低位运行态势，具有“物价疲软、需求不振”特征。国家统计局数据显示，PPI同比下降2.3%、CPI下降0.1%，反映出消费动能不足，生产端需求亦未实质改善，实体经济回升基础仍不牢固。在此背景下，工业用电恢复乏力，第二产业剔除闰年因素后日均增速仅为3.0%，仅较上季度微升0.1个百分点。四大高耗能行业日均用电增速为2.2%，持续低于制造业整体，表明传统产业复苏基础仍弱。

当前电力需求的结构性变化，是经济转型的直接体现。一方面，高耗能产业持续承压，产能压缩、能效约束与市场疲软多重叠加，复苏势头有限；另一方面，虽然新兴制造业、高端装备与绿色能源行业增长可期，但总体用电体量仍小，尚难形成显著支撑，导致总体工业用电回升缓慢。

外部环境的不确定性进一步加剧了这一分化趋势。2025年4月，美国以“公平竞争”为由宣布对中国商品加征平均34%的“对等关税”，尽管近期对部分电子产品移除关税清单，但总体看，这一政策直接冲击东部沿海出口型制造业，用电需求快速下滑，部分企业压产限工，区域用电出现阶段性回落。同时，中国亦采取反制措施，对部分美国产品实施加征关税与出口限制，双边经贸摩擦升级风险上行。

图1  受中美贸易摩擦主要工业行业增加值增速

受此影响，东南沿海部分省份地制造业用电增速回落显现，反映出地缘政治与贸易摩擦对我国用电格局的实质影响。国际不确定性因素对电力消费的传导已不仅限于出口订单，更牵动整个制造链条的结构调整。2018年美对我加征的关税对相关产业的用电量影响尤其是消费类的电子产品、家具、纺织等传统制造业，影响还是较为明显。

图2 2018-2019年对美出口主要行业用电量增速对比

面对当前内外压力叠加以及极大的不确定性，国家亟需在宏观层面优化电力需求结构。一方面，加快推动出口导向型产业高端化、本地化转型，增强抗风险能力；另一方面，应进一步激活内需、扩大数字经济与绿色消费品供给，拓宽新兴产业用电空间，构建更具韧性的电力消费生态。

非化石能源崛起与系统调节难题

2025年一季度，我国非化石能源发展加速推进，能源结构继续向绿色低碳演进。截至3月底，全国非化石能源发电装机容量达到20.3亿千瓦，占比提升至59.1%，同比提高4.2个百分点，风电和光伏合计装机14.8亿千瓦，首次超过火电（14.5亿千瓦）。其中，光伏装机9.5亿千瓦，同比增长43.4%；风电5.4亿千瓦，同比增长17.2%，新能源正迅速成为电力系统主力。

然而，装机快速增长之下，新能源出力的波动性和局部消纳压力依然突出。2025年1-2月，风电和光伏发电利用率分别下降至93.8%、93.9%，同比下降2.2和1.8个百分点。部分高装机省份，在极端天气条件下出力骤降，频频冲击电力系统稳定性，暴露出当前调节能力与新能源占比提升之间的不匹配。

当前储能能力建设仍滞后于新能源发展，但与新能源14.8亿千瓦的规模相比，占比较低，调节支撑不足。抽水蓄能装机规模5987万千瓦，同比增长13.9%，但受限于选址与建设周期，远不能满足快速调峰需求。此外，电力现货市场与辅助服务机制仍处试点阶段，价格机制尚未理顺，抑制了储能投资积极性，也限制了系统调节效率。

提升系统对新能源波动的适应力，需加快构建“源-网-荷-储”一体化调节体系。一是加快新型储能与抽水蓄能项目落地，推动其市场化运行与合理补偿机制建设；二是加快电力现货和辅助服务市场规则完善，增强价格信号的引导功能；三是推动跨省调度优化和用电侧智能响应，提升系统整体调节能力和新能源消纳水平。

发电量下滑与能源联动的深层逻辑

2025年一季度，全国火电发电量为1.50万亿千瓦时，同比下降4.6%，占总发电量的比重降至54.3%，较上年同期下降5.2个百分点。煤电设备平均利用小时同比减少104小时，显示出煤电在电力结构中的边际作用正在削弱。这一变化与一次能源供需格局的调整密切相关：一季度全国规模以上工业原煤产量达12.0亿吨，同比增长8.1%；进口煤炭1.1亿吨，同比下降0.9%，总体供应充足。但在新能源快速扩张、电力总需求疲软的双重作用下，煤电市场空间被进一步压缩，发电占比持续下滑已成结构性趋势。

煤电发电量占比的不断下降将或影响或加大煤炭行业经营压力。春节后国内煤炭需求恢复缓慢，而供给释放较快，导致产地、港口库存走高，煤价持续走低，动力煤现货价格普遍跌破长协价，尽管电煤中长协机制为电力企业和煤炭企业在不同的情况下提供了双向保障，但在整体需求不旺的宏观背景下，电力、煤炭企业均面临加大的压力。

天然气市场变化亦对电力系统构成压力。一季度我国进口天然气406亿立方米，同比下降10%，国内天然气产量增长4.3%至660亿立方米。相比之下，一季度，我国新增气电装机375万千瓦，较上年同期增长234万千瓦，增幅较为明显，新增气电需要足够的气源保障才能切实在用电高峰期发挥顶峰的关键作用。当前格局充分折射出一次能源与电力系统之间联动机制的不平衡。为应对挑战，应深化煤炭市场化改革，强化中长期合同履约监管，建立煤价与电价联动的快速调节机制，保障煤电企业合理收益与系统调节能力。同时，加快储气设施和天然气管网建设，提升气电在调峰中的柔性作用，并推动形成以市场价格为核心、响应机制灵敏的电力与能源协调运行体系。

迎峰度夏电力紧平衡与区域供需调配

2025年一季度，全国电力供需整体运行平稳，但迎峰度夏期间“结构性紧张”态势仍集中于华东、华南等高负荷区域。供需错配的背后，不仅反映了区域负荷与资源禀赋的差异，也凸显出省际资源调配能力和市场调度效率仍有待提升。

一季度，全国跨区输电量同比增长12.3%，跨省输电量同比增长8.8%。输电能力不断提升的同时，部分地区如蒙西等仍在特定时段出现供电偏紧，暴露出当前省际资源调配的响应时效尚不理想。这提示我们，不仅要关注输电能力的“量”，更要关注其“调度效率”与“系统灵敏度”。

为此，亟需强化区域电力协同调度能力。一方面，构建涵盖国家、省级、地市多层级的电力负荷预测体系，充分融合气象预警、经济运行、用电习惯等数据，提升短中长期负荷预判的准确性，为统筹调度提供决策基础。另一方面，加快跨区电网通道建设与改造升级，尤其在新能源外送基地与负荷中心之间建立高效输电通道，提升省际调配灵活性与可控性。

市场机制建设亦不可或缺。应依托电力中长期和现货市场平台，完善省间电力交易机制和价格联动规则，推动形成以价格信号引导资源流动的市场调节体系。在此基础上，探索建立电力供需紧张区域的“容量互济”与“调峰共享”机制，实现区域间资源错峰互补、协同保障。

此外，需求侧响应应作为电力紧平衡管理的关键补充。通过推广分时电价、智能家电、电动汽车有序充电等技术手段，鼓励用户主动参与削峰填谷，在不扩张系统负荷的前提下，释放系统柔性，提高电网在高峰期的稳定运行能力。

构建电力系统新发展格局与应对未来复杂挑战

2025年一季度全国电力运行态势揭示出当前经济转型与能源演进叠加下的系统性挑战。从总量平稳到结构分化，从区域错配到调节能力不足，电力系统正处于由“保障型”向“协调型、韧性型”转型的关键阶段。要有效应对当前与未来的多重不确定性，必须推动电力系统格局与运行机制的系统性重塑。

首先，强化宏观经济与电力消费的联动监测。将电力消费弹性系数纳入宏观经济调控指标体系，通过实时电力数据精准刻画产业运行状态，辅助经济政策前瞻性调整，为能源供需平衡提供动态依据。

其次，加快市场机制改革。完善新能源进入电力市场的制度设计，打通中长期、现货与辅助服务市场，探索建立容量市场和灵活性市场，保障各类电源按其价值获得合理回报，激发市场配置资源的效率与活力。

再次，深化一次能源与电力协同发展。推动煤炭、天然气等传统能源的数字化转型与协同优化，实现从生产到消费的链式信息打通，提升系统整体效率，降低全链条成本。在供给侧逐步优化能源结构的同时，增强电力系统与一次能源波动之间的弹性适配能力。

此外，打造“集中+分布式”多元互补的供能格局。支持工业园区、大型企业建设分布式能源站，发展微电网与区域能源互联网，增强用户侧供能自治与灵活响应能力，构建“源网荷储”一体化协同体系，提升系统安全韧性。

总之，面对经济内生动能尚未巩固、国际环境深刻演变、电力结构深度调整等多重挑战，必须以系统观推进电力新格局构建。不仅要在总量上保障，更要在结构上优化、机制上理顺、运行上高效，方能真正实现电力系统的高质量、安全性与可持续性协同跃升。