我國電力發展與改革報告（2025）

王雪辰

（中能傳媒能源安全新戰略研究院）

2024年是實現“十四五”規劃目標任務的關鍵一年，在更加錯綜復雜的國際國內環境下，我國經濟運行總體平穩、穩中有進，全年經濟社會發展主要目標任務順利完成，高質量發展扎實推進，新質生產力穩步發展，經濟實力、科技實力、綜合國力持續增強。《2024年國民經濟和社會發展統計公報》顯示，初步核算，2024年我國國內生產總值（GDP）1349084億元，按不變價格計算，比上一年增長5.0%，人均GDP達到95749元，比上一年增長5.1%。

2024年，全國電力供應總體穩定，經受住了年初大范圍極端嚴寒以及夏季多輪高溫、臺風等考驗。截至2024年底，全國全口徑發電裝機容量達33.5億千瓦，同比增長14.6%。全國新增發電裝機容量4.3億千瓦，再創新高。其中可再生能源新增裝機仍是主力，已連續兩年突破3億千瓦，在全球新增裝機的占比超過50%。2024年全國發電量10.1萬億千瓦時，同比增長6.7%，水電、核電、風電、太陽能發電等清潔能源發電量37126億千瓦時，比上一年增長16.4%。全國可再生能源發電量同比增加19%，占全部發電量的三分之一以上。非化石能源發電量同比增量占總發電量增量的比重超過八成。全國統一電力市場建設加快推進，全年市場化交易電量約6.2萬億千瓦時，占全社會用電量的比重攀升至62.7%，較2023年提升1.3個百分點。其中，跨省跨區市場化交易電量在2024年達到1.4萬億千瓦時，比2016年增長十多倍。

一、電力消費增速連續五年超過GDP增速，結構持續優化

（一）全社會用電量增速高于GDP增速1.8個百分點

2024年，我國電力消費水平進一步回升。根據中國電力企業聯合會（以下簡稱“中電聯”）統計數據，全社會用電量98521億千瓦時，同比增長6.8%，增速比上一年高0.1個百分點，比GDP增速高出1.8個百分點，已連續五年超過GDP增速。“十四五”以來，全社會用電量年均增長6.7%。國民經濟運行總體穩定以及電氣化水平提升，拉動近年來全行業用電量保持平穩較快增長。

2020—2024年，我國電力消費彈性系數均保持在大于1的水平。近幾年各產業用電量規模持續增長，電能占終端能源消費的比重提升至28%左右，拉動用電量增速超過GDP增速。經濟發展和“雙碳”目標推動我國現代化產業體系建設，加快傳統產業綠色低碳轉型升級，終端用能電氣化水平提升，電能替代領域拓寬，推動第二產業和第三產業用電量快速增長。

圖1  2015—2024年全國全社會用電量及增速情況（單位：億千瓦時）

注：2024年數據來自于中電聯快報，其他來自中電聯歷年電力工業統計數據，增速系計算所得，如無特殊標注，下同。

（二）季度用電增速呈現前高后低走勢

回顧2024年全社會用電量總體走勢，一季度實現了9.8%的較快增長，二、三、四季度全社會用電量同比分別增長6.5%、7.6%、3.6%，同比增速回落。

據《中國氣候公報（2024）》，在全球變暖和厄爾尼諾事件的共同影響下，2024年我國年平均氣溫再創歷史新高，天氣形勢復雜，氣候異常現象凸顯，極端事件多發強發。在此背景下，2024年全國平均氣溫10.9攝氏度，繼2023年后再創歷史新高，全國平均高溫日數較常年偏多6.6天，為1961年以來第二多，僅少于2022年。冬季冷暖起伏大，春、夏、秋季氣溫均為歷史最高。其中1月下旬、2月下旬氣溫明顯偏低，4月、5月、7月、8月、9月和11月氣溫均為歷史同期最高。疊加二、三季度我國經濟增速放緩的影響，一至三季度用電量增速波動較大。另一方面，雖然四季度我國經濟運行明顯回升，但疊加2023年四季度同期用電量高基數的因素，四季度用電量增速較前三個季度放緩。

圖2  2019—2024年全國全社會用電量季度增速

（三）經濟高質量發展對產業用電增速影響明顯

2024年，包括第一、二、三產業在內的全國全行業用電量8.36萬億千瓦時，同比增長6.2%。城鄉居民生活用電量增速領先，各產業用電量增速較上一年均有所回落，第一、二產業用電量增速低于全社會用電量增速。2024年，第一產業用電量1357億千瓦時，同比增長6.3%，對全社會用電量增長的貢獻率為1.3%；第二產業用電量6.39萬億千瓦時，同比增長5.1%，對全社會用電量增長的貢獻率為49.7%；第三產業用電量1.83萬億千瓦時，同比增長9.9%，增速為近十年第三高，對全社會用電量增長的貢獻率為26.3%；城鄉居民生活用電量1.49萬億千瓦時，同比增長10.6%，增速為近十年第二高，對全社會用電量增長的貢獻率為22.7%。

圖3  2018—2024年分產業用電量增速情況

（四）電力消費結構繼續優化，二產用電占比降低1個百分點

全社會用電量保持平穩增長的同時，電力消費結構持續優化。

第一產業用電量占全社會用電量比重為1.4%，與上一年保持一致。我國正在持續推進鄉村全面振興，實施農村電商高質量發展工程，支持綠色智能家電等下鄉，提升鄉村建設水平，鞏固提升農村電網，發展清潔能源。隨著鄉村產業發展水平、建設水平、治理水平的不斷提高，第一產業的用電量增長明顯，2024年畜牧業、漁業、農業用電量同比分別增長9.2%、7.1%、4.1%，反映出農林牧漁業電氣化水平持續提升。

圖4  2015—2024年分產業用電量（單位：億千瓦時）

注：2018年3月，國家統計局《關于修訂<三次產業劃分規定（2012）>的通知》明確將“農、林、牧、漁服務業”調整到第三產業后，再更名為“農、林、牧、漁專業及輔助性活動”，電力行業按照最新的標準開展行業統計工作，為保證數據可比，2017年之后的數據已根據新標準重新分類。

第二產業用電量占全社會用電量比重為64.8%，比上一年減少1個百分點。近年來，隨著我國現代化產業體系建設的推進，工業綠色轉型加快，第二產業用電需求仍保持平穩增長，支撐工業經濟規模穩步擴大。分行業來看，制造業與第二產業用電增速保持一致，其中，高技術及裝備制造業用電量同比增長10.3%，是同期制造業用電增速水平的2倍以上，而四大高載能行業增速僅為2.2%。

第三產業用電量占全社會用電量比重為18.6%，比上一年增加0.5個百分點。服務業經濟穩步恢復，其中，租賃和商務服務業，信息傳輸、軟件和信息技術服務業，互聯網和相關服務，批發和零售業四個行業全年用電量保持較快增長勢頭，增速處于10%～22%。其中，電動汽車充換電服務業2024年用電量同比增長50.9%，依然保持高速增長。

城鄉居民生活用電量占全社會用電量比重為15.2%，也比上一年增加0.5個百分點。其中，城鎮居民生活用電量為8341億千瓦時，同比增長11.7%，增速為近十年來最高；鄉村居民生活用電量為6601億千瓦時，同比增長9.1%，增速為近十年的第三高。

二、電力裝機規模持續提升，新能源發電裝機首次超過火電裝機規模

（一）全國電力裝機增速達14.6%，為近十年最高

圖5  2015—2024年全國電力裝機及增速情況（單位：萬千瓦）

截至2024年底，全國發電裝機容量約33.5億千瓦，同比增長14.6%，增速比上一年高0.6個百分點，是十年內最高值。我國發電裝機容量在近十年中保持快速增長，2015—2024年，我國發電裝機累計容量從15.3億千瓦增長到33.5億千瓦。“十四五”以來，全國發電裝機增速保持在7%以上，2023年和2024年的發電裝機增速更是達到14%以上。

（二）新能源發電裝機規模首次超過火電，非化石能源發電裝機占比達58.2%

2024年，我國新型電力系統加快構建，轉型變革繼續保持全球領先，電力行業綠色低碳轉型成效顯著，多種清潔能源協同互補發展。其中，火電裝機容量在2023年首次被非化石能源發電裝機容量超過后，2024年再次被新能源發電裝機容量趕超。截至2024年底，我國以風電、太陽能發電為主的新能源發電裝機規模達到14.5億千瓦，高出火電裝機1000萬千瓦。

表1  2015—2024年全國電力裝機情況（單位：萬千瓦）

發電裝機綠色低碳發展加速。截至2024年底，水電裝機容量4.4億千瓦（常規水電3.77億千瓦，抽水蓄能5869萬千瓦），同比增長3.2%。風電和太陽能發電累計裝機容量為14.1億千瓦，同比增長38.6%，占總裝機容量比重為36.0%，同比提高6.4個百分點。其中，并網風電5.2億千瓦（陸上風電4.8億千瓦、海上風電4127萬千瓦）；并網太陽能發電8.9億千瓦（集中式光伏5.11億千瓦，分布式光伏3.75億千瓦）。核電裝機容量6083萬千瓦。全國全口徑火電裝機容量14.4億千瓦。其中，煤電11.9億千瓦，同比增長2.6%，占總發電裝機容量的比重為35.7%，同比降低4.2個百分點。

圖6  2015—2024年全國電力裝機結構

非化石能源發電裝機規模創歷史新高。從近十年數據來看，非化石能源發電裝機比重明顯上升。“十四五”以來非化石能源發電裝機規模累計增長了98.0%，年均增長18.6%；化石能源發電裝機規模累計增長15%，年均增長3.6%，累計增速明顯低于同期非化石能源發電裝機增速83個百分點。截至2024年底，非化石能源發電裝機容量19.5億千瓦，同比增長23.8%，占總裝機容量比重為58.2%，比上一年提高4.3個百分點。可再生能源裝機達到18.89億千瓦，同比增長25%，約占我國總裝機的56%。

從裝機增速看，2024年，太陽能發電裝機以45.2%的裝機增速加速增長，但增速仍比上一年低了10個百分點；風電裝機增速為18%，比上一年低了2.7個百分點。核電同比增長6.9%，水電同比增長3.2%，火電同比增長3.8%。

圖7  2015—2024年火電、水電、風電、太陽能發電、核電裝機增速情況

（三）全國新增總發電裝機規模再創新高，可再生能源新增裝機仍是主力

2024年，全國新增發電裝機容量4.33億千瓦，再創歷史新高，同比多投產6255萬千瓦。2024年風電太陽能發電新增裝機達到3.57億千瓦，“十四五”以來，我國風電太陽能發電新增裝機連續四年超過1億千瓦。2024年，全國可再生能源新增裝機3.73億千瓦，同比增長23%，約占發電新增裝機的86%。其中，水電新增1378萬千瓦，風電新增7982萬千瓦，太陽能發電新增2.78億千瓦，生物質發電新增185萬千瓦。可再生能源新增裝機已連續兩年突破3億千瓦。

圖8  2015—2024年全國新增電力裝機及增速情況（單位：萬千瓦）

圖9  2015—2024年全國新增電力裝機結構對比（單位：萬千瓦）

從近十年的新增裝機情況來看，2019年為新增裝機規模的最低點，此后可再生能源發電裝機成為增長主力。2020年，在水電、風電、太陽能發電裝機高速增長的帶動下，新增裝機容量大幅提升。2022年，在火電、核電、風電新增裝機增速為負的情況下，太陽能發電以約60%的增速，拉高全年新增裝機增速。2023年受到并網新能源發電新增裝機高速增長影響，全年新增裝機增速進一步大幅推高。2024年，氣電、抽水蓄能發電新增裝機同比增速分別為85.2%和38.1%，其中，氣電新投產裝機規模創歷年新高，抽水蓄能新投產裝機規模為歷年第二高。“十四五”以來新能源發電裝機規模累計增長了157.4%，年均增長26.7%。

2024年新增的各類型發電裝機中，八成以上的新增裝機是非化石能源。2024年，國家大力推進荒漠化防治與風電光伏一體化工程建設，加快建設大型風電光伏基地，實施“千鄉萬村馭風行動”，新增并網風電和太陽能發電全年合計新增裝機3.6億千瓦，占新增發電裝機總容量的比重達到82.6%。

● 新能源基地建設進展

2024年，以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的新能源基地建設如火如荼，首批項目收官。內蒙古華能庫布其新能源基地200萬千瓦光伏先導工程投產。據了解，華能庫布其新能源基地規劃總裝機容量1600萬千瓦，包括風電400萬千瓦、光伏800萬千瓦、配套支撐性煤電400萬千瓦，同步配置儲能和生態治理等項目。預計每年可提供清潔電能約274億千瓦時，節約標準煤約862萬噸，減排二氧化碳約2324萬噸。此外，內蒙古華電騰格里“沙戈荒”大型風電光伏基地100萬千瓦光伏二期項目、國投阿克塞匯東光熱+光伏項目、中綠電若羌400萬千瓦光伏項目等一批項目密集建成投產。截至2024年底，第一批規劃9736萬千瓦大型風電光伏基地已建成9199萬千瓦、約占95%，投產9079萬千瓦。第二批、第三批已核準超過5000萬千瓦，正在陸續開工建設，力爭2025年底前建成投產。

圖10  2015—2024年核電裝機和新增裝機情況（單位：萬千瓦）

● 新增核電項目進展

2024年，全國共有3臺機組實現并網，分別為防城港4號機組、國和一號示范工程1號機組和漳州1號機組，全部為我國具有完整自主知識產權的三代核電技術。2024年，中核江蘇徐圩一期工程，中廣核廣東陸豐一期工程、山東招遠一期工程、浙江三澳二期工程，國家電投廣西白龍一期工程等5個項目合計11臺機組獲得核準，連續三年核準機組數量超過10臺。截至2024年底，我國在運和核準在建核電機組102臺、裝機1.13億千瓦（在運核電機組5808萬千瓦，核準在建5505萬千瓦），連續第二年位居全球首位。截至2024年底，我國大陸并網運行的核電機組58臺，機組數量僅次于美國的94臺，位居世界第二位，并網機組總裝機容量僅次于美國9695.2萬千瓦和法國6302萬千瓦，位居世界第三位。

● 新增水電項目進展

2024年，全國新增水電裝機容量1378萬千瓦，其中常規水電625萬千瓦，抽水蓄能753萬千瓦。金沙江下游清潔能源基地、安寧河流域“源網荷儲”一體化基地建設持續推進，雅礱江流域水風光一體化基地火力全開，卡拉水電站、葉巴灘水電站、拉哇水電站，雅礱江孟底溝水電站、旭龍水電站、硬梁包水電站等多個水電站進展順利。黃河流域海拔最高的水電站——青海瑪爾擋水電站全面投產發電。抽水蓄能電站方面，世界最大“超級充電寶”——國網新源河北豐寧抽水蓄能電站12號機組正式投產發電，填補了國內大型變速抽蓄機組應用的空白。我國西南地區首座百萬千瓦級大型抽水蓄能電站——綦江蟠龍抽水蓄能電站全面投產發電。陜西首座抽水蓄能電站——國網新源陜西鎮安抽水蓄能電站4號機組正式投入商業運行，實現陜西電網大型調節電源的新突破。新疆首座抽水蓄能電站——國網新源新疆阜康抽水蓄能電站4號機組正式投產發電，是西北地區首座投產發電的百萬千瓦級大型抽水蓄能電站。此外，中核集團河南五岳抽水蓄能電站首臺機組、浙江寧海抽水蓄能電站2號機組、江蘇句容抽水蓄能電站1號機組、廈門抽水蓄能電站、遼寧清原抽水蓄能電站5號機組均在2024年投運。

圖11  2015—2024年水電裝機和新增裝機情況（單位：萬千瓦）

三、電力供需形勢總體平衡，新能源利用率保持高位

（一）全年電力系統運行穩定，供需總體平穩

在全球變暖和厄爾尼諾事件的共同影響下，2024年我國年平均氣溫再創歷史新高，天氣形勢復雜，氣候異常現象凸顯，極端事件多發強發。2024年初全國出現大范圍寒潮天氣，多地出現大幅降溫，用電負荷快速增長；年末冬季氣溫偏暖，全國最高用電負荷低于上一年同期。春、夏、秋季氣溫均為歷史最高。全國統調最高用電負荷達14.5億千瓦，同比提高1.1億千瓦，創歷史新高；華東、華中、西南等區域夏季出現持續高溫天氣，部分時段電力供應偏緊，通過省間交易、需求響應等多項措施協同發力，保障了電力系統安全穩定運行。

（二）清潔能源發電量同比增長16.4%，可供應全國三成以上用電

《2024年國民經濟和社會發展統計公報》顯示，2024年全國規模以上電廠發電量10.1萬億千瓦時，比上一年增長6.7%。其中，火力發電量6.4萬億千瓦時，比上一年增長1.7%；水電、核電、風電和太陽能發電等清潔能源發電3.7萬億千瓦時，比上一年增長16.4%。

（數據來源：國家統計局）

圖12  2015—2024年全國發電量和增速情況（單位：億千瓦時）

另據國家能源局數據，2024年，全國可再生能源發電量達3.46萬億千瓦時，同比增加19%，約占全部發電量的35%。其中，風電太陽能發電量合計達1.83萬億千瓦時，同比增長27%，與同期第三產業用電量（18348億千瓦時）基本持平，遠超同期城鄉居民生活用電量（14942億千瓦時）。全年新增可再生能源發電量5419億千瓦時，約占全社會新增用電量的86%。

（三）全國發電設備利用小時同比降低157小時，水電和核電發電設備利用小時數提高

2024年，全國6000千瓦及以上電廠發電設備利用小時3442小時，同比降低157小時。分類型看，水電設備利用小時3349小時，同比提高219小時，其中，常規水電3683小時，同比提高272小時；抽水蓄能1217小時，同比提高40小時。核電7683小時，同比提高13小時。火電設備利用小時4400小時，其中煤電4628小時，同比降低62小時，氣電2363小時，同比降低162小時。并網風電2127小時，同比降低107小時。并網太陽能發電1211小時，同比降低81小時。

表2  2015—2024年發電設備利用小時數（單位：小時）

近十年來，全國發電設備平均利用小時數總體仍呈下降趨勢。自2015年下降至4000小時內以來，全國發電設備平均利用小時數在3800小時左右維持了六年，2022至2024年降至3700小時以下。2024年全國發電設備利用小時數同比降低157小時。2024年全國平均風速同比減弱是風電利用小時數下降的主要原因，導致并網風電同比減少107小時；由于全國水平面輻照量減少，并網太陽能發電同比減少81小時；煤電和氣電利用小時數均降低導致火電利用小時數同比減少76小時，仍處在4500小時以下，火電利用小時數已連續十年處于4500小時以下。

圖13  2015—2024年不同電源發電設備利用小時變動情況（單位：小時）

（四）新能源保持高利用率水平

全年全國風電平均利用率為95.9%，同比降低1.4個百分點。除了蒙西、海南、上海、浙江、安徽、福建、重慶7個地區風電利用率維持在以往水平，其他地區都同比降低，其中西藏降幅最大（17%）。上海、浙江、安徽、福建、重慶、海南6個省（區、市）風電100%消納。甘肅等11個地區風電利用率低于全國平均水平。

全國光伏發電利用率為96.8%，同比降低1.2個百分點。上海、浙江、福建、重慶、廣東、海南、吉林、河南8個地區的光伏發電利用率維持在以往水平，其他地區都同比降低，其中西藏降幅最大（9.4%）。上海、浙江、福建、重慶4個省（區、市）光伏100%消納。西藏等10個地區光伏利用率低于全國平均水平。

表3  2024年各地區新能源并網消納情況

注：按照《國家能源局關于做好新能源消納工作保障新能源高質量發展的通知》，新能源利用率按僅考慮系統原因受限電量的情況計算。

（來源：全國新能源消納監測預警中心）

四、電力投資快速增長，非化石能源發電投資占比持續提升

（一）

電力投資總額創新高

“十四五”以來，電力投資大幅增加，2024年，全國電力工程建設投資完成額達1.78萬億元，同比增長13.2%，為近十年最高水平。電源投資完成1.17萬億元，同比增長12.1%，非化石能源發電投資占電源投資的比重達到86.6%。電網投資完成6083億元，同比增長15.3%，交流工程投資同比增長8.5%，其中，110千伏及以下等級電網投資3194億元，同比增長10.1%，占電網工程完成投資總額的52.5%；直流工程投資同比增長227.5%，絕大部分為±800千伏等級電網投資。

圖14  2015—2024年全國電力投資總量及增速情況（單位：億元）

（二）

電源投資連續五年高于電網投資

2024年全國電源基本建設投資占電力投資的比重為65.8%，較上一年增加0.7個百分點；電網基本建設投資占電力投資的比重為34.2%。

從近十年數據看，電網投資占比在“十三五”中期的2018年達到頂峰65.8%，電網投資接近電源投資2倍。從2019年開始，電網投資占比呈下降趨勢，電源投資占比連續升高，并在2020年出現反轉。“十四五”期間，電源投資占比持續提升，絕對值差距連續拉大，2024年電源投資較電網多投資5604億元，絕對差值為近十年最高。

五、電網建設穩步向前，重大項目建設提速

2024年，電網建設規模穩步提升。重大戰略性工程、特高壓工程項目順利推進，跨區跨省資源配置能力顯著提升。

（一）

電網投運總規模平穩增長

截至2024年底，全國電網220千伏及以上變電設備容量達63.4億千伏安以上；220千伏及以上輸電線路回路長度共95.0萬千米，同比增長5.3%。

圖15  2015—2024年220千伏及以上變電設備容量情況（單位：萬千伏安）

從增量看，2024年，全國新增220千伏及以上變電設備容量（交流）3.21億千伏安，同比多投產4569萬千伏安。新增220千伏及以上輸電線路長度3.23萬千米，同比少投產9102千米。

圖16  2015—2024年220千伏及以上輸電線路回路長度情況（單位：千米）

（二）

重點輸電通道建設進展明顯

“十四五”以來，我國重大輸電通道工程建設穩步推進。截至2024年底，我國共建成投運42項特高壓線路。國家電網建成投運22項交流特高壓，16項直流特高壓；南方電網建成投運4項直流特高壓。

2024年全年共投運3項特高壓工程。包括川渝1000千伏特高壓交流工程、武漢—南昌雙回1000千伏特高壓交流工程、張北—勝利1000千伏特高壓交流工程。

2024年11月1日，作為我國華中“日”字形特高壓交流環網的收官之作，武漢—南昌雙回1000千伏特高壓交流工程正式投產送電。至此，華中特高壓交流環網全面建成，華中電網省間電力交換能力提升470萬千瓦，能夠進一步提升我國西南水電、西北風光等清潔能源在華中地區的消納水平，為華中電網安全穩定運行提供重要保障。

2024年10月31日，張北—勝利1000千伏特高壓交流工程正式投運。該工程是國家“十四五”規劃“三交九直”跨省區工程中首個獲得核準的工程項目，也是內蒙古地區第八條特高壓工程項目。作為張家口和錫盟新能源基地互聯工程，新能源送出占比達72%。工程投運后，錫盟地區形成電力外送“兩交一直”格局。每年可從錫林郭勒盟、張家口向京津冀魯和江蘇等地輸送超過700億千瓦時的電能。

2024年12月27日，我國西南地區首個特高壓交流工程——國家電網川渝1000千伏特高壓交流工程建成投運，這也是我國首個高海拔特高壓交流工程。工程投運后，西南電網的主網架電壓等級從500千伏提升至1000千伏，每年可從川西等地向四川、重慶負荷中心輸送電量最高超350億千瓦時，相當于近1000萬戶家庭一年的生活用電量。此外，其他特高壓項目工程也在穩步開工推進。

2024年12月17日，隴東—山東±800千伏特高壓直流輸電工程全線貫通。隴電入魯工程是我國首個“風光火儲一體化”大型綜合能源基地外送項目，作為國家西電東送大通道之一，每年可向山東輸送電量超400億千瓦時，其中綠電達50%。工程預計將于2025年上半年全面建成投運。

寧夏—湖南±800千伏特高壓直流工程目前進展順利，預計2025年投運送電。這是我國首條以服務沙漠、戈壁、荒漠風光大基地開發，輸送新能源為主的跨區輸電工程，接入配套的光伏發電900萬千瓦、風電400萬千瓦，以及464萬千瓦的支撐煤電，新能源電量占比超過50%。

2024年12月24日，哈密—重慶±800千伏特高壓直流輸電工程（甘肅段）成功跨越黃河，標志著該工程在甘肅段的重要跨越施工全部完成。“疆電入渝”特高壓直流輸電線路工程計劃2025年6月雙極低端投運，2025年12月雙極高端投運。該工程投產后每年可向重慶輸送電量超360億千瓦時。

此外，2024年共有3項特高壓項目開工建設，分別是陜北—安徽±800千伏特高壓直流輸電工程于3月15日開工建設，阿壩—成都東1000千伏特高壓交流輸電工程于7月17日開工建設，全球首個特高壓柔性直流工程——甘肅—浙江±800千伏特高壓直流輸電工程于7月29日開工建設。

值得一提的是，大型風電光伏基地已經陸續安排多個外送項目。截至目前，已批復的大型外送風光基地涉及內蒙古、甘肅、青海、西藏、山西等省區。

表4  我國已建成投運特高壓工程

（來源：根據公開信息整理，可能與實情略有出入）

六、全國統一電力市場體系加快建設，碳市場運行平穩

黨的二十大報告強調，構建全國統一大市場，深化要素市場化改革，建設高標準市場體系。2022年，中共中央、國務院《關于加快建設全國統一大市場的意見》印發實施。2023年5月19日，國務院常務會議研究了落實建設全國統一大市場部署總體工作方案和近期舉措。2024年12月4日，國家發展改革委印發《全國統一大市場建設指引（試行）》，明確建設全國統一的能源市場體系。截至目前，我國已初步建成省、區域、省間高效協同，中長期、現貨、輔助服務、綠證綠電有機銜接的多層次統一電力市場體系，市場成為電力資源配置的重要手段。在中長期交易方面，已經實現了常態化開市。在現貨市場建設方面，5個省級和國網省間現貨轉入正式運行，7個省級電力現貨市場進入連續結算試運行，南方區域電力市場開展整月結算試運行，長三角區域建立電力互濟交易機制。

（一）

市場化交易電量比重持續增加

2024年1—12月，全國電力市場交易電量61795.7億千瓦時，同比增長9%，占全社會用電量的比重為62.7%，同比增長1.3個百分點，占售電量比重為76%，同比增長1個百分點；全國完成跨區輸送電量9247億千瓦時，同比增長9.0%；完成跨省輸送電量2.0萬億千瓦時，同比增長7.1%。2024年國家電網公司經營區市場化交易電量為5.02萬億千瓦時，歷史首次突破5萬億千瓦時，同比增長7.3%，省間交易電量1.51萬億千瓦時，歷史首次超過1.5萬億千瓦時，同比增長7.7%。南方電網公司區域各電力交易中心累計組織完成市場交易電量11373.4億千瓦時，同比增長22.1%。內蒙古電力交易中心累計組織完成市場交易電量3195.6億千瓦時，同比增長9.1%。

新能源市場交易規模繼續擴大。國家電網公司經營區新能源市場化交易電量7699億千瓦時，占新能源總發電量14684億千瓦時的51.8%，歷史首次超過一半。市場化交易成為國家電網經營區新能源消納的主要手段。

市場主體數量增長近20倍。截至目前，在交易機構注冊的主體數量已達到81.6萬家，相較于2016年的4.2萬家增長近20倍，涵蓋了火電、新能源、核電等發用電兩側各類經營主體。截至2024年底，國家電網公司經營區市場用戶超過65萬戶，較2015年增長超過20倍，其中分布式電源、充電樁、新型儲能、虛擬電廠等新型主體超4000家。

圖17  2017—2024年全國市場交易電量、增速及占全社會用電量比重（單位：億千瓦時）

（二）

電價機制持續完善

全國各省持續完善分時電價政策。2024年有13個地區發布新版分時電價政策，6個地區公開征求意見，調整重點集中在完善峰谷時段劃分、拉大峰谷價差、建立尖峰電價機制、擴大執行范圍、明確市場化用戶執行方式等方面。浮動比例方面，各省市陸續出臺季節性尖峰電價機制，提高峰谷電價浮動比例，拉大峰谷電價差，為工商業儲能提供更大盈利空間。

容量電價方面，2024年國家電網公司經營區域全面實施容量補貼政策。其中，山東容量補貼覆蓋了火電、風電、光伏等多種容量資源，北京、河北、江蘇、安徽、陜西核定了應急備用煤電機組容量電價。廣東省煤電、氣電機組容量電價政策也落地實施，一定程度上減輕了發電企業的成本回收負擔。

輔助服務費用分攤原則確定。2024年2月7日，國家發展改革委、國家能源局出臺了《關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知》，加速推進各地電力輔助服務市場規范統一，推動輔助服務費用規范有序傳導分擔，充分調動靈活調節資源參與系統調節積極性。

（三）

中長期交易穩步增長

2024年1—12月，全國電力市場中長期電力直接交易電量合計為46535.9億千瓦時，同比增長5.1%，比上一年減少1.9個百分點。電力中長期交易電量占市場化電量比重超90%。省內電力直接交易（含綠電、電網代購）電量合計為45483.5億千瓦時，省間電力直接交易（外受）電量合計為1052.4億千瓦時。國家電網區域中長期電力直接交易電量合計為35308.9億千瓦時，同比增長4.5%；南方電網區域中長期電力直接交易電量合計為8543.7億千瓦時，同比增長4.8%；蒙西電網區域中長期電力直接交易電量合計為2683.2億千瓦時，同比增長13.6%。

（四）

電力現貨市場建設提速

繼2023年9月《電力現貨市場基本規則（試行）》出臺之后，2023年10月出臺的《關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知》為多地現貨市場建設明確了時間表。2024年4月，國家發展改革委發布了《電力市場運行基本規則》，給出了電力市場運行需要滿足的基本要求，對未來不同的電力市場模式、規則具有較高的適應性。

省間現貨市場建設平穩推進。2024年10月，省間電力現貨市場轉正式運行。11月，南方區域電力現貨市場完成首次全月結算試運行，標志著我國首個區域電力現貨市場在市場運營、市場機制、技術條件等各方面均具備長周期結算運行條件。

省內現貨方面，山東、甘肅電力現貨市場試點在經歷長周期不間斷結算試運行階段后，分別于2024年6月和9月轉正式運行，蒙西于2025年2月由試運行轉入正式運行，加上山西、廣東，目前已有5個轉入正式運行的省級電力現貨市場。首批試點地區福建、第二批試點地區遼寧開展整月結算試運行，第二批試點地區上海開展結算試運行，非一、二批試點地區河北南網、陜西、青海、寧夏、重慶、吉林開展不同周期的結算試運行，新疆首次完成整周調電試運行。除北京、天津、冀北、西藏外，其他省級電力現貨市場已開展試運行。

（五）

綠電綠證交易大幅攀升

國家發展改革委、國家能源局印發了《電力中長期交易基本規則—綠色電力交易專章》，推動綠色電力交易融入電力中長期交易，滿足電力用戶購買綠色電力需求。2024年，綠電交易電量達2336億千瓦時，同比增長235%。國家電網公司經營區完成綠電交易1358億千瓦時，同比增長122%；綠證交易1.76億個，同比增長超6倍。南方電網公司區域綠電綠證交易電量917億千瓦時，累計交易電量突破1000億千瓦時，超1萬家市場主體參與，服務多家港澳企業購買綠證40萬張。2025年3月，廣西、云南送上海的月內跨經營區綠色電力交易成為全國首筆跨經營區綠色電力交易。國家能源局數據顯示，2024年我國綠證交易規模增長迅速，全年交易綠證4.46億個，同比增長3.6倍，其中綠證單獨交易2.77億個，以跨省交易為主；綠電交易綠證1.69億個，以省內交易為主。截至2024年12月底，我國綠證累計交易5.53億個，其中綠證單獨交易3.15億個、綠電交易綠證2.38億個。

（六）

輔助服務市場品種持續豐富

輔助服務市場實現全覆蓋，年均挖掘系統調節能力超1億千瓦，釋放清潔能源消納空間超1200億千瓦時。2024年，國家電網公司經營區域輔助服務市場已包含調峰、調頻、備用、爬坡等交易品種。6個區域電網均已正式運行區域內調峰輔助服務市場，華東、華中、東北、西北已正式運行區域備用輔助服務市場；省內方面，除西藏外，其余地區已實現輔助服務全覆蓋，山東率先推出爬坡輔助服務，與現貨聯合出清。

（七）

增量配電業務改革試點項目持續推進

增量配電業務改革方面，《2024年度新型配售電發展藍皮書》顯示，截至2024年12月，全國459個增量配電業務改革試點中，已有331個試點完成規劃編制，占比超過試點總量的七成，比上一年年增加2個。其中，第一批86個，第二批72個，第三批80個，第四批54個，第五批39個。五批次試點中已取得電力業務許可證（供電類）的共計227個，約占試點數的五成。已確定業主的試點項目共計360個，約占試點數的八成。尤其在源網荷儲一體化試點探索中，截至2024年12月，全國已有30個省（區、市）明確了源網荷儲一體化建設項目超450項，電源總裝機超1億千瓦。

（八）

全國碳市場運行平穩

全國碳市場制度基礎進一步扎實和完善。2024年1月，國務院正式頒布《碳排放權交易管理暫行條例》，首次以行政法規的形式明確了全國碳排放權交易市場的交易和監管制度，成為指導我國碳市場運行管理的法律依據。至此，全國碳市場的政策法規體系進一步健全和完善，形成了由行政法規、部門規章、規范性文件、技術規范等共同組成的多層級制度體系。

全國碳市場交易運行總體平穩。2024年全國碳市場碳排放配額（CEA）總成交量同比小幅下跌11%，達1.89億噸，但多種因素推動年內碳價顯著上漲至100元/噸左右，使2024年市場成交額同比大漲25.4%，達181.14億元。截至2024年底，全國碳市場CEA累計成交量達6.30億噸，累計成交額達430.32億元。

2024年CEA大宗協議成交量為1.52億噸、成交額為144.82億元，分別占市場年成交總量與成交總額的80.4%和80%，占比相較于2023年的83.5%和82.2%略有下降；掛牌協議成交量為3702.7萬噸、成交額為36.31億元，分別占CEA年成交總量與總額的19.6%和20%，占比相較于2023年的16.5%與17.8%均有顯著上升。掛牌協議占比持續上升，顯示市場結構也在不斷優化。

地方試點碳市場在2024年整體成交量達6684萬噸，同比小幅下跌約4.7%。各試點碳市場成交量和成交價延續分化走勢，湖北、上海、天津的成交量較2023年有較大提升，上海、北京、重慶的成交均價保持上升。

（本文所引用數據均來自權威部門資料。因統計口徑不同等原因，部分數據存在相互出入問題，個別較去年版本做了修正，或根據實際情況進行了調整。對于不影響總體判斷的數據，保留了原始引用數據。）