2025电力成绩单：风光新增434GW，利用小时跌破3200

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【2025电力成绩单：风光新增434GW，利用小时跌破3200】

来源：路透社

2025年，中国新能源装机继续爆发，但系统利用率明显呈现压力。

1月28日，国家能源局发布2025年全国电力统计数据。截至2025年底，全国累计发电装机容量38.9亿千瓦，同比增长16.1%。风光累计并网装机首次超过18亿千瓦，达到18.4亿千瓦，占比47.3%。

其中，太阳能发电装机容量12.0亿千瓦，同比增长35.4%，增幅领先；风电装机容量6.4亿千瓦，同比增长22.9%，增幅次之。2025年，风光装机实现历史性超过火电，截至当年12月底，已超出3亿千瓦。

据国家能源局统计，近四年，风光新增规模连续突破1亿、2亿、3亿、4亿千瓦关口。其中，2022年新增1.2亿千瓦，2023年新增2.9亿千瓦，2024年新增3.6亿千瓦，2025年新增4.3亿千瓦，增量规模呈现阶梯式上升。

具体到光伏，结合2024年太阳能发电累计装机88666万千瓦，计算可知2025年太阳能发电新增装机315.07GW。其中，1-11月新增装机274.89GW，12月单月装机超40GW。

风电领域，结合2024年太阳能发电累计装机52068万千瓦，计算可知2025年风电新增装机119.33GW。其中，1-11月新增装机81.96GW，12月单月装机超35GW。

来源：国家能源局

与风电光伏相比，水电、火电、核电装机增速分别为2.9%、6.3%和2.7%，更多承担的是系统稳定与安全托底功能。

从结构层面看，风电、光伏叠加水电后，可再生能源装机已稳居全国装机主体地位，我国电力系统已经跨过“新能源补充电源”的阶段，进入“新能源主导电源结构”的新周期。

这一变化，意味着电力系统运行逻辑正在发生根本性转变——发电侧不再以连续、可控出力为主，而是越来越依赖对波动性电源的系统级消纳和调度能力。

与装机规模高速扩张形成鲜明对比的，是发电设备利用效率的持续下滑。2025年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用小时为3119小时，同比减少312小时，降幅明显扩大。

2021年，全国平均利用小时仍维持在3800小时以上，装机增速与电力需求、电源结构之间总体匹配；2022年至2023年，随着新能源装机提速，利用小时回落至3600小时、3500小时区间；2024年进一步降至3400小时左右。到2025年，平均利用小时跌破3200，与四年前相比累计回落约600小时，表明系统性消纳压力正在加速释放，而非短期波动。

和10年前乃至5年前相比，发电设备利用小时已经无法直接反应“电力过剩”或者“电力短缺”。

一方面，新能源装机快速集中并网，发电出力高度依赖气象条件，与负荷曲线存在天然错位；另一方面，跨区输电、储能配置、灵活调峰电源和市场化调度机制的建设节奏仍相对滞后，导致部分地区在局部时段出现发电能力被动闲置。

值得注意的是，利用小时的下降并非只影响新能源项目。随着新能源优先发电和边际成本优势不断强化，传统火电、气电更多转向调峰和备用，其年均运行小时被进一步压缩，项目收益模型发生实质性变化。

综合来看，2025年全国电力数据清晰表明，我国能源转型已从前期的装机规模扩张，进入以系统效率、调度能力和结构优化为核心的新阶段。

新能源装机的快速增长本身已不再是主要矛盾，如何通过电网、储能、市场机制和调峰资源建设，提升既有装机的有效利用水平，正在成为决定转型质量的关键变量。

与此同时，我国电力市场交易电量正在不断创下新高。

此前，国家能源局发布数据，2025年1-12月，全国累计完成电力市场交易电量66394亿千瓦时，同比增长7.4%，占全社会用电量比重64.0%，同比提高1.3个百分点。

从交易范围看，省内交易电量50473亿千瓦时，同比增长6.2%；跨省跨区交易电量15921亿千瓦时，同比增长11.6%，其中跨电网经营区交易电量34亿千瓦时。从交易品种看，中长期交易电量63522亿千瓦时；现货交易电量2872亿千瓦时。绿电交易电量3285亿千瓦时，同比增长38.3%。

（来源：国家能源局、中国日报、能见；整理：Penn）

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