解读国网能源研究院有限公司 韩新阳：未来我国电力需求增长趋势研判

电力需求分析面临的六个新变化

材料开篇列出了新形势对电力需求影响的六个方面。第一，全球经济形势复杂多变、国内经济深化转型，电力供需分析预测面临更高要求，经济与电力的关系呈现新特点。第二，新型负荷快速发展推动用电增长动能转换，数据中心、可再生能源制氢、电动汽车充换电等新型负荷不仅自身用电量攀升，还带动先进装备制造业、现代服务业等相关用电增长，要求细化电力需求分析的颗粒度。

第三，电力市场建设深入推进，电价机制、交易模式与市场竞争等因素将改变用户用电行为，源荷双侧不确定性凸显，电力电量平衡的主体、范围与机制均面临拓展甚至重构。第四，气候变化与极端天气频发显著增加分析预测复杂度，截至2026年3月底全国风光新能源装机占比达到48.7%，夏季空调负荷占比约30%，系统“弃电”与“缺电”风险并存。

第五，能源转型步入系统性变革新阶段，电力供需预测必须从传统的“经济-电力”二元框架，转向“经济-能源-电力-碳排放”协同视角，并进一步将市场机制、气候因素纳入核心框架。第六，人工智能技术加速迭代，多模态大模型驱动成为电力供需分析预测的关键赋能，必须构建数据与模型双轮驱动的预测体系。

“十四五”用电量的四个关键特征

“十四五”期间，我国全社会用电量分别于2021年、2023年、2025年突破8万亿、9万亿、10万亿千瓦时，用电量年均增量超过5600亿千瓦时，相当于德国一年的用电量，年均增速6.6%。2025年全社会用电量达到10.4万亿千瓦时，相当于美国的2倍，比上年增长5%。

用电结构“向优”，第二产业用电保持韧性增长，但贡献率和占比逐步被三产和居民生活取代。第二产业用电增速达到5.1%，对用电增长的贡献率从60%左右降至50%左右，用电占比降幅4.2个百分点；第三产业用电增速10.4%，占比上升3.2个百分点。

行业发展“向新”，高技术及装备制造业用电量增速亮眼。“十四五”期间高技术及装备制造业用电量实现较快增长9.2%，原材料制造业增速仅3.7%，高技术及装备制造业贡献率明显反超。出口外向型行业用电量年均增速较快，达到8.0%，2025年在关税战扰动下仍比上年增长6.0%。

新型服务相关行业体量小、增量大。2025年，互联网数据服务、新能源汽车充换电服务业用电量以占全社会用电量2%的小体量贡献了全社会用电量增量的12.8%，“十四五”期间两者合计电量增速达到42.6%，已成为拉动用电增长的新引擎。

居民生活用电与区域用电格局

城乡居民生活用电量整体保持较快增长，贡献率受气象因素影响显著。2025年城乡居民生活用电量比上年增长6.3%，“十四五”以来年均增速达到7.7%，对全社会用电量的平均贡献率为17.6%。但各年贡献率波动明显，主要由于居民生活空调电量占比较高，达到47%左右，受气象因素影响较大。

从区域来看，“十四五”期间西部地区用电量增速领跑，东部地区持续为我国用电负荷中心。各区域用电量增长平稳或较快，西部地区最快。从比重来看，各区域用电量占比总体波动幅度不大，都在1个百分点之内。东部地区下降0.4个百分点，比重仍为各区域最高；西部地区上升0.8个百分点，升幅最大。

用电负荷的特征与保供压力变化

2025年全国最大负荷突破15亿千瓦，出现在8月中下旬，达到15.08亿千瓦，较上年增加5500万千瓦，增速3.8%。度夏期间空调负荷占比在30%左右，华北、华东合计占全国的51.8%，仍是全国负荷中心。“十四五”期间最大负荷年均增速达到6.4%，其中夏季最大负荷逐年上升，涨幅受极端高温影响较大，2022年、2024年均比上年同期增加1亿千瓦以上。

负荷特性呈现尖峰平台化趋势，保供压力从短时尖峰时段向长时高温高负荷延伸。2025年6月整体高温提前、气温偏高，7成以上省会城市首个高温日较常年提前10天以上；7月平均气温较常年同期偏高1.5℃，创历史同期新高。电网保供关键期从“七下八上”延长至“七上八下”。

“十四五”期间，我国电力供需形势从偏紧向宽松转变。前四年受电力需求较快增长、有效装机容量相对不足等因素影响，电力供需呈现整体平衡偏紧、局地高峰时段供需紧张态势。2025年，随着一系列支撑性保障性电源以及跨省跨区输电通道陆续投运，有效装机容量显著提升，电力供需形势较前四年显著改善。

2026年及未来十年的用电量增长研判

关于2026年热点事件影响，材料判断战事给电力供需形势带来不确定性，影响总体可控。国际能源价格、全球产业链成本发生剧烈波动，将通过发电成本、国外需求和国内生产三条路径产生影响，但考虑到国内低通胀环境、宏观政策空间充足、战略石油储备体系完善以及海外能源布局，我国对大宗商品价格波动的消化能力较强。

经济增长方面，预计2026年一季度实现“开门红”5.0%，上半年GDP增长4.7%，全年GDP增速能够达到预期目标。预计“十五五”我国GDP年均增速4.8%。未来十年电力需求稳步增长，预计2030年全社会用电量12.8~14.0万亿千瓦时、2035年15.2~17.3万亿千瓦时，“十五五”“十六五”年均增速分别为4.4%~6.2%、3.4%~4.3%。中方案预计2030年13.5万亿千瓦时，“十五五”年均增速5.5%，2045~2050年年均增速降至1%以下。

新型高耗电行业贡献突出。未来十年新兴高耗电贡献超四成，数据中心、可再生能源制氢氨醇、“新三样”等新兴高耗电行业用电年均增长超过20%。通信、充换电、算力等新型基础设施仍然是用电增长的重要推手，充换电量增长态势强劲，增速约30%，AI应用场景将加快培育，增速20%以上。

传统高耗能行业与电能替代趋势

传统高耗能行业用电仍处平台期，内部分化依旧。2026年预计四大高耗能行业合计用电量增长0.7%，其中黑色增长0%、有色增长1.8%、化工增长3.0%、建材下降3.7%。2030年预计“十五五”年均增长0.4%，其中黑色、建材负增长，化工、有色低速增长，“十六五”增速接近零。

电能替代持续推进，电量增长快于能源增长，电力需求饱和时间晚于能源需求饱和时间。材料提出依次达峰或饱和的判断：人口2021年、碳排放2030年、能源需求2040年、电力需求2045年。清洁低碳绿色能源替代化石能源，在碳达峰之后能源消费总量仍会上升；电能替代其他能源品类，在能源消费达峰之后电力消费总量仍会上升。

西部地区电力需求增速快，中东部地区增量大、仍为负荷中心。“十五五”期间，西南、西北区域承接中东部产业转移，在装备制造业、现代服务业加快发展的带动下，用电量增速领先。中东部地区是我国经济格局重心，用电基数大，“十五五”“十六五”仍是电力需求中心。

最大负荷增长与电力经济关系变化

最大负荷增长略快于电量增长，极端天气下进一步攀升。未来十年最大负荷年均增加1亿千瓦，预计2030年21.4亿千瓦。极端天气下，全球变暖背景下预计未来发生各区域同热、同冷概率较“十四五”更大，大范围持续极端高温天气下最大负荷还可能再增加超过1亿千瓦。午、晚峰负荷差逐步加大，2030年午、晚峰负荷差将进一步拉大。

电力经济关系方面，“十四五”期间电力弹性系数较“十三五”期间回升，重返1以上。“十四五”达到1.20，较“十三五”的0.99上升0.21，主要受能源转型和电气化深度推进、新兴产业用电快速增长、极端天气事件频发等因素共同驱动。未来十年电力增速与经济保持同步、略有超前。

总体判断，在“双碳”目标的牵引下，我国能源转型深入推进，电力需求仍将刚性增长、结构上“向新向优”、区域间协调发展。材料提出要科学推进“三新”建设，即新型能源体系、新型电力系统、新型电网，加强源网荷储协同互动，有效满足生产生活用电需求。

这组数据集中展现了“十四五”期间我国电力需求侧和负荷侧的核心变化。用电量突破10万亿千瓦时、年均增速6.6%，表明电力需求保持了较快增长节奏；最大负荷突破15亿千瓦、年均增速6.4%，说明负荷增长与电量增长基本同步。 值得关注的是，风光新能源装机占比已达48.7%，而度夏空调负荷占比约30%。新能源装机的快速增长与空调负荷的高度集中，使得供需双侧的不确定性同时上升，这也是材料强调电力供需分析预测必须充分考虑气候因素的原因。

这组预测数据给出了未来十年电力需求增长的基本图景。中方案预计2030年全社会用电量13.5万亿千瓦时，“十五五”年均增速5.5%；2035年用电量区间在15.2~17.3万亿千瓦时之间。“十五五”和“十六五”的年均增速区间分别为4.4%~6.2%和3.4%~4.3%，呈现逐步回落的态势。 负荷方面，未来十年最大负荷年均增加1亿千瓦，2030年预计达到21.4亿千瓦。最大负荷增长略快于电量增长，这意味着电力系统的容量保障压力将持续存在。材料还提示，在极端天气条件下，最大负荷还可能再增加超过1亿千瓦。