中国电力企业联合会于7月10日公布的《中国电力行业年度发展报告2025》（以下简称“该报告”）指出，在充分考虑我国当前经济增长的潜力以及国家宏观调控的相应政策后，预计到2025年，我国全社会用电量将实现5%至6%的增长。
报告显示，在全面考量电力需求增长、电源电网建设进度等因素，并考虑气温等不可预测因素后，预测到2025年，我国电力供需状况将总体保持平衡；在夏季用电高峰时段，部分省份的电网电力供应略显紧张，但通过增加外购电力、最大化跨省区支援等手段，紧张的供需状况有望得到缓解；而在冬季用电高峰期，电力供需将基本实现平衡。
自年初至今，我国电力需求持续上升。在1至5月份，全国范围内的总用电量达到了3.97万亿千瓦时，这一数字较去年同期增长了3.4%。近期，全国总用电量的月度同比增长率均保持在4%以上。中国电力联合会指出，今年以来的电力需求增长揭示了我国国民经济在压力之下稳步前进，稳中有进的态势，整体经济运行保持稳定，彰显了我国经济的生机与抗压能力。
电力消费平稳增长
从三大产业划分来看，在1至5月期间，第一产业用电量达到了543亿千瓦时，这一数字较去年同期增长了9.6%，显示出强劲的增长态势。近年来，随着现代农业基础设施的不断完善，农业生产方式的转型升级，新型用电场景得以不断拓宽。
在1月至5月期间，第二产业用电量达到了2.59万亿千瓦时，这一数字较去年同期增长了2.2%。同期，高技术及装备制造业的用电量增长率为3.3%，这一增速超过了制造业整体的增速；在这一领域内，汽车制造业、通用设备制造业、专用设备制造业以及计算机及其他电子设备制造业的增长率均保持在4.5%以上。
在1月至5月期间，第三产业用电量达到了7406亿千瓦时，这一数字较去年同期增长了6.8%。特别值得一提的是，信息传输、软件和信息技术服务业的用电量同比增长了13.8%。具体来看，全国互联网和相关服务业的用电量同比增长了26.2%。而在批发和零售业领域，1月至5月的用电量同比增长了10.8%，其中，充换电服务业的用电量同比增长更是高达42.4%。数字化经济的迅猛发展以及新能源车辆充换电服务的需求上升，共同促进了第三产业用电量的显著增加。
电力行业在国民经济中扮演着至关重要的角色，它与经济发展之间的联系尤为紧密。近期，公众对电力消费与经济增长之间的关联性（即电力弹性系数）表现出了极大的兴趣。
中电联统计与数据中心主任侯文捷指出，自“十四五”规划实施以来，我国每年全社会用电量的增长速度均超过了按不变价格计算的国内生产总值增速，电力弹性系数维持在1.2左右。这一系数与产业结构的转型升级、新旧发展动力的转换以及能源的绿色转型等方面紧密相连。
今年全国统一电力市场初步建成
6月23日，国家能源局举办了全国统一电力市场建设的推进会议，强调必须按时实现“到2025年初步构建全国统一电力市场”的既定目标，并明确了“六抓六推进”为核心的关键工作安排。
中电联公布的数据表明，在今年的前五个月，我国市场化交易的电量已突破2.45万亿千瓦时，这一数字较去年同期增长了5.7%，其在全国用电量中的占比高达61.8%。据预测，全年的电量将超过6万亿千瓦时，这一比例将接近全社会用电量的三分之二，而在全国售电量中的占比也将达到四分之三。市场在资源配置中的作用日益增强。
中电联规划发展部副主任韩放于发布会上透露，我国全国统一电力市场建设在多个方面取得了显著成果。省级电力现货市场的建设速度全面加快，跨区域交易实现了关键性的突破，区域电力市场建设实现了新的飞跃，电力市场的基础性制度规则取得了新的成就，新能源行业进入了全面市场化的新阶段，电力交易专业人才队伍建设也在加速推进。
为了达成2025年构建全国统一电力市场的目标，韩放提出，首先需对电力市场规则体系进行深化完善，其次要构建一个有效对接的电力市场架构，再者要优化适应新型电力系统发展的市场机制，最后要优化由市场主导的电力价格形成机制。
她着重指出，必须深化电价改革，以促进市场对电能量、调节、容量以及环境等多重价值的体现，并优化市场价格形成机制，以高效配置电力资源。同时，应构建和完善跨省、跨区的电力输送市场价格机制以及调节性资源价格机制。此外，加强电力市场与电力规划的协调配合，借助价格信号激励企业开发充足的可靠容量和灵活调节容量资源，并充分利用跨省、跨区资源的优化配置潜力。
进一步优化煤电容量电价政策
自2024年起实施容量电价政策，我国各地已全面实施政策规定，相继发布了具体执行措施，并构建了相应的辅助政策体系。据初步统计，2024年，全国煤电机组的容量电费累计达到950亿元，平均每千瓦煤电机组回收的固定成本约为92元/千瓦·年。
在发布会上，韩放就第一财经记者的提问作出回应，他指出，从整体上看，容量电价在促进煤炭发电向清洁能源转型、确保煤炭发电收益的稳定性、激发发电机组在高峰时段发电的积极性以及推动新能源行业的发展等方面，起到了至关重要的作用。
煤电企业通过煤电容量电价机制获得了较为稳定的收益，这一机制有效减轻了市场化交易波动对其收益的冲击，减轻了企业的经营负担，并提升了投资者对煤电项目的信心；此外，该机制还促使煤电企业更加重视发电容量的建设与维护，推动企业投资于更高效、更可靠的煤电设备，从而提升了煤电系统的整体性能和灵活性，优化了投资布局。
为提升煤电容量电价政策的质量，韩放提出，需结合能源结构调整和电力市场构建的实际，加速推进成本补偿比例的确定，具体划分省际和区域间输电设备的电费分担机制，针对因民生供暖需求而影响出力的热电联产机组，制定相应的扶持政策，并探索通过试点模式来推进容量市场的构建。
韩放提出，鉴于能源转型步伐持续加快，全国统一电力市场也在不断完善，他建议针对电力现货市场已正式运行的区域、持续进行连续结算试运行的地区，以及煤炭发电利用小时数显著减少的地区，探讨在2026年提升容量成本回收率的可行性。同时，部分跨省跨区输送电力的配套煤机容量电价执行存在困难，而煤电机组外送电量的电费收取方式尚不明确。应遵循受益者分担费用的原则，对费用分摊的协商机制进行优化，并且，应当研究以峰荷时段的容量保障价值为基础，来调整和完善容量电费的计算方法。
