2025年，全国光伏新增装机3.17亿千瓦，同比增长14%，其中集中式光伏新增1.64亿千瓦，分布式光伏新增1.53亿千瓦。截至2025年12月，全国光伏发电装机容量达到12亿千瓦，同比增长35%，我国光伏产业保持快速发展势头，能源绿色低碳转型取得显著成效。

省两会期间，省政协委员中自科技董事长陈启章在认真学习省政府工作报告后，围绕报告中关于推进碳达峰碳中和、加快新型能源体系建设、有序推动零碳园区和零碳工厂建设等方面部署，结合其长期关注的以零碳园区为抓手推动产业绿色低碳转型的思考，提出了系统性建言，以探索园区层面可复制、可推广的低碳发展路径。 陈启章谈以零碳园区为抓手推动“双碳”目标落地 陈启章表示，我国“十五五”规划建议中，已明确提出以碳达峰碳中和目标为牵引，加快产业结构绿色低碳转型，“十五五”期间力争建成100个国家级零碳园区。作为清洁能源大省和工业大省，四川具备推进零碳园区建设的现实基础和先发条件。 当前，四川已在部分地区开展零碳园区试点，初步积累实践经验。目前，全省入选国家级零碳园区1个、省级零碳园区4个。比如，宜宾高新区已建成232.6兆瓦微电网一期工程，每年可直供绿电10亿度，减少碳排放超过90万吨；攀枝花西区经济开发区通过余热利用、设备改造和资源循环利用等方式，推动传统产业深度脱碳，探索“以绿制绿”的创新路径。这些探索为零碳园区建设积累了经验，也为后续系统推进提供了样本。 但在调研中，陈启章也发现，零碳园区建设仍面临不少制约因素。一方面，源网荷储一体化、智能微电网等关键技术在成熟度和系统协同方面仍存在短板，风光储氢等多能互补的实时协调、负荷精准预测和智慧调控能力有待进一步提升。另一方面，隔墙售电、绿电直供等模式受现行电网体制影响，相关交易细则尚未全面放开，绿电溢价和碳收益机制不健全，制约了园区低碳价值的市场化实现。 陈启章建议，进一步强化政策引领和市场机制创新，探索建立“零碳园区绿电直供+容量补偿”联动机制，完善分时电价与电力现货市场衔接规则，激活零碳园区在调峰调频中的价值。同时，加快推进配电网增容和柔性化改造，推动源网荷储一体化、智能微电网等关键技术场景落地，建设统一的智慧能源系统运营平台。 在金融支持方面，他建议构建“财政引导+金融创新+市场协同+风险分担”的全周期支持体系，探索“绿电+绿证+碳配额”捆绑交易模式，对园区内光伏、储能、微电网等项目给予贴息支持，降低企业投资负担，推动项目尽快落地。 在他看来，以零碳园区为抓手推进“双碳”目标，不仅是能源结构和产业结构调整的重要路径，也是推动四川高质量发展的现实选择。通过在园区层面率先破题、系统推进，有望为全省乃至全国探索形成可复制、可推广的低碳发展模式。 来源：四川制造

2026年2月2日，中国人民政治协商会议四川省第十三届委员会第四次会议在成都隆重开幕，来自各党派团体、各族各界的省政协委员齐聚蓉城，共商发展大计、共绘美好蓝图。开幕会听取并审议了政协四川省第十三届委员会常务委员会工作报告和十三届三次会议以来提案工作情况的报告。 中共四川省委书记、省人大常委会主任王晓晖发表讲话。他指出，在党中央坚强领导下，省委团结带领全省各族人民攻坚克难、拼搏实干，各项事业顶压前行、成效显著，“十四五”胜利收官，社会主义现代化四川建设迈出新的坚实步伐。面对“十五五”新征程，全省上下要一以贯之讲政治、铸忠诚；一往无前勇担当、抓发展；一如既往办实事、惠民生；一抓到底保安全、护稳定；一心一意促团结、聚合力。 作为省政协常务委员、四川省总商会副会长，中自科技董事长出席会议，认真听取各项报告与领导发言。为履行委员职责，他立足科技创新和成果转化一线实践，紧密结合我省产业绿色低碳转型和高质量发展，深入研究零碳园区建设需求，务实献策，为我省“十五五”蓝图谋划贡献智慧与力量。

多措并举 协同发力 加快建设新型能源体系 习近平总书记指出：“加快构建清洁低碳安全高效的能源体系，是我国能源革命的主攻方向。”这一重要论述，为新征程上我国能源事业发展指明了前进方向。党的二十届四中全会《建议》立足中国式现代化建设全局，对加快建设新型能源体系作出战略部署，彰显了党中央统筹发展和安全的深谋远虑。去年底召开的中央经济工作会议提出：“深入推进重点行业节能降碳改造。制定能源强国建设规划纲要，加快新型能源体系建设，扩大绿电应用。”作为推动绿色发展、培育发展新质生产力的重要保障，加快建设新型能源体系对经济社会发展具有重要支撑作用。深入学习贯彻习近平总书记的重要论述，全面贯彻落实党的二十届四中全会精神、中央经济工作会议精神，要着眼加快建设新型能源体系，深入推动能源革命，加快建设能源强国，为中国式现代化建设提供安全可靠的能源保障。 习近平总书记从国家发展和安全的战略高度，提出推动能源消费革命、能源供给革命、能源技术革命、能源体制革命和全方位加强国际合作的“四个革命、一个合作”能源安全新战略，为新型能源体系建设提供了根本遵循。当前，面对气候变化、地缘政治冲突等对世界能源供给造成的风险，我国能源发展仍面临需求压力巨大、供给制约较多、绿色低碳转型任务艰巨等一系列挑战。为有力支撑我国经济社会发展、筑牢能源安全屏障，我们要坚持系统思维、统筹部署、综合施策，加快建设新型能源体系。 锚定“双碳”目标，推进化石能源安全可靠有序替代。习近平总书记强调：“实现碳达峰碳中和，不可能毕其功于一役。中国将破立并举、稳扎稳打，在推进新能源可靠替代过程中逐步有序减少传统能源，确保经济社会平稳发展。”“十四五”时期，我国坚定不移推动高质量发展，加快构建清洁低碳安全高效的新型能源体系，14亿多人的能源安全得到有效保障，绿色低碳发展成就举世瞩目。目前，我国已基本形成煤、油、气、核、可再生能源多轮驱动的多元能源供应体系。但从能源供给结构来看，化石能源占比长期超过80%，占绝对主导地位。从能源消费结构来看，截至2024年底，我国煤炭消费量占能源消费总量比重为53.2%，清洁能源消费量占比上升至28.6%，能源消费持续向绿色化低碳化发展。 目前，我国已成为世界上最大的能源消费国。在加快构建现代化产业体系的进程中，我国能源需求在中长期都将保持增长态势。一方面，2024年我国石油、天然气存在约七成与四成的对外依存度，能源运输通道安全也不断受到地缘冲突的影响；另一方面，人工智能、大数据、新能源技术等相关前沿产业的发展对安全稳定的能源供应也提出了更高要求。能源保障和安全事关国计民生，是须臾不可忽视的“国之大者”，在能源问题上要时刻保持忧患意识、危机意识。面向“十五五”，应当加快建设以非化石能源为供应主体、化石能源为兜底保障的新型能源体系，有效促进能源转型与能源安全协同发展。 当前，我国能源供给结构由以煤为主加速向多元化、清洁化转变，发展清洁能源是加强生态文明建设、实现可持续发展的客观要求和大势所趋。“十五五”时期，逐步减少煤炭消费，有序推进散煤替代，提高能源清洁高效利用水平，是加快建设新型能源体系的必然路径。 新型电力系统是建设新型能源体系的关键支撑。截至2025年底，全国累计发电装机容量38.9亿千瓦，风、光、水、核等清洁能源发电占比不断增加，新能源供给比重持续提高，能源行业绿色化加快推进，逐渐形成了传统能源清洁利用、新能源加速替代的新格局。 在持续推动传统产业绿色低碳转型、促进清洁能源高质量发展的进程中，要推动各类能源优化组合，加快建设大型风电光伏基地项目，积极稳妥推进水电、核电等重大工程实施，超前布局氢能等领域产业发展。同时，要不断优化产业区域布局，加强区域间产业分工协作，推动产业布局与能源禀赋相匹配，提升新能源并网消纳能力，进一步加强智能电网升级改造，统筹就地消纳和外送，减少能源传输损失和交通运输能耗，持续提升能源全系统效率。 聚焦科技攻关，突破关键能源技术瓶颈。习近平总书记强调：“要瞄准世界能源科技前沿，聚焦能源关键领域和重大需求，合理选择技术路线，发挥新型举国体制优势，加强关键核心技术联合攻关，强化科研成果转化运用，把能源技术及其关联产业培育成带动我国产业升级的新增长点，促进新质生产力发展。”目前，我国能源科技创新取得重大突破，新能源等技术装备领跑全球，新能源专利数占全球四成以上，光伏转换效率、海上风电单机容量等不断刷新世界纪录。此外，随着制度保障的健全与治理机制的完善，民营企业的创新活力显著增强，其经济潜能得到充分释放，民营企业已成为推动能源转型变革的重要力量。 科技创新对绿色低碳转型至关重要，顺应新一轮科技革命和产业变革趋势，我们应加强能源科技创新成果转化，完善产学研体系，进一步发挥民营企业在推动能源技术创新中的重要作用，加快突破关键能源技术瓶颈，补强能源关键技术装备短板，充分利用规模化、产业化的能源技术实现技术装备突破和国产化替代，持续推动数智化技术与能源产业融合，不断培育壮大能源领域新质生产力，以清洁低碳安全高效的能源体系为中国式现代化提供坚实支撑。 创新治理方式，释放有效市场和有为政府结合效能。党的二十届四中全会《建议》明确提出：“加快健全适应新型能源体系的市场和价格机制。”“十五五”时期，我们要继续深化能源领域的价格改革，构建以绿色低碳为导向、更加经济有效的能源市场体系，提升公共服务质效。加快健全全国统一电力市场体系，完善电力中长期、现货、辅助服务等市场联合运营机制，优化电力辅助服务市场基本规则和绿证绿电交易机制，促进绿色电力消费。同时，还要挺进改革“深水区”，不断破除制约发展的体制机制障碍，将有效市场和有为政府有机结合。创新市场机制，进一步优化能源领域营商环境，激活要素潜能，持续完善市场监管、构建有利于多种能源协同互济的新型能源监管方式和协同监管机制，把制度优势和市场活力更好转化为治理效能，为加快建设新型能源体系提供坚实的制度保障。 （作者：北京大学经济学院 李铄） （转自《人民日报》）

国家发展改革委 国家能源局关于完善发电侧容量电价机制的通知 发改价格〔2026〕114号 各省、自治区、直辖市及新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，天津市工业和信息化局、辽宁省工业和信息化厅、重庆市经济和信息化委员会、甘肃省工业和信息化厅、北京市城市管理委员会，国家能源局各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司、中国核工业集团有限公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、国家开发投资集团有限公司、华润（集团）有限公司、中国广核集团有限公司： 为贯彻落实党中央和国务院关于推进能源领域价格改革，加快建设新型能源体系的决策部署，引导调节性电源平稳有序建设，保障电力系统安全稳定运行，助力经济社会绿色发展，现就完善发电侧容量电价机制有关工作通知如下。 一、总体思路 适应新型电力系统和电力市场体系建设需要，更好统筹电力安全稳定供应、能源绿色低碳转型和资源经济高效配置，分类完善煤电、天然气发电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制，优化电力市场机制；电力现货市场连续运行后，有序建立发电侧可靠容量补偿机制，对机组可靠容量根据顶峰能力按统一原则进行补偿，公平反映不同机组对电力系统顶峰贡献。 二、分类完善容量电价机制 （一）完善煤电及天然气发电容量电价机制。各地按照《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号）要求，将通过容量电价回收煤电机组固定成本的比例提升至不低于50%，可结合当地市场建设、煤电利用小时数等实际情况进一步提高。 省级价格主管部门可对天然气发电建立容量电价机制，容量电价按照回收天然气发电机组一定比例固定成本的方式确定。 （二）完善抽水蓄能容量电价机制。《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号，简称633号文件）出台前开工（取得取水、临时用地、环评批复文件，下同）建设的电站，容量电价继续实行政府定价，具体由省级价格主管部门按照633号文件办法核定或校核。电站经营期满后，按照弥补必要技术改造支出和运行维护成本的原则重新核价。 按照633号文件明确的逐步实现主要通过参与市场回收成本、获得收益的精神，该文件出台后开工建设的电站，由省级价格主管部门每3—5年按经营期内弥补平均成本的原则，根据633号文件明确的成本参数规则，制定省级电网同期新开工电站统一的容量电价（满功率发电时长低于6小时的相应折减）。执行年限可统筹考虑电力市场建设发展、电力系统需求、电站可持续发展等情况确定。同时，抽水蓄能电站自主参与电能量、辅助服务等市场，获得的市场收益按比例由电站分享，分享比例由省级价格主管部门确定；其余部分冲减系统运行费用、由用户分享。 （三）建立电网侧独立新型储能容量电价机制。对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，各地可给予容量电价。容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，根据顶峰能力按一定比例折算（折算比例为满功率连续放电时长除以全年最长净负荷高峰持续时长，最高不超过1），并考虑电力市场建设进展、电力系统需求等因素确定。电网侧独立新型储能电站实行清单制管理，管理要求由国家能源局根据电力供需形势分析及保供举措等另行明确，项目具体清单由省级能源主管部门会同价格主管部门制定。 三、有序建立发电侧可靠容量补偿机制 （一）可靠容量补偿机制的总体要求。可靠容量是指机组在全年系统顶峰时段能够持续稳定供电的容量。电力现货市场连续运行后，省级价格主管部门会同相关部门适时建立可靠容量补偿机制，对机组可靠容量按统一原则进行补偿。补偿标准以弥补市场边际机组在电能量和辅助服务市场不能回收的固定成本为基础，统筹考虑电力供需关系、用户承受能力、电力市场建设进展等因素合理确定，并适时调整。新能源装机占比高、可靠容量需求大的地区，应加快建立可靠容量补偿机制。在国家指导下，具备条件的地区可结合电力市场建设情况适时通过容量市场等方式形成容量电价。 （二）合理确定补偿范围。可靠容量补偿机制的补偿范围，可包括自主参与当地市场的煤电、气电和符合条件的电网侧独立新型储能等，并结合电力市场建设和电价市场化改革等情况逐步扩展至抽水蓄能等其他具备可靠容量的机组；对获得其他保障的容量不重复补偿。政府定价的机组，不予补偿。 （三）做好与容量电价政策的衔接。可靠容量补偿机制建立后，相关煤电、气电、电网侧独立新型储能等机组，不再执行原有容量电价。省级价格主管部门可在市场体系较为健全的基础上，对本通知出台后开工建设的抽水蓄能电站，统一执行可靠容量补偿机制并参与电能量和辅助服务等市场、市场收益全部由电站获得。鼓励633号文件出台后开工建设的抽水蓄能电站自主选择执行可靠容量补偿机制并参与电力市场。 四、完善相关配套政策 （一）完善电力市场交易和价格机制。煤电容量电价机制完善后，各地可根据电力市场供需、参与市场的所有机组变动成本等情况，适当调整省内煤电中长期市场交易价格下限，在确保电力电量平衡的情况下适当放宽煤电中长期合同签约比例要求。鼓励供需双方在中长期合同中签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制。省内市场供需双方签订中长期合同时，各地不得强制要求签订固定价，可根据电力供需、市场结构等情况，要求年度中长期合同中约定一定比例电量实行反映实时供需的灵活价格。 （二）完善电费结算政策。上述调节性电源的容量电费、可靠容量补偿费用，纳入当地系统运行费用。现货市场连续运行地区，抽水蓄能抽发、电网侧独立新型储能充放电价按市场规则或现货实时价格执行；现货市场未连续运行地区，抽水（充电）价格执行电网代理工商业用户购电价格，发电（放电）价格形成方式由省级价格主管部门统筹考虑各类技术路线充放损耗等确定。抽水蓄能、电网侧独立新型储能抽水（充电）时视作用户，缴纳上网环节线损费用和系统运行费用，暂按单一电量制用户执行输配电价；发电（放电）电量相应退减输配电费。按比例由抽水蓄能电站分享的市场收益，统一按月结算、按年清算。 （三）明确区域共用抽水蓄能容量电费分摊方式。区域共用抽水蓄能电站的容量电费分摊比例根据容量分配比例确定，鼓励通过市场化方式优化。其中，容量分配比例已经明确的，按已明确比例执行；容量分配比例尚未明确但项目已核准的，由所在地省级能源、价格主管部门组织拟参与分摊省份能源、价格主管部门协商确定并明确；尚未核准的新建项目，按上述原则协商确定后在项目核准文件中予以明确。 五、做好组织实施 （一）加强工作协同。省级价格主管部门要会同相关部门完善容量电价政策和适时建立可靠容量补偿机制，周密组织实施，做好政策解读，引导企业加强经营管理，促进行业健康发展。省级能源主管部门要会同价格主管部门科学测算当地电力系统可靠容量需求。各地要加快建立健全电力市场体系，实现抽水蓄能、新型储能等机组公平参与电能量、辅助服务等各类市场，更好体现调节价值，促进调节作用充分发挥。电网企业要配合开展数据测算，与电站签订调度运行协议和有关合同，做好市场收益计算、结算等工作，有关情况每年报省级价格主管部门和国家发展改革委（价格司）。国家将加强对各地的指导，促进平稳实施。 （二）建立电价承受能力评估制度。省级价格主管部门要会同能源主管部门建立用户经济承受能力评估制度，将评估结果作为确定可靠容量补偿标准，制定电力系统调节能力及新能源和新型储能发展规划、方案等，核准抽水蓄能等项目的重要依据。电力系统可靠容量充裕或用户经济承受能力较弱的地区，要从严控制新增调节性电源项目；未开展用户经济承受能力评估的相关项目，不得纳入规划及核准，不得给予容量电费或可靠容量补偿。 （三）加强容量电费考核。结合对各类机组管理要求完善容量电费考核办法，分类进行考核，引导机组提升生产运行水平，增强顶峰出力能力。可靠容量补偿机制建立后，进一步从严加强考核，充分发挥容量电价引导作用。对未能达到考核要求的机组，应扣减容量电费或可靠容量补偿费用，具体由省级价格主管部门会同有关方面明确。 国家发展改革委 国 家 能 源 局 2026年1月27日

数据来源：国家能源局 制图：张丹峰 103682亿千瓦时！国家能源局最新发布的数据显示，2025年，我国全社会用电量首超10万亿千瓦时，为全球首次。 “10万亿千瓦时”有多大规模？横向看，相当于美国全年用电量的两倍多，也高于欧盟、俄罗斯、印度、日本全年用电量的总和。纵向比，1996年我国用电量首超1万亿千瓦时，2011年成为世界第一电力大国，2015年全面解决无电人口的用电问题，2025年用电量相当于2015年用电量的近两倍，增速在全球主要经济体中绝无仅有。 用电量，被视为经济社会运行的“晴雨表”“风向标”。中国电力企业联合会常务副理事长杨昆认为，用电量首超10万亿千瓦时，折射出我国作为制造业大国的发展底色，也体现出我国能源保障能力的全面提升。 产业结构向新向优 工业新增电量更多来自高附加值、技术密集型产业 2025年，我国第二产业用电量66366亿千瓦时，占全社会用电量比重约64%，仍是用电“基本盘”。 在江苏无锡华虹集成电路二期项目，人工智能应用等带动半导体加工需求激增。“生产线连续运转，晶圆出货量显著提升，2025年公司用电量同比增长超43%。”华虹半导体制造（无锡）有限公司相关负责人介绍。 江苏电力部门数据显示，当地工业领域用电结构出现标志性变化，2025年计算机、通信和其他电子设备制造业用电量首次突破500亿千瓦时，超越钢铁、化工等传统支柱产业。 在浙江孚宝智能科技有限公司，技术人员正对智能康养机器人进行升级改造。“我们加快布局海外市场，开展差异化定制研发，收到英国、德国、法国等国的多个项目订单。”公司副总裁叶婷说，企业用电量连续11个月保持快速增长，去年全年同比增长超25%。 国网杭州供电公司能源大数据评价与应用研究中心高级工程师王岗介绍，快速发展的人工智能产业需要大量算力，带动用电大幅增长。浙江杭州有近百个数据中心运行，2025年用电量同比增长47.2%。 2025年，产业高端化、智能化、绿色化发展步伐稳健，结构持续优化升级。高端制造业形成新的用电增长点，新能源车、风电设备制造领域增速分别超过20%、30%。四大高耗能行业用电增速则相对偏低，增长1.8%。“‘新制造’对工业用电的主导作用持续增强，新增电量更多由高附加值、技术密集型产业贡献。”杨昆说。 提质升级的服务业同样成为拉动电力消费的重要引擎。在贵州贵安新区华为云数据中心，服务器矩阵昼夜不停运转。随着“东数西算”工程深入推进，大数据产业成为贵州用电增长最迅猛的领域之一。 2025年，我国第三产业用电量近2万亿千瓦时，同比增长8.2%，占全社会用电量比重约19.2%。从全国看，充换电服务业以及信息传输、软件和信息技术服务业用电量增速分别达48.8%和17%，新增电量更多流向新场景、新服务。 电气化发展更多元 终端用能电气化率约30%，城乡居民生活用电量差距逐步缩小 当前，我国能源生产和消费电气化趋势明显，终端用能电气化率约30%，超过主要发达经济体，进一步带动用电量攀升。 柑橘种植加工，是云南玉溪新平彝族傣族自治县的支柱产业之一。“去年投入2000万元新建智能微喷智慧灌溉系统，实现全园自动浇灌，效率比传统方式提升约65%。”新平褚氏农业有限公司技术中心工作人员张跃强介绍。为满足特色农业用电需求，当地电力部门新建和改造10千伏线路近82千米、配电变压器69台，支持新平县柑橘种植加工业去年用电量增长超15%。 “十四五”时期，我国实施农村电网巩固提升工程，累计安排中央预算内投资250亿元，带动农网完成投资超8000亿元。2025年，城镇、乡村居民生活用电量差距逐步缩小。 电气化水平提升，也体现在居民生活的变化中。以绿色出行为例，在广东深圳，超充站数量超过加油站，去年当地充换电服务业用电量增长58.5%；在四川成都，轨道交通全线网运营里程超750公里，近1/3的中心城区人口将地铁作为出行首选，2025年地铁用电量同比增加约1.6亿千瓦时。 放眼全国，电力灌溉、智慧大棚等乡村电气化应用场景不断增加，工业领域实施高温热泵、电加热等电能替代，“光伏发电+电储能”等供能模式在建筑领域普及，船舶、飞机靠港使用岸电……终端用能电气化快速、多元发展，推动绿色生产生活。 电力供应更足更绿 电源足、电网强、市场活，创多项全球之最 2025年迎峰度夏期间，全国最大电力负荷4次创新高，7、8月用电量连续两月超万亿千瓦时，也属全球首次。用电量屡创新高、体量巨大，保供底气自哪来？ 全球规模最大的电力供应系统和清洁发电体系，保电源。 我国发电装机容量占全球1/3，每用3度电，就有1度多是绿电。2025年，风电光伏合计装机历史性超过火电；新型储能装机突破1亿千瓦大关，占全球比重超过40%，“巨型充电宝”让风光发电更稳定。 95%以上煤电机组超低排放、50%以上煤电机组能深度调峰，建成全球最大清洁煤电供应体系；“十四五”时期，自主三代核电“华龙一号”“国和一号”、第四代高温气冷堆等工程建成投运……各类电源加快建设和改造，夯实电力保供基本盘。 全球规模最大、最复杂的输变电工程，强电网。 一头是海量电源，一头是千家万户，用电增长离不开电网的资源配置和调节。2025年，随着陇东到山东、新疆哈密到重庆、宁夏到湖南、金上到湖北等多条特高压工程建成投运，我国已建成46条特高压工程，将西部、北部地区丰富的清洁能源“闪送”至东中部负荷中心，“西电东送”“北电南供”能源输送网络进一步巩固。 2025年，国家电网完成固定资产投资超6500亿元；“十四五”时期累计完成固定资产投资超2.8万亿元，均创历史新高。南方电网“西电东送”2025年送电量首超2600亿千瓦时，比2020年多311亿千瓦时，同样创历史新高。 全球规模最大的“电力超市”，活市场。 2025年迎峰度夏，南方区域首次送电支援上海、浙江、安徽，闽粤联网满功率送电，电量同比增长85%；新疆的午后光伏发电高峰与京津的用电晚高峰相匹配，既实现西部新能源消纳，又满足东部电力保供需求……全国统一电力市场加快构建，发挥了电力资源“调节器”和价格引导“指挥棒”作用。“十四五”以来，我国市场交易电量从“十三五”时期的10.7万亿千瓦时增长到23.8万亿千瓦时，翻了一倍多；占全社会用电量比重从2020年的40%，提升到如今的60%以上。 “能源电力行业通过积极构建新型能源体系，大力培育新质生产力，持续推进绿色低碳转型，推动新能源和可再生能源高质量跃升发展，为中国式现代化建设提供了坚强的能源电力保障。”杨昆说。 10万亿千瓦时，是电力供给能力的不断升级，是中国经济的向新向优，更是美好生活的蒸蒸日上。（丁怡婷） （转自《人民日报》）