《中国能源报》记者1月30日从国家能源局召开的新闻发布会上获悉，2025年，我国能源供应保障能力有效提升，多项重要政策举措密集出台，新型能源体系建设基础持续夯实，推动能源向“绿”而兴、投资向“新”而行，持续激发能源高质量发展活力，不断增强经济社会发展动力，为“十四五”圆满收官、“十五五”良好开局奠定坚实基础。

        重点项目完成投资首超3.5万亿元

       国家能源局发展规划司副司长邢翼腾介绍，2025年全国能源投资保持较快增长，年度重点项目完成投资额首超3.5万亿元，同比增长近11%，增速分别高于同期基础设施、制造业12.9、10.1个百分点。

       能源安全保障有力有效。2025年原煤生产保持稳定，规上工业原煤产量同比增长1.2%。油、气产量双创历史新高，规上工业原油产量同比增长1.5%，规上工业天然气产量同比增长6.2%。电力供应平稳有序，一批特高压直流输电工程投产送电，电力系统互补互济水平持续提升。

       绿色低碳转型步伐加快。全年“风光”新增装机超过4.3亿千瓦、累计装机规模突破18亿千瓦，可再生能源发电装机占比超六成。可再生能源发电量达到约4万亿千瓦时，超过欧盟27国用电量之和（约3.8万亿千瓦时）。

       2025年，全国电力市场交易电量规模再创新高，累计完成交易电量6.64万亿千瓦时，同比增长7.4%。市场化交易电量占比持续提升，占全社会用电量比重达64%，同比提高1.3个百分点，相当于全社会用电量中，每3度就有2度为通过市场化交易完成。

       国家能源局市场监管司副司长王云波表示，2025年绿电交易量达3285亿千瓦时，同比增长38.3%，规模达到2022年的18倍，多年期绿电协议成交电量达600亿千瓦时，跨经营区常态化交易机制首次实现大湾区用户用上内蒙古绿电、长三角用户引入广西绿电，进一步满足企业绿色用能需求。

       随着绿证制度体系持续完善，我国绿证市场呈现量价齐升的良好态势。国家能源局综合司副司长张星表示，一方面，绿证交易规模持续扩大。2025年全国累计交易绿证9.3亿个，同比增长1.2倍，全年交易量超过历年总和。全国参与绿证交易的消费主体达到11.1万个，同比增长87.5%。另一方面，交易价格企稳回升。在政策和市场双重驱动下，绿证需求持续转旺，2025年下半年绿证平均交易价格约4.14元/个，较上半年增长90%。同时，绿证“走出去”获重大进展，2025年5月RE100无条件认可我国绿证，11月我国绿证首次亮相COP30取得积极反响。

       建成全球规模最大交直流混联大电网

       国家能源局电力司副司长刘明阳介绍，我国电网坚持“全国一盘棋”，实行统一规划、统一调度，建成全球规模最大、技术最复杂的交直流混联大电网。

      大范围资源配置能力持续提升——累计建成投运“24条直流、21条交流”共45条特高压输电通道，“西电东送”输送能力达到3.4亿千瓦，有力优化全国范围内电力资源配置。特高压（超高压）区域电网主网架不断完善，配电网供电保障能力和综合承载能力持续提升，有效支撑年均8000万千瓦新增电力负荷需求，保障全年用电量相当于美国、欧盟、日本总和的巨大体量电力安全可靠供应，且连续多年未发生大面积停电事故。促进能源绿色低碳转型成效显著，我国电网已成为全球最大的新能源消纳平台，有力支撑全国超18亿千瓦的新能源接入和高效消纳，助力2025年非化石能源消费比重超过20%。

       随着新能源装机占比快速提升和新型电力系统加速构建，未来电力系统将呈现高新能源渗透率、高电力电子化、高供需随机性等特点，呈现更高的复杂性和随机性，对电网发展提出新要求。国家发改委、国家能源局近期联合印发《关于促进电网高质量发展的指导意见》，提出到2030年初步建成以主干电网和配电网为重要基础、以智能微电网为有益补充的新型电网平台。

     《中国能源报》记者了解到，下一步，我国将着力构建主配微网协同发展的新格局，坚持统一规划、一体推进，让电网的“大动脉”“毛细血管”和“微循环”各司其职、高效协同。主干电网重在“强骨架、保安全、畅循环”，继续发挥电力供应“压舱石”和资源调配“主动脉”作用，夯实全国统一电力市场物理基础，支撑清洁能源资源广域调配。配电网重在“强基础、提能力、促互动”，强化与主干电网充分耦合，承载多元化源荷开放接入、双向互动，支撑分布式新能源合理发展，全面增强供电保障能力。智能微电网重在“促消纳、提可靠、拓场景”，将作为具有自平衡和自调节能力的电力新业态载体，支持多元主体接入，融入终端用户绿色用能场景，促进新能源就近开发、就地消纳，提升偏远地区和电网末端供电可靠水平。

        新型储能装机规模5年增长超40倍

       2025年，新型储能、氢能产业持续迸发增长，全年重点项目完成投资额较上一年实现翻番。国家能源局能源节约和科技装备司副司长边广琦介绍，新型储能装机较2024年底增长84%。截至2025年底，全国已建成投运新型储能装机规模达到1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，与“十三五”末相比增长超40倍，实现跨越式发展。平均储能时长2.58小时，相较于2024年底增加0.3小时。

       按地域，华北地区已投运新型储能装机规模占全国32.5%，西北地区占28.2%，华东地区占14.4%，南方地区占13.1%，华中地区占11.1%，东北地区占0.7%。过去一年，华北、西北为新型储能主要增长区，新增装机分别为2188万千瓦、1966万千瓦，分别占全国新增装机的35.2%、31.6%。

       按省份，受电力需求稳步增长、新能源快速发展及有力政策支持等多重驱动，新疆、内蒙古、云南、河北、山东等省区新型储能发展迅速，新增装机分别为1023万千瓦、1003万千瓦、613万千瓦、569万千瓦、404万千瓦。累计装机规模排名前三的省区分别为：内蒙古2026万千瓦、新疆1880万千瓦、山东1121万千瓦。河北、江苏、宁夏、云南、甘肃、浙江、河南、广东等8省区装机规模超500万千瓦。

       按单站规模，10万千瓦以上的大型化发展趋势明显。截至2025年底，10万千瓦及以上项目装机占比达72%，较2024年底提高约10个百分点；4小时及以上新型储能电站项目逐步增加，装机占比达27.6%，较2024年底提高约12个百分点。

       按应用场景，独立储能占比提升。2025年，独立储能新增装机3543万千瓦，累计装机规模占比为51.2%，较2024年底提高约5个百分点。从技术路线看，锂离子电池储能仍占主导地位，装机占比达96.1%，压缩空气储能、液流电池储能及飞轮电池储能等装机占比合计3.9%。

       与此同时，新型储能调用水平进一步提升。据初步统计，2025年全国新型储能等效利用小时数达1195小时，较2024年提升近300小时。其中，国家电网、南方电网经营区新型储能等效利用小时数分别为1175小时、1294小时。新型储能灵活调节能力日益凸显，在促进新能源开发消纳、提高电力系统安全稳定运行和电力保供水平等方面作用逐步增强。