去年，中国燃煤发电量和电力行业二氧化碳排放量出现十年来的首次下降。创纪录的风电和太阳能发电增量满足了全国大部分新增用电需求，而此前连续数年快速增长的用电需求也有所放缓。
不过，全国层面的拐点掩盖了省级间的差异：虽然有18个省份实现了电力行业减排，但仍有13个省份的排放出现增长。
清洁电力的增长既来自西北、华北的大型清洁电力基地，也来自东部主要用电中心。除三个省份外，其他省份的电力结构中清洁电力占比均有所提高。然而，全国化石能源发电量的下降主要集中在内蒙古和山东；这两个省份合计减少了约42太瓦时（TWh）的化石发电量，超过了全国净降幅。
中国的风电和太阳能建设速度远超其他任何国家。下一步的关键挑战在于电网系统究竟能吸纳多少新增清洁电力。如果在2025年避免严重的弃风弃光等利用率损失，风电和太阳能的实际发电量本可以再高出约13%，从而进一步替代约5%的燃煤发电。
与此同时，中国清洁电力的扩张在霍尔木兹海峡危机背景下为其能源供应提供了重要保障。中国相当一部分海运煤炭和天然气进口最终流向人口密集、用能集中的东部沿海地区，而这些进口在危机中可能受到阻碍。恰恰是在这些地区，2025年实现了全国超过三分之一的清洁电力增量，从而减轻了国际燃料价格上涨带来的冲击。
中国清洁电力增长的两大引擎
中国清洁程度最高的省级电力系统仍在很大程度上由地理条件决定，尤其是水电资源的丰富程度。但在2025年推动清洁发电增量最大的省份，却未必是电力结构最清洁的那些。
从电力结构来看，西藏和青海的非化石能源发电占比最高，不过西藏的电力系统规模较小。云南和四川的清洁电力仍主要依赖水电，风电和太阳能在重塑当地电力结构方面的作用目前仍相对有限。青海则有所不同：在其本已清洁的电力系统基础上，快速扩张的太阳能进一步推高了清洁发电占比。
在清洁发电增量方面，增长最快的省份主要分为两类截然不同的地区：一类是北方和西部资源丰富、以外送电为主的能源基地，这些地区新增了大量风电和光伏；另一类则是东部主要用电大省，它们通过扩大发电能力来满足不断增长的电力需求。
- 火电、水电和核电发电量：由中国电力企业联合会（China Electricity Council，简称CEC）按省份按月发布。
- 火电细分（煤电、燃气、生物质）：根据全球能源监测（Global Energy Monitor，简称GEM）提供的各省按燃料类型和年份的装机容量数据推算，并按全国各类电厂的平均利用小时加权估算。
- 风电和太阳能发电量：依据中国电力企业联合会发布的各省月度装机容量及利用小时计算。
- 弃风弃光及利用率损失：根据国家新能源消纳监测预警中心按省份发布的月度“利用率”数据计算；在未报告弃风弃光的情况下，利用率按其互补值估算。
- 总弃风弃光量：通过比较基于气象条件预测的风电和光伏利用率（假设不存在弃风弃光）与实际报告的利用率来估算。利用率预测基于对2020–2023年月度利用率与气象条件的回归模型拟合结果。
- 气象数据：用于预测利用率的气象数据包括各省风电和光伏电站位置的逐小时风速、气温、太阳辐照度和湿度，数据来源为NASA Power和CFSv2；电站位置数据来自全球能源监测。
- 损失发电量的价值：通过将五个主要用电省份2025年中长期电力交易价格的加权平均值应用于估算的风电和光伏损失电量来计算。
内蒙古的表现最为突出：其清洁发电量增加了约51太瓦时，增幅远超全省总发电量的增长，从而使化石能源发电量减少了约26太瓦时。河北呈现出类似趋势，得益于冀北清洁电力基地的大规模新增装机。新疆的清洁发电量也大幅增长，但化石能源发电仍在上升，部分原因是当地煤电仍在快速扩张。
沿海用电热点地区同样出现显著的清洁电力增量，但增幅不足以带动化石能源发电下降。广东、江苏和浙江均位列清洁发电增长最快的省份之列，但三地的化石能源发电量仍然上升。江苏最接近以非化石能源满足新增用电需求；广东约满足了新增需求的四分之三，浙江约满足一半。这三省也同时位列2025年新增煤电装机量最多的前五名。
电力结构变化最快的地区
一些最显著的结构性变化来自那些通常并非中国清洁电力版图的核心省份。贵州、天津、海南和广西的清洁发电占比增幅位居全国前列。在天津、海南和广西，这一增长主要得益于风电和光伏的强劲扩张，其中广西还受益于更为多元的清洁能源结构。贵州的增幅最大，但其中相当一部分来自降水增加和水资源状况改善带动的水电发电上升，而不仅仅是新增清洁能源装机。
一些化石能源占比较高的省份也取得了显著改善。河北和内蒙古受益于其作为大型清洁能源基地的地位。更引人注目的变化来自山西、安徽和河南。在这些仍与煤炭紧密相连的省份，无论是作为主要煤炭生产地，还是作为靠近东部需求中心的工业大省，清洁电力正开始削弱煤炭的主导地位。
甘肃则出现了清洁电力占比下降幅度最大的情况（下降约1.3%），反映出电力系统整合能力的日益紧张。换言之，随着弃风弃光压力上升，甘肃不得不依靠新增煤电来提供系统支撑。结果是煤电与风光发电几乎同步增长，使整体电力结构的改善受到限制。西藏和青海的清洁电力占比表现也偏弱，但若剔除水电因素，情况会明显改善：水电发电走低掩盖了风电和光伏的显著增长。
清洁电力是否真正压减了化石能源发电？
衡量各省进展最直接的标准，是清洁电力的增长是否压减了化石能源发电，从而带来排放下降。
正如前文所述，内蒙古和山东表现最为突出。两地合计减少了约42太瓦时的化石能源发电量，超过了全国净降幅。其中内蒙古下降26太瓦时，表现最为明显。山东则在作为中国最大工业省份之一的情况下仍削减了约17太瓦时。尽管山东在2025年新增了3.8吉瓦（GW）煤电，但同时关停了3.3吉瓦。
山西、湖北、贵州、广西、河南、安徽、天津和河北也都减少了煤电和燃气发电。其中不少省份过去并不被视为电力行业脱碳的领先者。
浙江、甘肃和广东的化石能源发电增幅最大。新疆的化石发电量也有所上升，说明弃风弃光和利用率损失如何阻碍风电和光伏对化石能源的有效替代。
瓶颈：风电与光伏如何转化为可用电力
2024和2025年，官方报告的弃风弃光量大幅上升，而风电和光伏利用率的下降幅度甚至超过了官方弃电数据所反映的程度。官方利用率数据只统计系统层面的弃电，不包括因市场交易、电网接入条件及其他“特殊”原因导致的部分发电损失。
根本问题在于：煤电机组、输电网络以及市场机制尚未足够快速地适应吸纳中国庞大风光装机所需的灵活运行方式，尤其是在2025年新增装机规模巨大的背景下。政策框架在2024年也变得更为宽松，其中一个关键基准被下调：电网必须消纳的风电和光伏潜在发电量比例从95%降至90%。
如果在2025年避免这些利用率损失，风电和光伏的发电量本可以提高13%，足以进一步替代约5%的燃煤发电。损失的发电量价值约为170亿美元（约1153.7亿人民币），这也部分解释了储能行业的爆发式增长。2025年，中国新增储能装机达到66.4吉瓦，同比增长约52%。
只有当电力系统能够实际吸纳新增的可再生能源时，装机增长才能转化为实质性的减排效果。
从绝对规模来看，发电损失最集中的省份包括新疆、内蒙古、甘肃、河北、山东和青海。从弃电率来看，西藏最为突出，尽管其电力系统规模较小；新疆、青海、甘肃和广西的弃电率（包括官方报告和估算的未报告部分）也都处于高位。这也解释了为何一些清洁电力装机规模最大的省份仍难以压减化石能源发电：只有当电力系统能够实际吸纳新增的可再生能源时，装机增长才能转化为实质性的减排效果。
与之形成鲜明对比的是，江苏、安徽、河南和江西在将风电和光伏发电占比提升至20%以上的同时，保持了相对较低的弃电水平，并避免了大规模的利用率损失。宁夏的表现也值得关注：在西部省份中，它最接近实现“高风光占比+低弃电率”的组合。
中央政府也已将风电和光伏的弃电问题视为能源转型面临的核心挑战之一。今年4月发布的相关指导意见进一步强调要提升清洁电力的消纳能力。实践层面，这意味着煤电机组需要更加灵活运行：在可再生能源发电量高时主动让位，需要时再提供支撑。同时，政府也在大规模投资跨区输电通道，并推动可再生电力的新增需求渠道，例如绿电直供、零碳产业园以及绿色燃料等。
清洁电力正在提升中国的能源安全
清洁电力正在降低中国对进口燃料的依赖程度。正如习近平主席早在2024年所指出的，中国清洁电力的迅猛发展正日益成为一项能源安全战略。中国用于发电的海运煤炭和天然气进口几乎全部流向少数几个地区：长三角、广东、福建、河北和山东。
2020–2025年约34%的清洁发电增量就发生在这些沿海燃料进口省份本身。如果将通过远距离输电线路从西北地区送来的风电和光伏计算在内，这一比例上升至38%。换言之，中国超过三分之一的清洁电力增量正流向最依赖进口化石燃料的地区，从而在当前全球化石燃料危机中为国家提供了重要缓冲。
这些化石燃料进口省份获得的清洁电力增量总计730太瓦时，相当于中国液化天然气进口量的1.5倍，假设所有液化天然气都用于发电。
通过在沿海需求中心扩大清洁电力供应，或通过跨区输电将清洁电力输送至这些地区，中国能够在不依赖海外运输燃料的情况下满足更多电力需求。从这个意义上说，清洁电力已同时成为减排工具和能源安全资产。
