国际能源署发布《电力2026》

2026年2月6日，国际能源署发布关于全球电力系统和市场的年度报告《电力2026》，对支撑这一新时代的近期发展趋势和相关政策进展进行了深入分析。报告涵盖了对部分国家、各地区以及全球范围内电力需求、供应状况和二氧化碳排放的预测。与此前三年期展望相比，本年度报告将预测期延长至2026—2030年，为期五年。

随着电气化进程不断加快，全球电力需求持续快速增长，这主要得益于工业、交通和建筑等领域电气化水平的不断提升。同时，人工智能、数据中心等全球最具活力的经济领域，以及持续推进的技术创新，也在推动电力消费不断攀升。

随着用电量持续增长，电力系统需要具备更高的灵活性，以在确保安全和经济高效运行的前提下，整合日益多样化的发电来源，并适应不断变化的用电需求和技术形态。今年的报告对此类挑战给予了重点关注，专门设置了电网和系统灵活性相关章节，并对需求响应和公用事业规模电池的发展情况进行了详细更新。报告的主要内容如下：

一、随着电气时代的到来，到2030年电力需求预计将强劲增长

预计在2026—2030年期间，全球电力需求将以年均3.6%的较快速度增长，主要受工业、电动汽车、空调和数据中心用电需求持续上升的推动。2025年，全球电力需求同比增长3%；而在此前的2024年，由于多地出现极端高温天气叠加工业活动表现强劲，电力需求增幅高达4.4%。从中长期看，未来五年全球电力需求的年均增长率预计将比过去十年的平均水平高出约50%。

在过去三十年中，2024年首次出现了全球电力需求增速（不含危机导致的异常中断时期）超过经济增长的情况。这一现象标志着结构性变化的开始，预计在未来几年将更加普遍。尽管2025年受天气条件影响，这一趋势出现了一定程度的短期回落，但从长期来看，电力需求与经济活动之间的传统关系正在发生根本性转变，并将成为预测期内的一个显著特征。到2030年，电力消费的增长速度预计至少将达到总体能源需求增长速度的2.5倍。

从地区分布看，新兴经济体仍是全球电力需求增长的主要推动力量。到2030年，新兴经济体预计将贡献近80%的新增电力消费量。尽管印度和东南亚在未来十年中将逐步成为推动能源需求增长的重要力量，但到2030年，中国仍将是全球电力需求增长的最大单一贡献国，其增量预计占全球总增长量的近50%。在未来五年内，仅中国新增的电力需求就相当于当前欧盟的总电力消费量，年均增长率预计为4.9%。这一水平接近其2025年约5%的增长速度，但低于过去十年6.5%的平均增速。与此同时，到2030年，印度和东南亚在新兴经济体中的需求贡献预计将显著上升，主要受强劲的经济增长和空调需求快速增加的推动，这也将同步抬升年度用电量和电力系统峰值负荷。

在经历了约15年的需求停滞之后，发达经济体的电力需求增长开始重新加速。这一趋势表明，全球正在迈入一个新阶段，在该阶段中，电力成为人工智能、数据中心、先进制造业等全球最具活力经济部门的重要能源投入。2025年，发达经济体对全球电力需求增长的贡献接近20%，高于2024年的17%。预计在整个预测期内，这一比例将平均维持在20%左右，主要由工业活动回暖以及数据中心、电动汽车等终端用电需求持续扩张所推动。

具体来看，美国2025年电力需求增长2.1%，预计到2030年年均增速将接近2%，其中约一半的增长来自数据中心的快速扩张。在2025年电力需求增幅不足1%之后，欧盟的电力需求预计将明显回升。在假设工业活动适度反弹的情景下，欧盟电力需求预计在2030年前将保持约2%的年均增长率，尽管整体用电水平预计在2028年之前仍难以恢复至2021年的水平。此外，澳大利亚、加拿大、日本和韩国等其他发达经济体的电力需求增长速度也预计将在2030年前逐步加快。

二、到2030年，全球一半的电力预计将由可再生能源和核能提供

可再生能源发电量已超过煤炭发电量，这一结果与国际能源署此前的预测一致。2025年，受太阳能光伏发电量创历史新高的带动，可再生能源发电量快速增长，整体水平已几乎与基于最新可用数据测算的煤炭发电量持平。尽管部分地区水电发电量有所下降，且欧洲风电增速低于平均水平，对可再生能源发电量的整体增长形成了一定制约，但并未改变其持续扩张的总体趋势。

展望未来，到2030年，可再生能源发电量预计将以每年约1000太瓦时（TWh）的规模持续增加，其中仅太阳能光伏发电量的年增量就将超过600太瓦时。按比例计算，可再生能源发电量预计将保持约8%的年均增长率。到2030年，可再生能源与核能合计占全球发电量的比重预计将接近一半。

核能方面，2025年全球核能发电量创下历史新高，并预计在2030年前保持稳步增长。这一增长主要得益于日本反应堆的重启、法国核电发电量的回升，以及中国、印度和其他国家新增核电产能的投运。到2030年，核能发电量增长的主体预计将集中在新兴经济体，其中中国预计将贡献全球核能增量的约40%。与此同时，在支持性政策框架的推动下，核能在许多发达经济体中重新获得战略重要性，通过延长现有反应堆运行寿命和建设新产能，持续发挥其在电力系统中的作用。

三、尽管煤炭发电全球竞争力下降，但在2030年前仍将是电力供应的单一最大来源

从全球整体看，2025年燃煤发电量总体保持平稳，但各地区的变化趋势与以往年份有所不同。在印度和中国，受电力需求增速放缓以及可再生能源快速扩张的影响，煤炭使用量有所下降；而在美国，由于天然气价格较2024年明显走高，加之在联邦政策支持下煤电机组退役节奏放缓，电力行业的煤炭使用量出现回升。在欧盟，尽管太阳能发电量创下新纪录，但水电和风电产量偏低，部分抵消了太阳能的增量，从而限制了煤炭使用量的整体下降幅度。

展望2026—2030年，全球新增电力需求预计将全部由可再生能源、天然气和核能共同满足。在可再生能源和核能发电持续扩张的同时，燃气发电量预计将在2030年前以年均2.6%的速度增长，这一增速与2019年水平相当，明显高于过去五年约1.4%的年均增长率。燃气发电增长主要由美国电力需求上升以及中东地区从石油向天然气的燃料结构转换所推动。

在此过程中，可再生能源、天然气和核能预计将逐步挤出煤炭发电。到2030年，全球煤炭发电量预计将小幅下降，并回落至接近2021年的水平。其中，中国燃煤发电量预计略有下降，而印度、东南亚及其他地区的增长则有望被欧洲和美洲的下降所抵消。总体来看，到2030年，可再生能源预计将成为全球电力生产中占比最大的电源，但煤炭仍将是单一最主要的发电燃料。

四、不断发展的电力系统使得电网和灵活性成为政策制定关注的焦点

电力时代的到来，要求迅速而高效地扩展电网，并显著提升系统灵活性，以在确保安全和经济高效运行的前提下，整合不断变化的发电、用电需求和储能结构。随着太阳能光伏和风能发电量持续快速增长，其在全球发电中的占比预计将从目前的17%提高至2030年的27%。与此同时，电动汽车、热泵以及数据中心等高度集中的新型用电负荷也将快速增加。然而，在全球范围内，价值超过2500吉瓦（GW）的项目：包括可再生能源、储能以及具有大规模负载的项目（如数据中心）目前仍滞留在电网接入排队中。由于电网投资长期滞后于发电能力建设，许多电力系统已经开始面临由拥堵引发的限发和削减负荷问题。要满足到2030年不断增长的电力需求，全球年度电网投资需在目前约4000亿美元的基础上提高约50%，同时还需要大幅扩展与电网相关的供应链能力。与此同时，为满足峰值负荷而建设的电网在非高峰时段往往存在大量闲置容量。随着电网建设和系统灵活性在政策议程中的重要性不断上升，更高效地利用现有电网资源，有助于缓解拥堵并加快新项目的并网进程，同时电网扩建工作仍将持续推进。

除大规模电网扩建外，增强电网技术和推进监管改革等配套措施，也能够在短期内释放显著的可接入容量。本报告中的国际能源署分析显示，这些措施的协同实施有望腾出足够的容量，以接入当前处于排队状态的约1200—1600吉瓦、已进入较为成熟阶段的项目。其中，约750—900吉瓦的项目可通过更具灵活性、非固定的电网接入协议实现并网。这类协议通常能够加快接入进程，但附带一定运行限制，并可在电网升级完成前释放额外的承载能力。另有约450—700吉瓦的容量，则可通过部署动态线路评级、先进潮流控制等增强电网技术，以及实施更大规模的升级改造（如线路重构和电压提升）来释放。要充分实现这一潜力，需要同步更新监管框架，并及时推进相关技术解决方案的落地。

在提升系统灵活性方面，大规模电池储能的部署正在迅速加速，已成为短期灵活性的重要来源。尽管传统发电设施仍是电力系统灵活性的主要支撑，但规模不断扩大的电池集群正在电力供应安全中发挥越来越重要的作用。这一趋势在太阳能光伏和风能占比快速提升的地区尤为明显。近年来，加利福尼亚州、德国、南澳大利亚州、得克萨斯州和英国等市场均出现了公用事业规模电池容量的显著增长。随着电池成本持续下降，其竞争力不断增强；与此同时，进一步降低市场准入壁垒并解决系统集成方面的挑战，将有助于释放电池储能的全部潜力。

五、预计到2030年，全球电力生产所造成的排放量将趋于稳定

2025年，全球电力行业的二氧化碳排放量总体保持平稳。展望2026—2030年，随着可再生能源和核能在发电结构中的占比持续提升，电力行业排放预计将维持在相对稳定的水平。尽管如此，电力生产仍然是能源相关排放的最大来源，每年约排放139亿吨二氧化碳。

在2022—2024年期间，全球电力生产排放量年均增长约1.4%，但这一上升趋势在2025年已明显趋缓并基本稳定。从强度指标看，与十年前相比，全球电力的二氧化碳排放强度已下降14%。随着低排放发电比例进一步提高，这一强度指标预计将在2030年前以更快的速度持续下降。

六、可负担性和竞争力成为焦点

电力可负担性仍然是全球面临的关键议题。自2019年以来，许多国家的家庭用电价格涨幅已超过居民收入的增长速度。尽管与能源和供应相关的电力价格已从危机时期的峰值回落，但整体水平仍明显高于2019年。与此同时，网络费用、税收及其他收费等非能源成本在居民电费账单中所占比例依然较高，且呈上升趋势。在不少国家，电力税负高于天然气，这在一定程度上削弱了家庭在供暖、烹饪和热水供应等领域向电气化转型的经济激励。

政策制定者正日益关注通过完善政策框架、市场设计和监管机制来改善电力可负担性，并推动终端用能电气化。如何在确保电价处于可承受范围的同时，真实反映系统成本并激励需求侧灵活性，正逐渐成为一项核心挑战。更加灵活、高效地利用现有电力基础设施，有助于控制未来系统成本，并为消费者带来更大的节约空间。

与此同时，各地区之间的电价差异依然显著，并持续加大跨区域竞争压力。2025年，多个地区和国家的平均批发电价同比上涨，其中包括欧盟和美国，主要反映了天然气价格走高的影响；而澳大利亚、印度等国家的电价则出现下降。对于能源密集型产业而言，这种区域间电价差异带来的竞争压力尤为突出，且短期内仍将持续存在。

七、保障电力系统的安全性和稳定性是一项至关重要的任务

保障电力系统的安全性和稳定性已成为当前电力转型中的一项关键任务。近年来，全球多起大规模停电事件凸显了电力安全对现代经济和社会运行的重要性。随着电力系统复杂性不断上升，其面临的风险也在持续加大，主要来源包括基础设施老化、极端天气事件增多、网络安全威胁以及其他新兴脆弱点。

2025年，智利、伊比利亚半岛和墨西哥发生的停电事件造成了广泛影响，进一步暴露了系统在高负荷和复杂运行条件下的脆弱性。此外，芬兰与爱沙尼亚之间的EstLink-2海底电缆故障、希思罗机场变电站火灾以及柏林发生的纵火袭击等近期事件，也凸显了关键电力基础设施在物理安全和运行韧性方面面临的严峻挑战。

在此背景下，加强关键基础设施的物理防护，并部署先进的监测和早期预警系统，对于防范各类威胁至关重要。随着电气化持续推进，保障可靠供电日益依赖于坚强的电网结构、有韧性的供应链以及多样化的系统灵活性资源。同时，满足不断变化的系统运行需求，还需要建立更加现代化的运营框架，包括更新电网技术规范、细化备用容量要求以及构建更加灵活和适应性的监管体系。

参考文献：

[1] IEA(2026),Electricity 2026,IEA,Paris.[EB/OL].(2026-02-06）.https://iea.blob.core.windows.net/assets/f545917a-b119-4495-957b-fcc263deb391/Electricity_2026.pdf.