2026年电力管理报告

2026年电力管理报告2026年是我国国民经济和社会发展第十五个五年规划开局之年，也是新型电力系统建设由“试点突破”向“全域推进”的关键过渡年。全国电力管理工作坚持稳中求进工作总基调，完整、准确、全面贯彻新发展理念，统筹发展和安全，锚定碳达峰碳中和战略目标，围绕电力供应保障、绿色低碳转型、市场化改革、数字化升级、民生用能保障五大核心任务，系统完善治理体系，强化政策协同，狠抓落地见效，全年电力运行总体平稳，结构调整超出预期，治理效能持续提升，为经济社会高质量发展提供了坚实可靠的电力支撑。12026年电力供需总体形势1.1全社会用电量增长特征2026年，全国全社会用电量达到10.21万亿千瓦时，同比增长4.2%，增速较2025年回落0.3个百分点，符合“十五五”时期电力消费中速增长的预期。分产业看，第一产业用电量1502亿千瓦时，同比增长5.1%，占全社会用电量的比重为1.47%，主要受农业生产电气化、智慧灌溉、农产品加工电气化推广带动；第二产业用电量7.15万亿千瓦时，同比增长3.5%，占比为70.0%，仍是拉动电力消费的核心动力，其中高技术及装备制造业用电量1.52万亿千瓦时，同比增长7.3%，占第二产业用电量的21.3%，占比较2025年提升0.7个百分点，钢铁、建材、化工、有色四大高耗能行业用电量合计4.21万亿千瓦时，同比增长2.1%，占第二产业用电量的58.9%，占比下降0.6个百分点，工业结构绿色转型成效显现；第三产业用电量1.79万亿千瓦时，同比增长6.8%，占比为17.5%，主要受数字经济、现代服务业、文旅消费恢复增长带动，其中数据中心用电量同比增长18.2%，充换电服务业用电量同比增长41.7%；城乡居民生活用电量1.12万亿千瓦时，同比增长5.5%，占比为11.0%，主要受居民生活电气化水平提升、电采暖推广、家用电动汽车普及等因素带动。分区域看，东部地区用电量4.23万亿千瓦时，同比增长3.7%，占全国的41.4%，其中长三角、粤港澳大湾区用电量增速分别为4.0%、4.2%，高新技术产业和服务业带动作用明显；中部地区用电量2.37万亿千瓦时，同比增长4.5%，占比23.2%，产业转移带来的制造业用电增长是主要动力；西部地区用电量3.02万亿千瓦时，同比增长4.9%，占比29.6%，新能源基地建设、高载能产业绿色转型带动用电增长；东北地区用电量0.59万亿千瓦时，同比增长2.8%，占比5.8%，工业复苏和冬季电采暖需求拉动增长。1.2电力供应能力建设情况截至2026年底，全国全口径发电装机容量达到43.8亿千瓦，同比增长9.6%，其中非化石能源发电装机容量27.6亿千瓦，占总装机的比重为63.0%，较2025年提升2.8个百分点，电力结构转型持续提速。分电源类型看：常规水电装机3.97亿千瓦，同比增长1.8%，全年新增投产530万千瓦，主要集中在西南流域；抽水蓄能装机7800万千瓦，同比增长18.2%，全年新增投产1200万千瓦，调节能力持续增强；风电装机7.65亿千瓦，同比增长12.7%，全年新增投产8650万千瓦，其中陆上风电6.98亿千瓦，海上风电6700万千瓦，海上风电占风电总装机的比重提升至8.8%；光伏发电装机14.9亿千瓦，同比增长18.3%，全年新增投产2.3亿千瓦，其中集中式光伏7.7亿千瓦，分布式光伏7.2亿千瓦，分布式光伏占光伏总装机的比重达到48.3%，整县屋顶分布式光伏试点覆盖全国76%的县域；核电装机7700万千瓦，同比增长6.9%，全年新增投产500万千瓦，在运在建机组总规模位居世界第一；生物质及其他可再生能源装机5600万千瓦，同比增长5.7%，全年新增投产300万千瓦。化石能源装机方面，全国煤电装机11.8亿千瓦，同比增长1.7%，全年新增投产3500万千瓦（全部为支撑性调节性煤电），退役2000万千瓦，净增1500万千瓦，煤电定位加快向基础保障性和系统调节性电源转型；气电装机1.78亿千瓦，同比增长8.5%，全年新增投产1400万千瓦，主要布局在负荷中心地区，承担尖峰保供职责。电网建设方面，2026年全国电网建设投资完成7650亿元，同比增长8.3%，其中配电网投资完成5030亿元，占电网总投资的比重为65.7%，配网升级改造持续推进。全年新增220千伏及以上输电线路长度7.9万公里，新增变电容量5.1亿千伏安。特高压建设加快推进，全年投产特高压交流工程2项、特高压直流工程2项，跨省跨区输电总能力达到3.6亿千瓦，同比增长9.1%，西电东送、北电南供的资源配置格局进一步完善。1.3电力供需平衡态势2026年全国电力供应总体充足，供需呈现“总体紧平衡、尖峰有缺口、局部时段错配”的特征。全年全国最大发电负荷达到15.6亿千瓦，同比增长5.2%，最大负荷利用小时数为4321小时，同比下降48小时。夏季全国统一调度口径最大负荷14.8亿千瓦，冬季最大负荷13.9亿千瓦，尖峰负荷增长快于用电量增长，主要受空调、电采暖等温控负荷增长带动。分时段看，全年电力供需偏紧时段主要集中在夏季7-8月、冬季12月至次年1月，其中华东、华中、南方区域部分省份在夏季尖峰时段存在约1800万千瓦的电力缺口，主要受高温天气导致空调负荷激增、新能源出力波动、外来电不稳等因素影响；东北、西北区域冬季供暖期存在一定的电煤调运压力，整体供应可控。新能源消纳方面，全年全国新能源利用率达到97.6%，同比提升0.4个百分点，其中风电利用率96.9%，光伏发电利用率97.8%，但三北地区新能源消纳压力依然较大，甘肃、青海、内蒙古新能源利用率分别为95.2%、95.7%、96.1%，主要受新能源装机增长快于负荷增长、外送通道能力不足等因素制约。2年度重点管理工作进展2.1电力安全保供体系建设坚持底线思维，强化电力供应保障全链条管理，构建“源网荷储”协同的保供体系。一是支撑调节能力建设持续提速。出台《“十五五”支撑性调节性电源建设实施方案》，明确煤电灵活性改造、抽水蓄能、新型储能的建设目标和激励政策。全年完成煤电灵活性改造容量4200万千瓦，累计改造规模达到3.2亿千瓦，占全国煤电装机的27.1%，改造后煤电调峰能力最低达到额定容量的50%，部分机组达到40%。加快新型储能发展，出台《新型储能参与电力市场交易导则》，明确独立储能、用户侧储能的市场主体地位，全年新增新型储能装机2400万千瓦/5100万千瓦时，累计装机达到8200万千瓦/17200万千瓦时，平均放电时长提升至2.1小时，其中独立储能占比达到38.5%。抽水蓄能建设加快推进，全年新开工抽水蓄能项目15个，总装机规模1800万千瓦，在建规模达到6200万千瓦。二是需求侧管理能力显著提升。修订《电力需求侧管理办法》，完善需求响应、可中断负荷管理机制，推动需求侧资源成为系统调节的重要力量。截至2026年底，全国最大需求响应能力达到7000万千瓦，占全国最大负荷的4.5%，其中可中断负荷4200万千瓦，尖峰需求响应2800万千瓦。虚拟电厂建设加快推进，全国省级及以上虚拟电厂试点达到47个，聚合容量达到1850万千瓦，其中江苏、广东、浙江等地虚拟电厂已常态化参与电力现货市场和辅助服务市场。深化分时电价机制，全国所有省份均已实施尖峰电价政策，工商业用户峰谷电价差平均达到4.2:1，部分省份达到6:1，有效引导用户错峰用电。三是电力燃料保障机制不断完善。强化电煤中长期合同刚性约束，2026年全国电煤中长期合同签订量达到23.5亿吨，覆盖率达到96%，履约率提升至98.2%，电煤价格保持在合理区间，全国电煤平均到场价为780元/吨，同比下降2.1%。完善电煤库存管理机制，全国统调电厂电煤库存平均可用天数达到26天，同比提升2天，迎峰度夏、迎峰度冬期间库存可用天数稳定在28天以上。加强天然气供应保障，建立气电天然气保供联动机制，气电供暖季天然气保障率达到92%，全年气电发电量达到6100亿千瓦时，同比增长7.3%，尖峰保供作用充分发挥。四是电网安全运行管理持续强化。落实《电力安全风险分级管控和隐患排查治理双重预防机制建设要求》，构建覆盖电源、电网、负荷、储能的全链条安全风险防控体系。2026年全国220千伏及以上输电线路故障停运率为0.062次/百公里·年，同比下降5.2%；全国城市供电可靠率达到99.987%，同比提升0.003个百分点，用户平均停电时间缩短至1.14小时/年；农村供电可靠率达到99.921%，同比提升0.012个百分点，用户平均停电时间缩短至6.92小时/年。跨省跨区电网安全稳定运行水平持续提升，全年未发生重大及以上电网事故，一般电网事故同比下降12%。2.2电力绿色低碳转型推进锚定双碳目标，推动新能源规模化、高质量发展，加快构建适应高比例新能源的新型电力系统。一是新能源开发布局持续优化。加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设，第一、第二批大基地项目全部建成投产，第三批大基地项目开工率达到75%，截至2026年底，全国大型风电光伏基地累计并网容量达到4.8亿千瓦，其中沙戈荒地区基地占比达到82%。优化分布式新能源发展政策，出台《分布式光伏并网管理细则》，简化并网流程，提升并网服务效率，全年分布式光伏新增装机1.1亿千瓦，占光伏新增装机的47.8%，整县屋顶分布式光伏试点县平均屋顶光伏覆盖率达到21%。推动海上风电规模化发展，出台《海上风电开发建设管理办法》，规范海上风电用海、并网管理，全年海上风电新增装机1600万千瓦，累计装机达到6700万千瓦，产业集群效应逐步显现。二是系统消纳能力持续提升。修订《风电场接入电力系统技术规定》《光伏发电站接入电力系统技术规定》，明确新能源场站必须具备惯量支撑、一次调频、无功调节、低电压穿越等并网性能，2026年新建新能源场站并网性能达标率达到100%，已建新能源场站改造完成率达到45%。完善新能源消纳保障机制，落实省级行政区域新能源消纳责任权重，2026年全国非水电可再生能源电力消纳责任权重达到28.5%，实际完成29.1%，超额完成目标。建立跨省跨区新能源消纳长效机制，全年跨省跨区新能源交易电量达到1.2万亿千瓦时，同比增长18.5%，占跨省跨区总交易电量的31.6%。三是绿电绿证体系不断完善。扩大绿电交易规模，丰富绿电交易品种，推出绿电中长期交易、绿电现货交易、绿电零售套餐等多种产品，2026年全国绿电交易电量达到5200亿千瓦时，占全社会用电量的比重为5.1%，同比提升2.0个百分点，其中跨省绿电交易电量1820亿千瓦时，占绿电总交易电量的35.0%。完善绿证核发交易机制，实现绿证与绿电交易的衔接，2026年全国累计核发绿证3600亿个，同比增长42%，累计交易量达到2300亿个，同比增长58%，绿证价格稳定在50-60元/个，有效体现绿色环境价值。推动绿证与碳排放权交易市场的衔接，出台《绿证核证减排量纳入全国碳市场管理办法（试行）》，开展试点工作，鼓励企业通过购买绿证抵消碳排放。四是重点领域电能替代深入推进。出台《“十五五”电能替代实施方案》，明确工业、建筑、交通、农业农村等重点领域的电能替代目标和支持政策，2026年全国电能替代电量达到1.15万亿千瓦时，占全社会用电量的比重为11.3%，同比提升0.8个百分点。工业领域，重点推进电窑炉、电锅炉、电烘干等替代，完成工业电能替代电量5800亿千瓦时，占替代总量的50.4%；建筑领域，推广热泵、电采暖、电炊事等，完成建筑领域电能替代电量2700亿千瓦时，占比23.5%；交通领域，加快电动汽车、港口岸电、机场APU、电气化铁路等推广，完成交通领域电能替代电量2200亿千瓦时，占比19.1%，其中充换电设施用电量达到2450亿千瓦时，同比增长41.7%；农业农村领域，推广智慧灌溉、农产品加工电气化等，完成替代电量800亿千瓦时，占比7.0%。2.3电力市场化改革深化加快建设全国统一电力市场体系，完善电价机制，激发市场主体活力，提升电力资源配置效率。一是全国统一电力市场体系框架基本形成。出台《全国统一电力市场建设总体方案（2026-2030年）》，明确统一市场的建设路径、重点任务和时间节点。全国电力交易中心功能持续完善，实现与省级电力交易中心的互联互通，交易品种覆盖中长期、现货、辅助服务、绿电、绿证等。2026年全国电力市场交易电量达到8.17万亿千瓦时，占全社会用电量的比重为80.0%，同比提升4.7个百分点，其中中长期交易电量6.92万亿千瓦时，占市场交易电量的84.7%，发挥市场“压舱石”作用。跨省跨区交易机制不断完善，打破省间壁垒，推动跨省跨区资源自由流动，全年跨省跨区交易电量达到3.8万亿千瓦时，同比增长9.8%，占全社会用电量的37.2%。二是电力现货市场实现全覆盖。2026年所有省级行政区均启动电力现货市场长周期连续运行，其中13个省份实现现货市场与中长期市场、辅助服务市场的顺畅衔接，现货价格信号逐步理顺。完善现货市场价格形成机制，设置合理的价格上限和下限，全国省级现货市场平均电能量价格为0.45元/千瓦时，峰谷价差平均达到4.2:1，尖峰时段电价较峰段电价上浮20%，有效引导电源侧增发、用户侧错峰。推动现货市场向用户侧放开，全国参与现货市场的用户数量达到125万户，其中中小微企业占比92%，零售市场套餐数量平均每个省份达到22种，满足不同用户的差异化需求。三是辅助服务市场加快发展。修订《电力辅助服务管理办法》，明确辅助服务的品种、定价机制、成本分摊方式，将新型储能、虚拟电厂、可中断负荷、分布式新能源等纳入辅助服务市场主体范围。2026年全国电力辅助服务市场交易规模达到620亿元，同比增长28%，其中调峰服务占比52%，调频服务占比24%，备用服务占比18%，其他辅助服务占比6%。辅助服务成本分摊机制不断完善，逐步建立“谁受益、谁承担”的成本分摊机制，用户侧承担辅助服务费用的比例达到28%，有效激发用户侧参与调节的积极性。四是电价机制改革持续深化。推进第四轮输配电价改革，核定2026-2028年监管周期输配电价，进一步完善输配电价结构，按电压等级、用户类型精准核定输配电价，逐步理顺交叉补贴。出台《工商业用户电价形成机制改革方案》，全面取消工商业目录销售电价，工商业用户全部进入市场，通过市场交易形成用电价格，2026年工商业用户市场化率达到98.5%。完善居民阶梯电价制度，优化居民峰谷分时电价政策，鼓励居民错峰用电，居民用电价格总体保持稳定，对低收入群体实行免费用电基数政策，保障基本用电需求。2.4电力数字化智能化升级加快数字技术与电力行业深度融合，推进新型电力系统数字基础设施建设，提升电力系统智能化水平。一是电力数字基础设施持续完善。加快电力物联网建设，截至2026年底，全国220千伏及以上变电站全部实现物联网接入，10千伏配网设备物联网接入率达到82%，智能电表覆盖率达到99.7%，用电信息采集成功率达到99.85%。推进电力算力基础设施建设，布局建设12个区域级电力数据中心，总算力规模达到180EFLOPS，满足新能源功率预测、电网调度、智能运维等场景的算力需求。完善电力通信网络，5G在电力行业的应用场景不断拓展，电力5G基站数量达到12万个，覆盖所有地级市和部分县域，实现电网关键环节的5G通信全覆盖。二是智能电网建设成效显著。推进特高压电网智能化升级，新建特高压工程全部采用智能化设计，已投运特高压工程智能化改造完成率达到55%，智能巡检覆盖率达到100%，运维效率提升40%。加快智能配电网建设，全国智能配网覆盖率达到68%，城市核心区配网故障自愈时间缩短至5秒以内，农村配网故障处理时间缩短至30分钟以内，供电可靠性显著提升。推进智能变电站建设，2026年新建变电站全部为智能变电站，已投运110千伏及以上智能变电站占比达到62%，变电站无人值守率达到95%以上。三是数字技术融合应用持续深化。推进人工智能在电力系统中的应用，省级及以上电网调度中心全部实现AI辅助决策，调度效率提升30%，新能源日前功率预测准确率平均达到90.2%，日内15分钟级预测准确率达到95.1%，有效提升新能源消纳能力。推广区块链技术在绿电交易、电力溯源、供应链管理等场景的应用，绿电交易全部实现区块链存证，溯源准确率达到100%，有效杜绝绿电造假。推进数字孪生技术应用，建成省级电网数字孪生平台8个，实现电网运行状态的实时映射、仿真模拟和风险预判，电网故障预警准确率提升至92%。四是电力数据要素价值逐步释放。出台《电力数据要素价值释放行动方案》，明确电力数据共享开放、开发利用的机制和路径。全国所有省级行政区域均建成电力数据共享开放平台，累计开放数据目录217项，涵盖用电服务、电网运行、新能源发展等领域，面向政府、企业、公众提供数据服务。深化电力大数据应用，在宏观经济分析、生态环境监管、企业信用评估、乡村振兴等领域打造56个典型应用场景，其中电力大数据辅助宏观经济监测准确率达到93%，为政府决策提供了重要支撑。培育电力数据要素市场，探索电力数据资产登记、评估、交易机制，2026年电力数据交易规模达到12亿元，带动相关产业增值超过900亿元。2.5民生用能保障与普遍服务坚持以人民为中心的发展思想，强化民生用能保障，提升电力普遍服务水平，助力乡村振兴。一是农村电网改造升级持续推进。实施农村电网巩固提升工程，2026年完成1.6万个行政村的配电网升级改造，新增农村配变容量1200万千伏安，新建改造10千伏及以下线路18万公里，农村电网供电能力显著提升。截至2026年底，全国农村地区供电可靠率达到99.921%，综合电压合格率达到99.75%，户均配变容量达到2.9千伏安，较2025年提升0.1千伏安，基本实现农村电网供电服务均等化。二是低收入群体用能保障机制不断完善。落实居民阶梯电价第一档免费用电基数政策，对低保户、五保户、边缘易致贫户等低收入群体实行每年每户1200千瓦时的免费用电额度，2026年全国覆盖低收入群体2150万户，减免电费合计108亿元，有效减轻低收入群体用能负担。建立动态调整机制，根据居民基本生活用电需求、物价水平等因素，适时调整免费用电基数，确保低收入群体基本用电需求得到保障。三是乡村电气化水平持续提升。实施乡村电气化提升工程，2026年建成1200个乡村电气化示范村，涵盖农业生产、乡村产业、农村生活等领域，推广智慧灌溉、电烘干、电采暖、电动农机等电气化技术。全国乡村人均用电量达到1280千瓦时/年，同比增长6.3%，农村生活用电电气化率达到85%，同比提升3个百分点。推动农村新能源发展，截至2026年底，全国村级光伏电站累计达到47万个，覆盖全国58%的行政村，村集体年均收益达到5.2万元，有效助力乡村振兴。四是重点民生领域供电保障持续强化。完善重要用户供电保障机制，对医院、学校、交通枢纽、供水供气等重要用户实行“一户一档”管理，重要用户双电源覆盖率达到97.5%，同比提升2.3个百分点。加强应急能力建设，全国配置应急发电车2600台，平均每百万人口拥有1.8台，应急响应时间缩短至28分钟以内。完善极端天气应急处置机制，2026年成功应对夏季南方高温干旱、台风“摩羯”、东北暴雪等极端天气，灾害后用户供电恢复时间同比缩短22%，最大限度减少了对人民群众生产生活的影响。3面临的主要问题与挑战3.1高比例新能源接入下系统安全稳定压力增大截至2026年底，全国新能源（风电+光伏）装机占比已达到51.5%，部分省份新能源装机占比超过70%，新能源出力具有强随机性、波动性、间歇性特征，且电力电子设备占比高，系统惯量水平持续下降，抗干扰能力减弱，对系统安全稳定运行带来严峻挑战。2026年全国新能源瞬时最大出力占比达到46%，部分省份达到62%，系统调频、调峰、惯量支撑需求大幅增长，现有调节资源难以完全满足高比例新能源接入的需求。同时，新能源并网性能有待进一步提升，部分已建新能源场站不具备惯量支撑、一次调频能力，改造进度有待加快。3.2电力供需结构性矛盾依然突出一是尖峰负荷增长快于用电量增长，温控负荷占比持续提升，尖峰负荷特性更加突出，尖峰保供压力不断增大，而尖峰电源建设周期长、成本高，难以快速匹配尖峰负荷增长需求。二是区域供需错配问题依然存在，西部、北部地区新能源资源丰富，但本地消纳能力不足，而东部、南部负荷中心地区电力需求大，本地电源支撑能力不足，跨省跨区输电通道能力有待进一步提升，省间壁垒尚未完全打破，资源配置效率有待提高。三是新型储能发展面临成本偏高、盈利模式单一等问题，当前峰谷价差和辅助服务收益尚不能完全覆盖新型储能投资成本，社会资本投资积极性有待进一步激发。3.3电力市场化改革深层次矛盾凸显一是电价交叉补贴问题依然突出，居民、农业用电与工商业用电之间的交叉补贴规模较大，输配电价结构不够合理，工商业用户用电成本偏高，影响企业市场竞争力。二是辅助服务成本分摊机制不够完善，当前辅助服务成本主要由发电侧和大用户承担，中小用户参与度低，“谁受益、谁承担”的原则尚未完全落实，用户侧参与辅助服务的积极性不高。三是电力市场主体培育有待加强，独立储能、虚拟电厂、分布式新能源等新型市场主体的准入规则、交易机制、监管体系还不够完善，市场活力尚未充分激发。3.4电力数字化转型面临安全与标准瓶颈一是电力网络安全风险加剧，随着电力系统数字化程度不断提升，网络攻击面持续扩大，关键信息基础设施面临的网络安全威胁不断增多，安全防护压力持续增大。二是数字技术标准不够统一，不同厂商的电力设备、系统之间存在数据壁垒，互联互通难度大，数据共享和业务协同效率不高。三是电力数据要素市场化配置机制不健全，数据产权、流通交易、收益分配等制度尚未建立，数据价值难以充分释放。3.5民生用能保障精细化水平有待提升一是农村地区供电质量与城市相比仍有差距，部分偏远山区、牧区的供电可靠率和电压合格率偏低，供电服务均等化水平有待进一步提升。二是低收入群体用能保障机制不够完善，动态调整机制不够健全，部分临时困难群体尚未纳入保障范围，保障精准度有待提高。三是乡村电气化发展存在区域不平衡问题，东部发达地区乡村电气化水平较高，中西部欠发达地区受经济条件、资源禀赋等因素制约，电气化水平偏低，城乡电气化差距依然较大。4下一步工作方向4.1筑牢新型电力系统安全稳定底线坚持安全第一，统筹发展和安全，构建“源网荷储”协同的安全稳定运行体系。一是加快调节性电源建设，2027年计划完成煤电灵活性改造4500万千瓦，新增抽水蓄能装机1200万千瓦，新增新型储能装机2500万千瓦/5500万千瓦时，提升系统调节能力。二是强化新能源并网管理，加快已建新能源场站并网性能改造，2027年底完成全部存量新能源场站的惯量支撑、一次调频改造，提升新能源主动支撑能力。三是完善电力安全风险防控体系，建立覆盖电源、电网、负荷、储能的全链条风险预警机制，提升极端天气应对能力，确保不发生大面积停电事故。四是深化需求侧管理，2027年全国需求响应能力提升至8000万千瓦，占最大负荷的5%左右，推动需求侧资源成为系统调节的重要支撑。4.2持续深化电力绿色低碳转型锚定双碳目标，加快新能源规模化高质量发展，推动电力结构持续优化。一是加快大型风电光伏基地建设，2027年计划新增新能源装机3.8亿千瓦，其中集中式光伏1.8亿千瓦，风电9000万千瓦，分布式光伏1.1亿千瓦，第三批大基地项目全部建成投产，第四批大基地项目开工率达到60%。二是完善绿电绿证体系，扩大绿电交易规模，2027年绿电交易电量占全社会用电量的比重达到7%以上，推动绿证与碳市场的全面衔接，充分体现绿色环境价值。三是深入推进电能替代，2027年电能替代电量达到1.3万亿千瓦时，占全社会用电量的比重达到12%以上，重点推进工业窑炉电气化、建筑热泵应用、交通领域电气化。四是推动煤电低碳转型，加快煤电CCUS项目建设，2027年累计建成CCUS装机容量达到600万千瓦，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源转型。4.3加快完善全国统一电力市场体系深化电力市场化改革，建设全国统一电力市场，提升电力资源配置效率。一是完善电力市场体系框架，推动省级现货市场稳定运行，加快跨省跨区现货市场建设，实现全国电