上世纪八十年代末期，中国电力供应面临严峻短缺问题，全国电力负荷缺口约为 20%，严重影响社会生产生活秩序。
在广东，多数工厂为避开用电高峰，白天不敢满负荷生产，只能转向夜间加班赶工；浙江地区的企业同样受限，每周仅允许开工三天，其余时间被迫停工。
尽管医院等民生保障单位享受优先供电待遇，但整体社会运转效率仍受明显影响。
为此，中央启动一系列电力保障大项目，在长江流域开展水电站勘测规划，在西北煤炭基地新建火电发电机组，逐步缓解电力供应压力。
进入九十年代，中国电力建设步入加速阶段。
1996 年，全国电力装机容量跃居全球第二，长江流域多个大型水电项目陆续开工建设，西北多地火电厂也相继投产发电。
随着供电能力提升，东部城市频繁停电、供电断断续续的问题得到根本改善，工厂实现常态化生产。
同时，国家加大电网升级改造投入，推进 “西电东送” 雏形工程，将西部电力资源输送至东部负荷中心，优化电力资源配置。
新世纪初期，中国电力装机容量实现突破性增长，新增规模屡创纪录。
2006 至 2007 年，全国年均新增电力装机容量达 1 亿千瓦，电力供给能力大幅提升。
山西依托丰富煤炭资源，大力发展煤电一体化项目，将煤炭资源转化为电力输出；云南充分利用境内河流资源，推进梯级水电站开发，水电产能持续释放。
同一时期，可再生能源发电开始起步，新疆戈壁地区逐步铺设太阳能光伏组件，内蒙古风力发电场初步建成并投入试运行。
充足的电力供应为东部制造业发展提供了坚实支撑，助力我国对外贸易持续活跃。
此后，中国电力结构向多元化方向稳步推进，形成 “水电、火电为主体，风电、光伏为补充” 的电源格局。
云南凭借丰富的水能资源，年均水电发电量达数百亿千瓦时，成为我国重要的水电基地；新疆太阳能资源转化效率持续提升，光伏电站发电量稳步增长；内蒙古风电产业快速发展，年外送风电规模突破千亿千瓦时。
特高压输电技术的突破与应用，实现了电力的远距离、低损耗传输，例如山西至江苏特高压线路，年输电量超千亿千瓦时，成功搭建起能源资源产区与用电需求地之间的 “电力桥梁”。
作为用电大户，广东省 2025 年用电量突破万亿千瓦时，而本地发电量仅能满足七成需求，剩余缺口依靠全国电力资源调配补足，其中仅内蒙古向广东外送电力就超 3000 亿千瓦时。
江苏、浙江等东部省份同样高度依赖西部电力输入，特高压线路如同 “电力高速公路”，将西北、华北的风电、煤电资源持续输送至南方地区，保障南方制造业基地连续稳定生产。
随着电力供给能力稳步提升，中国逐步开展跨境电力合作，向周边国家输送电力。据预测，2025 年全国发电量 10 万亿千瓦时，用电量约 9 万多亿千瓦时，可形成一定规模的电力盈余，计划对外跨境输电约 200 亿千瓦时。
目前，已有 16 个国家通过跨境输电线路接入中国电力网络，其中泰国、越南、老挝为主要受电国，分别占跨境输电量的 31%、28%、28%。
巴基斯坦通过进口中国电力，支撑国内基础设施建设，占比 16%。
马来西亚、印尼、尼泊尔、缅甸分别占比 18%、13%、12%、10%。
新加坡 80% 的进口电力来自中国，孟加拉国等国家也逐步加入跨境电力合作体系。上述跨境电力中，绿色电力占比较高，有效推动区域能源协同发展。
2025 年前五个月，我国绿色电力交易量预计超 2000 亿千瓦时，同比增长 50%，风电、太阳能发电成为增长主力。
内蒙古的风电主要输送至华东地区，云南的水电则重点供应华南市场，特高压电网覆盖范围持续扩大，进一步提升了绿色电力的传输效率。
电力市场化改革推进十年来，我国已建成全国统一电力市场体系，形成 “发电侧竞争、用电侧响应” 的市场机制，确立绿色电力优先消纳、煤电兜底调节的运行模式。
随着全国电网互联水平不断提升，电力资源配置效率显著优化，不仅保障了居民生活用电持续稳定，还有效降低了工业企业用电成本。
在统筹规划引领下，“西电东送” 等能源战略深入实施，即便在夏季空调用电高峰，也能保障城乡电力供应充足，夜间城市灯火通明。
如今，我国已实现乡村用电全覆盖，电力普及持续改善民生，各地依据资源禀赋精准发力，共同筑牢电力供应安全防线。
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