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2023年，電力行業(yè)加快建設新型能源體系、新型電力系統(tǒng)。電力投資總量和增速均創(chuàng)歷史新高，電源投資占比大幅增長，非化石能源發(fā)電投資占電源投資比重達九成，非化石能源裝機和可再生能源裝機占比均首次過半。全年發(fā)電量同比增長6.9%，新能源年發(fā)電量已超過同期城鄉(xiāng)居民生活用電量，占全社會用電量比重突破15%，可再生能源發(fā)電量接近全社會用電量的三成。電網(wǎng)投運總規(guī)模平穩(wěn)增長，跨區(qū)、跨省輸送電量較快增長。電力行業(yè)碳減排成效顯著。全國統(tǒng)一電力市場建設取得積極成果，全年市場化交易電量占全社會用電量的61.4%。本報告結合近十年電力運行情況，從多角度解析我國電力供需態(tài)勢、運行特點、改革進展、發(fā)展方向等，供參考。

我國電力發(fā)展與改革報告（2024）

王雪辰 崔曉利

（中能傳媒能源安全新戰(zhàn)略研究院）

2023年，是全面貫徹黨的二十大精神的開局之年，是三年新冠疫情防控轉段后經(jīng)濟恢復發(fā)展的一年。中國經(jīng)濟在風高浪急中展現(xiàn)強勁韌性，走出一條回升向好的復蘇曲線?！?022年國民經(jīng)濟和社會發(fā)展統(tǒng)計公報》顯示，初步核算2023年我國國內生產(chǎn)總值（GDP）比上年增長5.2%；經(jīng)濟規(guī)模超126萬億元，人均GDP達到89358元，比上年增長5.4%。

2023年，全國電力供應總體穩(wěn)定，經(jīng)受住了迎峰度夏、迎峰度冬等重要時段考驗。2023年新增電力裝機約3.7億千瓦，總裝機達到29.2億千瓦、同比增長13.7%。非化石能源發(fā)電裝機容量首次超過火電裝機容量，占總裝機容量比重首次突破50%；可再生能源裝機達14.5億千瓦，歷史性超過火電裝機，在全國發(fā)電總裝機的占比過半。全年全國發(fā)電量9.5萬億千瓦時，同比增長6.9%，全國可再生能源發(fā)電量達3萬億千瓦時，約占全社會用電量的三分之一。全國統(tǒng)一電力市場體系建設取得積極成效，全年市場化交易電量約5.7萬億千瓦時，新能源市場化交易電量6845億千瓦時，占新能源總發(fā)電量的47.3%。多層次電力市場體系有效運行，初步形成了容量電價回收固定成本、電量電價回收變動成本、輔助服務回收調節(jié)成本的煤電價格新機制。

一、電力消費增速連續(xù)四年超過GDP增速，結構持續(xù)優(yōu)化

（一）全社會用電量增速高于GDP增速1.6個百分點

2023年，我國電力消費水平回升。根據(jù)中國電力企業(yè)聯(lián)合會（以下簡稱“中電聯(lián)”）數(shù)據(jù)，2023年，全社會用電量92241億千瓦時，同比增長6.8%。受國民經(jīng)濟回升、“新三樣”產(chǎn)量增長等因素影響，2023年用電量增速回升，高于GDP增速1.6個百分點，已連續(xù)四年超過GDP增速。

2020—2023年，我國電力彈性系數(shù)均保持在大于1的水平，即我國近四年用電量增速均高于GDP增速。近幾年各產(chǎn)業(yè)用電量規(guī)模持續(xù)增長，拉動用電量增速超過GDP增速。經(jīng)濟發(fā)展和“雙碳”目標推動我國現(xiàn)代化產(chǎn)業(yè)體系建設，帶動傳統(tǒng)產(chǎn)業(yè)轉型升級高速發(fā)展使得用能替代，涌現(xiàn)出的新興產(chǎn)業(yè)也增加產(chǎn)業(yè)用電，影響因素包括二產(chǎn)制造業(yè)和三產(chǎn)用電量快速增長、居民取暖“煤改電”等電能替代拉動電力消費等。

圖1 2014—2023年全國全社會用電量及增速情況（單位：億千瓦時）

注：2023年數(shù)據(jù)來自于中電聯(lián)快報，其他來自中電聯(lián)歷年電力工業(yè)統(tǒng)計數(shù)據(jù)，增速系計算所得，如無特殊標注，下同。

（二）季度用電增速呈逐季上升

2023年各季度全社會用電量總體波動明顯，一、二、三、四季度全社會用電量同比分別增長3.6%、6.4%、6.6%、10.0%，同比增速逐級上升。

受到夏季臺風、強對流天氣等因素影響，以及冬季多次冷空氣過程的影響，二、四季度的用電增速較為明顯。

圖2 2019—2023年全國全社會用電量季度增速

（三）經(jīng)濟活力對產(chǎn)業(yè)用電增速影響明顯

2023年，第一產(chǎn)業(yè)和第三產(chǎn)業(yè)用電量同比增速均超過10%，第二、三產(chǎn)業(yè)用電量增速遠超去年水平，城鄉(xiāng)居民生活用電量低速增長。第一產(chǎn)業(yè)用電量1278億千瓦時，同比增長11.5%，延續(xù)近三年的增長勢頭；第二產(chǎn)業(yè)用電量60745億千瓦時，同比增長6.5%，與全社會用電量增速相當；第三產(chǎn)業(yè)用電量16694億千瓦時，同比增長12.2%，高于近十年增速的平均值；城鄉(xiāng)居民生活用電量13524億千瓦時，同比增長0.9%，是近十年增速的最低值。

表1 2014—2023年分產(chǎn)業(yè)用電量（單位：億千瓦時）

注：2018年3月，國家統(tǒng)計局《關于修訂<三次產(chǎn)業(yè)劃分規(guī)定（2012）>的通知》明確將“農(nóng)、林、牧、漁服務業(yè)”調整到第三產(chǎn)業(yè)后，再更名為“農(nóng)、林、牧、漁專業(yè)及輔助性活動”，電力行業(yè)按照最新的標準開展行業(yè)統(tǒng)計工作，為保證數(shù)據(jù)可比，2017年之后的數(shù)據(jù)已根據(jù)新標準重新分類。

表2 2023年分產(chǎn)業(yè)用電量季度增速情況

一季度至四季度，二產(chǎn)用電整體呈現(xiàn)逐季上升的態(tài)勢，反映出制造業(yè)轉型升級的發(fā)展動力強勁、經(jīng)濟增長新動能持續(xù)壯大。一產(chǎn)、三產(chǎn)在第一、二季度逐季增長，但三季度用電增速微降，四季度再次增長。城鄉(xiāng)居民生活用電各季度增速幅度低于2022年。2023年，隨著疫情影響的大幅減弱，制造業(yè)生產(chǎn)持續(xù)恢復，我國高技術及裝備制造業(yè)用電量同比增加11.3%，高于同期制造業(yè)平均水平3.9個百分點，其中電氣機械和器材制造業(yè)用電量增速領先，各季度的同比增速及兩年平均增速均超過20%。消費品制造業(yè)季度用電量同比增速從二季度由負轉正，三、四季度分別進一步上升，各季度的兩年平均增速也呈逐季上升態(tài)勢。各季度城鄉(xiāng)居民生活用電量受到季節(jié)性氣溫變化影響，較近兩年發(fā)生細微變化，增速有波動。

（四）電力消費結構繼續(xù)優(yōu)化，二產(chǎn)用電占比持續(xù)降低

全社會用電量保持平穩(wěn)增長的同時，電力消費結構持續(xù)優(yōu)化。第二產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)居民生活用電量占比均略有下降，第一產(chǎn)業(yè)、第三產(chǎn)業(yè)用電比重略有提高。由于我國持續(xù)推進鄉(xiāng)村振興、提升鄉(xiāng)村建設水平，鄉(xiāng)村電力基礎設施的不斷完善拉動第一產(chǎn)業(yè)的用電量增長。隨著我國近年來現(xiàn)代化產(chǎn)業(yè)體系建設的推進，傳統(tǒng)制造業(yè)等產(chǎn)業(yè)用能方式逐步轉型升級，包括重點行業(yè)煤炭減量替代的推進，整體產(chǎn)業(yè)用電需求增速也隨之加快。服務業(yè)經(jīng)濟運行呈穩(wěn)步恢復態(tài)勢，其中交通運輸/倉儲和郵政業(yè)、租賃和商務服務業(yè)、住宿和餐飲業(yè)、批發(fā)和零售業(yè)四個行業(yè)在疫情后恢復態(tài)勢明顯，全年用電量同比增速處于14%～18%，特別是電動汽車高速發(fā)展拉動充換電服務業(yè)2023年用電量同比增長78.1%。

圖3 2019—2023年全社會用電結構

二、電力裝機規(guī)模持續(xù)提升，非化石能源占比首次過半

（一）全國電力裝機規(guī)模同比增長13.7%，人均發(fā)電裝機歷史性突破2千瓦

截至2023年底，全國發(fā)電裝機容量約29.2億千瓦，同比增長13.7%，增幅擴大5.7個百分點。

我國發(fā)電裝機容量在近十年中保持中高速增長。2014—2023年，我國發(fā)電裝機累計容量從13.7億千瓦增長到29.2億千瓦。人均發(fā)電裝機容量自2014年底歷史性突破1千瓦后，在2023年首次歷史性突破2千瓦，達2.1千瓦。裝機增速整體呈波動走勢，2015—2019年逐年下降至近十年最低，2020年在風電、太陽能發(fā)電等新能源新增裝機創(chuàng)歷史新高的推動下扭轉形勢，2021—2023年逐步回升，2023年達到近十年增速的最高點。

圖4 2014—2023年全國電力裝機及增速情況（單位：萬千瓦）

（二）非化石能源裝機和可再生能源裝機占比首次均過半，煤電裝機占比首次降至40%以下

發(fā)電裝機綠色低碳發(fā)展加速，風光新能源在電力新增裝機中的主體地位更加鞏固。截至2023年底，全國全口徑火電裝機容量13.9億千瓦。其中，煤電11.6億千瓦，同比增長3.4%，占總發(fā)電裝機容量的比重為39.9%，首次降至40%以下，同比降低4.0個百分點。水電裝機容量4.2億千瓦（常規(guī)水電3.7億千瓦，抽水蓄能5094萬千瓦）。全國并網(wǎng)風電和太陽能發(fā)電合計裝機容量為10.5億千瓦，同比增長38.6%，占總裝機容量比重為36.0%，同比提高6.4個百分點，其中，并網(wǎng)風電4.4億千瓦（陸上4.0億千瓦、海上3729萬千瓦）；并網(wǎng)太陽能發(fā)電6.1億千瓦（集中式3.5億千瓦，分布式2.5億千瓦），戶用光伏規(guī)模突破1億千瓦、覆蓋農(nóng)戶500多萬。核電裝機容量5691萬千瓦。

表3 2014—2023年全國電力裝機結構（單位：萬千瓦）

圖5 2014—2023年全國電力裝機結構

非化石能源發(fā)電裝機規(guī)模創(chuàng)歷史新高。從近十年數(shù)據(jù)來看，非化石能源裝機比重明顯上升，截至2023年12月底，非化石能源發(fā)電裝機容量首次超過火電裝機容量，占總裝機容量比重首次突破50%；可再生能源裝機達14.5億千瓦，占全國發(fā)電總裝機超過50%，歷史性超過火電裝機。

從裝機增速看，2023年，太陽能發(fā)電裝機以55.2%的速度加速增長，高于近十年平均增長水平10個百分點；風電裝機增速為20.7%，略高于近十年平均增長水平。核電同比增長2.4%，水電同比增長1.8%，火電同比增長4.1%，分別均低于近十年平均增長水平。

圖6 2014—2023年火電、水電、風電、太陽能發(fā)電、核電裝機增速情況

（三）全國新投產(chǎn)的總發(fā)電裝機規(guī)模再創(chuàng)新高，可再生能源新增裝機成主力

2023年，全國新增發(fā)電裝機容量首次超過3億千瓦，達3.7億千瓦，同比增長81.8%。全國可再生能源新增裝機3.05億千瓦，占全國新增發(fā)電裝機的82.7%，超過全球可再生能源新增裝機的一半。

2018、2019兩年新增裝機規(guī)模連續(xù)下滑。2020年，在水電、風電、太陽能發(fā)電裝機高速增長的帶動下，新增裝機容量大幅提升。2021年受火電、風電新增裝機容量減少的影響，整體新增規(guī)模同比出現(xiàn)下滑。2022年，在火電、核電、風電新增裝機增速為負的情況下，太陽能發(fā)電新增裝機容量增速達約60%，拉高全年新增裝機增速。2023年受到并網(wǎng)新能源新增裝機高速增長影響，全年新增裝機增速進一步大幅推高。

圖7 2014—2023年全國新增電力裝機及增速情況（單位：萬千瓦）

圖8 2014—2023年全國新增電力裝機結構對比（單位：萬千瓦）

2023年新增的各類型發(fā)電裝機中，近八成是非化石能源。新增并網(wǎng)太陽能發(fā)電裝機容量2.2億千瓦，同比多投產(chǎn)1.3億千瓦，占新增發(fā)電裝機總容量的比重達到58.5%。

◆新能源基地建設進展

新能源基地相繼建成投產(chǎn)，包括全國首批首個備案、開工“沙戈荒”新能源基地及“寧電入湘”重點配套項目——國家能源集團寧夏騰格里沙漠新能源基地一期100萬千瓦光伏項目并網(wǎng)發(fā)電；全國首批以“沙戈荒”地區(qū)為重點的大型風電光伏基地項目之一——中國廣核集團興安盟300萬千瓦風電項目全容量并網(wǎng)，成為我國在運最大陸上風電基地。截至2023年11月底，我國第一批大型風電光伏基地已建成并網(wǎng)4516萬千瓦，第二批、第三批已核準超過5000萬千瓦，正在陸續(xù)開工建設。此外，雅礱江柯拉一期光伏電站并網(wǎng)發(fā)電，首次將全球水光互補規(guī)模提升到百萬千瓦級。

圖9 2014—2023年核電裝機和新增裝機情況（單位：萬千瓦）

◆新增核電項目進展

2023年，核電新投產(chǎn)2臺機組，一個是我國西部地區(qū)首臺“華龍一號”核電機組——中國廣核集團廣西防城港核電站3號機組，該機組于3月正式投產(chǎn)，并具備商業(yè)運行條件；另一個是全球首座第四代核電站——華能山東榮成石島灣高溫氣冷堆核電站，已完成168小時連續(xù)運行考驗，正式投入商業(yè)運行，標志我國在第四代核電技術研發(fā)和應用領域達到世界領先水平。廣東、海南、福建等地在建核電項目全面推進，12月29日召開國務院常務會議決定核準廣東太平嶺、浙江金七門核電項目。

◆新增水電項目進展

2023年以來，203個水電相關項目被列入年度省級重點項目行列，尤其是雅礱江牙根一級、金沙江昌波等一批大型水電項目的核準開工。抽水蓄能建設明顯加快，核準規(guī)模屢創(chuàng)新高。目前我國已建抽蓄裝機規(guī)模超5000萬千瓦，已在建（核準）項目正式超過2億千瓦。主要有西北首座抽水蓄能電站——新疆阜康抽水蓄能電站投產(chǎn)發(fā)電；西南首座百萬千瓦級大型抽水蓄能電站——重慶蟠龍抽水蓄能電站投產(chǎn)發(fā)電，實現(xiàn)西南電網(wǎng)調節(jié)性電源新突破；東北最大的抽水蓄能電站——遼寧清原抽水蓄能電站投產(chǎn)發(fā)電，東北電力系統(tǒng)更加靈活；山東文登抽水蓄能電站、河南天池抽水蓄能電站機組全部投產(chǎn)發(fā)電。

三、電力供需形勢保持總體平衡，新能源保持高利用率水平

（一）全年電力系統(tǒng)運行穩(wěn)定，供需總體平穩(wěn)

據(jù)《2023年中國氣候公報》，2023年我國氣候狀況總體偏差，暖干氣候特征明顯，旱澇災害突出。全國平均氣溫為歷史最高，降水量為2012年以來第二少，中東部高溫天氣過程出現(xiàn)時間早、影響范圍廣、極端性強，華北和黃淮出現(xiàn)1961年以來最強高溫天氣過程；冷空氣過程偏多，年初、秋末和12月寒潮頻繁。受氣候變化、水電出力不足等多因素綜合影響，全國部分地區(qū)電力供應緊張，年初云南、貴州、蒙西等少數(shù)省級電網(wǎng)在部分時段電力供需形勢較為緊張，通過源網(wǎng)荷儲協(xié)同發(fā)力保障民生用電。夏季，各相關政府部門及電力企業(yè)提前做好了充分準備，迎峰度夏期間全國電力供需形勢總體平衡，各省級電網(wǎng)均未采取有序用電措施，創(chuàng)造了近年來迎峰度夏電力保供最好成效。冬季，電力行業(yè)企業(yè)全力應對雨雪冰凍，全國近十個省級電網(wǎng)電力供需形勢偏緊，部分省級電網(wǎng)通過需求側響應等措施，保障了電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。

（二）清潔能源發(fā)電量同比增長7.8%，可再生能源供應全國近三成用電

《2023年國民經(jīng)濟和社會發(fā)展統(tǒng)計公報》顯示，2023年全國規(guī)模以上電廠發(fā)電量9.5萬億千瓦時，比上年增長6.9%。其中，火力發(fā)電量6.3萬億千瓦時，比上年增長6.4%；水電、核電、風電和太陽能發(fā)電等清潔能源發(fā)電3.2萬億千瓦時，比上年增長7.8%。

另據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)，2023年，全國可再生能源發(fā)電量近3萬億千瓦時，接近全社會用電量的三分之一。煤電發(fā)電量占總發(fā)電量比重接近六成。風電光伏發(fā)電量已超過同期城鄉(xiāng)居民生活用電量，占全社會用電量比重突破15%。

（數(shù)據(jù)來源：國家統(tǒng)計局）

圖10 2014—2023年全國發(fā)電量和增速情況（單位：億千瓦時）

（三）全國發(fā)電設備利用小時同比降低101小時，水電利用小時數(shù)大幅下降

2023年，全國6000千瓦及以上電廠發(fā)電設備利用小時3592小時?；痣娫O備利用小時4466小時，其中煤電4685小時；水電設備利用小時3133小時，其中，常規(guī)水電3423小時，抽水蓄能1175小時；核電7670小時；并網(wǎng)風電2225小時；并網(wǎng)太陽能發(fā)電1286小時。

表4 2014—2023年發(fā)電設備利用小時數(shù)（單位：小時）

從近十年全國發(fā)電設備平均利用小時來看，總體仍呈下降趨勢，2015年下降至4000小時內后在3800小時附近維持六年，2022和2023年降至3700小時以下。2023年全國發(fā)電設備利用小時數(shù)同比降低101小時。年初受到主要水庫蓄水不足以及上半年降水持續(xù)偏少影響，上半年規(guī)模以上電廠水電發(fā)電量減少，常規(guī)水電同比減少278小時、抽水蓄能同比減少6小時，致使水電利用小時數(shù)同比減少285小時，為近十年以來最低；核電同比增加54小時；并網(wǎng)風電同比增加7小時；并網(wǎng)太陽能發(fā)電同比減少54小時；煤電利用小時數(shù)同比增加92小時，使得火電利用小時數(shù)同比提高76小時，但是仍處在4500小時以下。

圖11 2014—2023年不同電源發(fā)電設備利用小時變動情況

（四）新能源保持高利用率水平

全年風電平均利用率同比提高0.5個百分點。山西、蒙西、蒙東、吉林、黑龍江、江西、湖南、陜西、甘肅、青海、新疆、云南12個地區(qū)風電利用率同比分別提升0.6、0.3、6.7、0.8、0.4、0.1、2.3、1.0、1.2、1.5、0.4、0.1個百分點。天津、上海、江蘇、浙江、安徽、福建、江西、重慶、四川、西藏、廣西、云南12個?。▍^(qū)、市）風電100%消納。河南（96.8%）、陜西（96.8%）、蒙東（96.7%）、吉林（96.0%）、新疆（95.8%）、甘肅（95.0%）、河北（94.3%）、青海（94.2%）、蒙西（93.2%）9個地區(qū)風電利用率低于全國平均水平。

全國光伏發(fā)電利用率與上年基本持平。山東、蒙東、黑龍江、青海4個地區(qū)的光伏發(fā)電利用率同比分別提升0.8、0.1、0.2、0.3個百分點。北京、天津、上海、江蘇、浙江、安徽、福建、湖南、重慶、四川、廣西11個?。▍^(qū)、市）光伏100%消納。河南（97.7%）、河北（97.5%）、吉林（97.1%）、新疆（96.9%）、蒙西（96.6%）、陜西（96.5%）、寧夏（96.4%）、甘肅（95.0%）、青海（91.4%）、西藏（78.0%）10個地區(qū)光伏利用率低于全國平均水平。

表5 2023年各地區(qū)新能源并網(wǎng)消納情況

注：蒙東地區(qū)監(jiān)測結果包含錫盟特高壓外送配套新能源利用情況。

四、電網(wǎng)建設穩(wěn)步向前，重大項目建設提速

2023年，電網(wǎng)建設規(guī)模和服務水平穩(wěn)步提升。重大戰(zhàn)略性工程、特高壓工程項目順利推進，跨區(qū)跨省資源配置能力顯著提升。電力營商環(huán)境持續(xù)優(yōu)化，供電服務質效齊升。

（一）電網(wǎng)投運總規(guī)模平穩(wěn)增長

截至2023年底，全國電網(wǎng)220千伏及以上變電設備容量共54.02億千伏安，同比增長5.3%；220千伏及以上輸電線路回路長度共92.05萬千米，同比增長4.3%。

從增量看，2023年，全國新增220千伏及以上變電設備容量（交流）2.57億千伏安，同比少投產(chǎn)354萬千伏安；新增直流換流容量1600萬千瓦。新增220千伏及以上輸電線路長度3.81萬千米，同比少投產(chǎn)557千米。

圖12 2014—2023年220千伏及以上變電設備容量情況（單位：億千伏安）

圖13 2014—2023年220千伏及以上輸電線路回路長度情況（單位：萬千米）

“十四五”以來，220千伏及以上變電設備容量增速維持在5%左右，220千伏及以上輸電線路回路長度增速維持在4%上下。

（二）重點輸電通道建設進展明顯

“十四五”以來，我國重大輸電通道工程建設穩(wěn)步推進。截至2023年底，我國共建成投運38項特高壓線路。國家電網(wǎng)建成投運18項交流特高壓，16項直流特高壓；南方電網(wǎng)建成投運4項直流特高壓。

2023年6月23日，白鶴灘-浙江±800千伏特高壓直流輸電工程高端閥廳順利完成168小時試運行正式投運，該條特高壓直流輸電線路新增輸電功率400萬千瓦，總輸送能力達到800萬千瓦。11月26日，駐馬店-武漢1000千伏特高壓交流工程正式投運，這標志著華中“日”字形特高壓交流環(huán)網(wǎng)新增濃墨重彩的一筆，為豫鄂兩省度冬保供互濟能力提升再添堅強保障。12月16日，福州-廈門1000千伏特高壓交流工程正式投運，這將進一步提升福建“北電南送”輸電能力，為沿海地區(qū)經(jīng)濟社會發(fā)展提供堅強電力保障。

其他重大項目也在穩(wěn)步開工推進。2023年2月，金上（金沙江上游）-湖北±800千伏特高壓直流輸電工程正式開工建設，建成后每年可向華中輸送電量近400億千瓦時。3月，我國首個“風光火儲一體化”送電的特高壓工程——國家電網(wǎng)隴東-山東±800千伏特高壓直流輸電工程開工建設。6月，寧夏-湖南±800千伏特高壓直流工程開工，建成后每年可將360億千瓦時電量從寧夏送到湖南。同月，我國首個“沙戈荒”風光電基地外送電特高壓工程——國網(wǎng)寧夏-湖南±800千伏特高壓直流輸電工程開工，配套電源裝機容量共計1764萬千瓦，工程投產(chǎn)后每年將為湖南增加360億～400億千瓦時的用電量。8月，哈密-重慶±800千伏特高壓直流工程開工，接入配套新能源1020萬千瓦。此外，南方電網(wǎng)藏東南-粵港澳大灣區(qū)±800千伏特高壓直流輸電工程（藏玉直流）進入批前公示階段。

表6 我國已建成投運特高壓工程

（來源：根據(jù)公開信息整理，可能與實情略有出入）

（三）用電營商環(huán)境持續(xù)優(yōu)化提升

近年來，國家能源局牽頭組織各地能源（電力）主管部門和供電企業(yè)，全面推動《關于全面提升“獲得電力”服務水平持續(xù)優(yōu)化用電營商環(huán)境的意見》主要目標任務落地落實。我國已實現(xiàn)居民用戶和低壓小微企業(yè)用電報裝“三零”（零上門、零審批、零投資）、高壓用戶用電報裝“三省”（省力、省時、省錢）服務全覆蓋，累計為電力用戶節(jié)省辦電投資超過2000億元。

五、電力投資快速增長，非化石能源投資占比持續(xù)提升

2023年，全國電力工程建設投資完成額達14950億元，為近十年最高水平。電源投資占比有較大幅度增加，非化石能源發(fā)電投資同比增長31.5%，占電源投資的比重達到89.2%。

（一）電力投資量速均創(chuàng)新高

2023年，全國電力工程建設投資完成額達14950億元，同比增長19.9%。

分類型看，電源基本建設投資完成9675億元，同比增長30.1%。其中，水電991億元，同比增長13.7%；火電1029億元，同比增長15.0%；核電949億元，同比增長20.8%。

電網(wǎng)基本建設投資完成5275億元，同比增長5.4%。電網(wǎng)企業(yè)進一步加強農(nóng)網(wǎng)鞏固提升及配網(wǎng)投資建設，110千伏及以下等級電網(wǎng)投資占電網(wǎng)工程完成投資總額的比重達到55.0%。

表7 2014—2023年全國電力投資情況（單位：億元）

2019年以來，電力工程建設投資額連年增長。“十二五”期間年均投資約為7800億元，“十三五”期間年均投資約為8900億元?！笆奈濉币詠恚娏こ探ㄔO投資額及同比增速均創(chuàng)新高，年均投資12735億元。

圖14 2014—2023年全國電力投資總量及增速情況（單位：億元）

（二）電源投資占比持續(xù)提升

2023年全國電源基本建設投資占電力投資的比重為64.7%，較上年增加4.8個百分點；電網(wǎng)基本建設投資占電力投資的比重為35.3%。

圖15 2014—2023年電網(wǎng)電源投資占比情況

從近十年數(shù)據(jù)看，電網(wǎng)投資占比在“十三五”中期的2018年達到頂峰65.8%，電網(wǎng)投資接近電源投資2倍。從2019年開始，電網(wǎng)投資占比呈下降趨勢，電源投資占比連續(xù)升高。2020年電源投資首次超過電網(wǎng)。“十四五”期間，電源投資占比持續(xù)提升，2023年較電網(wǎng)多投資4400億元，絕對值差距連續(xù)拉大。但從投資額看，2009年以來，實際投資額均為正向增長。

（三）非化石能源發(fā)電投資占電源投資比重達九成

2023年，全國電源完成投資同比增長30.1%，其中非化石能源發(fā)電投資同比增長31.5%，占電源投資的比重達到89.2%。太陽能發(fā)電、風電、核電、火電、水電投資同比分別增長38.7%、27.5%、20.8%、15.0%和13.7%。

“十二五”以來，我國新能源投資力度加大。2019年以來，在政策支持下，風電、太陽能發(fā)電投資猛增，2019年、2020年、2021年兩者投資占電源投資總額的比重分別為47.4%、61.9%、58.8%。近兩年來，風光發(fā)電投資占比有較大幅度提升，2023年達電源總投資額的四分之三。

圖16 2014—2023年不同電源投資情況（單位：億元）

六、主要能耗指標持續(xù)下降，碳排放量增長有效減少

2023年，6000千瓦及以上電廠供電標準煤耗、全國線損率等主要能耗指標持續(xù)下降。燃煤電廠超低排放改造穩(wěn)步推進，污染物排放下降明顯，電力行業(yè)碳排放量增長有效減少，碳市場建設相關政策體系不斷完善。

（一）供電標準煤耗呈下降趨勢

據(jù)國家能源局發(fā)布的1—11月全國電力工業(yè)統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2023年11月底全國6000千瓦及以上電廠供電標準煤耗303.4克/千瓦時，同比下降0.1克/千瓦時。

注：2023年供電標準煤耗值為2023年11月統(tǒng)計數(shù)據(jù)。

圖17 2014—2023年供電煤耗情況（單位：克/千瓦時）

我國已建成全球規(guī)模最大的電力供應系統(tǒng)和清潔發(fā)電體系。煤電機組節(jié)能降碳改造、靈活性改造、供熱改造均取得新的進展。2023年完成約1.9億千瓦。2023年7月，中電聯(lián)公布的《2023年煤電機組節(jié)能降碳、靈活性、供熱改造“三改聯(lián)動”技術改造示范案例名單》顯示，五大發(fā)電集團55項煤電廠“三改聯(lián)動”案例入選，為煤電行業(yè)樹立了技術水平成熟、綜合效益突出、具有示范意義的典范，加快推動煤電行業(yè)高質量發(fā)展。世界最大火電廠——大唐托克托發(fā)電公司“三改聯(lián)動”完成9臺機組深度調峰改造，1-8號機組可深調至20%；4臺60萬千瓦空冷機組實施供熱改造。國內首臺600兆瓦亞臨界濕冷機組改造項目成功實現(xiàn)供電煤耗降至288.58克/千瓦時。國內誕生首個同時完成“三改聯(lián)動”和控制系統(tǒng)“三化”改造項目，綜合供電煤耗下降了14.46克/千瓦時，整體能效處于同類型一次再熱機組先進水平。

（二）全國線損率持續(xù)下降控制在5%以內

據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)，2023年全國線損率4.54%，同比下降0.28個百分點，保持繼續(xù)下降走勢。

2023年廠用電率尚未見公開數(shù)據(jù)，但從近十年數(shù)據(jù)看，總體呈現(xiàn)下降趨勢。2022年，全國6000千瓦及以上電廠廠用電率4.49%，比上年降低0.13個百分點。其中，水電0.25%，比上年降低0.01個百分點，火電5.78%，比上年上升0.19個百分點。

圖18 2014—2023年全國線損率情況

表8 2014—2023年6000千瓦及以上電力行業(yè)能耗情況

注：2023年供電標準煤耗值為2023年11月統(tǒng)計數(shù)據(jù)。

（三）超低排放改造穩(wěn)步推進，污染物排放持續(xù)下降

目前，我國火電廠超低排放、大型垃圾焚燒、燃煤煙氣治理技術裝備達到世界領先水平，已建成世界上最大的超低排放火電廠群。據(jù)悉，“十三五”以來，我國燃煤電廠超低排放改造了9.5億千瓦。

表9 2013—2022年電力行業(yè)排放總量情況（單位：萬噸）

注：2016年數(shù)據(jù)來源于國家能源局發(fā)布資料，其他數(shù)據(jù)來自中電聯(lián)歷年《中國電力行業(yè)年度發(fā)展報告》。統(tǒng)計范圍為全國裝機容量6000千瓦及以上火電廠。

近十年來，污染物排放量下降明顯。煙塵排放總量由2013年的142萬噸下降到2022年的9.9萬噸，單位火電發(fā)電量的煙塵排放量由每千瓦時0.34克下降到0.017克；二氧化硫排放總量由2013年的780萬噸下降到2022年的47.6萬噸，單位火電發(fā)電量的二氧化硫排放量由每千瓦時1.85克下降到0.083克；氮氧化物排放總量由2013年的834萬噸下降到2022年的76.2萬噸，單位火電發(fā)電量的氮氧化物排放量由2013年每千瓦時1.98克下降到2022年的0.133克。

表10 2013—2022年單位火電發(fā)電量的排放量（單位：克/千瓦時）

注：數(shù)據(jù)來源于中電聯(lián)歷年《中國電力行業(yè)年度發(fā)展報告》。

（四）電力行業(yè)碳減排取得顯著成效

電力行業(yè)碳排放量增長有效減少。據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，2022年全國單位火電發(fā)電量二氧化碳排放量約為824克/千瓦時，比上年降低0.48%，比2005年降低21.4%；單位發(fā)電量二氧化碳排放量約為541克/千瓦時，比上年降低3.0%，比2005年降低36.9%。2006—2022年，通過發(fā)展非化石能源、降低供電煤耗和線損率等措施，電力行業(yè)累計減少二氧化碳排放約247.3億噸，有效減緩了電力二氧化碳排放總量的增長。

七、推進全國統(tǒng)一電力市場體系和碳市場建設

黨的二十大報告強調，構建全國統(tǒng)一大市場，深化要素市場化改革，建設高標準市場體系。2022年，中共中央、國務院《關于加快建設全國統(tǒng)一大市場的意見》印發(fā)實施。2023年5月19日，國務院常務會議研究了落實建設全國統(tǒng)一大市場部署總體工作方案和近期舉措。各地區(qū)各部門扎實推進各項重點任務落實落地，推進全國統(tǒng)一電力市場體系和碳市場建設。

（一）市場化交易電量比重持續(xù)增加

《國家發(fā)展改革委關于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》出臺以來，工商業(yè)用戶全面入市，電力交易市場主體數(shù)量大幅增長。按交易結算口徑統(tǒng)計，2023年1—12月，全國電力市場交易電量56679.4億千瓦時，同比增長7.9%，占全社會用電量比例61.4%，比上年提高0.61個百分點。其中，新能源市場化交易電量6845億千瓦時，占新能源總發(fā)電量的47.3%?？缡】鐓^(qū)市場化交易電量11589.4億千瓦時，同比增長近50%。2023年國家電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)域市場交易電量達44433.6億千瓦時，同比增長6.8%，占該區(qū)域全社會用電量的比重為61.1%；南方電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)域市場交易電量9317.7億千瓦時，同比增長9.2%，占該區(qū)域全社會用電量的比重為59.2%；內蒙古電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)域市場交易電量2928.1億千瓦時，同比增長22.6%。在交易機構注冊的主體數(shù)量達到70.8萬家。

市場主體大量增長。截至2023年2月14日，國網(wǎng)經(jīng)營區(qū)市場主體注冊數(shù)量已突破50萬家，達到500015家，較2021年底增長36.4%，是2015年底的18.2倍。

圖19 2017—2023年全國市場交易電量、增速及占全社會用電量比重（單位：億千瓦時）

（二）電價機制持續(xù)完善

全國分時電價的峰谷電價價差持續(xù)拉大。全國31個省（區(qū)、市）進行了分時電價改革，北京、冀北、山東、江蘇、福建、四川、遼寧、蒙東、青海、寧夏、新疆、蒙西、廣西、云南、貴州等15個地區(qū)在2023年更新了分時電價政策，執(zhí)行分時電價的用戶普遍為大工業(yè)用戶及一般工商業(yè)用戶，個別省份用戶范圍可能有所擴大。浮動比例方面，各地峰谷電價浮動比例大多集中在50%～70%之間，尖峰及深谷電價浮動比例將在峰/谷電價基礎上進一步拉大約20%。

國家發(fā)展改革委、國家能源局出臺了《關于建立煤電容量電價機制的通知》，國家能源局印發(fā)了《關于明確煤電容量電價適用范圍有關事項的暫行通知》，初步形成了容量電價回收固定成本、電量電價回收變動成本、輔助服務回收調節(jié)成本的煤電價格新機制。

（三）中長期交易穩(wěn)步增長

中長期交易電量占市場化電量比重超90%。2023年1—12月，全國電力市場中長期電力直接交易電量合計為44288.9億千瓦時，同比增長7%。其中，省內電力直接交易（含綠電、電網(wǎng)代購）電量合計為42995.3億千瓦時，省間電力直接交易（外受）電量合計為1293.6億千瓦時。國家電網(wǎng)區(qū)域中長期電力直接交易電量合計為33777億千瓦時，同比增長5.6%；南方電網(wǎng)區(qū)域中長期電力直接交易電量合計為8149.7億千瓦時，同比增長10.6%；蒙西電網(wǎng)區(qū)域中長期電力直接交易電量合計為2362.2億千瓦時，同比增長15.5%。

（四）電力現(xiàn)貨市場建設進入“快車道”

繼2023年9月《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（試行）》出臺之后，10月出臺的《關于進一步加快電力現(xiàn)貨市場建設工作的通知》為多地現(xiàn)貨市場建設明確了時間表。

省間現(xiàn)貨市場建設平穩(wěn)推進，交易價格機制、交易平臺持續(xù)完善，為連續(xù)開市奠定基礎。一是省間現(xiàn)貨交易價格發(fā)生限價調整。國家電力調度控制中心、北京電力交易中心于2023年7月聯(lián)合發(fā)布《關于落實優(yōu)化省間電力現(xiàn)貨市場交易價格機制的通知》，主要調整申報限價和結算限價，并于7月10日起開始執(zhí)行。其中，申報價格上限調整為3.0元/千瓦時，比之前的10.0元/千瓦時大幅度下降。二是我國覆蓋面最廣的省間電力現(xiàn)貨交易系統(tǒng)投運。由中國電力科學研究院自主研發(fā)的首個基于云架構的省間電力現(xiàn)貨市場技術支持系統(tǒng)于6月正式投運。系統(tǒng)已覆蓋國家電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)所有省級電網(wǎng)和蒙西電網(wǎng)，支持28家省級電網(wǎng)內的6000多家經(jīng)營主體開展省間電力現(xiàn)貨交易，支撐24小時不間斷開展電力交易。從市場運行來看，南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場首次實現(xiàn)全區(qū)域結算試運行。南方區(qū)域電力市場自2022年7月啟動試運行以來，經(jīng)過多輪測試、優(yōu)化，從廣東省內擴大到廣東、廣西、云南、貴州、海南五省區(qū)。2023年10月25—29日開展為期5天的調電試運行，10月27—28日2天開展覆蓋跨省跨區(qū)(貴州省網(wǎng)送廣東、廣東省網(wǎng)送海南、海南省網(wǎng)送廣東)、廣東、貴州和海南的結算試運行。12月15—16日，南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場開展全域結算試運行。其間，作為南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場首批結算試運行省份，貴州電力市場經(jīng)營主體自主申報率100%，電力現(xiàn)貨各業(yè)務環(huán)節(jié)及五大技術系統(tǒng)運轉正常，市場運行平穩(wěn)有序。南方五省區(qū)已基本具備電力現(xiàn)貨跨省區(qū)交易條件，通過南方區(qū)域統(tǒng)一電力交易平臺（現(xiàn)貨），五省區(qū)范圍內的電廠和用戶不僅能跨省區(qū)購電，還能“貨比三家”。此外，長三角電力市場建設已于2024年1月18日正式啟動。

省內現(xiàn)貨方面，山西、廣東2個試點轉入正式運行。第一批電力現(xiàn)貨試點8個地區(qū)中，山西、廣東電力現(xiàn)貨市場12月22日、29日相繼轉入正式運行，標志著我國電力市場建設取得突破性進展。另外有蒙西、山東、甘肅3個試點已進入長周期不間斷結算試運行階段，福建完成首次長周期雙邊結算試運行。第二批電力現(xiàn)貨試點地區(qū)中，江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北已全部啟動模擬試運行。此外，江西、河北南網(wǎng)、寧夏、陜西、重慶啟動結算試運行，青海、新疆啟動調電試運行。

（五）綠電綠證交易大幅攀升

2023年，國家發(fā)展改革委、財政部、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關于做好可再生能源綠色電力證書全覆蓋工作促進可再生能源電力消費的通知》，明確由國家能源局負責綠證相關管理工作，綠證是我國可再生能源電量環(huán)境屬性的唯一證明，是認定可再生能源電力生產(chǎn)、消費的唯一憑證，實現(xiàn)綠證對可再生能源電力的全覆蓋。同時確定了在電力交易機構參加綠色電力交易的，相應綠證由核發(fā)機構批量推送至電力交易機構，電力交易機構按交易合同或雙邊協(xié)商約定將綠證隨綠色電力一同交易，交易合同中應分別明確綠證和物理電量的交易量、交易價格。另根據(jù)《國家發(fā)展改革委辦公廳 國家能源局綜合司關于進一步加快電力現(xiàn)貨市場建設工作的通知》的要求，綠電交易納入中長期交易范疇，交易合同電量部分按照市場規(guī)則，明確合同要素并按現(xiàn)貨價格結算偏差電量。據(jù)國家能源局公布的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，預計2023年核發(fā)綠證1.76億個，綠電交易電量累計達到約611億千瓦時，分別是2022年的7.8倍和10.5倍。國家能源局首批核發(fā)綠證約1191萬個，涉及項目1168個、發(fā)電企業(yè)755家。國家電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)完成綠電結算電量576億千瓦時、綠證2364萬張。南方區(qū)域綠電綠證交易電量在2023年上半年完成2022年全年的1.5倍，從2021年9月試點啟動開始累計完成超120億千瓦時。

（六）輔助服務市場潛力持續(xù)挖掘

山東在全國率先發(fā)布電力爬坡輔助服務市場運行機制，豐富了我國電力輔助服務交易品種。云南、貴州等省份陸續(xù)發(fā)布有關參與電力輔助服務市場的交易規(guī)則。

國家能源局數(shù)據(jù)顯示，截至2023年6月底，全國發(fā)電裝機容量約27.1億千瓦，其中參與電力輔助服務的裝機約20億千瓦。市場化補償費用占比73.4%，固定補償費用占比26.6%。從類型上看，調峰補償167億元，占比60.0%；調頻補償54億元，占比19.4%；備用補償45億元，占比16.2%。從主體來看，火電企業(yè)獲得補償254億元，占比91.4%。2023年上半年，全國電力輔助服務費用共278億元，占上網(wǎng)電費1.9%。

通過輔助服務市場化機制，2023年全國挖掘系統(tǒng)調節(jié)能力超1.17億千瓦，增加清潔能源消納1200億千瓦時。華中省間電力調峰及備用輔助服務市場交易量合計達21.08億千瓦時，同比增長93%，交易規(guī)模連續(xù)三年翻番。

（七）增量配電業(yè)務改革試點項目持續(xù)推進

國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)的《售電公司管理辦法》替代已經(jīng)執(zhí)行了五年的《售電公司準入與退出管理辦法》。新版《管理辦法》明確了售電公司注冊條件、注冊程序及相關權利與義務等內容，共計9章46條。其有三個亮點，一是注冊條件和注冊程序更有針對性，二是更加注重售電公司動態(tài)管理和風險管理，三是啟動保底售電服務，銜接電網(wǎng)企業(yè)代理購電機制。

增量配電業(yè)務改革方面，《2023年度增量配電發(fā)展研究白皮書》顯示，全國459個增量配電業(yè)務改革試點中，329個試點完成規(guī)劃編制，占比超過試點總量的七成。其中，第一批86個，第二批72個，第三批79個，第四批53個，第五批39個，2023年新增1個。已發(fā)布招標公告的共計246個，占比超過試點數(shù)量的五成，2023年新增1個。359個試點完成業(yè)主優(yōu)選，約占試點總量的八成。256個試點確定供電范圍，227個試點取得電力業(yè)務許可證（供電類）。

（八）全國碳市場交易規(guī)模逐漸擴大

全國碳市場上線運行以來，市場運行健康有序，交易規(guī)模逐漸擴大，交易價格穩(wěn)中有升，企業(yè)交易更加積極，市場活力逐步提高。2023年全國碳市場碳排放配額年度成交量為2.12億噸。其中，掛牌協(xié)議交易成交量3499.66萬噸，大宗協(xié)議交易成交量1.77億噸。2023年是2021、2022年度碳排放的清繳年，隨著分配、核查、履約等政策文件的出臺，市場交易意愿逐步增強，8—12月市場成交量大幅攀升。一至四季度成交量分別占全年總成交量的2%、2%、25%、71%，10月成交量9305.13萬噸為全年度峰值。

2023年全國碳市場碳排放配額年度成交額為144.44億元。其中，掛牌協(xié)議交易成交額25.69億元，大宗協(xié)議交易成交額118.75億元。2023年市場成交均價68.15元/噸，較2022年市場成交均價上漲23.24%。

（本文所引用數(shù)據(jù)均來自權威部門資料。因統(tǒng)計口徑不同等原因，部分數(shù)據(jù)存在相互出入問題，個別較去年版本做了修正，或根據(jù)實際情況進行了調整。對于不影響總體判斷的數(shù)據(jù)，保留了原始引用數(shù)據(jù)。）