我国电力发展与改革形势分析（2023）

图18 2013—2022年不同电源投资情况（单位：亿元）

六、主要能耗指标持续下降，碳排放量增长有效减少

2022年，6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗、全国线损率等主要能耗指标持续下降。燃煤电厂超低排放改造稳步推进，污染物排放下降明显，电力行业碳排放量增长有效减少，碳市场建设相关政策体系不断完善。

（一）

供电标准煤耗持续下降

据中电联快报数据，2022年全国6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗301.5克/千瓦时，同比降低0.1克/千瓦时，较2013年下降了19.5克/千瓦时。

图19 2013—2022年供电煤耗和降幅（单位：克/千瓦时）

2021年底，国家发展改革委、国家能源局发布《全国煤电机组改造升级实施方案》指出，按特定要求新建的煤电机组，除特定需求外，原则上采用超超临界且供电煤耗低于每千瓦时270克标准煤的机组。到2025年，全国火电平均供电煤耗降至每千瓦时300克标准煤以下。2022年，我国大力推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，改造升级煤电规模超过2.2亿千瓦，促进了煤电的清洁低碳发展。

（二）

全国线损率持续下降，2022年控制在5%以内

据中电联快报数据，2022年全国线损率4.84%，同比下降0.42个百分点，保持继续下降走势，较2013年下降了1.84个百分点。

2022年厂用电率尚未见公开数据，但从近十年数据看，总体呈现下降趋势。2021年，全国6000千瓦及以上电厂厂用电率4.36%，比上年降低0.29个百分点。其中，水电0.26%，比上年升高0.01个百分点，火电5.59%，比上年下降0.39个百分点。

图20 2013—2022年全国线损率情况

表9 2011—2022年6000千瓦及以上电力行业能耗情况

（三）

超低排放改造稳步推进，污染物排放持续下降

目前，我国火电厂超低排放、大型垃圾焚烧、燃煤烟气治理技术装备达到世界领先水平，已建成世界上最大的超低排放火电厂群。据悉，“十三五”以来，得益于技术的进步，我国燃煤电厂超低排放改造了9.5亿千瓦。

据中电联统计，2021年，全国火电烟尘排放总量约为12.3万吨，同比降低20.7%。单位火电发电量烟尘排放量约22毫克/千瓦时，比上年下降约为10毫克/千瓦时。全国火电二氧化硫排放量约为54.7万吨，同比降低26.4%。单位火电发电量二氧化硫排放量为101毫克/千瓦时，同比降低59毫克/千瓦时。氮氧化物排放量约为86.2万吨，同比下降1.4%。单位火电发电量氮氧化物排放量约为152毫克/千瓦时，比上年下降约为27毫克/千瓦时。

近十年来，污染物排放下降明显。烟尘排放总量由2012年的151万吨下降到2021年的12.3万吨，单位火电发电量的烟尘排放量由每千瓦时0.39克下降到0.022克；二氧化硫排放总量由2012年的883万吨下降到2021年的54.7万吨，单位火电发电量的二氧化硫排放量由每千瓦时2.26克下降到0.101克；氮氧化物排放总量由2012年的948万吨下降到2021年的86.2万吨，单位火电发电量的氮氧化物排放量由2012年每千瓦时2.4克下降到2020年的0.152克。

表10 2012—2021年电力行业排放总量情况（单位：万吨）

注：2016年数据来源于国家能源局发布资料，其他数据来自中电联历年《中国电力行业年度发展报告》。统计范围为全国装机容量6000千瓦及以上火电厂。

表11 2012—2021年单位火电发电量的排放量（单位：克/千瓦时）

注：数据来源于中电联历年《中国电力行业年度发展报告》。

（四）

电力行业碳排放量增长有效减少

电力行业碳排放量增长有效减少。据中电联数据，2021年全国单位火电发电量二氧化碳排放量约为828克/千瓦时，比上年降低0.5%，比2005年降低21.0%；单位发电量二氧化碳排放量约为558克/千瓦时，比上年降低1.2%，比2005年降低35.0%。2006—2021年，通过发展非化石能源、降低供电煤耗和线损率等措施，电力行业累计减少二氧化碳排放约215.1亿吨，有效减缓了电力二氧化碳排放总量的增长。

全国碳市场建设稳步推进。2022年迈入第二个履约周期，全国碳市场总体运行平稳，碳价较2021年有所上涨。全年共运行50周（242个交易日），碳排放配额年度成交量5088.95万吨，年度成交额28.14亿元，成交均价为45.61元/吨。截至2022年12月31日，全国碳市场碳排放配额（CEA）累计成交量2.30亿吨，累计成交额104.75亿元，每日收盘价在55～62元/吨之间波动。

2022年，国家相关部门出台系列政策，推进完善碳市场建设。4月，《中共中央 国务院关于加快建设全国统一大市场的意见》中提出建设全国统一的能源市场以及培育发展全国统一的生态环境市场。6月，生态环境部等17部门联合印发《国家适应气候变化战略2035》，生态环境部等7部门印发《减污降碳协同增效实施方案》。8月，科技部等9部门印发《科技支撑碳达峰碳中和实施方案（2022-2030年）》，国家发展改革委、国家统计局、生态环境部联合印发《关于加快建立统一规范的碳排放统计核算体系实施方案》。10月，国家能源局印发《能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划》，市场监管总局等9部门联合印发《建立健全碳达峰碳中和标准计量体系实施方案》。党的二十大报告中提及“完善碳排放统计核算制度，健全碳排放权市场交易制度”。12月，生态环境部办公厅印发《企业温室气体排放核算方法与报告指南 发电设施》《企业温室气体排放核查技术指南 发电设施》。

七、电力体制改革深入推进

（一）

顶层设计开启全国统一电力市场建设新阶段

我国电力市场建设稳步推进，主体多元、竞争有序的电力交易市场体系初步形成。2022年1月18日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，明确到2025年，全国统一电力市场体系初步建成；到2030年，全国统一电力市场体系基本建成。在健全统一电力市场体系的交易机制方面，提出规范统一市场基本交易规则和技术标准，提升电力市场对高比例新能源的适应性，完善适应高比例新能源的市场机制，有序推动新能源参与电力市场交易，到2030年，新能源要全面参与电力市场。此后，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》，并先后批复同意《中国南方区域电力市场工作方案》和《中国南方区域电力市场实施方案》，推动多层次统一电力市场体系加速构建。

按交易结算口径统计，2022年全国市场交易电量共5.25万亿千瓦时，同比增长39%，占全社会用电量比重达60.8%，同比提高15.4个百分点。其中，跨省跨区市场化交易电量首次超1万亿千瓦时，同比增长近50%。2022年国家电网经营区域市场交易电量达4.16万亿千瓦时，同比增长42.7%；南方电网经营区域市场交易电量0.85万亿千瓦时，同比增长27.4%；内蒙古电网经营区域市场交易电量0.24万亿千瓦时，同比增长24.9%。在电力交易机构注册的市场主体数量首次超过60万家，同比增长29%。

图21 全国市场交易电量、增速及占全社会用电量比重（单位：亿千瓦时，%）

（二）

全国开展分时电价市场化改革

国家发展改革委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》明确了有序放开全部燃煤发电电量上网电价，进一步放开各类电源发电计划，加强与分时电价政策衔接。2022年，全国燃煤发电机组市场平均交易价格达0.449元/千瓦时，较全国平均基准电价上浮约18.3%。全国31个省、市、自治区进行了分时电价改革，平均价差超过0.7元/千瓦时的有16个省市。

（三）

中长期交易稳步大幅增长，绿电交易细则出台

中电联数据显示，2022年，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为41407.5亿千瓦时，同比增长36.2%。其中，省内电力直接交易（含绿电、电网代购）电量合计为40141亿千瓦时，省间电力直接交易（外受）电量合计为1266.5亿千瓦时，分别占全国电力市场中长期电力直接交易电量的96.9%和3.1%。

2022年8月，国家发展改革委、国家统计局、国家能源局联合印发《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》，明确将绿色电力证书作为可再生能源电力消费量认定的基本凭证。2月，《南方区域绿色电力交易规则（试行）》发布。5月，《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》发布，详细解释了绿电交易的过程细节。中电联数据显示，2022年全国省内绿色电力交易227.8亿千瓦时。

（四）

我国省间电力现货市场启动试运行

继《北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则》在2021年9月正式印发后，2022年1月，《南方区域跨区跨省电力中长期交易规则》正式发布。

国家发展改革委、国家能源局2021年11月正式批复《省间电力现货交易规则（试行）》。2022年1月1日，省间电力现货市场启动试运行。期间市场运行总体平稳，市场主体踊跃参与。国家电网公司数据显示，2022年省间现货市场全年累计交易电量278亿千瓦时，日均成交电量0.88亿千瓦时，单日最大成交电力超1900万千瓦。从售电侧来看，21个地区累计超6000家新能源、火电和水电企业参与省间现货售电，其中，风电、火电主要集中在“三北”地区，光伏主要集中在西北、华北地区，水电集中在西南地区。新能源企业在省间现货市场“报量报价”参与交易。从购电侧来看，25个省级电网企业按照地方政府要求参与省间现货购电。从电源类型来看，全年火电成交量最多，其次是水电、风电、光伏，春季主要以新能源为主，度夏和度冬期间以火电为主，5—6月、10—11月西南水电大发时期以水电为主。从交易均价看，现货市场在夏冬用电高峰时段较高，其余月份均低于中长期市场。2022年全年，省间现货市场清洁能源累计成交电量133.1亿千瓦时，减少风电、光伏弃电47.7亿千瓦时，在新能源装机增长过7000万千瓦的情况下，仍保持了97%以上的利用率。

国家发展改革委、国家能源局2022年1月27日正式批复同意《中国南方区域电力市场工作方案》。7月23日，南方区域电力市场启动试运行。当天云南、贵州、广东合计超过157家电厂和用户通过南方区域电力市场交易平台，达成南方区域首次跨省现货交易，全天市场化电量合计达27亿千瓦时。南方区域电力市场对跨省跨区电力直接交易进行了有效探索。首次组织海南发电企业与广东售电公司“点对点”中长期交易0.2亿千瓦时；区域调频市场全年连续平稳运行，市场规模总费用约11.1亿元，累计带动火储联合调频项目投运29个，有效保障了系统频率处于优质水平；区域现货市场于2022年7月23日启动不结算试运行。随着广西、海南纳入，南方区域现货市场进入五省区全模型试运行。12月份首次开展了连续2天调电运行，实现了区域电力现货交易与广东现货、区域调频等在运市场的有序衔接。

（五）

五个电力现货试点实现全年试运行

2022年3月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》，明确加快推进电力现货市场的总体要求，第一批试点地区原则上2022年现货市场长周期连续试运行，第二批试点地区原则上在2022年6月底前启动现货市场试运行。

省级现货市场方面，第一批试点长周期结算试运行形成了连续运营的现货市场。其中，国家电网公司经营区已有20个省级电网开展现货市场试运行。山西、甘肃、山东、福建、广东实现2022年现货市场全年试运行，山西、甘肃现货市场已连续结算试运行近2年。山东实现全国首次储能项目参与现货市场，增加调峰能力50万千瓦。第二批六个电力现货试点——上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北，已全部启动模拟试运行。其中江苏完成了交易规则发布、技术支持系统建设、3次模拟试运行和3次结算试运行，各项工作走在全国第二批现货市场试点省份的前列。

（六）

辅助服务为煤电增加服务收益

截至2022年底，我国电力辅助服务实现了6大区域、33个省区电网的全覆盖，统一的辅助服务规则体系基本形成。通过辅助服务市场化机制，2022年全国共挖掘全系统调节能力超过9000万千瓦，年均促进清洁能源增发电量超过1000亿千瓦时；煤电企业因为辅助服务获得补偿收益约320亿元。

交易品种方面，除传统调频、调峰市场外，山西增加一次调频辅助服务市场，华北、西北分别建设了调峰容量市场、备用市场等。参与主体方面，除常规电源外，18个网省公司推动储能、虚拟电厂等新型市场主体参与辅助服务市场。

此外，川渝一体化辅助服务市场2022年7月6日正式启动。当日通过日前市场交易电量118万千瓦时，川渝两地调峰资源首次实现跨省优化配置。此后，川渝两地水电厂、火电厂等市场主体将在市场化机制的激励下积极参与调峰资源跨省配置。

（七）

增量配电业务改革试点项目持续推进

国家发展改革委、国家能源局印发的《售电公司管理办法》替代已经执行了5年的《售电公司准入与退出管理办法》。新版管理办法明确了售电公司注册条件、注册程序及相关权利与义务等内容，共计9章46条。其有三个亮点，一是注册条件和注册程序更有针对性，二是更加注重售电公司动态管理和风险管理，三是启动保底售电服务，衔接电网企业代理购电机制。

增量配电业务改革方面，目前全国有459个增量配电业务改革试点项目。中国能源研究会《2022年度增量配电发展研究白皮书》显示，有328个试点完成配电网规划编制，同比增加36个；358个试点确定业主，同比增加58个；318个试点公布股比，同比增加94个；330个试点业主单位通过工商注册，同比增加90个。共计249个试点确定供电范围，同比增加29个，其中第一批增加1个，第三批增加8个，第四批增加6个，第五批增加11个。共计217个试点取得电力业务许可证（供电类），同比增加32个。

（本文所引用数据均来自权威部门资料。因统计口径不同等原因，部分数据存在相互出入问题，个别较去年版本做了修正，或根据实际情况进行了调整。对于不影响总体判断的数据，保留了原始引用数据。）