年度重磅 | 中国能源大数据报告（2023）：第五章 电力行业发展

中能传媒能源安全新战略研究院（以下简称“中能传媒研究院”），致力于打造高端能源智库，近年来紧密围绕党中央、国务院关于能源的决策部署，围绕能源发展改革重大问题开展深度研究，形成了一系列决策参考价值高的研究成果。

（来源：中能传媒研究院  作者：王雪辰）

自2016年以来，中能传媒研究院以国家发展改革委、国家能源局、国家统计局、行业协会等丰富数据信息为依托，结合能源企业及相关机构的实际需求，按年度组织编写《中国能源大数据报告》，以期全面、系统、连续记录能源行业各专业领域发展近况，为行业发展决策提供重要数据支撑。经过多年积累，《中国能源大数据报告》凭借其数据量大、实用性强得到业界越来越多的认可和青睐，逐渐发展成为特色鲜明的行业工具书之一。

2023年6月，《中国能源大数据报告（2023）》 重磅推出，这是中能传媒研究院连续第八年研究制作。本报告 全文近5万字，附图表百余张，共分为七大篇章，其中，第一章对我国能源发展情况进行综述，包括宏观经济形势、能源生产及供应、能源消费、能源投资、能源效率、碳市场运行和能源政策等内容；第二至六章对煤炭、石油、天然气、电力、非化石能源等细分行业，从行业供需、基建、市场、运营、政策等方面进行分析；第七章针对储能氢能新业态，介绍其市场规模、技术发展、行业政策等内容。

受研究能力及编写时间所限，报告中难免存在疏漏与不足之处，恳请广大读者批评指正。

第五章 电力行业发展

本章作者 王雪辰

一、电力生产

1 全国发电量同比增长3.7%

2022年全国电力生产供应能力持续提高，供需总体偏紧。据国家统计局发布的国民经济和社会发展统计公报数据，2022年，全国发电量88487.1亿千瓦时，同比增长3.7%。其中，火电发电量58887.9亿千瓦时，同比增长1.4%；水电发电量13522.0亿千瓦时，同比增长1.0%；核电发电量4177.8亿千瓦时，同比增长2.5%；风电发电量7626.7亿千瓦时，同比增长16.2%；太阳能发电量4272.7亿千瓦时，同比增长31.2%。

注：数据来自国家统计局历年国民经济和社会发展统计公报，增速系计算所得

（数据来源：国家统计局）

图5-1 2013—2022年全国发电量及增速

发电结构持续优化。据国家统计局数据，2022年全国非化石能源发电量占总发电量的比重为36.2%，同比提高1.7个百分点。火电发电量同比增长1.4%，占总发电量的比重为66.6%，同比降低1.5个百分点。另据国家能源局数据，全国可再生能源发电量2.7万亿千瓦时，占全国发电量的31.3%、占全国新增发电量的81%，已成为我国新增发电量的主体。其中，风电、光伏发电量达到1.19万亿千瓦时。

2 全国电力总装机容量约25.6亿千瓦，同比增长7.8%

2022年，全国新增发电装机容量19974万千瓦，同比增长11.5%，较2021年提高近18个百分点。截至2022年底，全国电力总装机容量约25.6亿千瓦，同比增长7.8%，增幅收缩0.1个百分点。我国发电装机容量在近十年内保持中高速增长。2013—2022年，我国发电装机累计容量从12.6亿千瓦增长到25.6亿千瓦，装机增速呈波动走势。2015—2019年，装机增速整体呈下降趋势，受电力供需形势变化等因素影响，新增水电、核电、太阳能发电装机大幅下降；2020年装机增速陡然回升，最主要原因是风电、太阳能发电等新能源新增装机创历史新高；2021—2022年电力装机增速维持相似水平。

注：2022年数据来自于中电联快报，其他来自中电联历年电力工业统计数据，增速系计算所得，如无特殊标注，下同

（数据来源：中电联，下同）

图5-2 2013—2022年全国发电装机及增速

3 发电装机绿色转型持续推进，新增可再生能源装机历史性超过煤电装机

2022年，全国新增非化石能源发电装机容量1.6亿千瓦，占全国新增发电装机总容量的比重为80.1%。新增可再生能源装机1.52亿千瓦，占全国新增发电装机的76.2%，已成为我国电力新增装机的主体。其中，新增水电、风电、太阳能、生物质发电装机2387万千瓦、3763万千瓦、8741万千瓦（分布式光伏发电5111万千瓦）、334万千瓦。新增火电装机4471万千瓦，核电228万千瓦。值得注意的是，风电、光伏发电新增装机规模连续三年突破1亿千瓦，新增分布式光伏在历史上首次超过集中式电站。

截至2022年底，全国全口径火电装机容量13.3亿千瓦，其中，煤电11.2亿千瓦，与2021年基本持平，占总发电装机容量的比重为43.8%，同比降低2.9个百分点。非化石能源发电装机规模创历史新高，达12.7亿千瓦，同比增长13.8%，占总发电装机容量比重为49.6%，同比提高2.6个百分点。可再生能源发电装机容量达到12.13亿千瓦，在全国发电总装机容量占比达47.3%，较2021年提高2.5个百分点。

图5-3 2013—2022年全国电力装机结构

截至2022年底，水电装机容量突破4亿千瓦，达4.1亿千瓦（常规水电3.68亿千瓦，抽水蓄能4579万千瓦）；并网风电3.65亿千瓦（陆上风电3.35亿千瓦，海上风电3046万千瓦）；并网太阳能发电装机3.9亿千瓦（集中式光伏2.3亿千瓦，分布式光伏1.6亿千瓦，光热58.8万千瓦）；核电5553万千瓦；生物质发电3798万千瓦。水电、风电、太阳能发电、生物质发电装机规模均已连续多年稳居全球首位。

从装机增速看，2022年，太阳能发电装机以28.1%的速度大幅增长，风电装机增速回落到与2017年相同的11.2%，核电装机增速为4.3%，水电装机增速5.8%，火电装机增速2.7%。

图5-4 2014—2022年全国分类型发电装机增速

4 全国发电设备利用小时同比降低125小时

2022年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3687小时，比上年同期减少125小时。火电设备利用小时4379小时，其中，煤电4594小时，气电2429小时；水电设备利用小时3412小时；核电7616小时；并网风电2221小时；并网太阳能发电1337小时。

图5-5 2013—2022年不同电源发电设备利用小时数

二、电力消费

1 全社会用电量同比增长3.6%

根据国家能源局发布数据，2022年，全社会用电量86372亿千瓦时，同比增长3.6%。受疫情、气候变化等因素影响，2022年用电量增速回落，为近5年来最低，略低于2020年的4.1%。

图5-6 2013—2022年全国全社会用电量及增速

2022年各季度全社会用电量总体波动明显，一、二、三、四季度，全社会用电量同比分别增长5.0%、0.8%、6.0%、2.5%。

图5-7 2018—2022年全社会用电量季度增速

一季度电力消费小幅增长，第一产业、第三产业用电成为拉动全社会用电增长的主要动力。乡村电气化水平的持续提升，拉动第一产业用电量保持快速增长。受气温偏冷影响，城乡居民生活用电量增速同比提升。进入二季度，各产业用电增速较一季度有所下滑，受3月多地疫情散发等因素影响，交通运输/仓储和邮政业、住宿和餐饮业受到冲击，第三产业用电量下降。8月，全国出现大范围持续高温天气，全国平均气温达到近20年历史同期最高水平，当月居民生活用电量增长33.5%，拉动三季度居民生活用电量快速增长。10月多地再次出现散发疫情，12月受四次冷空气过程影响全国平均气温为近十年来最低，当月居民生活用电量增长35.0%，拉动四季度居民生活用电量快速增长。

2 电力消费结构继续优化，二产用电占比继续保持递减

2022年全社会用电量保持平稳增长，电力消费结构正日益优化。第一产业用电量1146亿千瓦时，同比增长10.4%；第二产业用电量57001亿千瓦时，同比增长1.2%；第三产业用电量14859亿千瓦时，同比增长4.4%；城乡居民生活用电量13366亿千瓦时，同比增长13.8%。图5-8 2018—2022年分产业用电量增速第二产业用电比重保持收缩趋势，第一产业、第三产业、城乡居民生活用电比重略微扩大。随着乡村用电条件持续改善，高技术及装备制造业、充换电服务业、新兴服务业等进一步快速发展和城乡居民生活水平的提高，用电结构将进一步向一产、三产和居民生活用电倾斜。

图5-9 2013—2022年全社会用电结构

3 主要能耗指标持续下降，碳排放量总量增长放缓

全国供电标准煤耗持续下降。据国家能源局数据，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。

全国线损率持续下降至5%以下。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，但总体呈现下降趋势。2021年，全国厂用电率下降至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。

表5-1 2013—2022年6000千瓦及以上电力行业能耗情况

燃煤电厂超低排放改造持续推进，污染物排放下降明显。“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9.5亿千瓦。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。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，同比下降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，同比下降26.4%。单位火电发电量二氧化硫排放量为101毫克/千瓦时，比上年降低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，比上年降低约为27毫克/千瓦时。

电力行业碳排放量有效减少。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。

图5-10 2012—2021年污染物排放总量和排放绩效

4 用电营商环境持续优化

2022年，我国加快推动《国家发展改革委 国家能源局关于全面提升“获得电力”服务水平 持续优化用电营商环境的意见》全面落实。3月30日，国家能源局召开2022年提升“获得电力”服务水平工作推进会。5月，国家能源局印发《国家能源局2022年深化“放管服”改革优化营商环境重点任务分工方案》提出，精简整合能源项目投资建设审批流程，在确保工程质量前提下，进一步清理规范项目审批全流程涉及的行政许可、技术审查等事项，公开事项办理流程和条件标准等信息，不在法定条件之外增加前置条件。2022年，全国全面完成“获得电力”服务水平主要目标任务，基本实现用电报装“三零”“三省”服务全覆盖，累计为电力用户节省办电投资超过1800亿元。并取得了以下显著成效：一是居民用户和160千瓦及以下的低压小微企业告别了“花钱办电”的历史。是继2015年全国解决无电人口用电问题、2020年实现全国村村通动力电后，我国电力发展史上的又一个里程碑。二是全国31个省（区、市）都建成了互联网办电服务体系，全面实现了线上办电服务，“刷脸办电”“一证办电”方式逐步普及。三是高压办电难点堵点获得了历史性突破。各地基本实现了政府工程建设项目审批管理系统与供电企业用电报装系统互联互通。四是“获得电力”服务水平提升深刻改变了供电企业和用户的关系，人民群众的获得感体验感成为检验供电服务的最好标准。五是供电能力显著提升，各地停电时间和停电次数持续下降，深圳等部分城市供电可靠性已达到国际一流水平。

三、电力基建

1 电力投资量速均为十年来最高

2022年，全国电力工程建设投资总额达12220亿元，同比增长13.3%。其中，电源基本建设投资完成7208亿元，电网基本建设投资完成5012亿元。2018年以来，电力工程建设投资额连年增长。“十二五”期间年均投资约为7800亿元，“十三五”期间年均投资约为8900亿元。“十四五”以来，电力工程建设连续两年创新高，年均11503亿元。

网源投资差距明显拉大。2022年全国电源基本建设投资占电力投资的比重为59%，较上年增加5.6个百分点；电网基本建设投资占电力投资的比重为41%。

2 火电投资有所回升

2022年全国主要发电企业电源工程建设投资完成7208亿元，同比增长22.8%。其中，水电投资863亿元，同比下降26.5%；火电投资909亿元，同比增长28.4%；核电投资677亿元，同比增长25.7%。

“十二五”以来，我国新能源投资力度加大。2019—2021年受平价上网政策影响，风电、太阳能发电投资猛增，2019年、2020年、2021年两者投资占电源投资总额的比重分别为47.4%、61.9%、58.8%。2021年四季度以来，基于火电“压舱石”角色及调峰电源的重要性，火电保供地位凸显，火电核准装机速度明显加快。

图5-11 2013—2022年分类型电源投资

3 电网投运总规模平稳增长

2022年，全国电网基本建设投资完成5012亿元，同比增长2.0%。从近十年数据看，自“十二五”后期至“十三五”前期，电网投资占比呈现增长趋势，2018年电网投资接近电源投资2倍。2019年开始，电网投资占比呈下降趋势，并从2020年起低于电源投资。

电网投运总规模平稳增长。2022年全国新增220千伏及以上变电设备容量25839万千伏安，比上年多投产1505万千伏安，同比增长6.3%；新增220千伏及以上输电线路长度38967千米，较上年多投产6747千米，同比增长21.2%。截至2022年底，全国220千伏及以上变电设备容量共51.98亿千伏安，同比增长5.2%；220千伏及以上输电线路回路长度共88.2万千米，同比增长4.6%。

图5-12 2013—2022年220千伏及以上变电设备容量及增速

图5-13 2013—2022年220千伏及以上输电线路回路长度及增速

四、电力体制改革形势与政策

1 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%。

2 全国开展分时电价市场化改革

国家发展改革委2021年发布的《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，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。

3 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。

此外，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。国家能源局于2022年10月下发了《关于完善可再生能源绿色电力证书制度的通知（征求意见稿）》，明确了绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证。2022年，全年核发绿证2060万个，对应电量206亿千瓦时，较2021年增长135%；交易数量达到969万个，对应电量96.9亿千瓦时，较2021年增长15.8倍。截至2022年底，全国累计核发绿证约5954万个，累计交易数量1031万个，有力推动经济社会绿色低碳转型和高质量发展。

4 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。

5 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。

6 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。

7 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。