年度重磅 | 我国电力发展与改革报告（2024）

2023年，电力行业加快建设新型能源体系、新型电力系统。电力投资总量和增速均创历史新高，电源投资占比大幅增长，非化石能源发电投资占电源投资比重达九成，非化石能源装机和可再生能源装机占比均首次过半。全年发电量同比增长6.9%，新能源年发电量已超过同期城乡居民生活用电量，占全社会用电量比重突破15%，可再生能源发电量接近全社会用电量的三成。电网投运总规模平稳增长，跨区、跨省输送电量较快增长。电力行业碳减排成效显著。全国统一电力市场建设取得积极成果，全年市场化交易电量占全社会用电量的61.4%。本报告结合近十年电力运行情况，从多角度解析我国电力供需态势、运行特点、改革进展、发展方向等，供参考。

我国电力发展与改革报告（2024）

王雪辰 崔晓利

（中能传媒能源安全新战略研究院）

2023年，是全面贯彻党的二十大精神的开局之年，是三年新冠疫情防控转段后经济恢复发展的一年。中国经济在风高浪急中展现强劲韧性，走出一条回升向好的复苏曲线。《2022年国民经济和社会发展统计公报》显示，初步核算2023年我国国内生产总值（GDP）比上年增长5.2%；经济规模超126万亿元，人均GDP达到89358元，比上年增长5.4%。

2023年，全国电力供应总体稳定，经受住了迎峰度夏、迎峰度冬等重要时段考验。2023年新增电力装机约3.7亿千瓦，总装机达到29.2亿千瓦、同比增长13.7%。非化石能源发电装机容量首次超过火电装机容量，占总装机容量比重首次突破50%；可再生能源装机达14.5亿千瓦，历史性超过火电装机，在全国发电总装机的占比过半。全年全国发电量9.5万亿千瓦时，同比增长6.9%，全国可再生能源发电量达3万亿千瓦时，约占全社会用电量的三分之一。全国统一电力市场体系建设取得积极成效，全年市场化交易电量约5.7万亿千瓦时，新能源市场化交易电量6845亿千瓦时，占新能源总发电量的47.3%。多层次电力市场体系有效运行，初步形成了容量电价回收固定成本、电量电价回收变动成本、辅助服务回收调节成本的煤电价格新机制。

一、电力消费增速连续四年超过GDP增速，结构持续优化

（一）全社会用电量增速高于GDP增速1.6个百分点

2023年，我国电力消费水平回升。根据中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）数据，2023年，全社会用电量92241亿千瓦时，同比增长6.8%。受国民经济回升、“新三样”产量增长等因素影响，2023年用电量增速回升，高于GDP增速1.6个百分点，已连续四年超过GDP增速。

2020—2023年，我国电力弹性系数均保持在大于1的水平，即我国近四年用电量增速均高于GDP增速。近几年各产业用电量规模持续增长，拉动用电量增速超过GDP增速。经济发展和“双碳”目标推动我国现代化产业体系建设，带动传统产业转型升级高速发展使得用能替代，涌现出的新兴产业也增加产业用电，影响因素包括二产制造业和三产用电量快速增长、居民取暖“煤改电”等电能替代拉动电力消费等。

图1 2014—2023年全国全社会用电量及增速情况（单位：亿千瓦时）

注：2023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。

（二）季度用电增速呈逐季上升

2023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3.6%、6.4%、6.6%、10.0%，同比增速逐级上升。

受到夏季台风、强对流天气等因素影响，以及冬季多次冷空气过程的影响，二、四季度的用电增速较为明显。

图2 2019—2023年全国全社会用电量季度增速

（三）经济活力对产业用电增速影响明显

2023年，第一产业和第三产业用电量同比增速均超过10%，第二、三产业用电量增速远超去年水平，城乡居民生活用电量低速增长。第一产业用电量1278亿千瓦时，同比增长11.5%，延续近三年的增长势头；第二产业用电量60745亿千瓦时，同比增长6.5%，与全社会用电量增速相当；第三产业用电量16694亿千瓦时，同比增长12.2%，高于近十年增速的平均值；城乡居民生活用电量13524亿千瓦时，同比增长0.9%，是近十年增速的最低值。

表1 2014—2023年分产业用电量（单位：亿千瓦时）

注：2018年3月，国家统计局《关于修订<三次产业划分规定（2012）>的通知》明确将“农、林、牧、渔服务业”调整到第三产业后，再更名为“农、林、牧、渔专业及辅助性活动”，电力行业按照最新的标准开展行业统计工作，为保证数据可比，2017年之后的数据已根据新标准重新分类。

表2 2023年分产业用电量季度增速情况

一季度至四季度，二产用电整体呈现逐季上升的态势，反映出制造业转型升级的发展动力强劲、经济增长新动能持续壮大。一产、三产在第一、二季度逐季增长，但三季度用电增速微降，四季度再次增长。城乡居民生活用电各季度增速幅度低于2022年。2023年，随着疫情影响的大幅减弱，制造业生产持续恢复，我国高技术及装备制造业用电量同比增加11.3%，高于同期制造业平均水平3.9个百分点，其中电气机械和器材制造业用电量增速领先，各季度的同比增速及两年平均增速均超过20%。消费品制造业季度用电量同比增速从二季度由负转正，三、四季度分别进一步上升，各季度的两年平均增速也呈逐季上升态势。各季度城乡居民生活用电量受到季节性气温变化影响，较近两年发生细微变化，增速有波动。

（四）电力消费结构继续优化，二产用电占比持续降低

全社会用电量保持平稳增长的同时，电力消费结构持续优化。第二产业和城乡居民生活用电量占比均略有下降，第一产业、第三产业用电比重略有提高。由于我国持续推进乡村振兴、提升乡村建设水平，乡村电力基础设施的不断完善拉动第一产业的用电量增长。随着我国近年来现代化产业体系建设的推进，传统制造业等产业用能方式逐步转型升级，包括重点行业煤炭减量替代的推进，整体产业用电需求增速也随之加快。服务业经济运行呈稳步恢复态势，其中交通运输/仓储和邮政业、租赁和商务服务业、住宿和餐饮业、批发和零售业四个行业在疫情后恢复态势明显，全年用电量同比增速处于14%～18%，特别是电动汽车高速发展拉动充换电服务业2023年用电量同比增长78.1%。

图3 2019—2023年全社会用电结构

二、电力装机规模持续提升，非化石能源占比首次过半

（一）全国电力装机规模同比增长13.7%，人均发电装机历史性突破2千瓦

截至2023年底，全国发电装机容量约29.2亿千瓦，同比增长13.7%，增幅扩大5.7个百分点。

我国发电装机容量在近十年中保持中高速增长。2014—2023年，我国发电装机累计容量从13.7亿千瓦增长到29.2亿千瓦。人均发电装机容量自2014年底历史性突破1千瓦后，在2023年首次历史性突破2千瓦，达2.1千瓦。装机增速整体呈波动走势，2015—2019年逐年下降至近十年最低，2020年在风电、太阳能发电等新能源新增装机创历史新高的推动下扭转形势，2021—2023年逐步回升，2023年达到近十年增速的最高点。

图4 2014—2023年全国电力装机及增速情况（单位：万千瓦）

（二）非化石能源装机和可再生能源装机占比首次均过半，煤电装机占比首次降至40%以下

发电装机绿色低碳发展加速，风光新能源在电力新增装机中的主体地位更加巩固。截至2023年底，全国全口径火电装机容量13.9亿千瓦。其中，煤电11.6亿千瓦，同比增长3.4%，占总发电装机容量的比重为39.9%，首次降至40%以下，同比降低4.0个百分点。水电装机容量4.2亿千瓦（常规水电3.7亿千瓦，抽水蓄能5094万千瓦）。全国并网风电和太阳能发电合计装机容量为10.5亿千瓦，同比增长38.6%，占总装机容量比重为36.0%，同比提高6.4个百分点，其中，并网风电4.4亿千瓦（陆上4.0亿千瓦、海上3729万千瓦）；并网太阳能发电6.1亿千瓦（集中式3.5亿千瓦，分布式2.5亿千瓦），户用光伏规模突破1亿千瓦、覆盖农户500多万。核电装机容量5691万千瓦。

表3 2014—2023年全国电力装机结构（单位：万千瓦）

图5 2014—2023年全国电力装机结构

非化石能源发电装机规模创历史新高。从近十年数据来看，非化石能源装机比重明显上升，截至2023年12月底，非化石能源发电装机容量首次超过火电装机容量，占总装机容量比重首次突破50%；可再生能源装机达14.5亿千瓦，占全国发电总装机超过50%，历史性超过火电装机。

从装机增速看，2023年，太阳能发电装机以55.2%的速度加速增长，高于近十年平均增长水平10个百分点；风电装机增速为20.7%，略高于近十年平均增长水平。核电同比增长2.4%，水电同比增长1.8%，火电同比增长4.1%，分别均低于近十年平均增长水平。

图6 2014—2023年火电、水电、风电、太阳能发电、核电装机增速情况

（三）全国新投产的总发电装机规模再创新高，可再生能源新增装机成主力

2023年，全国新增发电装机容量首次超过3亿千瓦，达3.7亿千瓦，同比增长81.8%。全国可再生能源新增装机3.05亿千瓦，占全国新增发电装机的82.7%，超过全球可再生能源新增装机的一半。

2018、2019两年新增装机规模连续下滑。2020年，在水电、风电、太阳能发电装机高速增长的带动下，新增装机容量大幅提升。2021年受火电、风电新增装机容量减少的影响，整体新增规模同比出现下滑。2022年，在火电、核电、风电新增装机增速为负的情况下，太阳能发电新增装机容量增速达约60%，拉高全年新增装机增速。2023年受到并网新能源新增装机高速增长影响，全年新增装机增速进一步大幅推高。

图7 2014—2023年全国新增电力装机及增速情况（单位：万千瓦）

图8 2014—2023年全国新增电力装机结构对比（单位：万千瓦）

2023年新增的各类型发电装机中，近八成是非化石能源。新增并网太阳能发电装机容量2.2亿千瓦，同比多投产1.3亿千瓦，占新增发电装机总容量的比重达到58.5%。

◆新能源基地建设进展

新能源基地相继建成投产，包括全国首批首个备案、开工“沙戈荒”新能源基地及“宁电入湘”重点配套项目——国家能源集团宁夏腾格里沙漠新能源基地一期100万千瓦光伏项目并网发电；全国首批以“沙戈荒”地区为重点的大型风电光伏基地项目之一——中国广核集团兴安盟300万千瓦风电项目全容量并网，成为我国在运最大陆上风电基地。截至2023年11月底，我国第一批大型风电光伏基地已建成并网4516万千瓦，第二批、第三批已核准超过5000万千瓦，正在陆续开工建设。此外，雅砻江柯拉一期光伏电站并网发电，首次将全球水光互补规模提升到百万千瓦级。

图9 2014—2023年核电装机和新增装机情况（单位：万千瓦）

◆新增核电项目进展

2023年，核电新投产2台机组，一个是我国西部地区首台“华龙一号”核电机组——中国广核集团广西防城港核电站3号机组，该机组于3月正式投产，并具备商业运行条件；另一个是全球首座第四代核电站——华能山东荣成石岛湾高温气冷堆核电站，已完成168小时连续运行考验，正式投入商业运行，标志我国在第四代核电技术研发和应用领域达到世界领先水平。广东、海南、福建等地在建核电项目全面推进，12月29日召开国务院常务会议决定核准广东太平岭、浙江金七门核电项目。

◆新增水电项目进展

2023年以来，203个水电相关项目被列入年度省级重点项目行列，尤其是雅砻江牙根一级、金沙江昌波等一批大型水电项目的核准开工。抽水蓄能建设明显加快，核准规模屡创新高。目前我国已建抽蓄装机规模超5000万千瓦，已在建（核准）项目正式超过2亿千瓦。主要有西北首座抽水蓄能电站——新疆阜康抽水蓄能电站投产发电；西南首座百万千瓦级大型抽水蓄能电站——重庆蟠龙抽水蓄能电站投产发电，实现西南电网调节性电源新突破；东北最大的抽水蓄能电站——辽宁清原抽水蓄能电站投产发电，东北电力系统更加灵活；山东文登抽水蓄能电站、河南天池抽水蓄能电站机组全部投产发电。

三、电力供需形势保持总体平衡，新能源保持高利用率水平

（一）全年电力系统运行稳定，供需总体平稳

据《2023年中国气候公报》，2023年我国气候状况总体偏差，暖干气候特征明显，旱涝灾害突出。全国平均气温为历史最高，降水量为2012年以来第二少，中东部高温天气过程出现时间早、影响范围广、极端性强，华北和黄淮出现1961年以来最强高温天气过程；冷空气过程偏多，年初、秋末和12月寒潮频繁。受气候变化、水电出力不足等多因素综合影响，全国部分地区电力供应紧张，年初云南、贵州、蒙西等少数省级电网在部分时段电力供需形势较为紧张，通过源网荷储协同发力保障民生用电。夏季，各相关政府部门及电力企业提前做好了充分准备，迎峰度夏期间全国电力供需形势总体平衡，各省级电网均未采取有序用电措施，创造了近年来迎峰度夏电力保供最好成效。冬季，电力行业企业全力应对雨雪冰冻，全国近十个省级电网电力供需形势偏紧，部分省级电网通过需求侧响应等措施，保障了电力系统安全稳定运行。

（二）清洁能源发电量同比增长7.8%，可再生能源供应全国近三成用电

《2023年国民经济和社会发展统计公报》显示，2023年全国规模以上电厂发电量9.5万亿千瓦时，比上年增长6.9%。其中，火力发电量6.3万亿千瓦时，比上年增长6.4%；水电、核电、风电和太阳能发电等清洁能源发电3.2万亿千瓦时，比上年增长7.8%。

另据国家能源局数据，2023年，全国可再生能源发电量近3万亿千瓦时，接近全社会用电量的三分之一。煤电发电量占总发电量比重接近六成。风电光伏发电量已超过同期城乡居民生活用电量，占全社会用电量比重突破15%。

（数据来源：国家统计局）

图10 2014—2023年全国发电量和增速情况（单位：亿千瓦时）

（三）全国发电设备利用小时同比降低101小时，水电利用小时数大幅下降

2023年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3592小时。火电设备利用小时4466小时，其中煤电4685小时；水电设备利用小时3133小时，其中，常规水电3423小时，抽水蓄能1175小时；核电7670小时；并网风电2225小时；并网太阳能发电1286小时。

表4 2014—2023年发电设备利用小时数（单位：小时）

从近十年全国发电设备平均利用小时来看，总体仍呈下降趋势，2015年下降至4000小时内后在3800小时附近维持六年，2022和2023年降至3700小时以下。2023年全国发电设备利用小时数同比降低101小时。年初受到主要水库蓄水不足以及上半年降水持续偏少影响，上半年规模以上电厂水电发电量减少，常规水电同比减少278小时、抽水蓄能同比减少6小时，致使水电利用小时数同比减少285小时，为近十年以来最低；核电同比增加54小时；并网风电同比增加7小时；并网太阳能发电同比减少54小时；煤电利用小时数同比增加92小时，使得火电利用小时数同比提高76小时，但是仍处在4500小时以下。

图11 2014—2023年不同电源发电设备利用小时变动情况

（四）新能源保持高利用率水平

全年风电平均利用率同比提高0.5个百分点。山西、蒙西、蒙东、吉林、黑龙江、江西、湖南、陕西、甘肃、青海、新疆、云南12个地区风电利用率同比分别提升0.6、0.3、6.7、0.8、0.4、0.1、2.3、1.0、1.2、1.5、0.4、0.1个百分点。天津、上海、江苏、浙江、安徽、福建、江西、重庆、四川、西藏、广西、云南12个省（区、市）风电100%消纳。河南（96.8%）、陕西（96.8%）、蒙东（96.7%）、吉林（96.0%）、新疆（95.8%）、甘肃（95.0%）、河北（94.3%）、青海（94.2%）、蒙西（93.2%）9个地区风电利用率低于全国平均水平。

全国光伏发电利用率与上年基本持平。山东、蒙东、黑龙江、青海4个地区的光伏发电利用率同比分别提升0.8、0.1、0.2、0.3个百分点。北京、天津、上海、江苏、浙江、安徽、福建、湖南、重庆、四川、广西11个省（区、市）光伏100%消纳。河南（97.7%）、河北（97.5%）、吉林（97.1%）、新疆（96.9%）、蒙西（96.6%）、陕西（96.5%）、宁夏（96.4%）、甘肃（95.0%）、青海（91.4%）、西藏（78.0%）10个地区光伏利用率低于全国平均水平。

表5 2023年各地区新能源并网消纳情况

注：蒙东地区监测结果包含锡盟特高压外送配套新能源利用情况。

（来源：全国新能源消纳监测预警中心）