中国能源大数据报告（2024）：第五章 电力行业发展

2014年6月，习近平总书记创造性提出了“四个革命、一个合作”能源安全新战略，为我国新时代能源发展提供了根本遵循，擘画了中国能源改革发展的宏伟蓝图。十年来，能源战线坚定不移推进能源革命，能源安全保障能力进一步提升，能源绿色低碳发展迈出坚实步伐，有力支撑服务了经济社会持续健康发展。

中能传媒能源安全新战略研究院重磅推出《中国能源大数据报告（2024）》，以近十年数据为依据，全面展示能源安全新战略提出以来我国能源发展的生动实践与丰硕成果。“中能传媒研究院”公众号将陆续推送《中国能源大数据报告（2024）》系列文章，本期是系列报告第五章：电力行业发展。

中国能源大数据报告（2024）

第五章 电力行业发展

来源：中能传媒研究院 本章作者 王雪辰

一、电力生产

1.全国发电量同比增长6.9%

2023年全国电力供需总体平稳，电力生产供应能力进一步提升。据国家统计局数据，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%。

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 2014—2023年全国发电量及增速

发电结构持续向绿色转型，清洁能源发电量同比增长7.8%。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。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%。煤电发电量占总发电量比重接近六成。

2.全国电力装机规模同比增长13.9%

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%。截至2023年底，全国发电装机容量约29.2亿千瓦，同比增长13.9%。

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。装机增速呈波动走势，2019年为近十年最低，2020年扭转形势，2021—2023年逐步回升，2023年达到近十年增速的最高点。

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

图5-2 2014—2023年全国电力装机及增速

3.发电装机绿色转型成效显著，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。2023年，全国新增可再生能源装机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。其中，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%。

截至2023年底，非化石能源发电装机容量再创历史新高，达15.7亿千瓦，占总装机容量比重达53.9%，首次突破50%，首次超过火电装机容量。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。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。

图5-3 2014—2023年全国电力装机结构

截至2023年底，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。

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%，均低于近十年平均增长水平。

图5-4 2014—2023年全国分类型发电装机增速

图5-5 2014—2023年不同电源发电设备利用小时数

4.主要能耗指标持续下降，碳排放量增长有效减少

据中电联数据，2023年全国6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗302.0克/千瓦时。

全国线损率保持下降走势。据国家能源局数据，2023年全国线损率4.54%，同比下降0.28个百分点。

表5-1 2014—2023年6000千瓦及以上电力行业能耗情况

2023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。2022年，全国6000千瓦及以上电厂厂用电率4.49%，比上年增加0.13个百分点。其中，水电0.25%，比上年降低0.01个百分点；火电5.78%，比上年上升0.19个百分点。

超低排放改造稳步推进，污染物排放下降。我国已建成全球规模最大的电力供应系统和清洁发电体系。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。2023年煤电机组完成节能降碳改造、灵活性改造、供热改造约1.9亿千瓦。

污染物排放量在十余年间下降明显。烟尘排放总量由2013年的142万吨下降到2022年的9.9万吨，单位火电发电量的烟尘排放量由每千瓦时0.34克下降到0.017克；二氧化硫排放总量由2013年的780万吨下降到2022年的47.6万吨，单位火电发电量的二氧化硫排放量由每千瓦时1.85克下降到0.083克；氮氧化物排放总量由2013年的834万吨下降到2022年的76.2万吨，单位火电发电量的氮氧化物排放量由2013年每千瓦时1.98克下降到2022年的0.133克。

图5-6 2013—2022年污染物排放总量和排放绩效

电力行业碳减排取得显著成效。电力行业碳排放量增长有效减少。据中电联数据，2022年全国单位火电发电量二氧化碳排放量约为824克/千瓦时，比上年降低0.48%，比2005年降低21.4%；单位发电量二氧化碳排放量约为541克/千瓦时，比上年降低3.0%，比2005年降低36.9%。2006—2022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247.3亿吨，有效减缓了电力二氧化碳排放总量的增长。

5.全国发电设备利用小时同比降低101小时

2023年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3592小时，比上年同期减少101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。

二、电力消费

1.全社会用电量增速高于GDP增速1.5个百分点

根据国家能源局发布数据，2023年全社会用电量92241亿千瓦时，同比增长6.7%。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1.5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，传统产业转型升级用能替代、新兴产业增加产业用电，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。

图5-7 2014—2023年全国全社会用电量及增速

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。经济活力对产业用电增速也有明显影响。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。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、四季度进一步上升，各季度的两年平均增速也呈逐季上升态势。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，各季度城乡居民生活用电量受到季节性气温变化影响，增速有波动。

图5-8 2018—2023年全国全社会用电量季度增速

2.电力消费结构继续优化，二产用电占比持续降低

2023年全社会用电量保持平稳增长。第一产业和第三产业用电量同比增速均超过10%，第二产业用电量增速远超2022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。

图5-9 2018—2023年分产业用电量增速

电力消费结构持续优化。第一产业、第三产业用电比重略有提高，第二产业和城乡居民生活用电量占比均略有下降。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5-10 2014—2023年全社会用电结构

3.绿色电力消费占比逐年上升

我国加快形成绿色低碳的生产方式和生活方式。2023年，全国水电、核电、风电、太阳能发电等绿色电力消费量为101244万吨标准煤，占能源消费总量比重为17.7%。自2021年9月启动绿电交易试点以来，绿电绿证交易规模稳步扩大。据国家能源局数据，预计2023年核发绿证1.76亿个，绿电交易电量累计达到约611亿千瓦时，分别是2022年的7.8倍和10.5倍。国家能源局首批核发绿证约1191万个，涉及项目1168个、发电企业755家。2023年国家电网经营区完成绿电结算电量576亿千瓦时、绿证2364万张。南方区域绿电绿证交易电量在2023年上半年完成2022年全年的1.5倍，从2021年9月试点启动开始累计完成超120亿千瓦时。

图5-11 我国绿色电力消费情况

4.用电营商环境持续优化提升

近年来，国家能源局牵头组织各地能源（电力）主管部门和供电企业，全面推动《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》主要目标任务落地落实。目前，我国31个省份均已建立“获得电力”工作协调机制，基本实现用电“三零”（零上门、零审批、零投资）、“三省”（省时、省力、省钱）服务全覆盖，实现了跨部门、跨层级的政企协同，有效保障了民生用能福祉。通过推广“三零”和“三省”服务，2023年全国为电力用户节省办电投资共计约600亿元，截至目前累计节省办电投资超过2600亿元。

三、电力基建

1.电力投资量速均创新高

2023年，全国电力工程建设投资完成额达14950亿元，同比增长19.9%，为近十年最高水平。其中，电源基本建设投资完成9675亿元，电网基本建设投资完成5275亿元。“十四五”以来，电力工程建设投资额及同比增速均创新高，年均投资12735亿元。

网源投资差距进一步拉大，电源投资占比持续提升。2023年全国电源基本建设投资占电力投资的比重为64.7%，较上年增加4.8个百分点；电网基本建设投资占电力投资的比重为35.3%。从近十年数据看，电网投资占比在“十三五”中期的2018年达到顶峰65.8%，电网投资接近电源投资2倍。从2019年开始，电网投资占比呈下降趋势，电源投资占比连续升高。2020年电源投资首次超过电网。“十四五”期间，电源投资占比持续提升，2023年较电网多投资4400亿元，绝对值差距连续拉大。

2023年，电源基本建设投资完成9675亿元，同比增长30.1%。其中，火电1029亿元，同比增长15.0%。非化石能源发电投资同比增长31.5%，占电源投资的比重达到89.2%。

“十二五”以来，我国新能源投资力度加大。进入“十四五”时期，风光发电投资占比有较大幅度提升，2023年达电源总投资额的四分之三。

图5-12 2014—2023年分类型电源投资

2.电网投运总规模平稳增长

2023年电网基本建设投资完成5275亿元，同比增长5.4%。

2023年全国新增220千伏及以上变电设备容量（交流）2.57亿千伏安，同比少投产354万千伏安；新增直流换流容量1600万千瓦；新增220千伏及以上输电线路长度3.81万千米，同比少投产557千米。截至2023年底，全国电网220千伏及以上变电设备容量共54.02亿千伏安，同比增长5.3%；220千伏及以上输电线路回路长度共92.05万千米，同比增长4.3%。电网企业进一步加强农网巩固提升及配网投资建设，110千伏及以下等级电网投资占电网工程完成投资总额的比重达到55.0%。

“十四五”以来，220千伏及以上变电设备容量增速维持在5%左右，220千伏及以上输电线路回路长度增速维持在4%上下。

图5-13 2014—2023年220千伏及以上变电设备容量及增速

图5-14 2014—2023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.市场化交易电量比重持续增加

《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》出台以来，工商业用户全面入市，电力交易市场主体数量大幅增长。按交易结算口径统计，2023年1—12月，全国电力市场交易电量56679.4亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量比例61.4%，比上年提高0.61个百分点。其中，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%。跨省跨区市场化交易电量11589.4亿千瓦时，同比增长近50%。2023年国家电网经营区域市场交易电量达44433.6亿千瓦时，同比增长6.8%，占该区域全社会用电量的比重为61.1%；南方电网经营区域市场交易电量9317.7亿千瓦时，同比增长9.2%，占该区域全社会用电量的比重为59.2%；内蒙古电网经营区域市场交易电量2928.1亿千瓦时，同比增长22.6%。

市场主体大量增长。2023年，在交易机构注册的主体数量达到70.8万家。截至2023年2月14日，国网经营区市场主体注册数量已突破50万家，达到500015家，较2021年底增长36.4%，是2015年底的18.2倍。

2.电价机制持续完善

全国分时电价的峰谷电价价差持续拉大。全国31个省（区、市）进行了分时电价改革，北京、冀北、山东、江苏、福建、四川、辽宁、蒙东、青海、宁夏、新疆、蒙西、广西、云南、贵州等15个地区在2023年更新了分时电价政策，执行分时电价的用户普遍为大工业用户及一般工商业用户，个别省份用户范围可能有所扩大。浮动比例方面，各地峰谷电价浮动比例大多集中在50%～70%之间，尖峰及深谷电价浮动比例将在峰/谷电价基础上进一步拉大约20%。

国家发展改革委、国家能源局出台了《关于建立煤电容量电价机制的通知》，国家能源局印发了《关于明确煤电容量电价适用范围有关事项的暂行通知》，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。

3.中长期交易稳步增长

中长期交易电量占市场化电量比重超90%。2023年1—12月，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为44288.9亿千瓦时，同比增长7%。其中，省内电力直接交易（含绿电、电网代购）电量合计为42995.3亿千瓦时，省间电力直接交易（外受）电量合计为1293.6亿千瓦时。国家电网区域中长期电力直接交易电量合计为33777亿千瓦时，同比增长5.6%；南方电网区域中长期电力直接交易电量合计为8149.7亿千瓦时，同比增长10.6%；蒙西电网区域中长期电力直接交易电量合计为2362.2亿千瓦时，同比增长15.5%。

4.电力现货市场建设进入“快车道”

继2023年9月《电力现货市场基本规则（试行）》出台之后，10月出台的《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》为多地现货市场建设明确了时间表。

省间现货市场建设平稳推进，交易价格机制、交易平台持续完善，为连续开市奠定基础。一是省间现货交易价格发生限价调整。国家电力调度控制中心、北京电力交易中心于2023年7月联合发布《关于落实优化省间电力现货市场交易价格机制的通知》，主要调整申报限价和结算限价，并于7月10日起开始执行。其中，申报价格上限调整为3.0元/千瓦时，比之前的10.0元/千瓦时大幅度下降。二是我国覆盖面最广的省间电力现货交易系统投运。由中国电力科学研究院自主研发的首个基于云架构的省间电力现货市场技术支持系统于6月正式投运。系统已覆盖国家电网经营区所有省级电网和蒙西电网，支持28家省级电网内的6000多家经营主体开展省间电力现货交易，支撑24小时不间断开展电力交易。从市场运行来看，南方区域电力现货市场首次实现全区域结算试运行。南方区域电力市场自2022年7月启动试运行以来，经过多轮测试、优化，从广东省内扩大到广东、广西、云南、贵州、海南五省区。2023年10月25—29日开展为期5天的调电试运行，10月27—28日2天开展覆盖跨省跨区（贵州省网送广东、广东省网送海南、海南省网送广东）、广东、贵州和海南的结算试运行。12月15—16日，南方区域电力现货市场开展全域结算试运行。其间，作为南方区域电力现货市场首批结算试运行省份，贵州电力市场经营主体自主申报率100%，电力现货各业务环节及五大技术系统运转正常，市场运行平稳有序。南方五省区已基本具备电力现货跨省区交易条件，通过南方区域统一电力交易平台（现货），五省区范围内的电厂和用户不仅能跨省区购电，还能“货比三家”。此外，长三角电力市场建设已于2024年1月18日正式启动。

省内现货方面，山西、广东2个试点转入正式运行。第一批电力现货试点8个地区中，山西、广东电力现货市场12月22日、29日相继转入正式运行，标志着我国电力市场建设取得突破性进展。另外有蒙西、山东、甘肃3个试点已进入长周期不间断结算试运行阶段，福建完成首次长周期双边结算试运行。第二批电力现货试点地区中，江苏、安徽、辽宁、河南、湖北已全部启动模拟试运行。此外，江西、河北南网、宁夏、陕西、重庆启动结算试运行，青海、新疆启动调电试运行。

5.辅助服务市场潜力持续挖掘

山东在全国率先发布电力爬坡辅助服务市场运行机制，丰富了我国电力辅助服务交易品种。云南、贵州等省份陆续发布有关参与电力辅助服务市场的交易规则。

国家能源局数据显示，截至2023年6月底，全国发电装机容量约27.1亿千瓦，其中参与电力辅助服务的装机约20亿千瓦。市场化补偿费用占比73.4%，固定补偿费用占比26.6%。从类型上看，调峰补偿167亿元，占比60.0%；调频补偿54亿元，占比19.4%；备用补偿45亿元，占比16.2%。从主体来看，火电企业获得补偿254亿元，占比91.4%。2023年上半年，全国电力辅助服务费用共278亿元，占上网电费1.9%。

通过辅助服务市场化机制，2023年全国挖掘系统调节能力超1.17亿千瓦，增加清洁能源消纳1200亿千瓦时。华中省间电力调峰及备用辅助服务市场交易量合计达21.08亿千瓦时，同比增长93%，交易规模连续三年翻番。

6.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》替代已经执行了五年的《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，《2023年度增量配电发展研究白皮书》显示，全国459个增量配电业务改革试点中，329个试点完成规划编制，占比超过试点总量的七成。其中，第一批86个，第二批72个，第三批79个，第四批53个，第五批39个，2023年新增1个。已发布招标公告的共计246个，占比超过试点数量的五成，2023年新增1个。359个试点完成业主优选，约占试点总量的八成。256个试点确定供电范围，227个试点取得电力业务许可证（供电类）。