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1、 我國電力發展與改革報告（2024）中能傳媒研究院 2024 年 4 月 目 錄 一、電力消費增速連續四年超過一、電力消費增速連續四年超過 GDP 增速，結構持續優化增速，結構持續優化.1（一）全社會用電量增速高于（一）全社會用電量增速高于 GDP 增速增速 1.6 個百分點個百分點.1（二）季度用電增速呈逐季上升（二）季度用電增速呈逐季上升.2 二、電力裝機規模持續提升，非化石能源占比首次過半二、電力裝機規模持續提升，非化石能源占比首次過半.4（一）全國電力裝機規模同比增長（一）全國電力裝機規模同比增長 13.7%，人均發電裝機歷史性突破，人均發電裝機歷史性突破 2 千瓦千瓦.5（二）非化石

2、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（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至 40%以下以下.5（三）全國新投產的總發電裝機規模再創新高，可再生能源新增裝機成主力（三）全國新投產的總發電裝機規模再創新高，可再生能源新增裝機成主力.7 三、電力供需形勢保持總體平衡，新能源保持高利用率水平三、電力供需形勢保持總體平衡，新能源保持高利用率水平.10（一）全年電力系統運行穩定，供需總體平穩（一）全年電力系統運行穩定，供需總體平穩.10（二）清潔能源發電量同比增長（二）清潔能源發電量同比增長 7.8%，可再生能源供應全國近三成用電，可再生能源供應全

3、國近三成用電.10（三）全國發電設備利用小時同比降低（三）全國發電設備利用小時同比降低 101 小時，水電利用小時數大幅下降小時，水電利用小時數大幅下降.11 四、電網建設穩步向前，重大項目建設提速四、電網建設穩步向前，重大項目建設提速.15（一）電網投運總規模平穩增長（一）電網投運總規模平穩增長.15（二）重點輸電通道建設進展明顯（二）重點輸電通道建設進展明顯.16（三）用電營商環境持續優化提升（三）用電營商環境持續優化提升.19 五、電力投資快速增長，非化石能源投資占比持續提升五、電力投資快速增長，非化石能源投資占比持續提升.19（一）電力投資量速均創新高（一）電力投資量速均創新高.19（

4、二）電源投資占比持續提升（二）電源投資占比持續提升.20（三）非化石能源發電投資占電源投資比重達九成（三）非化石能源發電投資占電源投資比重達九成.21 六、主要能耗指標持續下降，碳排放量增長有效減少六、主要能耗指標持續下降，碳排放量增長有效減少.22（一）供電標準煤耗呈下降趨勢（一）供電標準煤耗呈下降趨勢.22（二）全國線損率持續下降控制在（二）全國線損率持續下降控制在 5%以內以內.23（三）超低排放改造穩步推進，污染物排放持續下降（三）超低排放改造穩步推進，污染物排放持續下降.24（四）電力行業碳減排取得顯著成效（四）電力行業碳減排取得顯著成效.25 七、推進全國統一電力市場體系和碳市場建

5、設七、推進全國統一電力市場體系和碳市場建設.26（一）市場化交易電量比重持續增加（一）市場化交易電量比重持續增加.26（二）電價機制持續完善（二）電價機制持續完善.27（三）中長期交易穩步增長（三）中長期交易穩步增長.27（四）電力現貨市場建設進入（四）電力現貨市場建設進入“快車道快車道”.28（五）綠電綠證交易大幅攀升（五）綠電綠證交易大幅攀升.29（六）輔助服務市場潛力持續挖掘（六）輔助服務市場潛力持續挖掘.29（七）增量配電業務改革試點項目持續推進（七）增量配電業務改革試點項目持續推進.30（八）全國碳市場交易規模逐漸擴大（八）全國碳市場交易規模逐漸擴大.30 1 2023 年，是全面貫

6、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濟恢復發展的一年。中國經濟在風高浪急中展現強勁韌性，走出一條回升向好的復蘇曲線。2022 年國民經濟和社會發展統計公報 顯示，初步核算 2023年我國國內生產總值（GDP）比上年增長 5.2%；經濟規模超 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定，經受住了迎峰度夏、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

7、14.5 億千瓦，歷史性超過火電裝機，在全國發電總裝機的占比過半。全年全國發電量 9.5 萬億千瓦時，同比增長 6.9%，全國可再生能源發電量達 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、輔助服務回收調節成本的煤電價格新機制。一、電力消費增速連續四年超過一、電力消費增速連續四年超過 GDP 增速，結構持續優化增速，結構持續優化（一）全社會用電量增速高于（一）全

8、社會用電量增速高于 GDP 增速增速 1.6 個百分點個百分點 2023 年，我國電力消費水平回升。根據中國電力企業聯合會（以下簡稱“中電聯”）數據，2023 年，全社會用電量 92241 億千瓦時，同比增長 6.8%。受國民經濟回升、“新三樣”產量增長等因素影響，2023 年用電量增速回升，高于 GDP增速 1.6 個百分點，已連續四年超過 GDP 增速。20202023 年，我國電力彈性系數均保持在大于 1 的水平，即我國近四年用電量增速均高于 GDP 增速。近幾年各產業用電量規模持續增長，拉動用電量增速超過 GDP 增速。經濟發展和“雙碳”目標推動我國現代化產業體系建設，帶動傳統產業轉型

9、升級高速發展使得用能替代，涌現出的新興產業也增加產業用電，影響因素包括二產制造業和三產用電量快速增長、居民取暖“煤改電”等電能替代拉動電力消費等。2 圖圖 1 20142023 年全國全社會用電量及增速情況（單位：億千瓦時）年全國全社會用電量及增速情況（單位：億千瓦時）注：2023 年數據來自于中電聯快報，其他來自中電聯歷年電力工業統計數據，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（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、

10、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。圖圖 2 20192023 年全國全社會用電量季度增速年全國全社會用電量季度增速 3（三）經濟活力對產業用電增速影響明顯（三）經濟活力對產業用電增速影響明顯 2023 年，第一產業和第三產業用電量同比增速均超過 10%，第二、三產業用電量增速遠超去年水平，城鄉居民生活用電量低速增長。第一產業用電量 1278億千瓦時，同比增長 11.5%，延續近三年的增長勢頭；第二產業用電量 60745 億千瓦時，同比增長 6.5%，與全社會用電量增速相當；第三產業用電量 16694 億千瓦時，同比增長 12.2%，高于近十年增速

11、的平均值；城鄉居民生活用電量 13524億千瓦時，同比增長 0.9%，是近十年增速的最低值。表表 1 20142023 年分產業用電量（單位：億千瓦時）年分產業用電量（單位：億千瓦時）注：2018 年 3 月，國家統計局關于修訂的通知明確將“農、林、牧、漁服務業”調整到第三產業后，再更名為“農、林、牧、漁專業及輔助性活動”，電力行業按照最新的標準開展行業統計工作，為保證數據可比，2017 年之后的數據已根據新標準重新分類。表表 2 2023 年分產業用電量季度增速情況年分產業用電量季度增速情況 一季度至四季度，二產用電整體呈現逐季上升的態勢，反映出制造業轉型升級的發展動力強勁、經濟增長新動能持

12、續壯大。一產、三產在第一、二季度逐季增長，但三季度用電增速微降，四季度再次增長。城鄉居民生活用電各季度增速4 幅度低于 2022 年。2023 年，隨著疫情影響的大幅減弱，制造業生產持續恢復，我國高技術及裝備制造業用電量同比增加 11.3%，高于同期制造業平均水平 3.9個百分點，其中電氣機械和器材制造業用電量增速領先，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勢。各季度城鄉居民生活用電量受到季節性氣溫變化影響，較近兩年發生細微變化，增速有波動。（四）電力消費結構繼續優化，二產用電占

13、比持續降低（四）電力消費結構繼續優化，二產用電占比持續降低 全社會用電量保持平穩增長的同時，電力消費結構持續優化。第二產業和城鄉居民生活用電量占比均略有下降，第一產業、第三產業用電比重略有提高。由于我國持續推進鄉村振興、提升鄉村建設水平，鄉村電力基礎設施的不斷完善拉動第一產業的用電量增長。隨著我國近年來現代化產業體系建設的推進，傳統制造業等產業用能方式逐步轉型升級，包括重點行業煤炭減量替代的推進，整體產業用電需求增速也隨之加快。服務業經濟運行呈穩步恢復態勢，其中交通運輸/倉儲和郵政業、租賃和商務服務業、住宿和餐飲業、批發和零售業四個行業在疫情后恢復態勢明顯，全年用電量同比增速處于 14%18%

14、，特別是電動汽車高速發展拉動充換電服務業 2023 年用電量同比增長 78.1%。圖圖 3 20192023 年全社會用電結構年全社會用電結構 二、電力裝機規模持續提升，非化石能源占比首次過半二、電力裝機規模持續提升，非化石能源占比首次過半 5（一）全國電力裝機規模同比增長（一）全國電力裝機規模同比增長 13.7%，人均發電裝機歷史性突破，人均發電裝機歷史性突破 2 千千瓦瓦 截至 2023 年底，全國發電裝機容量約 29.2 億千瓦，同比增長 13.7%，增幅擴大 5.7 個百分點。我國發電裝機容量在近十年中保持中高速增長。20142023 年，我國發電裝機累計容量從 13.7 億千瓦增長到

15、 29.2 億千瓦。人均發電裝機容量自 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，20152019 年逐年下降至近十年最低，2020 年在風電、太陽能發電等新能源新增裝機創歷史新高的推動下扭轉形勢，20212023 年逐步回升，2023 年達到近十年增速的最高點。圖圖 4 20142023 年全國電力裝機及增速情況（單位：萬千瓦）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（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首次降至 4

16、0%以下以下 發電裝機綠色低碳發展加速，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（常規水電 3.7 億千瓦，抽水蓄能 5094 萬千瓦）。全國并網風電和太陽能發電合計裝機容量為 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，并網風電 4.4 億千瓦（陸上 4.0 億千瓦、海上 3729 萬千瓦）；并網太陽

17、能發6 電 6.1 億千瓦（集中式 3.5 億千瓦，分布式 2.5 億千瓦），戶用光伏規模突破 1 億千瓦、覆蓋農戶 500 多萬。核電裝機容量 5691 萬千瓦。表表 3 20142023 年全國電力裝機結構（單位：萬千瓦）年全國電力裝機結構（單位：萬千瓦）圖圖 5 20142023 年全國電力裝機結構年全國電力裝機結構 非化石能源發電裝機規模創歷史新高。從近十年數據來看，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，占全國發電總裝機超過 50%，歷史性超過火電裝機

18、。從裝機增速看，2023 年，太陽能發電裝機以 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7 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。圖圖 6 20142023 年火電、水電、風電、太陽能發電、核電裝機增速情況年火電、水電、風電、太陽能發電、核電裝機增速情況（三）全國新投產的總發電裝機規模再創新高，可再生能源新增裝機成主（三）全國新投產的總發電裝機規模再創新高，可再生能源新增裝機成主力力 2023 年，全國新增發電裝機容量首次超過 3 億千瓦，達 3.7

19、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 兩年新增裝機規模連續下滑。2020 年，在水電、風電、太陽能發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，整體新增規模同比出現下滑。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。8 圖圖 7 20142023 年全國新增電力裝機及增速情況（單位

20、：萬千瓦）年全國新增電力裝機及增速情況（單位：萬千瓦）圖圖 8 20142023 年全國新增電力裝機結構對比（單位：萬千瓦）年全國新增電力裝機結構對比（單位：萬千瓦）2023 年新增的各類型發電裝機中，近八成是非化石能源。新增并網太陽能發電裝機容量 2.2 億千瓦，同比多投產 1.3 億千瓦，占新增發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建設進展 9 新能源基地相繼建成投產，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發電；全國首批以“沙戈荒”地區為重點的大型風電光伏基地項目

21、之一中國廣核集團興安盟 300 萬千瓦風電項目全容量并網，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 4516 萬千瓦，第二批、第三批已核準超過 5000 萬千瓦，正在陸續開工建設。此外，雅礱江柯拉一期光伏電站并網發電，首次將全球水光互補規模提升到百萬千瓦級。圖圖 9 20142023 年核電裝機和新增裝機情況（單位：萬千瓦）年核電裝機和新增裝機情況（單位：萬千瓦）新增核電項目進展新增核電項目進展 2023 年，核電新投產 2 臺機組，一個是我國西部地區首臺“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

22、投產，并具備商業運行條件；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 小時連續運行考驗，正式投入商業運行，標志我國在第四代核電技術研發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。新增水電項目進展新增水電項目進展 10 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，核準規模屢創新高。目前我國已建抽蓄裝機規模超 5000 萬千瓦，已在建（核準）項目正式超過

23、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發電；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發電，實現西南電網調節性電源新突破；東北最大的抽水蓄能電站遼寧清原抽水蓄能電站投產發電，東北電力系統更加靈活；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發電。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）全年電力系統運行穩定，供需總體平穩（一）全年電力系統運行穩定，供需總體平穩 據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，

24、降水量為 2012 年以來第二少，中東部高溫天氣過程出現時間早、影響范圍廣、極端性強，華北和黃淮出現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，全國部分地區電力供應緊張，年初云南、貴州、蒙西等少數省級電網在部分時段電力供需形勢較為緊張，通過源網荷儲協同發力保障民生用電。夏季，各相關政府部門及電力企業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，各省級電網均未采取有序用電措施，創造了近年來迎峰度夏電力保供最好成效。冬季，電力行業企業全力應對雨雪冰凍，全國近十個省級電網電力供需形勢偏緊，部分省級電網通過需求

25、側響應等措施，保障了電力系統安全穩定運行。（二）清潔能源發電量同比增長（二）清潔能源發電量同比增長 7.8%，可再生能源供應全國近三成用電，可再生能源供應全國近三成用電 2023 年國民經濟和社會發展統計公報顯示，2023 年全國規模以上電廠發電量 9.5 萬億千瓦時，比上年增長 6.9%。其中，火力發電量 6.3 萬億千瓦時，比上年增長 6.4%；水電、核電、風電和太陽能發電等清潔能源發電 3.2 萬億千瓦時，比上年增長 7.8%。另據國家能源局數據，2023 年，全國可再生能源發電量近 3 萬億千瓦時，接近全社會用電量的三分之一。煤電發電量占總發電量比重接近六成。風電光伏發電量已超過同期城

26、鄉居民生活用電量，占全社會用電量比重突破 15%。11 （數據來源：國家統計局）圖圖 10 20142023 年全國發電量和增速情況（單位：億千瓦時）年全國發電量和增速情況（單位：億千瓦時）（三）全國發電設備利用小時同比降低（三）全國發電設備利用小時同比降低 101 小時，水電利用小時數大幅下小時，水電利用小時數大幅下降降 2023 年，全國 6000 千瓦及以上電廠發電設備利用小時 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，常規水電 3423 小時，抽水蓄能 1175 小時；核電 7670 小時；并網風電 2225小時

27、；并網太陽能發電 1286 小時。表表 4 20142023 年發電設備利用小時數（單位：小時）年發電設備利用小時數（單位：小時）12 從近十年全國發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 年全國發電設備利用小時數同比降低 101 小時。年初受到主要水庫蓄水不足以及上半年降水持續偏少影響，上半年規模以上電廠水電發電量減少，常規水電同比減少 278 小時、抽水蓄能同比減少 6 小時，致使水電利用小時數同比減少 285 小時，為近十年以來最低；核電同比增加 54 小

28、時；并網風電同比增加 7 小時；并網太陽能發電同比減少 54 小時；煤電利用小時數同比增加 92 小時，使得火電利用小時數同比提高 76 小時，但是仍處在 4500 小時以下。13 圖圖 11 20142023 年不同電源發電設備利用小時變動情況年不同電源發電設備利用小時變動情況（四）新能源保持高利用率水平（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。

29、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?。▍^、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 個地區風電利用率低于全國平均水平。全國光伏發電利用率與上年基本持平。山東、蒙東、黑龍江、青海 4 個地區的光伏發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?。▍^、市）光伏 100%消納。河南（97.7%）、河北（

30、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 個地區光伏利用率低于全國平均水平。表表 5 2023 年各地區新能源并網消納情況年各地區新能源并網消納情況 14 15 注：蒙東地區監測結果包含錫盟特高壓外送配套新能源利用情況。（來源：全國新能源消納監測預警中心）四、電網建設穩步向前，重大項目建設提速四、電網建設穩步向前，重大項目建設提速 2023 年，電網建設規模和服務水平穩步提升。重大戰略性工程、特高壓工程項目順利推進，跨區跨省資源配置能力顯著提升。電力營商環境持

31、續優化，供電服務質效齊升。（一）電網投運總規模平穩增長（一）電網投運總規模平穩增長 截至 2023 年底，全國電網 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 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 557 千米。圖圖 12 20142023 年年 220 千伏及以上變電設備容量情況（單位：億千伏安）千伏及

32、以上變電設備容量情況（單位：億千伏安）16 圖圖 13 20142023 年年 220 千伏及以上輸電線路回路長度情況（單位：萬千米）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（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。國家電網建成投運 18 項交流特高壓，16 項直流特高壓；南方電網建成投運 4 項直流特高壓。2023 年 6 月 23 日，白

33、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”字形特高壓交流環網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，為沿海地區經濟社會發展提供堅強電力保障。其他重大項目也在穩步開工推進。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

34、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17 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，南方電網藏東南-粵港澳

35、大灣區 800 千伏特高壓直流輸電工程（藏玉直流）進入批前公示階段。表表 6 我國已建成投運特高壓工程我國已建成投運特高壓工程 18 19（來源：根據公開信息整理，可能與實情略有出入）（三）用電營商環境持續優化提升（三）用電營商環境持續優化提升 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，全面推動關于全面提升“獲得電力”服務水平持續優化用電營商環境的意見主要目標任務落地落實。我國已實現居民用戶和低壓小微企業用電報裝“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，累計為電力用戶節省辦電投資超過 2000 億元。五、電力投資快速增長，非

36、化石能源投資占比持續提升五、電力投資快速增長，非化石能源投資占比持續提升 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）電力投資量速均創新高（一）電力投資量速均創新高 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

37、網基本建設投資完成 5275 億元，同比增長 5.4%。電網企業進一步加強農網鞏固提升及配網投資建設，110 千伏及以下等級電網投資占電網工程完成投資總額的比重達到 55.0%。表表 7 20142023 年全國電力投資情況（單位：億元）年全國電力投資情況（單位：億元）20 2019 年以來，電力工程建設投資額連年增長?！笆濉逼陂g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?，電力工程建設投資額及同比增速均創新高，年均投資 12735 億元。圖圖 14 20142023 年全國電力投資總量及增速情況（單位：億元）年全國電力投資總量及增速情況（單位：億

38、元）（二）電源投資占比持續提升（二）電源投資占比持續提升 21 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；電網基本建設投資占電力投資的比重為 35.3%。圖圖 15 20142023 年電網電源投資占比情況年電網電源投資占比情況 從近十年數據看，電網投資占比在“十三五”中期的 2018 年達到頂峰 65.8%，電網投資接近電源投資 2 倍。從 2019 年開始，電網投資占比呈下降趨勢，電源投資占比連續升高。2020 年電源投資首次超過電網?！笆奈濉逼陂g，電源投資占比持續提升，2023 年較電網多投資 4400 億元，絕對值差距連續拉大。但從投

39、資額看，2009 年以來，實際投資額均為正向增長。（三）非化石能源發電投資占電源投資比重達九成（三）非化石能源發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%?！笆濉币詠?，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

40、來，風光發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。22 圖圖 16 20142023 年不同電源投資情況（單位：億元）年不同電源投資情況（單位：億元）六、主要能耗指標持續下降，碳排放量增長有效減少六、主要能耗指標持續下降，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下降。燃煤電廠超低排放改造穩步推進，污染物排放下降明顯，電力行業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（一）供電標準煤耗呈下降趨勢 據國家能源局發布的 111 月全國電力工業統計數據，2023 年 11 月底

41、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。23 注：2023 年供電標準煤耗值為 2023 年 11 月統計數據。圖圖 17 20142023 年供電煤耗情況（單位：克年供電煤耗情況（單位：克/千瓦時）千瓦時）我國已建成全球規模最大的電力供應系統和清潔發電體系。煤電機組節能降碳改造、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，中電聯公布的2023 年煤電機組節能降碳、靈活性、供熱改造“三改聯動”技術改造示范案例名單顯示，五大發電集團 55 項煤電廠“三改聯動”案例入選，為煤電行業樹立了技術水

42、平成熟、綜合效益突出、具有示范意義的典范，加快推動煤電行業高質量發展。世界最大火電廠大唐托克托發電公司“三改聯動”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“三改聯動”和控制系統“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）全國線損率持續下降控制在（二）全國線損率持續下降控制在 5%以內以內 據國家能源局數據，2023 年全國線損率 4.54%，同比下降 0.2

43、8 個百分點，保持繼續下降走勢。2023 年廠用電率尚未見公開數據，但從近十年數據看，總體呈現下降趨勢。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24 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。圖圖 18 20142023 年全國線損率情況年全國線損率情況 表表 8 20142023 年年 6000 千瓦及以上電力行業能耗情況千瓦及以上電力行業能耗情況 注：2023 年供電標準煤耗值為 2023 年 11 月統計數據。（三）超低排放改造穩步推進，污染物排放持續下降（三）超低排放

44、改造穩步推進，污染物排放持續下降 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。表表 9 20132022 年電力行業排放總量情況（單位：萬噸）年電力行業排放總量情況（單位：萬噸）25 注：2016 年數據來源于國家能源局發布資料，其他數據來自中電聯歷年中國電力行業年度發展報告。統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，單位火電發電量的煙塵

45、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。表表 10 20132022 年單位火電發電量的排放量（單位：克年單位火電發電量的排放量（單位：克/千瓦時）千瓦時）注：數據來源于中電聯歷年中國電力行業年度發展報告。（四）電力行業碳減

46、排取得顯著成效（四）電力行業碳減排取得顯著成效 電力行業碳排放量增長有效減少。據中電聯數據，2022 年全國單位火電發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%。20062022 年，通過發展非化石能源、降低供電煤耗和線損率等措施，電力行業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。26 七、推進全國統一電力市場體系和碳市場建設七、推進全國統一電力市場體系和碳市場建設 黨的二十大報告強調，構建全國統一

47、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一大市場的意見印發實施。2023 年 5 月 19 日，國務院常務會議研究了落實建設全國統一大市場部署總體工作方案和近期舉措。各地區各部門扎實推進各項重點任務落實落地，推進全國統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增加（一）市場化交易電量比重持續增加 國家發展改革委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知 出臺以來，工商業用戶全面入市，電力交易市場主體數量大幅增長。按交易結算口徑統計，2023 年 112 月，全國電力市場交易電量 56679.4 億千瓦時，同比增長7.9%

48、，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，占新能源總發電量的 47.3%?？缡】鐓^市場化交易電量 11589.4 億千瓦時，同比增長近 50%。2023 年國家電網經營區域市場交易電量達44433.6億千瓦時，同比增長6.8%，占該區域全社會用電量的比重為61.1%；南方電網經營區域市場交易電量 9317.7 億千瓦時，同比增長 9.2%，占該區域全社會用電量的比重為 59.2%；內蒙古電網經營區域市場交易電量 2928.1 億千瓦時，同比增長 22.6%。在交易機構注冊的主體數量達到 70.8 萬家。市場主體大量增長。截

49、至 2023 年 2 月 14 日，國網經營區市場主體注冊數量已突破 50 萬家，達到 500015 家，較 2021 年底增長 36.4%，是 2015 年底的 18.2倍。27 圖圖 19 20172023 年全國市場交易電量、增速及占全社會用電量比重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）（單位：億千瓦時）（二）電價機制持續完善（二）電價機制持續完善 全國分時電價的峰谷電價價差持續拉大。全國 31 個?。▍^、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 個地區在 2023 年更新了分時電價政

50、策，執行分時電價的用戶普遍為大工業用戶及一般工商業用戶，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、輔助服務回收調節成本的煤電價格新機制。（三）中長期交易穩步增長（三）中長期交易穩步增長 中長期交易電量占市場化電量比重超 90%。2023 年 112 月，全國電力市場中長期電力直接交易電量合計為 44

51、288.9 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。國家電網區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%；南方電網區域中長期電力直接28 交易電量合計為 8149.7 億千瓦時，同比增長 10.6%；蒙西電網區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）電力現貨市場建設進入（四）電力現貨市場建設進入“快車道快車道”繼 2023 年 9 月電力現貨市場基本規則（試行）出臺之后，10 月出臺的關于進一步加

52、快電力現貨市場建設工作的通知 為多地現貨市場建設明確了時間表。省間現貨市場建設平穩推進，交易價格機制、交易平臺持續完善，為連續開市奠定基礎。一是省間現貨交易價格發生限價調整。國家電力調度控制中心、北京電力交易中心于 2023 年 7 月聯合發布關于落實優化省間電力現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貨交易系統投運。由中國電力科學研究院自主研發的首個基于云架構的省間電力現貨市場技術支持系統于 6 月正式投運。系統已覆蓋國家電網

53、經營區所有省級電網和蒙西電網，支持 28 家省級電網內的 6000多家經營主體開展省間電力現貨交易，支撐 24 小時不間斷開展電力交易。從市場運行來看，南方區域電力現貨市場首次實現全區域結算試運行。南方區域電力市場自 2022 年 7 月啟動試運行以來，經過多輪測試、優化，從廣東省內擴大到廣東、廣西、云南、貴州、海南五省區。2023 年 10 月 2529 日開展為期 5 天的調電試運行，10 月 2728 日 2 天開展覆蓋跨省跨區(貴州省網送廣東、廣東省網送海南、海南省網送廣東)、廣東、貴州和海南的結算試運行。12 月 1516 日，南方區域電力現貨市場開展全域結算試運行。其間，作為南方區

54、域電力現貨市場首批結算試運行省份，貴州電力市場經營主體自主申報率 100%，電力現貨各業務環節及五大技術系統運轉正常，市場運行平穩有序。南方五省區已基本具備電力現貨跨省區交易條件，通過南方區域統一電力交易平臺（現貨），五省區范圍內的電廠和用戶不僅能跨省區購電，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。省內現貨方面，山西、廣東 2 個試點轉入正式運行。第一批電力現貨試點 8個地區中，山西、廣東電力現貨市場 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

55、階段，福建完成首次長周期雙邊結算試運行。第二批29 電力現貨試點地區中，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、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（五）綠電綠證交易大幅攀升 2023 年，國家發展改革委、財政部、國家能源局聯合印發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境屬性的唯一證明，是認定可再生能源電力生產、消費的唯一憑證，實現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，相應綠證由核發機

56、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。另根據國家發展改革委辦公廳 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則，明確合同要素并按現貨價格結算偏差電量。據國家能源局公布的統計數據，預計 2023 年核發綠證 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綠證約 1191 萬個，涉及項目 1168 個、發電企業 755 家。國家電網經營區完

57、成綠電結算電量 576 億千瓦時、綠證 2364 萬張。南方區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挖掘（六）輔助服務市場潛力持續挖掘 山東在全國率先發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、貴州等省份陸續發布有關參與電力輔助服務市場的交易規則。國家能源局數據顯示，截至 2023 年 6 月底，全國發電裝機容量約 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%。

58、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，占上網電費 1.9%。30 通過輔助服務市場化機制，2023 年全國挖掘系統調節能力超 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%，交易規模連續三年翻番。（七）增量配電業務改革試點項目持續推進（七）增量配電業務改革試點項目持續推進 國家發展改革委、

59、國家能源局印發的售電公司管理辦法替代已經執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管理和風險管理，三是啟動保底售電服務，銜接電網企業代理購電機制。增量配電業務改革方面，2023 年度增量配電發展研究白皮書顯示，全國459 個增量配電業務改革試點中，329 個試點完成規劃編制，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。已發布招標公告的

60、共計 246 個，占比超過試點數量的五成，2023 年新增 1 個。359 個試點完成業主優選，約占試點總量的八成。256個試點確定供電范圍，227 個試點取得電力業務許可證（供電類）。（八）全國碳市場交易規模逐漸擴大（八）全國碳市場交易規模逐漸擴大 全國碳市場上線運行以來，市場運行健康有序，交易規模逐漸擴大，交易價格穩中有升，企業交易更加積極，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，掛牌協議交易成交量 3499.66 萬噸，大宗協議交易成交量 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

61、出臺，市場交易意愿逐步增強，812 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，掛牌協議交易成交額 25.69 億元，大宗協議交易成交額 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%。（本文所引用數據均來自權威部門資料。因統計口徑不同等原因，部分數據存在相互出入問題，個別較去年版本做了修正，或根據實際情況進行了調整。對于不影響總體判斷的數據，保留了原始引用數據。）