我国电力发展与改革报告（2024）.pdf

我国电力发展与改革报告（2024）中能传媒研究院 2024 年 4 月 目 录 一、电力消费增速连续四年超过一、电力消费增速连续四年超过 GDP 增速，结构持续优化增速，结构持续优化.1（一）全社会用电量增速高于（一）全社会用电量增速高于 GDP 增速增速 1.6 个百分点个百分点.1（二）季度用电增速呈逐季上升（二）季度用电增速呈逐季上升.2 二、电力装机规模持续提升，非化石能源占比首次过半二、电力装机规模持续提升，非化石能源占比首次过半.4（一）全国电力装机规模同比增长（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，人均发电装机历史性突破 2 千瓦千瓦.5（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（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至 40%以下以下.5（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（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.7 三、电力供需形势保持总体平衡，新能源保持高利用率水平三、电力供需形势保持总体平衡，新能源保持高利用率水平.10（一）全年电力系统运行稳定，供需总体平稳（一）全年电力系统运行稳定，供需总体平稳.10（二）清洁能源发电量同比增长（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，可再生能源供应全国近三成用电.10（三）全国发电设备利用小时同比降低（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小时，水电利用小时数大幅下降.11 四、电网建设稳步向前，重大项目建设提速四、电网建设稳步向前，重大项目建设提速.15（一）电网投运总规模平稳增长（一）电网投运总规模平稳增长.15（二）重点输电通道建设进展明显（二）重点输电通道建设进展明显.16（三）用电营商环境持续优化提升（三）用电营商环境持续优化提升.19 五、电力投资快速增长，非化石能源投资占比持续提升五、电力投资快速增长，非化石能源投资占比持续提升.19（一）电力投资量速均创新高（一）电力投资量速均创新高.19（二）电源投资占比持续提升（二）电源投资占比持续提升.20（三）非化石能源发电投资占电源投资比重达九成（三）非化石能源发电投资占电源投资比重达九成.21 六、主要能耗指标持续下降，碳排放量增长有效减少六、主要能耗指标持续下降，碳排放量增长有效减少.22（一）供电标准煤耗呈下降趋势（一）供电标准煤耗呈下降趋势.22（二）全国线损率持续下降控制在（二）全国线损率持续下降控制在 5%以内以内.23（三）超低排放改造稳步推进，污染物排放持续下降（三）超低排放改造稳步推进，污染物排放持续下降.24（四）电力行业碳减排取得显著成效（四）电力行业碳减排取得显著成效.25 七、推进全国统一电力市场体系和碳市场建设七、推进全国统一电力市场体系和碳市场建设.26（一）市场化交易电量比重持续增加（一）市场化交易电量比重持续增加.26（二）电价机制持续完善（二）电价机制持续完善.27（三）中长期交易稳步增长（三）中长期交易稳步增长.27（四）电力现货市场建设进入（四）电力现货市场建设进入“快车道快车道”.28（五）绿电绿证交易大幅攀升（五）绿电绿证交易大幅攀升.29（六）辅助服务市场潜力持续挖掘（六）辅助服务市场潜力持续挖掘.29（七）增量配电业务改革试点项目持续推进（七）增量配电业务改革试点项目持续推进.30（八）全国碳市场交易规模逐渐扩大（八）全国碳市场交易规模逐渐扩大.30 1 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一、电力消费增速连续四年超过 GDP 增速，结构持续优化增速，结构持续优化（一）全社会用电量增速高于（一）全社会用电量增速高于 GDP 增速增速 1.6 个百分点个百分点 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。20202023 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。2 图图 1 20142023 年全国全社会用电量及增速情况（单位：亿千瓦时）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（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。图图 2 20192023 年全国全社会用电量季度增速年全国全社会用电量季度增速 3（三）经济活力对产业用电增速影响明显（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。表表 1 20142023 年分产业用电量（单位：亿千瓦时）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。表表 2 2023 年分产业用电量季度增速情况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4 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（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%。图图 3 20192023 年全社会用电结构年全社会用电结构 二、电力装机规模持续提升，非化石能源占比首次过半二、电力装机规模持续提升，非化石能源占比首次过半 5（一）全国电力装机规模同比增长（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，人均发电装机历史性突破 2 千千瓦瓦 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。20142023 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，20152019 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，20212023 年逐步回升，2023 年达到近十年增速的最高点。图图 4 20142023 年全国电力装机及增速情况（单位：万千瓦）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（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首次降至 40%以下以下 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6 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。表表 3 20142023 年全国电力装机结构（单位：万千瓦）年全国电力装机结构（单位：万千瓦）图图 5 20142023 年全国电力装机结构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7 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。图图 6 20142023 年火电、水电、风电、太阳能发电、核电装机增速情况年火电、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（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。8 图图 7 20142023 年全国新增电力装机及增速情况（单位：万千瓦）年全国新增电力装机及增速情况（单位：万千瓦）图图 8 20142023 年全国新增电力装机结构对比（单位：万千瓦）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建设进展 9 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。图图 9 20142023 年核电装机和新增装机情况（单位：万千瓦）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。新增水电项目进展新增水电项目进展 10 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（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（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，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%。11 （数据来源：国家统计局）图图 10 20142023 年全国发电量和增速情况（单位：亿千瓦时）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（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小时，水电利用小时数大幅下降降 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。表表 4 20142023 年发电设备利用小时数（单位：小时）年发电设备利用小时数（单位：小时）12 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。13 图图 11 20142023 年不同电源发电设备利用小时变动情况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（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。表表 5 2023 年各地区新能源并网消纳情况年各地区新能源并网消纳情况 14 15 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）四、电网建设稳步向前，重大项目建设提速四、电网建设稳步向前，重大项目建设提速 2023 年，电网建设规模和服务水平稳步提升。重大战略性工程、特高压工程项目顺利推进，跨区跨省资源配置能力显著提升。电力营商环境持续优化，供电服务质效齐升。（一）电网投运总规模平稳增长（一）电网投运总规模平稳增长 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%。从增量看，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。图图 12 20142023 年年 220 千伏及以上变电设备容量情况（单位：亿千伏安）千伏及以上变电设备容量情况（单位：亿千伏安）16 图图 13 20142023 年年 220 千伏及以上输电线路回路长度情况（单位：万千米）千伏及以上输电线路回路长度情况（单位：万千米）“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。（二）重点输电通道建设进展明显（二）重点输电通道建设进展明显“十四五”以来，我国重大输电通道工程建设稳步推进。截至 2023 年底，我国共建成投运 38 项特高压线路。国家电网建成投运 18 项交流特高压，16 项直流特高压；南方电网建成投运 4 项直流特高压。2023 年 6 月 23 日，白鹤滩-浙江 800 千伏特高压直流输电工程高端阀厅顺利完成 168 小时试运行正式投运，该条特高压直流输电线路新增输电功率 400 万千瓦，总输送能力达到 800 万千瓦。11 月 26 日，驻马店-武汉 1000 千伏特高压交流工程正式投运，这标志着华中“日”字形特高压交流环网新增浓墨重彩的一笔，为豫鄂两省度冬保供互济能力提升再添坚强保障。12 月 16 日，福州-厦门 1000千伏特高压交流工程正式投运，这将进一步提升福建“北电南送”输电能力，为沿海地区经济社会发展提供坚强电力保障。其他重大项目也在稳步开工推进。2023 年 2 月，金上（金沙江上游）-湖北 800 千伏特高压直流输电工程正式开工建设，建成后每年可向华中输送电量近400 亿千瓦时。3 月，我国首个“风光火储一体化”送电的特高压工程国家电网陇东-山东 800 千伏特高压直流输电工程开工建设。6 月，宁夏-湖南 800 千伏特17 高压直流工程开工，建成后每年可将 360 亿千瓦时电量从宁夏送到湖南。同月，我国首个“沙戈荒”风光电基地外送电特高压工程国网宁夏-湖南 800 千伏特高压直流输电工程开工，配套电源装机容量共计 1764 万千瓦，工程投产后每年将为湖南增加 360 亿400 亿千瓦时的用电量。8 月，哈密-重庆 800 千伏特高压直流工程开工，接入配套新能源 1020 万千瓦。此外，南方电网藏东南-粤港澳大湾区 800 千伏特高压直流输电工程（藏玉直流）进入批前公示阶段。表表 6 我国已建成投运特高压工程我国已建成投运特高压工程 18 19（来源：根据公开信息整理，可能与实情略有出入）（三）用电营商环境持续优化提升（三）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。我国已实现居民用户和低压小微企业用电报装“三零”（零上门、零审批、零投资）、高压用户用电报装“三省”（省力、省时、省钱）服务全覆盖，累计为电力用户节省办电投资超过 2000 亿元。五、电力投资快速增长，非化石能源投资占比持续提升五、电力投资快速增长，非化石能源投资占比持续提升 2023 年，全国电力工程建设投资完成额达 14950 亿元，为近十年最高水平。电源投资占比有较大幅度增加，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%。（一）电力投资量速均创新高（一）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%。分类型看，电源基本建设投资完成 9675 亿元，同比增长 30.1%。其中，水电 991 亿元，同比增长 13.7%；火电 1029 亿元，同比增长 15.0%；核电 949 亿元，同比增长 20.8%。电网基本建设投资完成 5275 亿元，同比增长 5.4%。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%。表表 7 20142023 年全国电力投资情况（单位：亿元）年全国电力投资情况（单位：亿元）20 2019 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，电力工程建设投资额及同比增速均创新高，年均投资 12735 亿元。图图 14 20142023 年全国电力投资总量及增速情况（单位：亿元）年全国电力投资总量及增速情况（单位：亿元）（二）电源投资占比持续提升（二）电源投资占比持续提升 21 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%。图图 15 20142023 年电网电源投资占比情况年电网电源投资占比情况 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。但从投资额看，2009 年以来，实际投资额均为正向增长。（三）非化石能源发电投资占电源投资比重达九成（三）非化石能源发电投资占电源投资比重达九成 2023 年，全国电源完成投资同比增长 30.1%，其中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%。太阳能发电、风电、核电、火电、水电投资同比分别增长 38.7%、27.5%、20.8%、15.0%和 13.7%。“十二五”以来，我国新能源投资力度加大。2019 年以来，在政策支持下，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%。近两年来，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。22 图图 16 20142023 年不同电源投资情况（单位：亿元）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六、主要能耗指标持续下降，碳排放量增长有效减少 2023 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）供电标准煤耗呈下降趋势（一）供电标准煤耗呈下降趋势 据国家能源局发布的 111 月全国电力工业统计数据，2023 年 11 月底全国6000 千瓦及以上电厂供电标准煤耗 303.4 克/千瓦时，同比下降 0.1 克/千瓦时。23 注：2023 年供电标准煤耗值为 2023 年 11 月统计数据。图图 17 20142023 年供电煤耗情况（单位：克年供电煤耗情况（单位：克/千瓦时）千瓦时）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。煤电机组节能降碳改造、灵活性改造、供热改造均取得新的进展。2023 年完成约 1.9 亿千瓦。2023 年 7 月，中电联公布的2023 年煤电机组节能降碳、灵活性、供热改造“三改联动”技术改造示范案例名单显示，五大发电集团 55 项煤电厂“三改联动”案例入选，为煤电行业树立了技术水平成熟、综合效益突出、具有示范意义的典范，加快推动煤电行业高质量发展。世界最大火电厂大唐托克托发电公司“三改联动”完成 9 台机组深度调峰改造，1-8 号机组可深调至 20%；4 台 60 万千瓦空冷机组实施供热改造。国内首台 600 兆瓦亚临界湿冷机组改造项目成功实现供电煤耗降至 288.58 克/千瓦时。国内诞生首个同时完成“三改联动”和控制系统“三化”改造项目，综合供电煤耗下降了 14.46 克/千瓦时，整体能效处于同类型一次再热机组先进水平。（二）全国线损率持续下降控制在（二）全国线损率持续下降控制在 5%以内以内 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，保持继续下降走势。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%，比上年降低 0.13 个百分24 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。图图 18 20142023 年全国线损率情况年全国线损率情况 表表 8 20142023 年年 6000 千瓦及以上电力行业能耗情况千瓦及以上电力行业能耗情况 注：2023 年供电标准煤耗值为 2023 年 11 月统计数据。（三）超低排放改造稳步推进，污染物排放持续下降（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，我国燃煤电厂超低排放改造了 9.5 亿千瓦。表表 9 20132022 年电力行业排放总量情况（单位：万吨）年电力行业排放总量情况（单位：万吨）25 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。近十年来，污染物排放量下降明显。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。表表 10 20132022 年单位火电发电量的排放量（单位：克年单位火电发电量的排放量（单位：克/千瓦时）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）电力行业碳减排取得显著成效（四）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%。20062022 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。26 七、推进全国统一电力市场体系和碳市场建设七、推进全国统一电力市场体系和碳市场建设 党的二十大报告强调，构建全国统一大市场，深化要素市场化改革，建设高标准市场体系。2022 年，中共中央、国务院关于加快建设全国统一大市场的意见印发实施。2023 年 5 月 19 日，国务院常务会议研究了落实建设全国统一大市场部署总体工作方案和近期举措。各地区各部门扎实推进各项重点任务落实落地，推进全国统一电力市场体系和碳市场建设。（一）市场化交易电量比重持续增加（一）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 112 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%。在交易机构注册的主体数量达到 70.8 万家。市场主体大量增长。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。27 图图 19 20172023 年全国市场交易电量、增速及占全社会用电量比重年全国市场交易电量、增速及占全社会用电量比重（单位：亿千瓦时）（单位：亿千瓦时）（二）电价机制持续完善（二）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。（三）中长期交易稳步增长（三）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 112 月，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为 44