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.*亿千瓦时，比上年增长6.9%。其中，火力发电量6.*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.*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*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， (略) 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*千瓦）。 (略) 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（*上4.0亿千瓦、海上*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*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*吨下降到2022年的9.*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*吨下降到2022年的47.*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*吨下降到2022年的76.*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*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*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*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*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*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*个，涉及项目1168个、发电企业755家。2023 (略) 经营区完成绿电结算电量576亿千瓦时、绿证*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*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*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 (略) 。“十四五”期间，电源投资占比持续提升，202 (略) 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

20 (略) 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*千伏安；新增直流换流容量*千瓦；新增220千伏及以 (略) 长度3.*千米，同比少投产557千米。截至2023年底， (略) 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 (略) 回路长度共92.*千米，同比增长4.3%。电网企业进一 (略) 巩固 (略) 投资建设，110千伏及以 (略) (略) 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 (略) 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 (略) 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 (略) (略) 场化改革的通知》出台以来，工商业 (略) ， (略) 场主体数量大幅增长。按交易结算口径统计，2023年1—12月， (略) 场交易电量*.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， (略) 场化交易电量6845亿千瓦时，占新能源总发电量的47.3%。 (略) 场化交易电量*.4亿千瓦时，同比增长近50%。2023 (略) (略) 场交易电量达*.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%； (略) (略) 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%； (略) (略) 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.*家。截至2023年2月14日， (略) 场主体注册数量已突破*家，达到*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 (略) 场化电量比重超90%。2023年1—12月， (略) 场中长期电力直接交易电量合计为*.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*.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。 (略) 区域中长期电力直接交易电量合计为*亿千瓦时，同比增长5.6%； (略) 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%； (略) 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. (略) 场建设进入“快车道”

继2023年9月《 (略) 场基本规则（试行）》出台之后，10月出台的《关于进一步加 (略) 场建设工作的通知》 (略) 场建设明确了时间表。

(略) 场建设平稳推进，交易价格机制、 (略) 持续完善， (略) 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 (略) 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*/千瓦时，比之前的*/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 (略) 自主研发的首个基于云架构的省 (略) 场技术支持系统于6月正式投运。系统已覆 (略) 经营区所 (略) (略) ，支持28 (略) 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 (略) 场首次实现全区域结算试运行。南 (略) 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（ (略) 送广东、 (略) 送海南、 (略) 送广东）、广东、贵州和海南的结算试运行。12月15—16日，南方区 (略) 场开展全域结算试运行。其间，作为南方区 (略) 场首批结算试运行省份， (略) 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 (略) （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， (略) 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 (略) 场12月22日、29日相继转入正式运行，标志 (略) 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、 (略) 、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. (略) 场潜力持续挖掘

山东在全国率先发布电力爬 (略) 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*续发布有关参与电 (略) 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， (略) 电费1.9%。

通 (略) 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 (略) 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》 (略) 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， (略) 动态管理和风险管理，三是启动保底售电服务， (略) 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）。

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.*亿千瓦时，比上年增长6.9%。其中，火力发电量6.*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.*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*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， (略) 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*千瓦）。 (略) 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（*上4.0亿千瓦、海上*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*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*吨下降到2022年的9.*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*吨下降到2022年的47.*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*吨下降到2022年的76.*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*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*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*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*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*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*个，涉及项目1168个、发电企业755家。2023 (略) 经营区完成绿电结算电量576亿千瓦时、绿证*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*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*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 (略) 。“十四五”期间，电源投资占比持续提升，202 (略) 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

20 (略) 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*千伏安；新增直流换流容量*千瓦；新增220千伏及以 (略) 长度3.*千米，同比少投产557千米。截至2023年底， (略) 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 (略) 回路长度共92.*千米，同比增长4.3%。电网企业进一 (略) 巩固 (略) 投资建设，110千伏及以 (略) (略) 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 (略) 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 (略) 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 (略) (略) 场化改革的通知》出台以来，工商业 (略) ， (略) 场主体数量大幅增长。按交易结算口径统计，2023年1—12月， (略) 场交易电量*.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， (略) 场化交易电量6845亿千瓦时，占新能源总发电量的47.3%。 (略) 场化交易电量*.4亿千瓦时，同比增长近50%。2023 (略) (略) 场交易电量达*.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%； (略) (略) 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%； (略) (略) 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.*家。截至2023年2月14日， (略) 场主体注册数量已突破*家，达到*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 (略) 场化电量比重超90%。2023年1—12月， (略) 场中长期电力直接交易电量合计为*.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*.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。 (略) 区域中长期电力直接交易电量合计为*亿千瓦时，同比增长5.6%； (略) 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%； (略) 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. (略) 场建设进入“快车道”

继2023年9月《 (略) 场基本规则（试行）》出台之后，10月出台的《关于进一步加 (略) 场建设工作的通知》 (略) 场建设明确了时间表。

(略) 场建设平稳推进，交易价格机制、 (略) 持续完善， (略) 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 (略) 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*/千瓦时，比之前的*/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 (略) 自主研发的首个基于云架构的省 (略) 场技术支持系统于6月正式投运。系统已覆 (略) 经营区所 (略) (略) ，支持28 (略) 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 (略) 场首次实现全区域结算试运行。南 (略) 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（ (略) 送广东、 (略) 送海南、 (略) 送广东）、广东、贵州和海南的结算试运行。12月15—16日，南方区 (略) 场开展全域结算试运行。其间，作为南方区 (略) 场首批结算试运行省份， (略) 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 (略) （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， (略) 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 (略) 场12月22日、29日相继转入正式运行，标志 (略) 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、 (略) 、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. (略) 场潜力持续挖掘

山东在全国率先发布电力爬 (略) 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*续发布有关参与电 (略) 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， (略) 电费1.9%。

通 (略) 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 (略) 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》 (略) 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， (略) 动态管理和风险管理，三是启动保底售电服务， (略) 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）。