7月10日，中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）发布《中国电力行业年度发展报告2024》（以下简称“《报告2024》”），向全社会发布2023年电力行业基本数据，这是中电联连续第19年发布该报告。《报告2024》以电力行业统计与调查数据为依据，结合企业和相关机构提供的珍贵资料，全面、客观、准确反映中国电力行业发展与改革现状。

《中国电力行业年度发展报告2024》

2023年是全面建设社会主义现代化国家开局起步的重要一年，电力行业坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻落实习近平总书记重要指示批示和党的二十大精神，按照党中央、国务院部署，坚持稳中求进工作总基调，统筹发展和安全，深入贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略，积极稳妥推进碳达峰碳中和，加快构建新型电力系统，助力加快建设新型能源体系，在新的历史起点上推动电力源网荷储全链条发展迈上新台阶。电力行业深入学习贯彻习近平新时代中国特色社会主义思想主题教育，大力弘扬“忠诚担当、求实创新、追求卓越、奉献光明”的电力精神，实现电力清洁低碳、安全高效发展水平和各类用户电力获得感双提升；全力保障能源电力安全，着力增强电力供应链弹性和韧性，供需协同发力，有效缓解了年初和岁末部分地区部分时段供电紧张局面，坚决守牢民生用电安全底线，电力生产供应和系统运行保持稳定；加快推动电力绿色低碳转型，着力构建风、光、水、核、火多轮驱动的清洁电力供应体系，新能源保持快速发展势头，电力碳排放强度稳步下降；纵深推进电力市场化改革和科技创新，加快建设统一电力市场，持续完善市场交易机制，推动建立煤电容量电价机制，加大力度开展高效新能源发电、先进核电、灵活煤电、多元新型储能、特高压输电等关键技术攻关，加快推进电力产业数字化进程，电力高质量发展的活力和动力进一步增强；扎实推进共建绿色“一带一路”，构建亚太电力命运共同体取得新成效，高水平电力国际合作全方位拓展。电力行业践行责任担当，为推动经济高质量发展和满足人民美好生活需要提供了坚强电力保障，谱写了电力高质量发展新篇章。

一、电力消费

全社会用电量同比增长6.7%，全年增速逐季上升。国民经济改善向好拉动电力消费同比提升，2023年全国全社会用电量92238亿千瓦时，同比增长6.7%，增速同比提高3.1个百分点，高于GDP增速1.5个百分；全国人均用电量6538千瓦时/人，同比增加422千瓦时/人。受经济回升及上年同期基数的影响，各季度全社会用电量同比分别增长3.6%、6.4%、6.6%、10.0%，第四季度增速达到最高。

电力消费结构继续优化，新兴产业用电量增势强劲。2023年，第一产业用电量延续快速增长势头，达到1277亿千瓦时，同比增长11.4%，占全社会用电量的1.4%，与上年基本持平；第二产业用电量60750亿千瓦时，同比增长6.5%，占全社会用电量的65.9%（其中，工业用电量59785亿千瓦时，同比增长6.7%）；第三产业用电量恢复快速增长势头，达到16696亿千瓦时，同比增长12.2%，占全社会用电量的18.1%，同比提高0.9个百分点；城乡居民生活用电量13514亿千瓦时，同比增长0.8%，占全社会用电量的14.7%，增速同比回落12.8个百分点。第一产业和第三产业用电量增速均超过10%，且明显高于全社会用电量增速。从用电增量构成看，第二产业和第三产业的拉动分别达到4.3和2.1个百分点，对全社会用电量增长的贡献率分别为64.2%和31.5%。第二产业中，高技术及装备制造业用电量同比增长11.2%，超过制造业整体增长水平3.8个百分点，表现亮眼。其中，光伏设备制造用电量同比增长76.0%，新能源整车制造用电量同比增长38.8%，充换电服务业用电量同比增长78.1%，展现了强劲的增长态势。

二、电力生产供应

煤电装机占比首次降至40%以下，新能源发电装机突破10亿千瓦。截至2023年底，全国全口径发电装机容量292224万千瓦，同比增长14.0%，增速同比提升6.0个百分点。其中，水电42237万千瓦，同比增长2.0%（其中抽水蓄能5094万千瓦，同比增长11.2%）；火电139099万千瓦，同比增长4.2%（煤电116484万千瓦，同比增长3.4%，占总装机容量比重降至39.9%，同比降低4.1个百分点；气电12620万千瓦，同比增长9.1%）；核电5691万千瓦，同比增长2.4%；并网风电44144万千瓦，同比增长20.7%（其中陆上风电40415万千瓦，海上风电3729万千瓦）；并网太阳能发电61048万千瓦，同比增长55.5%（其中，并网光伏发电60991万千瓦，集中式光伏35224万千瓦，分布式光伏25767万千瓦）；并网风电和光伏发电合计装机规模突破10亿千瓦大关，2023年底达到10.5亿千瓦，占总装机容量比重为36%。

新能源发电量增量占总发电量增量的46.1%。2023年，全国发电量94564亿千瓦时，同比增长6.9%。其中，受年初主要水库蓄水不足及降水偏少的影响，水电12859亿千瓦时，同比下降4.9%，占总发电量的13.6%；火电62657亿千瓦时，同比增长6.4%，占总发电量的66.3%；核电4347亿千瓦时，同比增长4.1%，占总发电量的4.6%；风电8859亿千瓦时，同比增长16.2%，占总发电量的9.4%；太阳能发电5842亿千瓦时，同比增长36.7%，占总发电量的6.2%。在新能源发电装机快速带动下，风电和太阳能发电量快速增长，合计发电量同比增加2801亿千瓦时，占全年总发电量增量的46.1%。

电网输配电能力不断增强，跨区、跨省配置电能稳步增长。初步统计，截至2023年底，全国电网220千伏及以上输电线路长度919667千米，同比增长4.6%。全国电网220千伏及以上公用变电设备容量542400万千伏安，同比增长5.7%。2023年，全国跨区输电能力达到18815万千瓦，同比持平；全国完成跨区输送电量8497亿千瓦时，同比增长9.7%。

三、电力供需

全国电力供需总体平衡，局部地区局部时段供需偏紧。2023年，我国高温干旱、洪涝台风、雨雪冰冻等极端天气多发频发，电力负荷屡创新高，最高达到13.45亿千瓦，比2022年最高用电负荷增长4.3%。年初受来水偏枯、电煤供应紧张等因素叠加影响，少数省份在部分时段供需形势较为紧张；迎峰度夏期间全国电力供需形势总体平衡，各省份均未采取有序用电措施，为近年来最好情况；年末12月我国多地出现大范围寒潮、强雨雪天气，近10个省份电力供需形势偏紧，部分省级电网通过需求侧管理等措施，确保电力供需平衡。

供需两端协同发力保用电，电力系统全年保持稳定运行。2023年，国家高度重视并出台一系列电力保供措施，电力行业以高度的政治责任感，不断提高电力保供能力，坚持政企联动、源网荷储协同发力，通过提升机组顶峰发电能力、加强省间余缺互济、实施负荷侧管理等措施，全力做好迎峰度夏、迎峰度冬期间电力保供，守牢民生用电安全底线，电力系统全年保持稳定运行。

四、电力投资与建设

电源投资增速创新高，非化石能源发电投资占比达89.2%。2023年，全国主要电力企业合计完成投资15502亿元，同比增长24.7%。全国电源工程建设完成投资10225亿元，同比增长37.7%，占电力投资比重的66.0%。其中，水电投资1029亿元，同比增长18.0%（其中抽水蓄能投资同比增长40%，占水电投资比重46.7%）；火电投资1124亿元，同比增长25.6%；核电1003亿元，同比增长27.7%；风电投资2753亿元，同比增长36.9%；太阳能发电完成4316亿元，同比增长50.7%。非化石能源发电投资同比增长39.2%，占电源投资比重达到89.2%，电源投资加速绿色低碳转型。

新增并网太阳能装机突破2亿千瓦，新能源新增装机成为新增装机绝对主体。2023年，全国新增发电装机容量37067万千瓦，同比增长86.7%，增速较上年提升75.5个百分点。其中，新增水电943万千瓦，同比下降60.2%（其中新增抽水蓄能545万千瓦，同比下降38.1%）；新增火电6610万千瓦，同比增长44.7%（其中新增煤电4775万千瓦，同比增长63.6%；新增气电1025万千瓦，同比增长57.9%）；新增核电139万千瓦，同比下降39.1%；新增并网风电7622千瓦，同比增长97.4%；新增并网太阳能发电21753万千瓦，占同期全国总新增装机的比重为58.7%，同比增长146.6%。风电、光伏发电的新增装机占新增装机总容量的比重达到79.2%，成为新增装机的绝对主体。

电网投资持续提升，重点输电通道建设稳步推进。2023年全国电网工程建设完成投资5277亿元，同比增长5.4%。其中，直流工程145亿元，同比下降53.9%；交流工程4987亿元，同比增长10.7%，占电网总投资的94.5%。电网企业进一步加强农网巩固与提升配网建设，110千伏及以下等级电网投资2902亿元，占电网工程投资总额的55.0%。白鹤滩—浙江±800千伏特高压直流输电工程实现全容量投产，驻马店—武汉1000千伏特高压交流工程正式投运。

五、电力低碳环保

降碳减污工作扎实推进。2023年，全国单位火电发电量二氧化碳排放约821克/千瓦时，同比降低0.4%，比2005年降低21.7%；单位发电量二氧化碳排放约540克/千瓦时，同比降低0.2%，比2005年降低37.1%。火电清洁高效灵活转型深入推进，2023年，全国火电烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放总量分别为8.5万吨、48.4万吨和78.5万吨，同比分别下降约14.1%、上升约1.7%、上升约3.0%，全国6000千瓦及以上火电厂供电标准煤耗301.6克/千瓦时。2023年，全国电网线损率4.54%，同比降低0.3个百分点。

市场机制促进电力碳减排。全国2257家火电企业参与碳排放权交易，2023年全年碳配额总成交量达到2.12亿吨，累计成交额超过144亿元。全年覆盖二氧化碳排放量超过50亿吨，成为全球覆盖温室气体排放量最大的碳市场。全国温室气体自愿减排交易市场启动，温室气体自愿减排项目首批方法学发布，为降低减排成本提供更多渠道。

六、电力安全与可靠性

电力可靠性稳步提升。2023年，纳入电力可靠性统计的水电机组等效可用系数为93.38%，同比上升0.43个百分点；煤电机组可靠性总体维持在较高水平，等效可用系数为91.73%，同比上升0.22个百分点；气电机组等效可用系数为92.90%，同比上升0.28个百分点；核电机组等效可用系数为89.35%，同比下降0.33个百分点；风电机组运行可靠性指标总体平稳，等效可用系数为98.76%，同比上升1.19个百分点。输变电方面，纳入电力可靠性统计的220千伏及以上电压等级十一类输变电设施的可用系数保持在99.44%以上。直流输电方面，纳入电力可靠性统计的47个直流输电系统合计能量可用率为96.814%，同比上升0.013个百分点；能量利用率为42.07%，同比下降1.98个百分点。供电方面，全国供电系统用户平均供电可靠率为99.911%，同比提高了0.015个百分点；用户平均停电时间7.83小时/户，同比减少了1.27小时/户。

七、电力科技创新与数字化

科技创新加快驱动新质生产力发展。2023年，电力行业全力打造原创技术策源地，围绕加快发展新质生产力，取得了一批自主创新成果。在发电领域，顺利投产拥有完全自主知识产权的全球首台16兆瓦超大容量海上风电机组；国内首台单机容量最大功率150兆瓦级大型冲击式水电机组于2023年6月投运发电，标志着我国实现高水头大容量冲击式水电机组从设计、制造到运行的全面自主化。在电网领域，建立了大型电力系统基础仿真理论，实现了万节点级大型电力系统仿真从毫秒级到微秒级仿真的突破，解决了海量电力电子设备微秒级响应下系统稳定特性暂态仿真难题；世界首条35千伏公里级超导输电示范工程完成满负荷试验；世界首套±1100千伏自主可控特高压直流控制保护设备完成挂网试运行；成功研制具有完全自主知识产权的特高压换流变压器用真空机械式有载分接开关工程样机，于2023年4月正式投入使用，我国特高压直流工程换流变压器从整机到组部件实现全部国产化。

电力数字基础设施和数据资源体系基础不断夯实。2023年，电力企业进一步深入实施国有企业数字化转型行动计划，完善体制机制、推进试点示范、探索对标评估、加强合作发展。电源领域特别是新能源发电依托数字化新技术，提升生产运营的数字化水平，实现对发电设施的远程监控和智能化管理，显著提升发电效率和经济效益；电网领域充分挖掘电力数据价值，以“电力 + 算力”带动电力产业能级跃升，通过数字化转型促进数字技术渗透各环节，基于源网荷储协同发展，逐步构成“大电网 +  微电网”的电网形态。2023年，电力行业主要电力企业数字化投入为396.46亿元，电力数字化领域的专利数量、软件著作数量、获奖数分别为5149项、39614项、1450项。

八、电力市场建设

电力市场交易规模快速扩大，市场化程度进一步提高。2023年，全国市场交易电量56679.4亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量比重为61.4%，比2022年提升0.6个百分点。各电力交易平台累计注册市场主体74.3万家，同比增长23.9%，多元竞争主体格局初步形成，电力市场规模稳步扩大。

电力市场交易机制不断完善。2023年，电力中长期交易已在全国范围内常态化运行并持续增长，全国中长期交易电量占市场交易电量比重在90%以上，中长期合同履约率超过96%，成交价格平稳，充分发挥了电力中长期交易保供稳价的基础作用。电力现货市场建设稳步推进，23个省份启动电力现货市场试运行，反映实时电力供需的价格机制基本建立。辅助服务市场实现全覆盖，品种和主体进一步丰富。全国各电网区域已实现辅助服务市场全覆盖，初步建立市场引导的辅助服务资源优化配置机制，形成以调峰、调频、备用等交易品种为核心的区域、省级辅助服务市场体系，对保障电力系统安全稳定运行、促进新能源消纳、降低系统调节成本发挥了积极作用。

电力市场化改革深入推进。2023年，煤电容量电价政策出台，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机制，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。新能源进入电力市场节奏进一步加快，全国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%，全国范围内促进有效竞争的交易规则体系基本形成。积极构建绿电、绿证市场体系，完善交易机制，绿电、绿证交易规模不断扩大，自绿电、绿证交易启动以来，截至2023年底，全国绿电交易累计成交量954亿千瓦时。绿证交易累计成交量突破1亿张。

九、电力企业经营

电力企业经营形势继续向好。截至2023年底，国家电网、南方电网和内蒙古电力三家电网企业资产总额合计6.56万亿元，同比增长6.5%；中国华能、中国大唐、中国华电、国家能源集团、国家电投五大发电集团资产总额合计7.38万亿元，同比增长8.3%。2023年，三家电网企业主营业务收入合计4.51万亿元，同比增长2.6%，平均资产负债率为56.3%，同比降低0.2个百分点；五大发电集团电力业务收入1.58万亿元，同比增长3.4%，电力业务利润总额1081亿元，同比增长906亿元。

煤电企业经营状况略有好转。2023年，国内电煤市场整体区域平衡，电煤中长期合同履约率明显提升，现货价格总体回落。电煤中长期合同机制持续发挥保供“稳定器”作用。根据CECI沿海指数统计，2023年，5500大卡现货成交价平均为978元/吨，同比下降303元/吨。煤电企业经营状况略有好转，五大发电集团全年火电业务利润总额为196亿元，部分发电集团火电业务仍处于亏损状态，其中，煤电业务利润总额为202亿元；其他14家大型发电企业全年火电业务利润为229亿元，其中煤电业务利润为131亿元。

十、电力国际合作

电力对外投资规模持续扩大。截至2023年底，中国主要电力企业对外直接投资项目共34个，投资总金额44.23亿美元，同比增长30.82%。中国主要电力企业对外投资主要涉及太阳能发电、风电、水电、输变电、其他投资等领域。从项目数量看，新能源是对外投资项目数量最多的领域，占比约61.8%，其中太阳能光伏发电占比50%，风电占比11.8%。

电力对外工程承包发展态势良好。2023年，中国主要电力企业年度新签订境外工程承包合同项目205个，合同金额264.55亿美元。新签境外工程承包项目涉及55个国家和地区，分布在亚洲和非洲占比最高，分别为59%和23.9%。截至2023年底，中国主要电力企业对外工程承包合同额累计4024.26亿美元。

构建亚太电力命运共同体迈出新步伐，中国电力标准“走出去”取得新进展。2023年，第24届亚太电协大会在厦门成功召开，大会以“绿色低碳 点亮未来”为主题，中国同亚太各国一道，携手推动构建开放共赢的能源电力国际合作新格局。中国顺利接任亚太电协技术委员会主席国，指导推动成立澜湄区域电力技术标准促进会，不断拓展澜湄区域技术交流的深度和维度，发布由中国牵头制定的《分布式能源与电网互联》等8项国际标准。

十一、新型电力系统

新型电力系统构建基础不断夯实。清洁低碳方面，非化石能源发电装机容量157541万千瓦，同比增长24.1%，占总装机容量比重首次突破50%，达到53.9%。2023年，基建新增非化石能源发电装机容量合计30762万千瓦，同比增长96.2%，占新增发电装机总量的83.0%。安全充裕方面，2023年，全国新增支撑性电源（煤电、气电、常规水电、核电）6338万千瓦，西电东送规模超过3亿千瓦，电网资源配置能力持续提升。经济高效方面，建立煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型发展的容量电价机制，统一电力市场体系建设持续加强，系统综合能效水平稳步提升。供需协同方面，源网荷储一体化和多能互补蓬勃发展，电力需求响应能力稳步提升，虚拟电厂在京津冀区域、长三角区域、粤港澳大湾区加快布局，车网互动在东部负荷中心地区开展有益探索。灵活智能方面，系统调节能力持续加强，具备深度调节能力的煤电装机容量占比超过50%，抽水蓄能、新型储能新增装机容量2814万千瓦，在近年来新能源装机高速增长条件下，利用率连续五年保持95%以上，电力发输配售用全环节数字化、信息化、智能化发展势头强劲，持续激发电力发展新动能。

十二、电力发展展望

2024年全国电力供需延续总体紧平衡态势。综合当前阶段我国的经济增长潜力，以及国家宏观调控目标，2024年我国宏观经济运行将保持平稳增长，成为拉动电力消费增长的最主要动力，预计2024年全国全社会用电量增速接近2023年。2024年新能源新增装机将保持快速增长，电力供应能力继续提升，为保障电力稳定供应提供了基本支撑；但由于新能源发电出力以及来水存在不确定性，常规电源增加规模小于用电负荷增加规模，均增加了电力生产供应的潜在风险。综合考虑用电增长、电源投产等情况，预计2024年全国电力供需形势呈现总体紧平衡态势；迎峰度夏和度冬用电高峰期，部分区域中的部分省级电网电力供应偏紧，部分时段可能需要实施需求侧管理等措施。

电力中长期绿色低碳发展助力践行“双碳”目标。从需求总量上看，我国经济发展长期向好，电力需求将持续保持刚性增长。预计2030年全国全社会用电量达到13万亿千瓦时以上，绿氢、抽水蓄能和新型储能的用电需求将显著提高。从供应结构上看，推动能源供给体系清洁化低碳化，持续加大非化石电力供给，推进大型风光电基地及其配套调节性电源规划建设，统筹优化抽水蓄能建设布局。预计2030年，全国非化石能源发点装机占比接近70%，带动非化石能源消费比重达到25%以上。从消费结构上看，深入实施可再生能源消费替代，全面推进终端能源消费电气化进程。预计2030年，全国电能占终端能源消费比重有望达到35%。

持续推进电力技术创新、市场机制创新、商业模式创新。加快形成先进前沿技术创新牵引带动效应，加强基础前沿研究和源端技术研发，在高效新能源发电及主动支撑、新型储能、绿色氢能、CCUS等重大关键技术和高端电力基础材料、电力气象、数字化智能化等重要支撑技术领域打造先发优势；建立“电-碳-证”多市场协同机制，加强可再生能源超额消纳量、绿证、碳排放权、CCER衔接，健全不同环境权益产品间的流通规则、核算方式和价格传导机制；因地制宜推动多元商业模式更新迭代，聚焦煤新联营、新能源配储、虚拟电厂、综合能源服务领热点领域，培育电力新兴业态商业模式，支撑新型电力系统建设路径优化。