為全面貫徹黨的二十大精神，認真落實黨中央、國務院決策部署，按照《2024—2025年節能降碳行動方案》(國發〔2024〕12號)有關要求，實施分領域分行業節能降碳專項行動，統籌推進存量煤電機組低碳化改造和新上煤電機組低碳化建設，加快構建清潔低碳安全高效的新型能源體系，近日，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《煤電低碳化改造建設行動方案(2024—2027年)》(發改環資〔2024〕894號，以下簡稱《行動方案》)。
專家解讀之一 | 加快煤電低碳化發展 支撐構建新型能源體系
近日，國家發展改革委、國家能源局印發《煤電低碳化改造建設行動方案(2024—2027年)》(發改環資〔2024〕894號，以下簡稱《行動方案》)，部署推動煤電低碳化發展有關工作，明確了主要目標和重點任務，對存量煤電機組低碳化改造和新上煤電機組低碳化建設作出系統安排，為加快構建新型能源體系、積極穩妥推進碳達峰碳中和奠定堅實基礎。
一、煤電低碳化改造建設意義重大
基于富煤貧油少氣的基本國情，經多年發展，我國形成了以煤電為主體的電力體系。黨的十八大以來，習近平總書記提出“四個革命、一個合作”能源安全新戰略，將能源發展的可持續性擺在更加突出位置，大力發展可再生能源，實施煤電超低排放改造，建成世界最大的清潔發電體系，但受新能源電力間歇性、波動性影響，煤電仍發揮著能源安全兜底保障作用。
截至2023年底，我國煤電裝機容量約11.7億千瓦，占全國電力總裝機的40%，發電用煤約占全國煤炭消費總量的60%，碳排放量約占全國碳排放總量的40%。《行動方案》提出生物質摻燒、綠氨摻燒、碳捕集利用與封存等3種煤電低碳化改造建設方式，通過持續改造升級，推動煤電碳排放達到氣電水平，有助于減少煤炭使用和碳排放，是推進煤炭清潔高效利用、加速構建新型能源體系的必然要求，也是提升煤電行業核心競爭力、助力實現碳達峰碳中和目標的關鍵舉措。
二、強化科技創新引領，為煤電低碳化發展提供堅實保障
近年來，國內外就推進存量煤電機組低碳化改造和新上煤電機組低碳化建設開展了相關探索，但有關工作仍處于起步階段。要完成相應改造建設任務，離不開科技創新的引領與支撐。《行動方案》提出，加快煤電低碳發電技術研發和推廣應用，突破煤電摻燒生物質、高比例摻燒農作物秸稈、低成本綠氨制備等關鍵技術，推動解決煤電煙氣二氧化碳捕集能耗高、吸收劑損耗大、大型塔內件傳質性能差、捕集—發電系統協同難、控制流程復雜等關鍵問題，補齊二氧化碳資源化利用、咸水層封存、產業集成耦合等技術短板。
推進煤電低碳化技術創新，要統籌科研院所、行業協會、骨干企業等創新資源，發揮國家實驗室、全國重點實驗室等國家戰略科技力量作用，推動產、學、研、用協同創新，形成自主創新強大合力。針對煤電低碳化改造建設中存在的堵點卡點問題，要集中優勢力量攻克短板弱項，為實現煤電行業規模化降碳探索更多可靠技術路徑。
三、堅持工程示范見實效，為煤電低碳化高質量發展蓄勢賦能
《行動方案》提出，到2025年，轉化應用一批煤電低碳發電技術，為煤電清潔低碳轉型探索有益探索;到2027年，煤電低碳發電技術路線進一步拓寬，建造和運行成本顯著下降，建成的煤電低碳化改造建設項目對煤電清潔低碳發展形成較強的引領帶動作用。在煤電低碳化技術推廣過程中，應緊抓工程示范這一關鍵環節，掌握不同機組條件、不同工況下各類低碳化技術的建設和運行成本，客觀全面論證技術的可靠性與經濟性。在實踐中實現技術迭代和進步，推動煤電低碳化技術從“實驗室”踏入“應用場”，走出一條技術成熟、成本可控、安全可靠的煤電行業綠色低碳高質量發展的新路徑。(作者：劉吉臻 中國工程院院士、華北電力大學新能源電力系統全國重點實驗室主任)
專家解讀之二 | 實施煤電低碳示范 引領轉型發展路徑
近日，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《煤電低碳化改造建設行動方案(2024—2027年)》(發改環資〔2024〕894號，以下簡稱《行動方案》)，部署統籌推進存量煤電機組低碳化改造和新上煤電機組低碳化建設有關工作，對提升煤炭清潔高效利用水平、加快構建清潔低碳安全高效的新型能源體系具有重要意義。
一、促綠色轉型，減碳降碳正當其時
立足以煤為主的基本國情，煤電是我國能源電力供應系統的主體支撐。在加快構建新型電力系統的進程中，綜合考慮新能源電力的不穩定性和新型儲能技術的較高成本，煤電在電力安全保障中仍發揮著“壓艙石”作用。2023年，煤電以不足40%的裝機占比，承擔了全國70%的頂峰保供任務，有力保障了我國民生用電和經濟社會發展需求。此外，煤電是現階段較為經濟可靠的調峰電源。面對極熱無風、極寒無光、連續高溫、低溫雨雪冰凍等極端天氣導致的新能源出力受限等挑戰，煤電對維持電力系統安全發揮著重要支撐作用。但也要認識到，我國電力行業二氧化碳排放占全國排放總量比重的40%，實施煤電低碳化改造建設，推動降低煤電碳排放水平，是推動能源低碳轉型的重要途徑，對實現碳達峰碳中和目標具有重要意義。
二、高目標要求，引領煤電低碳發展
《行動方案》綜合考慮行業發展現狀、技術研發水平，科學設置分階段降碳目標。到2025年和2027年，煤電低碳化改造建設項目度電碳排放較分別較2023年同類煤電機組平均碳排放水平降低20%左右和50%左右，在實踐中拓寬煤電低碳發電技術路線、降低建造和運行成本，為規模化推進煤電低碳轉型積累經驗。
按照《行動方案》要求，2027年煤電低碳化改造建設項目的碳排放應基本達到天然氣發電機組水平。天然氣發電是國際公認的清潔能源，也是近年來美歐等發達經濟體的支撐性電源和煤電替代電源。據統計，2023年美國、歐盟天然氣發電量占比分別為43%、17%，而我國天然氣發電量占比僅為3.2%。近年來，我國積極推進煤電超低排放改造，現役煤電機組大氣污染物排放已普遍達到氣電排放水平。在此基礎上進一步推動煤電低碳化改造建設，相當于提高了我國清潔能源裝機和發電量占比。
三、多技術路徑，因地制宜改造建設
《行動方案》提出了生物質摻燒、綠氨摻燒、碳捕集利用與封存等3種煤電低碳化改造建設技術路線。生物質摻燒方面，綜合考慮生物質資源供應、收集半徑、鍋爐適應性等因素，提出以農林廢棄物、沙生植物、能源植物為重點，實施煤電機組耦合生物質發電，并將摻燒比例定在10%以上。綠氨摻燒方面，考慮到可再生能源電力電解水制綠氫，再合成綠氨后入爐摻燒的流程相對較長、環節相對較多，為保障項目穩定運行，《行動方案》提出所在地應具備可靠的綠氨來源，并具有豐富的可再生能源資源以滿足綠氨制備需要。碳捕集利用與封存方面，鼓勵采用化學法、吸附法、膜法等多種捕集方式，因地制宜實施二氧化碳地質封存、地質利用和化學利用，重點在于進行多技術路線比選，探索差異化的低碳改造和建設路徑。與此同時，《行動方案》明確實施煤電低碳化改造建設的機組應滿足預期剩余使用壽命長、綜合經濟性好等基本條件，并提出優先支持采用多種煤電低碳發電技術路線耦合的改造建設項目，以更好發揮項目示范帶動作用。
四、全方位支持，提升長期運行收益
《行動方案》充分考慮煤電低碳化改造建設的政策需求，從資金支持、政策支撐、優化調度、技術創新等方面為項目建設提供全方位支持。資金支持方面，明確利用超長期特別國債等資金渠道對煤電低碳化改造建設項目予以支持，并鼓勵各地加大對項目的投資補助力度。政策支撐方面，探索建立政府、企業、用戶三方共擔的分攤機制，對納入國家煤電低碳化改造建設項目清單的項目給予階段性支持。優化調度方面，指導電網企業優化電力運行調度方案，優先支持碳減排效果突出的煤電低碳化改造建設項目接入電網，對項目的可再生能源發電量或零碳發電量予以優先上網。技術創新方面，統籌科研院所、行業協會、骨干企業等創新資源，加快煤電摻燒生物質、低成本綠氨制備、高比例摻燒農作物秸稈等關鍵技術研發，補齊短板弱項。(作者：姜士宏 電力規劃設計總院副院長)
專家解讀之三 | 精準施策 示范先行 統籌推進煤電低碳化改造建設
統籌推進存量煤電低碳化改造和新上煤電低碳化建設，是提升煤炭清潔高效利用水平、加快構建新型電力系統的重要支撐。近日，國家發展改革委、國家能源局印發《煤電低碳化改造建設行動方案(2024—2027年)》(發改環資〔2024〕894號，以下簡稱《行動方案》)，系統提出了對標天然氣發電機組碳排放水平，推動煤電低碳化改造建設的主要目標、建設要求和保障措施，對推動能源綠色低碳轉型、實現碳達峰碳中和目標具有重要意義。
一、深刻認識開展煤電低碳化改造建設的重要意義
(一)煤電低碳化改造建設是推動煤電行業轉型升級、發展新質生產力的應有之義。長期以來，我國大力推進發電裝備技術自主創新發展，推動煤電行業實現了從低效到高效、從進口到國產、從高排放到超低排放的快速跨越，逐步成為我國的主力電源。近年來，我國大力發展可再生能源，加快構建新型電力系統，煤電將由主力電源逐步轉向基礎保障性和系統調節性電源。對標天然氣發電機組碳排放水平，推動煤電低碳化改造建設，既可以更好發揮存量煤電效能，又可以有力支持新能源開發消納，還可以助推新興低碳技術和產業發展，是主動適應新型電力系統建設需要、加快能源綠色低碳轉型的關鍵舉措。
(二)煤電低碳化改造建設是支撐實現碳達峰碳中和目標的必然選擇。我國能源領域碳排放占全國碳排放總量的80%以上，其中電力碳排放在能源行業中的占比超過50%，且絕大部分來源于煤電。長期以來，我國積極實施煤電節能改造，“十一五”、“十二五”、“十三五”和“十四五”前三年全國平均供電煤耗分別下降37.0克/千瓦時、17.6克/千瓦時、9.9克/千瓦時和1.6克/千瓦時，煤電機組碳排放水平逐步降低。但隨著新能源大規模并網，煤電調峰的深度和頻度持續增加，煤電運行條件已經發生深刻變化，亟需通過源端減碳、末端固碳等技術方式進一步推動煤電低碳轉型。
二、科學開拓煤電低碳化建設新路徑
面向碳達峰碳中和目標，針對構建新型電力系統有關要求，《行動方案》提出生物質摻燒、綠氨摻燒、碳捕集利用與封存等3種煤電低碳化改造建設方式。
(一)實施煤電機組耦合生物質發電。生物質能是重要的低碳、零碳能源，我國生物質資源儲量豐富，但資源化利用尚不充分。利用大型燃煤機組摻燒農林廢棄物、沙生植物、能源植物等生物質資源，是優化能源資源配置、實現資源循環利用的有力舉措。“十三五”以來，我國在山東十里泉、日照等燃煤電廠實施生物質直燃摻燒，有關技術已具備規模化示范的基礎。《行動方案》提出在具備長期穩定可獲得生物質資源的地區，實施煤電耦合生物質發電，要求改造建設后煤電機組具備摻燒10%以上生物質燃料能力，實現降低燃煤消耗和碳排放水平。
(二)實施煤電機組摻燒綠氨發電。利用風能、太陽能等可再生能源制備的綠氫、綠氨，是具備零碳屬性的清潔能源和化工原料，也是我國新型能源體系的重要組成部分。以綠氨替代一定比例燃煤進行清潔高效耦合燃燒，可有效降低煤電碳排放水平。摻氨燃燒屬于前沿發電技術，近年來我國在廣東臺山等地進行了工業級燃煤機組摻氨燃燒試驗，有關技術已經具備規模化示范基礎。《行動方案》提出實施燃煤機組摻燒綠氨發電的低碳化改造建設方式，并明確項目所在地應具備可靠的綠氨來源，并有豐富的可再生能源資源以滿足綠氨制備需要。
(三)實施煙氣碳捕集利用與封存。碳捕集利用與封存是實現碳中和的兜底技術。近年來，我國積極推進燃煤電廠碳捕集利用與封存示范項目建設，捕集的二氧化碳主要用于驅油或地質封存。《行動方案》提出，采用化學法、吸附法、膜法等技術分離捕集燃煤鍋爐煙氣中的二氧化碳，推廣應用二氧化碳高效驅油等地質利用技術、二氧化碳加氫制甲醇等化工利用技術，因地制宜實施二氧化碳地質封存，并要求項目所在地及周邊具有長期穩定地質封存條件或二氧化碳資源化利用場景。
三、有效激發煤電低碳化改造建設積極性
(一)加大資金支持力度。《行動方案》提出通過超長期特別國債等資金渠道對符合條件的煤電低碳化改造建設項目予以支持，并擇優納入綠色低碳先進技術示范工程。鼓勵各地區因地制宜制定支持政策，加大投資補助力度。壓實項目建設單位主體責任，要求統籌各方資金，加大投入力度，強化項目建設、運行、維護各環節資金保障。
(二)強化政策支撐。針對現階段煤電低碳化改造建設項目運行成本較高的特點，《行動方案》就完善價格、金融支持政策做出明確部署。提出在統籌綜合運營成本、實際降碳效果和各類市場收益的基礎上，探索建立由政府、企業、用戶三方共擔的分攤機制，對項目運行給予階段性支持。鼓勵項目實施主體通過發行基礎設施領域不動產投資信托基金、綠色債券或申請綠色信貸、科技創新和技術改造再貸款等渠道融資，吸引各類投資主體參與和支持煤電低碳化改造建設。
(三)優化電網調度。優化電網運行調度是提升低碳煤電機組運行效能，切實發揮項目降碳成效的保障。《行動方案》提出，研究制定煤電低碳化改造建設項目碳減排量核算方法，推動對可再生能源發電量或零碳發電量予以單獨計量。要求電網企業優化電力運行調度方案，優先支持碳減排效果突出的項目接入電網，對項目的可再生能源發電量或零碳發電量予以優先上網。
(四)加強技術創新。通過科技創新迭代，推動低碳煤電項目建造和運行成本持續下降，是推動煤電清潔低碳轉型的主要動力。《行動方案》指出了煤電低碳化關鍵技術研發方向，要求強化生物質高比例摻燒、綠氨制備化等技術攻關，加快煤電煙氣二氧化碳捕集降耗、吸收劑減損、大型塔內件傳質性能提升、捕集—發電系統協同、控制流程優化等技術研發，加快補齊制約煤電低碳化改造建設的薄弱環節。(作者：張琳 中國電力企業聯合會規劃發展部主任)
國家發展改革委有關負責同志就《煤電低碳化改造建設行動方案（2024—2027年）》答記者問
近日，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《煤電低碳化改造建設行動方案(2024—2027年)》(發改環資〔2024〕894號，以下簡稱《行動方案》)。為便于各有關方面準確理解和把握政策內容，國家發展改革委有關負責同志接受采訪，回答了記者提問。
問：請介紹一下《行動方案》出臺的背景和意義。
答：近年來，我國積極推進煤炭清潔高效利用，大力發展可再生能源，加快能源綠色低碳轉型取得積極成效。但受可再生能源電力隨機性、波動性影響，煤電仍將在一定時期內發揮能源安全兜底保障作用。對標天然氣發電機組碳排放水平，加快煤電低碳化改造建設，是推動能源綠色低碳發展、助力實現碳達峰碳中和目標的重要舉措。
為全面貫徹黨的二十大精神，認真落實黨中央、國務院決策部署，按照《2024—2025年節能降碳行動方案》(國發〔2024〕12號)有關要求，統籌推進存量煤電機組低碳化改造和新上煤電機組低碳化建設，推動構建清潔低碳安全高效的新型能源體系，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《行動方案》，明確煤電低碳化改造建設的主要目標和工作任務。
問：《行動方案》提出了哪些主要目標？
答：按照2025、2027年兩個時間節點，《行動方案》提出了煤電低碳化改造建設工作的目標。
到2025年，首批煤電低碳化改造建設項目全部開工，轉化應用一批煤電低碳發電技術;相關項目度電碳排放較2023年同類煤電機組平均碳排放水平降低20%左右、顯著低于現役先進煤電機組碳排放水平，為煤電清潔低碳轉型探索有益經驗。
到2027年，煤電低碳發電技術路線進一步拓寬，建造和運行成本顯著下降;相關項目度電碳排放較2023年同類煤電機組平均碳排放水平降低50%左右、接近天然氣發電機組碳排放水平，對煤電清潔低碳轉型形成較強的引領帶動作用。
問：煤電低碳化改造建設的方式和要求分別是什么？
答：在充分調研、系統分析、深入論證的基礎上，《行動方案》提出了3種改造建設方式，并明確了項目布局、機組條件、降碳效果等3方面改造建設要求。
改造建設方式方面：一是生物質摻燒，充分利用農林廢棄物、沙生植物、能源植物等生物質資源，實施煤電機組耦合生物質發電。二是綠氨摻燒，利用風電、太陽能發電等可再生能源富余電力，通過電解水制綠氫并合成綠氨，實施燃煤機組摻燒綠氨發電。三是碳捕集利用與封存，采用化學法、吸附法、膜法等技術分離捕集燃煤鍋爐煙氣中的二氧化碳，實施高效驅油、制備甲醇等資源化利用，或因地制宜實施地質封存。
改造建設要求方面：一是項目布局。實施生物質或綠氨摻燒的項目，所在地應具有長期穩定的生物質或綠氨來源。實施碳捕集利用與封存的項目，所在地及周邊應具備二氧化碳資源化利用場景，或具有長期穩定地質封存條件。二是機組條件。相關機組應滿足預期剩余使用壽命長、綜合經濟性好等基本條件，新建機組須已納入國家規劃。鼓勵承擔煤炭清潔高效利用技術攻關任務、“兩個聯營”及大型風電光伏基地配套的煤電機組先行先試。三是降碳效果。對照煤電機組自身改造前碳排放水平和2023年同類煤電機組平均碳排放水平，分別對2025年、2027年建成投產項目降碳效果提出明確要求。
問：《行動方案》提出了哪些保障措施？
答：《行動方案》圍繞資金支持、政策支撐、電網調度、技術創新4方面，提出了推動煤電低碳化改造建設的保障措施。
一是加大資金支持力度。發揮政府投資放大帶動效應，利用超長期特別國債等資金渠道對符合條件的煤電低碳化改造建設項目予以支持。相關項目擇優納入綠色低碳先進技術示范工程。鼓勵各地區因地制宜制定支持政策，加大對煤電低碳化改造建設項目的投資補助力度。
二是強化政策支撐保障。探索建立由政府、企業、用戶三方共擔的分攤機制，對納入國家煤電低碳化改造建設清單的項目給予階段性支持。鼓勵符合條件的項目通過發行基礎設施領域不動產投資信托基金、綠色債券或申請綠色信貸、科技創新和技術改造再貸款等渠道融資，吸引各類投資主體參與和支持煤電低碳化改造建設。
三是優化電網運行調度。推動對摻燒生物質/綠氨發電、加裝碳捕集利用與封存設施部分電量予以單獨計量。電網企業要優化電力運行調度方案，優先支持碳減排效果突出的煤電低碳化改造建設項目接入電網，對項目的可再生能源發電量或零碳發電量予以優先上網。
四是加強技術創新應用。加強煤電摻燒生物質、低成本綠氨制備、高比例摻燒農作物秸稈等技術攻關，加快煤電煙氣二氧化碳捕集降耗、吸收劑減損、大型塔內件傳質性能提升、捕集—發電系統協同、控制流程優化等技術研發，補齊二氧化碳資源化利用、咸水層封存、產業集成耦合等技術短板。
問：如何推動《行動方案》各項任務有效落地？
答：《行動方案》提出了項目組織、項目實施、宣傳推廣等3方面組織實施工作要求。
一是項目組織。國家發展改革委、國家能源局組織各地區和有關中央企業申報實施煤電低碳化改造建設項目，按程序組織評審并確定國家煤電低碳化改造建設項目清單。中央企業及其控股子公司項目由中央企業總部申報，其他項目由所在地省級發展改革部門、能源主管部門申報。
二是項目實施。省級發展改革部門、能源主管部門加強對項目建設的原料燃料供應和用地用能等要素保障，強化指導支持、監督管理和安全管控。中央企業總部負責系統內項目監管，確保工程質量和安全。國家發展改革委、國家能源局會同有關部門對項目實施情況開展評估檢查。
三是宣傳推廣。省級發展改革部門、能源主管部門及時跟蹤調度項目建設及運行情況，強化煤電低碳發電先進技術推廣應用，定期報送工作進展。國家發展改革委、國家能源局加大典型經驗宣傳推廣力度，并適時納入產業結構調整指導目錄、綠色低碳轉型產業指導目錄、綠色技術推廣目錄等。
來源|發改委
7月10日，中國電力企業聯合會(以下簡稱“中電聯”)發布《中國電力行業年度發展報告2024》(以下簡稱“《報告2024》”)，向全社會發布2023年電力行業基本數據，這是中電聯連續第19年發布該報告。《報告2024》以電力行業統計與調查數據為依據，結合企業和相關機構提供的珍貴資料，全面、客觀、準確反映中國電力行業發展與改革現狀。
2023年是全面建設社會主義現代化國家開局起步的重要一年，電力行業堅持以習近平新時代中國特色社會主義思想為指導，深入貫徹落實習近平總書記重要指示批示和黨的二十大精神，按照黨中央、國務院部署，堅持穩中求進工作總基調，統籌發展和安全，深入貫徹“四個革命、一個合作”能源安全新戰略，積極穩妥推進碳達峰碳中和，加快構建新型電力系統，助力加快建設新型能源體系，在新的歷史起點上推動電力源網荷儲全鏈條發展邁上新臺階。電力行業深入學習貫徹習近平新時代中國特色社會主義思想主題教育，大力弘揚“忠誠擔當、求實創新、追求卓越、奉獻光明”的電力精神，實現電力清潔低碳、安全高效發展水平和各類用戶電力獲得感雙提升;全力保障能源電力安全，著力增強電力供應鏈彈性和韌性，供需協同發力，有效緩解了年初和歲末部分地區部分時段供電緊張局面，堅決守牢民生用電安全底線，電力生產供應和系統運行保持穩定;加快推動電力綠色低碳轉型，著力構建風、光、水、核、火多輪驅動的清潔電力供應體系，新能源保持快速發展勢頭，電力碳排放強度穩步下降;縱深推進電力市場化改革和科技創新，加快建設統一電力市場，持續完善市場交易機制，推動建立煤電容量電價機制，加大力度開展高效新能源發電、先進核電、靈活煤電、多元新型儲能、特高壓輸電等關鍵技術攻關，加快推進電力產業數字化進程，電力高質量發展的活力和動力進一步增強;扎實推進共建綠色“一帶一路”，構建亞太電力命運共同體取得新成效，高水平電力國際合作全方位拓展。電力行業踐行責任擔當，為推動經濟高質量發展和滿足人民美好生活需要提供了堅強電力保障，譜寫了電力高質量發展新篇章。
一、電力消費
全社會用電量同比增長6.7%，全年增速逐季上升。國民經濟改善向好拉動電力消費同比提升，2023年全國全社會用電量92238億千瓦時，同比增長6.7%，增速同比提高3.1個百分點，高于GDP增速1.5個百分;全國人均用電量6538千瓦時/人，同比增加422千瓦時/人。受經濟回升及上年同期基數的影響，各季度全社會用電量同比分別增長3.6%、6.4%、6.6%、10.0%，第四季度增速達到最高。
電力消費結構繼續優化，新興產業用電量增勢強勁。2023年，第一產業用電量延續快速增長勢頭，達到1277億千瓦時，同比增長11.4%，占全社會用電量的1.4%，與上年基本持平;第二產業用電量60750億千瓦時，同比增長6.5%，占全社會用電量的65.9%(其中，工業用電量59785億千瓦時，同比增長6.7%);第三產業用電量恢復快速增長勢頭，達到16696億千瓦時，同比增長12.2%，占全社會用電量的18.1%，同比提高0.9個百分點;城鄉居民生活用電量13514億千瓦時，同比增長0.8%，占全社會用電量的14.7%，增速同比回落12.8個百分點。第一產業和第三產業用電量增速均超過10%，且明顯高于全社會用電量增速。從用電增量構成看，第二產業和第三產業的拉動分別達到4.3和2.1個百分點，對全社會用電量增長的貢獻率分別為64.2%和31.5%。第二產業中，高技術及裝備制造業用電量同比增長11.2%，超過制造業整體增長水平3.8個百分點，表現亮眼。其中，光伏設備制造用電量同比增長76.0%，新能源整車制造用電量同比增長38.8%，充換電服務業用電量同比增長78.1%，展現了強勁的增長態勢。
二、電力生產供應
煤電裝機占比首次降至40%以下，新能源發電裝機突破10億千瓦。截至2023年底，全國全口徑發電裝機容量292224萬千瓦，同比增長14.0%，增速同比提升6.0個百分點。其中，水電42237萬千瓦，同比增長2.0%(其中抽水蓄能5094萬千瓦，同比增長11.2%);火電139099萬千瓦，同比增長4.2%(煤電116484萬千瓦，同比增長3.4%，占總裝機容量比重降至39.9%，同比降低4.1個百分點;氣電12620萬千瓦，同比增長9.1%);核電5691萬千瓦，同比增長2.4%;并網風電44144萬千瓦，同比增長20.7%(其中陸上風電40415萬千瓦，海上風電3729萬千瓦);并網太陽能發電61048萬千瓦，同比增長55.5%(其中，并網光伏發電60991萬千瓦，集中式光伏35224萬千瓦，分布式光伏25767萬千瓦);并網風電和光伏發電合計裝機規模突破10億千瓦大關，2023年底達到10.5億千瓦，占總裝機容量比重為36%。
新能源發電量增量占總發電量增量的46.1%。2023年，全國發電量94564億千瓦時，同比增長6.9%。其中，受年初主要水庫蓄水不足及降水偏少的影響，水電12859億千瓦時，同比下降4.9%，占總發電量的13.6%;火電62657億千瓦時，同比增長6.4%，占總發電量的66.3%;核電4347億千瓦時，同比增長4.1%，占總發電量的4.6%;風電8859億千瓦時，同比增長16.2%，占總發電量的9.4%;太陽能發電5842億千瓦時，同比增長36.7%，占總發電量的6.2%。在新能源發電裝機快速帶動下，風電和太陽能發電量快速增長，合計發電量同比增加2801億千瓦時，占全年總發電量增量的46.1%。
電網輸配電能力不斷增強，跨區、跨省配置電能穩步增長。初步統計，截至2023年底，全國電網220千伏及以上輸電線路長度919667千米，同比增長4.6%。全國電網220千伏及以上公用變電設備容量542400萬千伏安，同比增長5.7%。2023年，全國跨區輸電能力達到18815萬千瓦，同比持平;全國完成跨區輸送電量8497億千瓦時，同比增長9.7%。
三、電力供需
全國電力供需總體平衡，局部地區局部時段供需偏緊。2023年，我國高溫干旱、洪澇臺風、雨雪冰凍等極端天氣多發頻發，電力負荷屢創新高，最高達到13.45億千瓦，比2022年最高用電負荷增長4.3%。年初受來水偏枯、電煤供應緊張等因素疊加影響，少數省份在部分時段供需形勢較為緊張;迎峰度夏期間全國電力供需形勢總體平衡，各省份均未采取有序用電措施，為近年來最好情況;年末12月我國多地出現大范圍寒潮、強雨雪天氣，近10個省份電力供需形勢偏緊，部分省級電網通過需求側管理等措施，確保電力供需平衡。
供需兩端協同發力保用電，電力系統全年保持穩定運行。2023年，國家高度重視并出臺一系列電力保供措施，電力行業以高度的政治責任感，不斷提高電力保供能力，堅持政企聯動、源網荷儲協同發力，通過提升機組頂峰發電能力、加強省間余缺互濟、實施負荷側管理等措施，全力做好迎峰度夏、迎峰度冬期間電力保供，守牢民生用電安全底線，電力系統全年保持穩定運行。
四、電力投資與建設
電源投資增速創新高，非化石能源發電投資占比達89.2%。2023年，全國主要電力企業合計完成投資15502億元，同比增長24.7%。全國電源工程建設完成投資10225億元，同比增長37.7%，占電力投資比重的66.0%。其中，水電投資1029億元，同比增長18.0%(其中抽水蓄能投資同比增長40%，占水電投資比重46.7%);火電投資1124億元，同比增長25.6%;核電1003億元，同比增長27.7%;風電投資2753億元，同比增長36.9%;太陽能發電完成4316億元，同比增長50.7%。非化石能源發電投資同比增長39.2%，占電源投資比重達到89.2%，電源投資加速綠色低碳轉型。
新增并網太陽能裝機突破2億千瓦，新能源新增裝機成為新增裝機絕對主體。2023年，全國新增發電裝機容量37067萬千瓦，同比增長86.7%，增速較上年提升75.5個百分點。其中，新增水電943萬千瓦，同比下降60.2%(其中新增抽水蓄能545萬千瓦，同比下降38.1%);新增火電6610萬千瓦，同比增長44.7%(其中新增煤電4775萬千瓦，同比增長63.6%;新增氣電1025萬千瓦，同比增長57.9%);新增核電139萬千瓦，同比下降39.1%;新增并網風電7622千瓦，同比增長97.4%;新增并網太陽能發電21753萬千瓦，占同期全國總新增裝機的比重為58.7%，同比增長146.6%。風電、光伏發電的新增裝機占新增裝機總容量的比重達到79.2%，成為新增裝機的絕對主體。
電網投資持續提升，重點輸電通道建設穩步推進。2023年全國電網工程建設完成投資5277億元，同比增長5.4%。其中，直流工程145億元，同比下降53.9%;交流工程4987億元，同比增長10.7%，占電網總投資的94.5%。電網企業進一步加強農網鞏固與提升配網建設，110千伏及以下等級電網投資2902億元，占電網工程投資總額的55.0%。白鶴灘—浙江±800千伏特高壓直流輸電工程實現全容量投產，駐馬店—武漢1000千伏特高壓交流工程正式投運。
五、電力低碳環保
降碳減污工作扎實推進。2023年，全國單位火電發電量二氧化碳排放約821克/千瓦時，同比降低0.4%，比2005年降低21.7%;單位發電量二氧化碳排放約540克/千瓦時，同比降低0.2%，比2005年降低37.1%。火電清潔高效靈活轉型深入推進，2023年，全國火電煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放總量分別為8.5萬噸、48.4萬噸和78.5萬噸，同比分別下降約14.1%、上升約1.7%、上升約3.0%，全國6000千瓦及以上火電廠供電標準煤耗301.6克/千瓦時。2023年，全國電網線損率4.54%，同比降低0.3個百分點。
市場機制促進電力碳減排。全國2257家火電企業參與碳排放權交易，2023年全年碳配額總成交量達到2.12億噸，累計成交額超過144億元。全年覆蓋二氧化碳排放量超過50億噸，成為全球覆蓋溫室氣體排放量最大的碳市場。全國溫室氣體自愿減排交易市場啟動，溫室氣體自愿減排項目首批方法學發布，為降低減排成本提供更多渠道。
六、電力安全與可靠性
電力可靠性穩步提升。2023年，納入電力可靠性統計的水電機組等效可用系數為93.38%，同比上升0.43個百分點;煤電機組可靠性總體維持在較高水平，等效可用系數為91.73%，同比上升0.22個百分點;氣電機組等效可用系數為92.90%，同比上升0.28個百分點;核電機組等效可用系數為89.35%，同比下降0.33個百分點;風電機組運行可靠性指標總體平穩，等效可用系數為98.76%，同比上升1.19個百分點。輸變電方面，納入電力可靠性統計的220千伏及以上電壓等級十一類輸變電設施的可用系數保持在99.44%以上。直流輸電方面，納入電力可靠性統計的47個直流輸電系統合計能量可用率為96.814%，同比上升0.013個百分點;能量利用率為42.07%，同比下降1.98個百分點。供電方面，全國供電系統用戶平均供電可靠率為99.911%，同比提高了0.015個百分點;用戶平均停電時間7.83小時/戶，同比減少了1.27小時/戶。
七、電力科技創新與數字化
科技創新加快驅動新質生產力發展。2023年，電力行業全力打造原創技術策源地，圍繞加快發展新質生產力，取得了一批自主創新成果。在發電領域，順利投產擁有完全自主知識產權的全球首臺16兆瓦超大容量海上風電機組;國內首臺單機容量最大功率150兆瓦級大型沖擊式水電機組于2023年6月投運發電，標志著我國實現高水頭大容量沖擊式水電機組從設計、制造到運行的全面自主化。在電網領域，建立了大型電力系統基礎仿真理論，實現了萬節點級大型電力系統仿真從毫秒級到微秒級仿真的突破，解決了海量電力電子設備微秒級響應下系統穩定特性暫態仿真難題;世界首條35千伏公里級超導輸電示范工程完成滿負荷試驗;世界首套±1100千伏自主可控特高壓直流控制保護設備完成掛網試運行;成功研制具有完全自主知識產權的特高壓換流變壓器用真空機械式有載分接開關工程樣機，于2023年4月正式投入使用，我國特高壓直流工程換流變壓器從整機到組部件實現全部國產化。
電力數字基礎設施和數據資源體系基礎不斷夯實。2023年，電力企業進一步深入實施國有企業數字化轉型行動計劃，完善體制機制、推進試點示范、探索對標評估、加強合作發展。電源領域特別是新能源發電依托數字化新技術，提升生產運營的數字化水平，實現對發電設施的遠程監控和智能化管理，顯著提升發電效率和經濟效益;電網領域充分挖掘電力數據價值，以“電力 + 算力”帶動電力產業能級躍升，通過數字化轉型促進數字技術滲透各環節，基于源網荷儲協同發展，逐步構成“大電網 + 微電網”的電網形態。2023年，電力行業主要電力企業數字化投入為396.46億元，電力數字化領域的專利數量、軟件著作數量、獲獎數分別為5149項、39614項、1450項。
八、電力市場建設
電力市場交易規模快速擴大，市場化程度進一步提高。2023年，全國市場交易電量56679.4億千瓦時，同比增長7.9%，占全社會用電量比重為61.4%，比2022年提升0.6個百分點。各電力交易平臺累計注冊市場主體74.3萬家，同比增長23.9%，多元競爭主體格局初步形成，電力市場規模穩步擴大。
電力市場交易機制不斷完善。2023年，電力中長期交易已在全國范圍內常態化運行并持續增長，全國中長期交易電量占市場交易電量比重在90%以上，中長期合同履約率超過96%，成交價格平穩，充分發揮了電力中長期交易保供穩價的基礎作用。電力現貨市場建設穩步推進，23個省份啟動電力現貨市場試運行，反映實時電力供需的價格機制基本建立。輔助服務市場實現全覆蓋，品種和主體進一步豐富。全國各電網區域已實現輔助服務市場全覆蓋，初步建立市場引導的輔助服務資源優化配置機制，形成以調峰、調頻、備用等交易品種為核心的區域、省級輔助服務市場體系，對保障電力系統安全穩定運行、促進新能源消納、降低系統調節成本發揮了積極作用。
電力市場化改革深入推進。2023年，煤電容量電價政策出臺，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機制，推動煤電向基礎保障性和系統調節性電源并重轉型。新能源進入電力市場節奏進一步加快，全國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%，全國范圍內促進有效競爭的交易規則體系基本形成。積極構建綠電、綠證市場體系，完善交易機制，綠電、綠證交易規模不斷擴大，自綠電、綠證交易啟動以來，截至2023年底，全國綠電交易累計成交量954億千瓦時。綠證交易累計成交量突破1億張。
九、電力企業經營
電力企業經營形勢繼續向好。截至2023年底，國家電網、南方電網和內蒙古電力三家電網企業資產總額合計6.56萬億元，同比增長6.5%;中國華能、中國大唐、中國華電、國家能源集團、國家電投五大發電集團資產總額合計7.38萬億元，同比增長8.3%。2023年，三家電網企業主營業務收入合計4.51萬億元，同比增長2.6%，平均資產負債率為56.3%，同比降低0.2個百分點;五大發電集團電力業務收入1.58萬億元，同比增長3.4%，電力業務利潤總額1081億元，同比增長906億元。
煤電企業經營狀況略有好轉。2023年，國內電煤市場整體區域平衡，電煤中長期合同履約率明顯提升，現貨價格總體回落。電煤中長期合同機制持續發揮保供“穩定器”作用。根據CECI沿海指數統計，2023年，5500大卡現貨成交價平均為978元/噸，同比下降303元/噸。煤電企業經營狀況略有好轉，五大發電集團全年火電業務利潤總額為196億元，部分發電集團火電業務仍處于虧損狀態，其中，煤電業務利潤總額為202億元;其他14家大型發電企業全年火電業務利潤為229億元，其中煤電業務利潤為131億元。
十、電力國際合作
電力對外投資規模持續擴大。截至2023年底，中國主要電力企業對外直接投資項目共34個，投資總金額44.23億美元，同比增長30.82%。中國主要電力企業對外投資主要涉及太陽能發電、風電、水電、輸變電、其他投資等領域。從項目數量看，新能源是對外投資項目數量最多的領域，占比約61.8%，其中太陽能光伏發電占比50%，風電占比11.8%。
電力對外工程承包發展態勢良好。2023年，中國主要電力企業年度新簽訂境外工程承包合同項目205個，合同金額264.55億美元。新簽境外工程承包項目涉及55個國家和地區，分布在亞洲和非洲占比最高，分別為59%和23.9%。截至2023年底，中國主要電力企業對外工程承包合同額累計4024.26億美元。
構建亞太電力命運共同體邁出新步伐，中國電力標準“走出去”取得新進展。2023年，第24屆亞太電協大會在廈門成功召開，大會以“綠色低碳 點亮未來”為主題，中國同亞太各國一道，攜手推動構建開放共贏的能源電力國際合作新格局。中國順利接任亞太電協技術委員會主席國，指導推動成立瀾湄區域電力技術標準促進會，不斷拓展瀾湄區域技術交流的深度和維度，發布由中國牽頭制定的《分布式能源與電網互聯》等8項國際標準。
十一、新型電力系統
新型電力系統構建基礎不斷夯實。清潔低碳方面，非化石能源發電裝機容量157541萬千瓦，同比增長24.1%，占總裝機容量比重首次突破50%，達到53.9%。2023年，基建新增非化石能源發電裝機容量合計30762萬千瓦，同比增長96.2%，占新增發電裝機總量的83.0%。安全充裕方面，2023年，全國新增支撐性電源(煤電、氣電、常規水電、核電)6338萬千瓦，西電東送規模超過3億千瓦，電網資源配置能力持續提升。經濟高效方面，建立煤電向基礎保障性和系統調節性電源并重轉型發展的容量電價機制，統一電力市場體系建設持續加強，系統綜合能效水平穩步提升。供需協同方面，源網荷儲一體化和多能互補蓬勃發展，電力需求響應能力穩步提升，虛擬電廠在京津冀區域、長三角區域、粵港澳大灣區加快布局，車網互動在東部負荷中心地區開展有益探索。靈活智能方面，系統調節能力持續加強，具備深度調節能力的煤電裝機容量占比超過50%，抽水蓄能、新型儲能新增裝機容量2814萬千瓦，在近年來新能源裝機高速增長條件下，利用率連續五年保持95%以上，電力發輸配售用全環節數字化、信息化、智能化發展勢頭強勁，持續激發電力發展新動能。
十二、電力發展展望
2024年全國電力供需延續總體緊平衡態勢。綜合當前階段我國的經濟增長潛力，以及國家宏觀調控目標，2024年我國宏觀經濟運行將保持平穩增長，成為拉動電力消費增長的最主要動力，預計2024年全國全社會用電量增速接近2023年。2024年新能源新增裝機將保持快速增長，電力供應能力繼續提升，為保障電力穩定供應提供了基本支撐;但由于新能源發電出力以及來水存在不確定性，常規電源增加規模小于用電負荷增加規模，均增加了電力生產供應的潛在風險。綜合考慮用電增長、電源投產等情況，預計2024年全國電力供需形勢呈現總體緊平衡態勢;迎峰度夏和度冬用電高峰期，部分區域中的部分省級電網電力供應偏緊，部分時段可能需要實施需求側管理等措施。
電力中長期綠色低碳發展助力踐行“雙碳”目標。從需求總量上看，我國經濟發展長期向好，電力需求將持續保持剛性增長。預計2030年全國全社會用電量達到13萬億千瓦時以上，綠氫、抽水蓄能和新型儲能的用電需求將顯著提高。從供應結構上看，推動能源供給體系清潔化低碳化，持續加大非化石電力供給，推進大型風光電基地及其配套調節性電源規劃建設，統籌優化抽水蓄能建設布局。預計2030年，全國非化石能源發點裝機占比接近70%，帶動非化石能源消費比重達到25%以上。從消費結構上看，深入實施可再生能源消費替代，全面推進終端能源消費電氣化進程。預計2030年，全國電能占終端能源消費比重有望達到35%。
持續推進電力技術創新、市場機制創新、商業模式創新。加快形成先進前沿技術創新牽引帶動效應，加強基礎前沿研究和源端技術研發，在高效新能源發電及主動支撐、新型儲能、綠色氫能、CCUS等重大關鍵技術和高端電力基礎材料、電力氣象、數字化智能化等重要支撐技術領域打造先發優勢;建立“電-碳-證”多市場協同機制，加強可再生能源超額消納量、綠證、碳排放權、CCER銜接，健全不同環境權益產品間的流通規則、核算方式和價格傳導機制;因地制宜推動多元商業模式更新迭代，聚焦煤新聯營、新能源配儲、虛擬電廠、綜合能源服務領熱點領域，培育電力新興業態商業模式，支撐新型電力系統建設路徑優化。
來源|中電聯
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