2023年电力行业经济运行报告

2023年电力行业经济运行报告 中国电力企业联合会 2023年，电力行业以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，认真贯彻习近平总书记关于能源电力的重要讲话和重要指示批示精神，以及“四个革命、一个合作”能源安全新战略，落实党中央、国务院决策部署，弘扬电力精神，经受住了上半年来水持续偏枯、夏季多轮高温、冬季大范围极端严寒等考验，为经济社会发展和人民美好生活提供了坚强电力保障。电力供应安全稳定，电力消费稳中向好，电力供需总体平衡，电力绿色低碳转型持续推进。 一、2023年全国电力供需情况 （一）电力消费需求情况 2023年，全国全社会用电量9.22万亿千瓦时，人均用电量6539千瓦时；全社会用电量比上年增长6.7%，增速比2022年提高3.1个百分点，国民经济回升向好拉动电力消费增速提高。各季度全社会用电量同比分别增长3.6%、6.4%、6.6%和10.0%，同比增速逐季上升；受2022年同期低基数以及经济回升等因素影响，四季度全社会用电量同比增速明显提高，四季度的两年平均增速为6.8%，与三季度的两年平均增速接近。 一是第一产业用电量延续快速增长势头。2023年，第一 产业用电量1278亿千瓦时，比上年增长11.5%；各季度同比 分别增长9.7%、14.2%、10.2%和12.2%。近年来电力企业积极助力乡村振兴，大力实施农网巩固提升工程，完善乡村电力基础设施，推动农业生产、乡村产业电气化改造，拉动第一产业用电保持快速增长。分行业看，农业、渔业、畜牧业全年用电量比上年分别增长7.8%、9.2%、18.3%。 二是第二产业用电量增速逐季上升。2023年，第二产业 用电量6.07万亿千瓦时，比上年增长6.5%；各季度同比分 别增长4.2%、4.7%、7.3%和9.4%。2023年制造业用电量比上年增长7.4%，分大类看，四大高载能行业全年用电量增长5.3%，各季度同比分别增长4.2%、0.9%、7.2%和8.7%，三、四季度的同比增速以及两年平均增速均有较为明显的回升。高技术及装备制造业全年用电量增长11.3%，超过制造业整体增长水平3.9个百分点，增速领先；各季度同比分别增长4.0%、11.7%、13.3%和14.8%。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%。消费品制造业全年用电量增长7.0%，季度用电量同比增速从一季度的下降1.7%转为二季度增长7.1%，三、四季度增速分别进一步上升至8.4%、13.1%，各季度的两年平均增速也呈逐季上升态势，在一定程度上反映出2023年我国终端消费品市场呈逐步回暖态势。其他制造业行业全年用电量增长10.4%，各季度同比分别增长5.2%、10.7%、12.7%和12.2%；其中，石油煤炭及其他燃料加工业用电量增速领先，该行业各季度的同比增速及两年平均增速均超过10%。 三是第三产业用电量恢复快速增长势头。2023年，第三 产业用电量1.67万亿千瓦时，比上年增长12.2%。各季度同比分别增长4.1%、15.9%、10.5%和19.1%；各季度的两年平均增速分别为5.3%、7.9%、9.3%和11.1%，逐季上升，反映出随着新冠疫情防控转段，服务业经济运行呈稳步恢复态势。批发和零售业、住宿和餐饮业、租赁和商务服务业、交通运输仓储和邮政业全年用电量增速处于14%—18%，这四个行业在2022年部分时段受疫情冲击大，疫情后恢复态势明 显。电动汽车高速发展拉动充换电服务业2023年用电量比上年增长78.1%。 四是城乡居民生活用电量低速增长。2023年，城乡居民 生活用电量1.35万亿千瓦时，比上年增长0.9%，上年高基数是2023年居民生活用电量低速增长的重要原因。各季度的同比增速分别为0.2%、2.6%、-0.5%、2.3%，各季度的两年平均增速分别为5.9%、5.0%、9.4%和8.7%。 五是全国31个省份用电量均为正增长，西部地区用电 量增速领先。2023年，东、中、西部和东北地区全社会用电量比上年分别增长6.9%、4.3%、8.1%和5.1%。分省份看， 2023年全国31个省份全社会用电量均为正增长，其中，海南、西藏、内蒙古、宁夏、广西、青海6个省份增速超过10%。 （二）电力生产供应情况 截至2023年底，全国全口径发电装机容量29.2亿千瓦，比上年增长13.9%；人均发电装机容量自2014年底历史性突 破1千瓦/人后，在2023年首次历史性突破2千瓦/人，达 到2.1千瓦/人。非化石能源发电装机在2023年首次超过火电装机规模，占总装机容量比重在2023年首次超过50%，煤电装机占比首次降至40%以下。从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况看，电力行业绿色低碳转型趋势持续推进。 一是电力投资快速增长，非化石能源发电投资占电源投 资比重达到九成。2023年，重点调查企业电力完成投资比上年增长20.2%。分类型看，电源完成投资增长30.1%，其中 非化石能源发电投资增长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、水电投资分别增长38.7%、27.5%、20.8%、15.0%和13.7%。电网工程建设完成投资增长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%。 二是新增并网太阳能发电装机规模超过2亿千瓦，并网 风电和太阳能发电总装机规模突破10亿千瓦。2023年，全国新增发电装机容量3.7亿千瓦，比上年多投产1.7亿千瓦； 其中，新增并网太阳能发电装机容量2.2亿千瓦，比上年多投产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，全国全口径发电装机容量29.2亿千瓦，其 中，非化石能源发电装机容量15.7亿千瓦，占总装机容量比重在2023年首次突破50%，达到53.9%。分类型看，水电 4.2亿千瓦，其中抽水蓄能5094万千瓦；核电5691万千瓦；并网风电4.4亿千瓦，其中，陆上风电4.0亿千瓦、海上风电3729万千瓦；并网太阳能发电6.1亿千瓦。全国并网风电和太阳能发电合计装机规模从2022年底的7.6亿千瓦，连续突破8亿千瓦、9亿千瓦、10亿千瓦大关，2023年底达到10.5亿千瓦，比上年增长38.6%，占总装机容量比重为36.0%，比上年提高6.4个百分点。火电13.9亿千瓦，其中，煤电11.6亿千瓦，比上年增长3.4%，占总发电装机容量的比重为39.9%，首次降至40%以下，比上年降低4.0个百分点。 三是水电发电量下降，煤电发电量占比仍接近六成，充 分发挥兜底保供作用。2023年，全国规模以上电厂发电量 8.91万亿千瓦时，比上年增长5.2%。全国规模以上电厂中的水电发电量比上年下降5.6%。年初主要水库蓄水不足以及上半年降水持续偏少，导致上半年规模以上电厂水电发电量同比下降22.9%；下半年降水形势好转以及上年同期基数低，8—12月水电发电量转为同比正增长。2023年，全国规模以上电厂中的火电、核电发电量比上年分别增长6.1%和3.7%。2023年煤电发电量占总发电量比重接近六成，煤电仍是当前我国电力供应的主力电源，有效弥补了水电出力的下降。 四是火电、核电、风电发电设备利用小时均提高。2023 年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3592小时， 比上年降低101小时。分类型看，水电3133小时，降低285 小时，其中，常规水电3423小时，降低278小时；抽水蓄 能1175小时，降低6小时。火电4466小时，提高76小时； 其中，煤电4685小时，提高92小时。核电7670小时，提 高54小时。并网风电2225小时，提高7小时。并网太阳能 发电1286小时，降低54小时。 五是跨区、跨省输送电量较快增长。2023年，全国新增220千伏及以上输电线路长度3.81万千米，比上年少投产 557千米；新增220千伏及以上变电设备容量（交流）2.57 亿千伏安，比上年少投产354万千伏安；新增直流换流容量 1600万千瓦。2023年，全国完成跨区输送电量8497亿千瓦时，比上年增长9.7%；其中，西北区域外送电量3097亿千瓦时，占跨区输送电量的36.5%。2023年，全国跨省输送电量1.85万亿千瓦时，增长7.2%。 六是市场交易电量较快增长。2023年，全国各电力交易 中心累计组织完成市场交易电量5.67万亿千瓦时，比上年增长7.9%，占全社会用电量比重为61.4%，比上年提高0.6个百分点。其中全国电力市场中长期电力直接交易电量4.43万亿千瓦时，比上年增长7%。 （三）全国电力供需情况 2023年电力系统安全稳定运行，全国电力供需总体平衡，电力保供取得好成效。年初，受来水偏枯、电煤供应紧张、用电负荷增长等因素叠加影响，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，守牢了民生用电安全底线。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，12月多地出现大范围强寒潮、强雨雪天气，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、2024年全国电力供需形势预测 （一）电力消费预测 预计2024年全国电力消费平稳增长。综合考虑宏观经济、终端用能电气化等因素，根据不同预测方法对全社会用电量的预测结果，预计2024年全年全社会用电量9.8万亿 千瓦时，比2023年增长6%左右。预计2024年全国统调最高 用电负荷14.5亿千瓦，比2023年增加1亿千瓦左右。 （二）电力供应预测 预计2024年新投产发电装机规模将再超3亿千瓦，新能源发电累计装机规模将首次超过煤电装机规模。在新能源发电持续快速发展的带动下，预计2024年全国新增发电装 机将再次突破3亿千瓦，新增规模与2023年基本相当。2024 年底，全国发电装机容量预计达到32.5亿千瓦，比上年增 长12%左右。火电14.6亿千瓦，其中煤电12亿千瓦左右，占总装机比重降至37%。非化石能源发电装机合计18.6亿千 瓦，占总装机的比重上升至57%左右；其中，并网风电5.3 亿千瓦、并网太阳能发电7.8亿千瓦，并网风电和太阳能发 电合计装机规模将超过煤电装机，占总装机比重上升至40%左右，部分地区新能源消纳压力凸显。 （三）电力供需形势预测 预计2024年迎峰度夏和迎峰度冬期间全国电力供需形势总体紧平衡。电力供应和需求，以及气候的不确定性等多方面因素交织叠加，给电力供需形势带来不确定性。综合考虑电力消费需求增长、电源投产等情况，预计2024年全国电力供需形势总体紧平衡。迎峰度夏和迎峰度冬期间，在充分考虑跨省跨区电力互济的前提下，华北、华东、华中、西南、南方等区域中有部分省级电网电力供应偏紧，部分时段需要实施需求侧响应等措施。 三、有关建议 2024年，我国宏观经济及电力消费保持平稳增长，电力保供压力上升。为切实做好今春及后续电力保供工作，全力保障大电网安全稳定，守好民生用电底线，推动经济社会高质量发展，结合电力供需形势和行业发展趋势，提出以下几点建议： （一）扎实做好电力安全供应工作 一是做好一次能源跟踪监测、负荷预警和灾害应急机制建设。加强来水、风、光跟踪监测,提升预报准确性；加强煤炭、油气等能源供耗存监测；滚动开展用电负荷预测及预 警。建立健全电力气象灾害监测系统，完善微气象、覆冰等在线监测装置部署，加强极端天气对电网影响灾害研判预警。进一步强化民生保供应急机制，提升灾害应急处置能力。加大重点地区应急装备配置力度，确保系统安全运行，提升极端条件下民生保障供电能力。 二是统筹做好源网规划建设。分析电力送受端不同地区 的网源投资合理比例，统筹推进电网电源建设，避免由于网源建设不协同引起大规模弃能。补强电网抵御自然灾害的薄弱环节