我國電力發展與改革形勢分析（2023）

(中能傳媒能源安全新戰略研究院)

2022年是黨和國家歷史上極為重要的一年，黨的二十大勝利召開，擘畫了全面建設社會主義現代化國家、以中國式現代化全面推進中華民族偉大復興的宏偉藍圖。《2022年國民經濟和社會發展統計公報》顯示，初步核算，2022年我國國內生產總值(GDP)比上年增長3.0%;經濟規模突破120萬億元，人均GDP達到85698元，比上年增長3.0%。全年全國萬元國內生產總值能耗比上年下降0.1%。

2022年，我國電力消費平穩增長。根據中國電力企業聯合會(以下簡稱“中電聯”)數據，2022年，全社會用電量86372億千瓦時，同比增長3.6%。受疫情、氣候變化等因素影響，2022年用電量增速回落，為近5年來最低，略低于2020年的4.1%。

圖1 2013—2022年全國全社會用電量及增速情況（單位：億千瓦時，%）

（二）

季度用電增速波動

受宏觀經濟延續恢復發展態勢及2月氣溫偏冷影響，電力消費增速提高，一季度電力消費小幅增長。3月和10月多地疫情散發，第二和第四季度用電量滑落。

圖2 2019—2022年全國全社會用電量季度增速

2022年，第一產業和城鄉居民生活用電量實現兩位數增長。第一產業用電量1146億千瓦時，同比增長10.4%;第二產業用電量57001億千瓦時，同比增長1.2%;第三產業用電量14859億千瓦時，同比增長4.4%;城鄉居民生活用電量13366億千瓦時，同比增長13.8%。

表2 2022年分產業用電量季度增速情況

一季度，一產、三產用電成為拉動全社會用電增長的主要動力。鄉村電氣化水平的持續提升，拉動第一產業用電量保持快速增長。受氣溫偏冷影響，城鄉居民生活用電量增速同比提升。3月多地疫情散發，影響二產三產用電量下滑。進入二季度，各產業用電增速較一季度有所下滑，二季度受疫情等因素影響，交通運輸/倉儲和郵政業、住宿和餐飲業受到沖擊，三產用電量下降。8月，全國出現大范圍持續高溫天氣，全國平均氣溫達到近20年歷史同期最高水平，當月居民生活用電量增長33.5%，拉動三季度居民生活用電量快速增長。12月受4次冷空氣過程影響，當月全國平均氣溫為近十年來最低，當月居民生活用電量增長35.0%，拉動四季度居民生活用電量快速增長。電動汽車行業高速發展，全年新能源汽車產量同比增長90.5%，新能源車整車制造用電量大幅增長71.7%，拉動全年充換電服務業用電量同比增長38.1%。

全社會用電量保持平穩增長的同時，電力消費結構正日益優化。第二產業用電比重略有收縮，第一產業、第三產業、城鄉居民生活用電比重略微擴大。隨著鄉村用電條件持續改善，高技術及裝備制造業、充換電服務業、新興服務業等進一步快速發展和城鄉居民生活水平的提高，用電結構將進一步向一產、三產和居民傾斜。

二、電力裝機規模持續提升，非化石能源占比首次超過煤電

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（一）

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全國電力裝機規模25.6億千瓦，同比增長7.8%

我國發電裝機容量在近十年內保持中高速增長。2013—2022年，我國發電裝機累計容量從12.6億千瓦增長到25.6億千瓦。裝機增速呈波動走勢，2015—2019年，裝機增速呈下降趨勢，至2020年陡然回升，最主要原因是風電、太陽能發電等新能源新增裝機創歷史新高。2021—2022年電力裝機增速維持相似水平。

圖3 2013—2022年全國電力裝機及增速情況（單位：萬千瓦）

發電裝機綠色轉型持續推進，可再生能源裝機達12.13億千瓦。2022年，全國全口徑火電裝機容量13.3億千瓦，其中，煤電11.2億千瓦，與去年基本持平，占總發電裝機容量的比重為43.8%，同比降低2.9個百分點。水電裝機容量突破4億千瓦，達4.1億千瓦(常規水電3.68億千瓦，抽水蓄能4579萬千瓦);并網風電3.65億千瓦(陸上3.35億千瓦，海上3046萬千瓦);并網太陽能發電裝機3.9億千瓦(集中式2.3億千瓦，分布式1.6億千瓦，光熱58.8萬千瓦)。核電5553萬千瓦。生物質發電3798萬千瓦。水電、風電、光伏發電、生物質發電裝機規模均已連續多年穩居全球首位。

非化石能源發電裝機規模創歷史新高，在全國電力裝機容量的占比接近一半。從十年歷史數據來看，非化石能源裝機比重明顯上升，2022年全口徑非化石能源裝機達12.7億千瓦，同比增長13.8%，占總發電裝機容量比重為49.6%，同比提高2.6個百分點。2022年可再生能源發電累計裝機容量達到12.13億千瓦，在全國發電總裝機容量占比達47.3%，較2021年提高2.5個百分點。

（三）

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全國新投產的總發電裝機規模創歷史新高，可再生能源新增裝機成主力

2018、2019兩年新增裝機規模連續下滑。2020年，在水電、風電、太陽能發電裝機高速增長的帶動下，新增裝機容量大幅提升。2021年受火電、風電新增裝機容量減少的影響，整體新增規模同比出現下滑。2022年，在火電、核電、風電新增裝機增速負增長情況下，太陽能發電新增裝機容量增速達約60%，拉高全年新增裝機增速。

2022年新增的各類型發電裝機中，七成以上都是非化石能源。風電、光伏發電新增裝機規模1.25億千瓦，連續三年突破1億千瓦，新增分布式光伏歷史上首次超過集中式電站。

2022年新增火電裝機較上一年同期減少468萬千瓦。“十三五”以來，我國已建成全球最大的清潔煤電供應體系。截至2021年底，我國實現超低排放的煤電機組超過10億千瓦、節能改造規模近9億千瓦、靈活性改造規模超過1億千瓦。2022年煤電行業持續淘汰落后產能，煤電機組清潔高效靈活性水平進一步提升。國內在建最大火電項目第三臺百萬千瓦機組——國家能源集團國電電力上海廟發電公司3號機組正式投入商業運營;國家能源集團福建羅源灣項目2號機組正式投入商業運營;羅源灣項目一期工程兩臺超超臨界百萬千瓦火電機組全面建成投產;國內最大煤電CCUS示范工程進入主體施工階段;首臺國產F級50兆瓦重型燃氣輪機完工發運。

圖8 2013—2022年火電裝機和新增裝機情況（單位：萬千瓦）

以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電光伏基地建設進展順利。2022年，全國風電新增并網裝機3763萬千瓦，陸上風電新增裝機3067萬千瓦，海上風電新增裝機1690萬千瓦。經過2020年的搶裝期，風電新增裝機增速有所回落，2022年仍為負增長，但是增速回升了13個百分點。

2022年，核電新增裝機較上年增加228萬千瓦。主要有華龍一號示范工程福清核電6號機組投入商業運營，遼寧紅沿河核電站一期和二期工程共6臺機組全面投產。

圖10 2013—2022年核電裝機和新增裝機情況（單位：萬千瓦）

2022年，水電建設積極推進，常規水電新增1507萬千瓦。抽水蓄能建設明顯加快，全國新核準抽水蓄能項目48個，裝機6890萬千瓦，已超過“十三五”時期全部核準規模，全年新投產880萬千瓦，創歷史新高。主要有白鶴灘水電站16臺機組全部建成投產，至此，長江干流上的6座巨型梯級水電站——烏東德、白鶴灘、溪洛渡、向家壩、三峽、葛洲壩，形成世界最大“清潔能源走廊”。

圖11 2013—2022年水電裝機和新增裝機情況（單位：萬千瓦）

三、電力供需形勢保持總體偏緊，非化石能源電力供應能力持續提升

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（一）

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風電、光伏年發電量首次突破1萬億千瓦時，清潔能源發電占比持續提升

(數據來源：國家統計局)

2022年，受疫情、工業生產快速恢復、氣候變化、水電出力不足、煤炭價格上漲多因素綜合影響，全國部分地區電力供應緊張。2月，全國多次出現大范圍雨雪天氣過程，少數省份在部分用電高峰時段電力供需平衡偏緊。4月、5月部分地區受疫情影響，社會用電量負增長。7月、8月，我國出現極端高溫少雨天氣，疊加經濟恢復增長，推動用電負荷快速增長。21個省級電網用電負荷創新高，華東、華中區域電力保供形勢嚴峻，浙江、江蘇、安徽、四川、重慶、湖北等地區電力供需形勢緊張。12月，貴州、云南等少數省份受前期來水偏枯導致水電蓄能持續下滑等因素影響，疊加寒潮天氣期間取暖負荷快速攀升，電力供需形勢較為緊張。

2022年，全國6000千瓦及以上電廠發電設備利用小時3687小時。火電設備利用小時4379小時，其中，煤電4594小時，氣電2429小時;水電設備利用小時3412小時;核電7616小時;并網風電2221小時;并網太陽能發電1337小時。

（三）

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可再生能源保持高利用率水平

全年風電平均利用率同比降低0.1個百分點。山西、遼寧、青海、蒙西、寧夏和新疆的風電利用率同比分別提升0.8、0.5、3.4、1.8、0.9、2.7個百分點。北京、天津、上海、江蘇、浙江、安徽、福建、湖北、重慶、四川、西藏、廣西、海南等13個省(區、市)風電100%消納。河北(95.6%)、蒙西(92.9%)、蒙東(90.0%)、吉林(95.2%)、陜西(95.8%)、甘肅(93.8%)、青海(92.7%)、新疆(95.4%)等八個地區風電利用率低于全國平均水平。

表6 2022年各地區新能源并網消納情況

（一）

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電網投運總規模平穩增長

從新增量看，2022年全國新增220千伏及以上變電設備容量25839萬千伏安，比上年多投產1505萬千伏安，同比增長6.3%;新增220千伏及以上輸電線路長度38967千米，較上年多投產6747千米，同比增長21.2%。

圖14 2012—2021年220千伏及以上變電設備容量情況（單位：萬千伏安，%）

圖15 2012—2021年220千伏及以上輸電線路回路長度情況（單位：千米，%）

（二）

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輸電通道建設進展明顯

2022年7月1日，白鶴灘-江蘇±800千伏特高壓直流工程竣工投產，為我國再添一條“西電東送”能源保供大動脈。12月30日，白鶴灘-浙江±800千伏直流特高壓工程竣工投產，標志著白鶴灘水電站電力外送通道工程全部竣工投產。兩條特高壓工程的投運，可進一步滿足白鶴灘水電外送需求，填補華東地區電力供應缺口，為區域經濟社會發展注入持續動能。

(來源：根據公開信息整理，可能與實情略有出入)

此外，2022年9月，國家“十四五”發展規劃重點電力項目——閩粵聯網工程正式投運，實現福建和廣東電網互聯互通、余缺互濟、應急互備。該工程是繼三峽-廣東±500千伏高壓直流工程之后，國家電網與南方電網的第二條互聯通道。

2022年3月30日，國家能源局召開2022年提升“獲得電力”服務水平工作推進會，對“獲得電力”工作進行再動員、再部署、再落實，確保《國家發展改革委 國家能源局關于全面提升“獲得電力”服務水平 持續優化用電營商環境的意見》各項目標任務按期完成。

數據顯示，2022年全面完成“獲得電力”服務水平主要目標任務，基本實現用電報裝“三零”“三省”服務全覆蓋，累計為電力用戶節省辦電投資超過1800億元。

五、電力投資持續攀升，電源占比增加

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2022年，全國電力投資總額持續攀升，同比增長13.3%，為近十年最高水平。電源投資占比有較大幅度增加，火電投資持續回升，占據電源投資的12.6%。

2022年，全國電力工程建設投資完成額達12220億元，同比增長13.3%。其中，電源基本建設投資完成7208億元，電網基本建設投資完成5012億元。

2018年以來，電力工程建設投資額連年增長。“十二五”期間年均投資約為7800億元，“十三五”期間年均投資約為8900億元。“十四五”以來，電力工程建設連續兩年創新高，年均11503億元。

2022年全國電源基本建設投資占電力投資的比重為59%，較上年增加5.6個百分點;電網基本建設投資占電力投資的比重為41%。

（三）

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火電投資有所回升

“十二五”以來，我國新能源投資力度加大。2019—2021年受平價上網政策影響，風電、太陽能發電投資猛增，2019年、2020年、2021年兩者投資占電源投資總額的比重分別為47.4%、61.9%、58.8%。2021年四季度以來，基于火電“壓艙石”角色及調峰電源的重要性，火電保供地位凸顯，火電核準裝機速度明顯加快。

圖18 2013—2022年不同電源投資情況（單位：億元）

六、主要能耗指標持續下降，碳排放量增長有效減少

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2022年，6000千瓦及以上電廠供電標準煤耗、全國線損率等主要能耗指標持續下降。燃煤電廠超低排放改造穩步推進，污染物排放下降明顯，電力行業碳排放量增長有效減少，碳市場建設相關政策體系不斷完善。

據中電聯快報數據，2022年全國6000千瓦及以上電廠供電標準煤耗301.5克/千瓦時，同比降低0.1克/千瓦時，較2013年下降了19.5克/千瓦時。

圖19 2013—2022年供電煤耗和降幅（單位：克/千瓦時）

（二）

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全國線損率持續下降，2022年控制在5%以內

2022年廠用電率尚未見公開數據，但從近十年數據看，總體呈現下降趨勢。2021年，全國6000千瓦及以上電廠廠用電率4.36%，比上年降低0.29個百分點。其中，水電0.26%，比上年升高0.01個百分點，火電5.59%，比上年下降0.39個百分點。

圖20 2013—2022年全國線損率情況

目前，我國火電廠超低排放、大型垃圾焚燒、燃煤煙氣治理技術裝備達到世界領先水平，已建成世界上最大的超低排放火電廠群。據悉，“十三五”以來，得益于技術的進步，我國燃煤電廠超低排放改造了9.5億千瓦。

近十年來，污染物排放下降明顯。煙塵排放總量由2012年的151萬噸下降到2021年的12.3萬噸，單位火電發電量的煙塵排放量由每千瓦時0.39克下降到0.022克;二氧化硫排放總量由2012年的883萬噸下降到2021年的54.7萬噸，單位火電發電量的二氧化硫排放量由每千瓦時2.26克下降到0.101克;氮氧化物排放總量由2012年的948萬噸下降到2021年的86.2萬噸，單位火電發電量的氮氧化物排放量由2012年每千瓦時2.4克下降到2020年的0.152克。

注：2016年數據來源于國家能源局發布資料，其他數據來自中電聯歷年《中國電力行業年度發展報告》。統計范圍為全國裝機容量6000千瓦及以上火電廠。

表11 2012—2021年單位火電發電量的排放量（單位：克/千瓦時）

注：數據來源于中電聯歷年《中國電力行業年度發展報告》。

電力行業碳排放量增長有效減少。據中電聯數據，2021年全國單位火電發電量二氧化碳排放量約為828克/千瓦時，比上年降低0.5%，比2005年降低21.0%;單位發電量二氧化碳排放量約為558克/千瓦時，比上年降低1.2%，比2005年降低35.0%。2006—2021年，通過發展非化石能源、降低供電煤耗和線損率等措施，電力行業累計減少二氧化碳排放約215.1億噸，有效減緩了電力二氧化碳排放總量的增長。

2022年，國家相關部門出臺系列政策，推進完善碳市場建設。4月，《中共中央 國務院關于加快建設全國統一大市場的意見》中提出建設全國統一的能源市場以及培育發展全國統一的生態環境市場。6月，生態環境部等17部門聯合印發《國家適應氣候變化戰略2035》，生態環境部等7部門印發《減污降碳協同增效實施方案》。8月，科技部等9部門印發《科技支撐碳達峰碳中和實施方案(2022-2030年)》，國家發展改革委、國家統計局、生態環境部聯合印發《關于加快建立統一規范的碳排放統計核算體系實施方案》。10月，國家能源局印發《能源碳達峰碳中和標準化提升行動計劃》，市場監管總局等9部門聯合印發《建立健全碳達峰碳中和標準計量體系實施方案》。黨的二十大報告中提及“完善碳排放統計核算制度，健全碳排放權市場交易制度”。12月，生態環境部辦公廳印發《企業溫室氣體排放核算方法與報告指南 發電設施》《企業溫室氣體排放核查技術指南 發電設施》。

七、電力體制改革深入推進

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（一）

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頂層設計開啟全國統一電力市場建設新階段

按交易結算口徑統計，2022年全國市場交易電量共5.25萬億千瓦時，同比增長39%，占全社會用電量比重達60.8%，同比提高15.4個百分點。其中，跨省跨區市場化交易電量首次超1萬億千瓦時，同比增長近50%。2022年國家電網經營區域市場交易電量達4.16萬億千瓦時，同比增長42.7%;南方電網經營區域市場交易電量0.85萬億千瓦時，同比增長27.4%;內蒙古電網經營區域市場交易電量0.24萬億千瓦時，同比增長24.9%。在電力交易機構注冊的市場主體數量首次超過60萬家，同比增長29%。

圖21 全國市場交易電量、增速及占全社會用電量比

國家發展改革委《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》明確了有序放開全部燃煤發電電量上網電價，進一步放開各類電源發電計劃，加強與分時電價政策銜接。2022年，全國燃煤發電機組市場平均交易價格達0.449元/千瓦時，較全國平均基準電價上浮約18.3%。全國31個省、市、自治區進行了分時電價改革，平均價差超過0.7元/千瓦時的有16個省市。

中電聯數據顯示，2022年，全國電力市場中長期電力直接交易電量合計為41407.5億千瓦時，同比增長36.2%。其中，省內電力直接交易(含綠電、電網代購)電量合計為40141億千瓦時，省間電力直接交易(外受)電量合計為1266.5億千瓦時，分別占全國電力市場中長期電力直接交易電量的96.9%和3.1%。

（四）

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我國省間電力現貨市場啟動試運行

國家發展改革委、國家能源局2021年11月正式批復《省間電力現貨交易規則(試行)》。2022年1月1日，省間電力現貨市場啟動試運行。期間市場運行總體平穩，市場主體踴躍參與。國家電網公司數據顯示，2022年省間現貨市場全年累計交易電量278億千瓦時，日均成交電量0.88億千瓦時，單日最大成交電力超1900萬千瓦。從售電側來看，21個地區累計超6000家新能源、火電和水電企業參與省間現貨售電，其中，風電、火電主要集中在“三北”地區，光伏主要集中在西北、華北地區，水電集中在西南地區。新能源企業在省間現貨市場“報量報價”參與交易。從購電側來看，25個省級電網企業按照地方政府要求參與省間現貨購電。從電源類型來看，全年火電成交量最多，其次是水電、風電、光伏，春季主要以新能源為主，度夏和度冬期間以火電為主，5—6月、10—11月西南水電大發時期以水電為主。從交易均價看，現貨市場在夏冬用電高峰時段較高，其余月份均低于中長期市場。2022年全年，省間現貨市場清潔能源累計成交電量133.1億千瓦時，減少風電、光伏棄電47.7億千瓦時，在新能源裝機增長過7000萬千瓦的情況下，仍保持了97%以上的利用率。

（五）

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五個電力現貨試點實現全年試運行

省級現貨市場方面，第一批試點長周期結算試運行形成了連續運營的現貨市場。其中，國家電網公司經營區已有20個省級電網開展現貨市場試運行。山西、甘肅、山東、福建、廣東實現2022年現貨市場全年試運行，山西、甘肅現貨市場已連續結算試運行近2年。山東實現全國首次儲能項目參與現貨市場，增加調峰能力50萬千瓦。第二批六個電力現貨試點——上海、江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北，已全部啟動模擬試運行。其中江蘇完成了交易規則發布、技術支持系統建設、3次模擬試運行和3次結算試運行，各項工作走在全國第二批現貨市場試點省份的前列。

截至2022年底，我國電力輔助服務實現了6大區域、33個省區電網的全覆蓋，統一的輔助服務規則體系基本形成。通過輔助服務市場化機制，2022年全國共挖掘全系統調節能力超過9000萬千瓦，年均促進清潔能源增發電量超過1000億千瓦時;煤電企業因為輔助服務獲得補償收益約320億元。

此外，川渝一體化輔助服務市場2022年7月6日正式啟動。當日通過日前市場交易電量118萬千瓦時，川渝兩地調峰資源首次實現跨省優化配置。此后，川渝兩地水電廠、火電廠等市場主體將在市場化機制的激勵下積極參與調峰資源跨省配置。

國家發展改革委、國家能源局印發的《售電公司管理辦法》替代已經執行了5年的《售電公司準入與退出管理辦法》。新版管理辦法明確了售電公司注冊條件、注冊程序及相關權利與義務等內容，共計9章46條。其有三個亮點，一是注冊條件和注冊程序更有針對性，二是更加注重售電公司動態管理和風險管理，三是啟動保底售電服務，銜接電網企業代理購電機制。

(文章來源：中能傳媒研究院 本文所引用數據均來自權威部門資料。因統計口徑不同等原因，部分數據存在相互出入問題，個別較去年版本做了修正，或根據實際情況進行了調整。對于不影響總體判斷的數據，保留了原始引用數據。)

我國電力發展與改革形勢分析（2023）

(中能傳媒能源安全新戰略研究院)

2022年是黨和國家歷史上極為重要的一年，黨的二十大勝利召開，擘畫了全面建設社會主義現代化國家、以中國式現代化全面推進中華民族偉大復興的宏偉藍圖。《2022年國民經濟和社會發展統計公報》顯示，初步核算，2022年我國國內生產總值(GDP)比上年增長3.0%;經濟規模突破120萬億元，人均GDP達到85698元，比上年增長3.0%。全年全國萬元國內生產總值能耗比上年下降0.1%。

2022年，我國電力消費平穩增長。根據中國電力企業聯合會(以下簡稱“中電聯”)數據，2022年，全社會用電量86372億千瓦時，同比增長3.6%。受疫情、氣候變化等因素影響，2022年用電量增速回落，為近5年來最低，略低于2020年的4.1%。

注：2022年數據來自于中電聯快報，其他來自中電聯歷年電力工業統計數據，增速系計算所得，如無特殊標注，下同。

2022年各季度全社會用電量總體波動明顯，一、二、三、四季度，全社會用電量同比分別增長5.0%、0.8%、6.0%、2.5%。

2022年，第一產業和城鄉居民生活用電量實現兩位數增長。第一產業用電量1146億千瓦時，同比增長10.4%;第二產業用電量57001億千瓦時，同比增長1.2%;第三產業用電量14859億千瓦時，同比增長4.4%;城鄉居民生活用電量13366億千瓦時，同比增長13.8%。

表2 2022年分產業用電量季度增速情況

一季度，一產、三產用電成為拉動全社會用電增長的主要動力。鄉村電氣化水平的持續提升，拉動第一產業用電量保持快速增長。受氣溫偏冷影響，城鄉居民生活用電量增速同比提升。3月多地疫情散發，影響二產三產用電量下滑。進入二季度，各產業用電增速較一季度有所下滑，二季度受疫情等因素影響，交通運輸/倉儲和郵政業、住宿和餐飲業受到沖擊，三產用電量下降。8月，全國出現大范圍持續高溫天氣，全國平均氣溫達到近20年歷史同期最高水平，當月居民生活用電量增長33.5%，拉動三季度居民生活用電量快速增長。12月受4次冷空氣過程影響，當月全國平均氣溫為近十年來最低，當月居民生活用電量增長35.0%，拉動四季度居民生活用電量快速增長。電動汽車行業高速發展，全年新能源汽車產量同比增長90.5%，新能源車整車制造用電量大幅增長71.7%，拉動全年充換電服務業用電量同比增長38.1%。

全社會用電量保持平穩增長的同時，電力消費結構正日益優化。第二產業用電比重略有收縮，第一產業、第三產業、城鄉居民生活用電比重略微擴大。隨著鄉村用電條件持續改善，高技術及裝備制造業、充換電服務業、新興服務業等進一步快速發展和城鄉居民生活水平的提高，用電結構將進一步向一產、三產和居民傾斜。

二、電力裝機規模持續提升，非化石能源占比首次超過煤電

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（一）

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全國電力裝機規模25.6億千瓦，同比增長7.8%

我國發電裝機容量在近十年內保持中高速增長。2013—2022年，我國發電裝機累計容量從12.6億千瓦增長到25.6億千瓦。裝機增速呈波動走勢，2015—2019年，裝機增速呈下降趨勢，至2020年陡然回升，最主要原因是風電、太陽能發電等新能源新增裝機創歷史新高。2021—2022年電力裝機增速維持相似水平。

（二）

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非化石能源裝機占比近半，可再生能源裝機歷史性超過煤電裝機

表4 2013—2022年全國電力裝機結構（單位：萬千瓦）

非化石能源發電裝機規模創歷史新高，在全國電力裝機容量的占比接近一半。從十年歷史數據來看，非化石能源裝機比重明顯上升，2022年全口徑非化石能源裝機達12.7億千瓦，同比增長13.8%，占總發電裝機容量比重為49.6%，同比提高2.6個百分點。2022年可再生能源發電累計裝機容量達到12.13億千瓦，在全國發電總裝機容量占比達47.3%，較2021年提高2.5個百分點。

2022年，全國新增發電裝機容量19974萬千瓦，同比增長11.5%，較2021年提高近18個百分點。全年可再生能源新增裝機1.52億千瓦，占全國新增發電裝機的76.2%，已成為我國電力新增裝機的主體。其中，新增水電、風電、太陽能發電2387、3763、8741萬千瓦，核電228萬千瓦，生物質334萬千瓦，火電裝機4471萬千瓦。新增非化石能源發電裝機容量1.6億千瓦，占新增發電裝機總容量的比重為80.1%。2022年分布式光伏新增裝機5111萬千瓦，占當年光伏新增裝機58%以上。

圖7 2018—2022年全國新增電力裝機結構對比（單位：萬千瓦）

●新增火電裝機

●新增新能源裝機

2022年，全國太陽能發電新增裝機8741萬千瓦，全國光伏新增并網裝機8740.8萬千瓦，其中，集中式光伏電站3629.4萬千瓦、分布式光伏5111.4萬千瓦。分布式光伏新增發電裝機約占全部光伏新增的58%以上，分布式發展成為風電光伏發展主要方式。戶用光伏繼2020年首次超過1000萬千瓦后，2022年達2524.6萬千瓦。從全國光伏新增裝機布局看，裝機占比較高的區域為華北、華東和華中地區。

圖9 2013—2022年新增風電、太陽能發電裝機情況（單位：萬千瓦）

●新增水電裝機

據國家統計局數據，2022年，全國發電量88487.1億千瓦時，同比增長3.7%。非化石能源發電量占總發電量的比重為36.2%，同比提高1.7個百分點。火電發電量同比增長1.4%，占總發電量的比重為66.6%，同比降低1.5個百分點。另據國家能源局數據，全國可再生能源發電量2.7萬億千瓦時，占全國發電量的31.3%、占全國新增發電量的81%，已成為我國新增發電量的主體。其中，風電、光伏發電量達到1.19萬億千瓦時。

圖12 2017—2022年全國發電量及非化石能源發電占比情況（單位：億千瓦時，%）

（二）

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全國發電設備利用小時同比降低126小時，水電利用小時數大幅下降

表5 2013—2022年發電設備利用小時數（單位：小時）

從近十年全國發電設備平均利用小時來看，總體呈下降趨勢，2015年下降至4000小時內后平穩在3800小時附近。2022年全國發電設備利用小時數同比降低126小時。受來水偏枯影響，水電利用小時數同比減少194小時，為2014年以來年度最低;核電同比降低186小時;并網風電同比降低9小時;并網太陽能發電同比提高56小時;火電利用小時數近五年保持在4300小時上下。

圖13 2013—2022年不同電源發電設備利用小時變動情況

全年水電、核電、風電、太陽能發電等清潔能源發電量29599億千瓦時，比上年增長8.5%。全國主要流域水能利用率98.7%、風電平均利用率96.8%、光伏發電平均利用率98.3%。

全國光伏發電利用率與上年基本持平。蒙西、青海等地光伏消納水平顯著提升，利用率同比分別提升0.9和4.9個百分點。北京、天津、上海、江蘇、浙江、安徽、福建、江西、湖北、湖南、重慶、四川、廣東、廣西、海南等15個省(區、市)光伏100%消納。河北(98.0%)、蒙西(97.4%)、陜西(97.8%)、青海(91.1%)、寧夏(97.4%)、新疆(97.2%)、西藏(80.0%)七個地區光伏利用率低于全國平均水平。

（一）

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電網投運總規模平穩增長

從新增量看，2022年全國新增220千伏及以上變電設備容量25839萬千伏安，比上年多投產1505萬千伏安，同比增長6.3%;新增220千伏及以上輸電線路長度38967千米，較上年多投產6747千米，同比增長21.2%。

圖14 2012—2021年220千伏及以上變電設備容量情況（單位：萬千伏安，%）

2021年、2022年，220千伏及以上變電設備容量增速維持在5%左右，220千伏及以上輸電線路回路長度增速維持在4%上下。新增規模中，變電設備容量增量位于近十年次高點，輸電線路回路長度增量為近十年第三高點。

“十四五”以來，我國重大輸電通道工程建設穩步推進，2022年共建成投運5條特高壓工程。至2022年底，我國共建成投運36項特高壓線路。國家電網建成投運16項交流特高壓，16項直流特高壓;南方電網建成投運4項直流特高壓。其中，南陽-荊門-長沙、駐馬店-南陽、荊門-武漢、南昌-長沙構成“E”字型，是華中“日”字型特高壓交流環網的重要組成部分。

表7 我國已建成投運特高壓工程

(來源：根據公開信息整理，可能與實情略有出入)

此外，2022年9月，國家“十四五”發展規劃重點電力項目——閩粵聯網工程正式投運，實現福建和廣東電網互聯互通、余缺互濟、應急互備。該工程是繼三峽-廣東±500千伏高壓直流工程之后，國家電網與南方電網的第二條互聯通道。

2022年3月30日，國家能源局召開2022年提升“獲得電力”服務水平工作推進會，對“獲得電力”工作進行再動員、再部署、再落實，確保《國家發展改革委 國家能源局關于全面提升“獲得電力”服務水平 持續優化用電營商環境的意見》各項目標任務按期完成。

數據顯示，2022年全面完成“獲得電力”服務水平主要目標任務，基本實現用電報裝“三零”“三省”服務全覆蓋，累計為電力用戶節省辦電投資超過1800億元。

五、電力投資持續攀升，電源占比增加

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2022年，全國電力投資總額持續攀升，同比增長13.3%，為近十年最高水平。電源投資占比有較大幅度增加，火電投資持續回升，占據電源投資的12.6%。

2022年，全國電力工程建設投資完成額達12220億元，同比增長13.3%。其中，電源基本建設投資完成7208億元，電網基本建設投資完成5012億元。

2018年以來，電力工程建設投資額連年增長。“十二五”期間年均投資約為7800億元，“十三五”期間年均投資約為8900億元。“十四五”以來，電力工程建設連續兩年創新高，年均11503億元。

2022年全國電源基本建設投資占電力投資的比重為59%，較上年增加5.6個百分點;電網基本建設投資占電力投資的比重為41%。

（三）

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火電投資有所回升

“十二五”以來，我國新能源投資力度加大。2019—2021年受平價上網政策影響，風電、太陽能發電投資猛增，2019年、2020年、2021年兩者投資占電源投資總額的比重分別為47.4%、61.9%、58.8%。2021年四季度以來，基于火電“壓艙石”角色及調峰電源的重要性，火電保供地位凸顯，火電核準裝機速度明顯加快。

圖18 2013—2022年不同電源投資情況（單位：億元）

六、主要能耗指標持續下降，碳排放量增長有效減少

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2022年，6000千瓦及以上電廠供電標準煤耗、全國線損率等主要能耗指標持續下降。燃煤電廠超低排放改造穩步推進，污染物排放下降明顯，電力行業碳排放量增長有效減少，碳市場建設相關政策體系不斷完善。

據中電聯快報數據，2022年全國6000千瓦及以上電廠供電標準煤耗301.5克/千瓦時，同比降低0.1克/千瓦時，較2013年下降了19.5克/千瓦時。

圖19 2013—2022年供電煤耗和降幅（單位：克/千瓦時）

（二）

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全國線損率持續下降，2022年控制在5%以內

2022年廠用電率尚未見公開數據，但從近十年數據看，總體呈現下降趨勢。2021年，全國6000千瓦及以上電廠廠用電率4.36%，比上年降低0.29個百分點。其中，水電0.26%，比上年升高0.01個百分點，火電5.59%，比上年下降0.39個百分點。

圖20 2013—2022年全國線損率情況

目前，我國火電廠超低排放、大型垃圾焚燒、燃煤煙氣治理技術裝備達到世界領先水平，已建成世界上最大的超低排放火電廠群。據悉，“十三五”以來，得益于技術的進步，我國燃煤電廠超低排放改造了9.5億千瓦。

近十年來，污染物排放下降明顯。煙塵排放總量由2012年的151萬噸下降到2021年的12.3萬噸，單位火電發電量的煙塵排放量由每千瓦時0.39克下降到0.022克;二氧化硫排放總量由2012年的883萬噸下降到2021年的54.7萬噸，單位火電發電量的二氧化硫排放量由每千瓦時2.26克下降到0.101克;氮氧化物排放總量由2012年的948萬噸下降到2021年的86.2萬噸，單位火電發電量的氮氧化物排放量由2012年每千瓦時2.4克下降到2020年的0.152克。

注：2016年數據來源于國家能源局發布資料，其他數據來自中電聯歷年《中國電力行業年度發展報告》。統計范圍為全國裝機容量6000千瓦及以上火電廠。

表11 2012—2021年單位火電發電量的排放量（單位：克/千瓦時）

注：數據來源于中電聯歷年《中國電力行業年度發展報告》。

電力行業碳排放量增長有效減少。據中電聯數據，2021年全國單位火電發電量二氧化碳排放量約為828克/千瓦時，比上年降低0.5%，比2005年降低21.0%;單位發電量二氧化碳排放量約為558克/千瓦時，比上年降低1.2%，比2005年降低35.0%。2006—2021年，通過發展非化石能源、降低供電煤耗和線損率等措施，電力行業累計減少二氧化碳排放約215.1億噸，有效減緩了電力二氧化碳排放總量的增長。

2022年，國家相關部門出臺系列政策，推進完善碳市場建設。4月，《中共中央 國務院關于加快建設全國統一大市場的意見》中提出建設全國統一的能源市場以及培育發展全國統一的生態環境市場。6月，生態環境部等17部門聯合印發《國家適應氣候變化戰略2035》，生態環境部等7部門印發《減污降碳協同增效實施方案》。8月，科技部等9部門印發《科技支撐碳達峰碳中和實施方案(2022-2030年)》，國家發展改革委、國家統計局、生態環境部聯合印發《關于加快建立統一規范的碳排放統計核算體系實施方案》。10月，國家能源局印發《能源碳達峰碳中和標準化提升行動計劃》，市場監管總局等9部門聯合印發《建立健全碳達峰碳中和標準計量體系實施方案》。黨的二十大報告中提及“完善碳排放統計核算制度，健全碳排放權市場交易制度”。12月，生態環境部辦公廳印發《企業溫室氣體排放核算方法與報告指南 發電設施》《企業溫室氣體排放核查技術指南 發電設施》。

七、電力體制改革深入推進

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（一）

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頂層設計開啟全國統一電力市場建設新階段

按交易結算口徑統計，2022年全國市場交易電量共5.25萬億千瓦時，同比增長39%，占全社會用電量比重達60.8%，同比提高15.4個百分點。其中，跨省跨區市場化交易電量首次超1萬億千瓦時，同比增長近50%。2022年國家電網經營區域市場交易電量達4.16萬億千瓦時，同比增長42.7%;南方電網經營區域市場交易電量0.85萬億千瓦時，同比增長27.4%;內蒙古電網經營區域市場交易電量0.24萬億千瓦時，同比增長24.9%。在電力交易機構注冊的市場主體數量首次超過60萬家，同比增長29%。

圖21 全國市場交易電量、增速及占全社會用電量比

國家發展改革委《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》明確了有序放開全部燃煤發電電量上網電價，進一步放開各類電源發電計劃，加強與分時電價政策銜接。2022年，全國燃煤發電機組市場平均交易價格達0.449元/千瓦時，較全國平均基準電價上浮約18.3%。全國31個省、市、自治區進行了分時電價改革，平均價差超過0.7元/千瓦時的有16個省市。

中電聯數據顯示，2022年，全國電力市場中長期電力直接交易電量合計為41407.5億千瓦時，同比增長36.2%。其中，省內電力直接交易(含綠電、電網代購)電量合計為40141億千瓦時，省間電力直接交易(外受)電量合計為1266.5億千瓦時，分別占全國電力市場中長期電力直接交易電量的96.9%和3.1%。

（四）

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我國省間電力現貨市場啟動試運行

國家發展改革委、國家能源局2021年11月正式批復《省間電力現貨交易規則(試行)》。2022年1月1日，省間電力現貨市場啟動試運行。期間市場運行總體平穩，市場主體踴躍參與。國家電網公司數據顯示，2022年省間現貨市場全年累計交易電量278億千瓦時，日均成交電量0.88億千瓦時，單日最大成交電力超1900萬千瓦。從售電側來看，21個地區累計超6000家新能源、火電和水電企業參與省間現貨售電，其中，風電、火電主要集中在“三北”地區，光伏主要集中在西北、華北地區，水電集中在西南地區。新能源企業在省間現貨市場“報量報價”參與交易。從購電側來看，25個省級電網企業按照地方政府要求參與省間現貨購電。從電源類型來看，全年火電成交量最多，其次是水電、風電、光伏，春季主要以新能源為主，度夏和度冬期間以火電為主，5—6月、10—11月西南水電大發時期以水電為主。從交易均價看，現貨市場在夏冬用電高峰時段較高，其余月份均低于中長期市場。2022年全年，省間現貨市場清潔能源累計成交電量133.1億千瓦時，減少風電、光伏棄電47.7億千瓦時，在新能源裝機增長過7000萬千瓦的情況下，仍保持了97%以上的利用率。

（五）

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五個電力現貨試點實現全年試運行

省級現貨市場方面，第一批試點長周期結算試運行形成了連續運營的現貨市場。其中，國家電網公司經營區已有20個省級電網開展現貨市場試運行。山西、甘肅、山東、福建、廣東實現2022年現貨市場全年試運行，山西、甘肅現貨市場已連續結算試運行近2年。山東實現全國首次儲能項目參與現貨市場，增加調峰能力50萬千瓦。第二批六個電力現貨試點——上海、江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北，已全部啟動模擬試運行。其中江蘇完成了交易規則發布、技術支持系統建設、3次模擬試運行和3次結算試運行，各項工作走在全國第二批現貨市場試點省份的前列。

截至2022年底，我國電力輔助服務實現了6大區域、33個省區電網的全覆蓋，統一的輔助服務規則體系基本形成。通過輔助服務市場化機制，2022年全國共挖掘全系統調節能力超過9000萬千瓦，年均促進清潔能源增發電量超過1000億千瓦時;煤電企業因為輔助服務獲得補償收益約320億元。

此外，川渝一體化輔助服務市場2022年7月6日正式啟動。當日通過日前市場交易電量118萬千瓦時，川渝兩地調峰資源首次實現跨省優化配置。此后，川渝兩地水電廠、火電廠等市場主體將在市場化機制的激勵下積極參與調峰資源跨省配置。

國家發展改革委、國家能源局印發的《售電公司管理辦法》替代已經執行了5年的《售電公司準入與退出管理辦法》。新版管理辦法明確了售電公司注冊條件、注冊程序及相關權利與義務等內容，共計9章46條。其有三個亮點，一是注冊條件和注冊程序更有針對性，二是更加注重售電公司動態管理和風險管理，三是啟動保底售電服務，銜接電網企業代理購電機制。

(本文所引用數據均來自權威部門資料。因統計口徑不同等原因，部分數據存在相互出入問題，個別較去年版本做了修正，或根據實際情況進行了調整。對于不影響總體判斷的數據，保留了原始引用數據。)