为全面贯彻党的二十大精神，认真落实党中央、国务院决策部署，按照《2024—2025年节能降碳行动方案》(国发〔2024〕12号)有关要求，实施分领域分行业节能降碳专项行动，统筹推进存量煤电机组低碳化改造和新上煤电机组低碳化建设，加快构建清洁低碳安全高效的新型能源体系，近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《煤电低碳化改造建设行动方案(2024—2027年)》(发改环资〔2024〕894号，以下简称《行动方案》)。
专家解读之一 | 加快煤电低碳化发展 支撑构建新型能源体系
近日，国家发展改革委、国家能源局印发《煤电低碳化改造建设行动方案(2024—2027年)》(发改环资〔2024〕894号，以下简称《行动方案》)，部署推动煤电低碳化发展有关工作，明确了主要目标和重点任务，对存量煤电机组低碳化改造和新上煤电机组低碳化建设作出系统安排，为加快构建新型能源体系、积极稳妥推进碳达峰碳中和奠定坚实基础。
一、煤电低碳化改造建设意义重大
基于富煤贫油少气的基本国情，经多年发展，我国形成了以煤电为主体的电力体系。党的十八大以来，习近平总书记提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略，将能源发展的可持续性摆在更加突出位置，大力发展可再生能源，实施煤电超低排放改造，建成世界最大的清洁发电体系，但受新能源电力间歇性、波动性影响，煤电仍发挥着能源安全兜底保障作用。
截至2023年底，我国煤电装机容量约11.7亿千瓦，占全国电力总装机的40%，发电用煤约占全国煤炭消费总量的60%，碳排放量约占全国碳排放总量的40%。《行动方案》提出生物质掺烧、绿氨掺烧、碳捕集利用与封存等3种煤电低碳化改造建设方式，通过持续改造升级，推动煤电碳排放达到气电水平，有助于减少煤炭使用和碳排放，是推进煤炭清洁高效利用、加速构建新型能源体系的必然要求，也是提升煤电行业核心竞争力、助力实现碳达峰碳中和目标的关键举措。
二、强化科技创新引领，为煤电低碳化发展提供坚实保障
近年来，国内外就推进存量煤电机组低碳化改造和新上煤电机组低碳化建设开展了相关探索，但有关工作仍处于起步阶段。要完成相应改造建设任务，离不开科技创新的引领与支撑。《行动方案》提出，加快煤电低碳发电技术研发和推广应用，突破煤电掺烧生物质、高比例掺烧农作物秸秆、低成本绿氨制备等关键技术，推动解决煤电烟气二氧化碳捕集能耗高、吸收剂损耗大、大型塔内件传质性能差、捕集—发电系统协同难、控制流程复杂等关键问题，补齐二氧化碳资源化利用、咸水层封存、产业集成耦合等技术短板。
推进煤电低碳化技术创新，要统筹科研院所、行业协会、骨干企业等创新资源，发挥国家实验室、全国重点实验室等国家战略科技力量作用，推动产、学、研、用协同创新，形成自主创新强大合力。针对煤电低碳化改造建设中存在的堵点卡点问题，要集中优势力量攻克短板弱项，为实现煤电行业规模化降碳探索更多可靠技术路径。
三、坚持工程示范见实效，为煤电低碳化高质量发展蓄势赋能
《行动方案》提出，到2025年，转化应用一批煤电低碳发电技术，为煤电清洁低碳转型探索有益探索;到2027年，煤电低碳发电技术路线进一步拓宽，建造和运行成本显著下降，建成的煤电低碳化改造建设项目对煤电清洁低碳发展形成较强的引领带动作用。在煤电低碳化技术推广过程中，应紧抓工程示范这一关键环节，掌握不同机组条件、不同工况下各类低碳化技术的建设和运行成本，客观全面论证技术的可靠性与经济性。在实践中实现技术迭代和进步，推动煤电低碳化技术从“实验室”踏入“应用场”，走出一条技术成熟、成本可控、安全可靠的煤电行业绿色低碳高质量发展的新路径。(作者：刘吉臻 中国工程院院士、华北电力大学新能源电力系统全国重点实验室主任)
专家解读之二 | 实施煤电低碳示范 引领转型发展路径
近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《煤电低碳化改造建设行动方案(2024—2027年)》(发改环资〔2024〕894号，以下简称《行动方案》)，部署统筹推进存量煤电机组低碳化改造和新上煤电机组低碳化建设有关工作，对提升煤炭清洁高效利用水平、加快构建清洁低碳安全高效的新型能源体系具有重要意义。
一、促绿色转型，减碳降碳正当其时
立足以煤为主的基本国情，煤电是我国能源电力供应系统的主体支撑。在加快构建新型电力系统的进程中，综合考虑新能源电力的不稳定性和新型储能技术的较高成本，煤电在电力安全保障中仍发挥着“压舱石”作用。2023年，煤电以不足40%的装机占比，承担了全国70%的顶峰保供任务，有力保障了我国民生用电和经济社会发展需求。此外，煤电是现阶段较为经济可靠的调峰电源。面对极热无风、极寒无光、连续高温、低温雨雪冰冻等极端天气导致的新能源出力受限等挑战，煤电对维持电力系统安全发挥着重要支撑作用。但也要认识到，我国电力行业二氧化碳排放占全国排放总量比重的40%，实施煤电低碳化改造建设，推动降低煤电碳排放水平，是推动能源低碳转型的重要途径，对实现碳达峰碳中和目标具有重要意义。
二、高目标要求，引领煤电低碳发展
《行动方案》综合考虑行业发展现状、技术研发水平，科学设置分阶段降碳目标。到2025年和2027年，煤电低碳化改造建设项目度电碳排放较分别较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低20%左右和50%左右，在实践中拓宽煤电低碳发电技术路线、降低建造和运行成本，为规模化推进煤电低碳转型积累经验。
按照《行动方案》要求，2027年煤电低碳化改造建设项目的碳排放应基本达到天然气发电机组水平。天然气发电是国际公认的清洁能源，也是近年来美欧等发达经济体的支撑性电源和煤电替代电源。据统计，2023年美国、欧盟天然气发电量占比分别为43%、17%，而我国天然气发电量占比仅为3.2%。近年来，我国积极推进煤电超低排放改造，现役煤电机组大气污染物排放已普遍达到气电排放水平。在此基础上进一步推动煤电低碳化改造建设，相当于提高了我国清洁能源装机和发电量占比。
三、多技术路径，因地制宜改造建设
《行动方案》提出了生物质掺烧、绿氨掺烧、碳捕集利用与封存等3种煤电低碳化改造建设技术路线。生物质掺烧方面，综合考虑生物质资源供应、收集半径、锅炉适应性等因素，提出以农林废弃物、沙生植物、能源植物为重点，实施煤电机组耦合生物质发电，并将掺烧比例定在10%以上。绿氨掺烧方面，考虑到可再生能源电力电解水制绿氢，再合成绿氨后入炉掺烧的流程相对较长、环节相对较多，为保障项目稳定运行，《行动方案》提出所在地应具备可靠的绿氨来源，并具有丰富的可再生能源资源以满足绿氨制备需要。碳捕集利用与封存方面，鼓励采用化学法、吸附法、膜法等多种捕集方式，因地制宜实施二氧化碳地质封存、地质利用和化学利用，重点在于进行多技术路线比选，探索差异化的低碳改造和建设路径。与此同时，《行动方案》明确实施煤电低碳化改造建设的机组应满足预期剩余使用寿命长、综合经济性好等基本条件，并提出优先支持采用多种煤电低碳发电技术路线耦合的改造建设项目，以更好发挥项目示范带动作用。
四、全方位支持，提升长期运行收益
《行动方案》充分考虑煤电低碳化改造建设的政策需求，从资金支持、政策支撑、优化调度、技术创新等方面为项目建设提供全方位支持。资金支持方面，明确利用超长期特别国债等资金渠道对煤电低碳化改造建设项目予以支持，并鼓励各地加大对项目的投资补助力度。政策支撑方面，探索建立政府、企业、用户三方共担的分摊机制，对纳入国家煤电低碳化改造建设项目清单的项目给予阶段性支持。优化调度方面，指导电网企业优化电力运行调度方案，优先支持碳减排效果突出的煤电低碳化改造建设项目接入电网，对项目的可再生能源发电量或零碳发电量予以优先上网。技术创新方面，统筹科研院所、行业协会、骨干企业等创新资源，加快煤电掺烧生物质、低成本绿氨制备、高比例掺烧农作物秸秆等关键技术研发，补齐短板弱项。(作者：姜士宏 电力规划设计总院副院长)
专家解读之三 | 精准施策 示范先行 统筹推进煤电低碳化改造建设
统筹推进存量煤电低碳化改造和新上煤电低碳化建设，是提升煤炭清洁高效利用水平、加快构建新型电力系统的重要支撑。近日，国家发展改革委、国家能源局印发《煤电低碳化改造建设行动方案(2024—2027年)》(发改环资〔2024〕894号，以下简称《行动方案》)，系统提出了对标天然气发电机组碳排放水平，推动煤电低碳化改造建设的主要目标、建设要求和保障措施，对推动能源绿色低碳转型、实现碳达峰碳中和目标具有重要意义。
一、深刻认识开展煤电低碳化改造建设的重要意义
(一)煤电低碳化改造建设是推动煤电行业转型升级、发展新质生产力的应有之义。长期以来，我国大力推进发电装备技术自主创新发展，推动煤电行业实现了从低效到高效、从进口到国产、从高排放到超低排放的快速跨越，逐步成为我国的主力电源。近年来，我国大力发展可再生能源，加快构建新型电力系统，煤电将由主力电源逐步转向基础保障性和系统调节性电源。对标天然气发电机组碳排放水平，推动煤电低碳化改造建设，既可以更好发挥存量煤电效能，又可以有力支持新能源开发消纳，还可以助推新兴低碳技术和产业发展，是主动适应新型电力系统建设需要、加快能源绿色低碳转型的关键举措。
(二)煤电低碳化改造建设是支撑实现碳达峰碳中和目标的必然选择。我国能源领域碳排放占全国碳排放总量的80%以上，其中电力碳排放在能源行业中的占比超过50%，且绝大部分来源于煤电。长期以来，我国积极实施煤电节能改造，“十一五”、“十二五”、“十三五”和“十四五”前三年全国平均供电煤耗分别下降37.0克/千瓦时、17.6克/千瓦时、9.9克/千瓦时和1.6克/千瓦时，煤电机组碳排放水平逐步降低。但随着新能源大规模并网，煤电调峰的深度和频度持续增加，煤电运行条件已经发生深刻变化，亟需通过源端减碳、末端固碳等技术方式进一步推动煤电低碳转型。
二、科学开拓煤电低碳化建设新路径
面向碳达峰碳中和目标，针对构建新型电力系统有关要求，《行动方案》提出生物质掺烧、绿氨掺烧、碳捕集利用与封存等3种煤电低碳化改造建设方式。
(一)实施煤电机组耦合生物质发电。生物质能是重要的低碳、零碳能源，我国生物质资源储量丰富，但资源化利用尚不充分。利用大型燃煤机组掺烧农林废弃物、沙生植物、能源植物等生物质资源，是优化能源资源配置、实现资源循环利用的有力举措。“十三五”以来，我国在山东十里泉、日照等燃煤电厂实施生物质直燃掺烧，有关技术已具备规模化示范的基础。《行动方案》提出在具备长期稳定可获得生物质资源的地区，实施煤电耦合生物质发电，要求改造建设后煤电机组具备掺烧10%以上生物质燃料能力，实现降低燃煤消耗和碳排放水平。
(二)实施煤电机组掺烧绿氨发电。利用风能、太阳能等可再生能源制备的绿氢、绿氨，是具备零碳属性的清洁能源和化工原料，也是我国新型能源体系的重要组成部分。以绿氨替代一定比例燃煤进行清洁高效耦合燃烧，可有效降低煤电碳排放水平。掺氨燃烧属于前沿发电技术，近年来我国在广东台山等地进行了工业级燃煤机组掺氨燃烧试验，有关技术已经具备规模化示范基础。《行动方案》提出实施燃煤机组掺烧绿氨发电的低碳化改造建设方式，并明确项目所在地应具备可靠的绿氨来源，并有丰富的可再生能源资源以满足绿氨制备需要。
(三)实施烟气碳捕集利用与封存。碳捕集利用与封存是实现碳中和的兜底技术。近年来，我国积极推进燃煤电厂碳捕集利用与封存示范项目建设，捕集的二氧化碳主要用于驱油或地质封存。《行动方案》提出，采用化学法、吸附法、膜法等技术分离捕集燃煤锅炉烟气中的二氧化碳，推广应用二氧化碳高效驱油等地质利用技术、二氧化碳加氢制甲醇等化工利用技术，因地制宜实施二氧化碳地质封存，并要求项目所在地及周边具有长期稳定地质封存条件或二氧化碳资源化利用场景。
三、有效激发煤电低碳化改造建设积极性
(一)加大资金支持力度。《行动方案》提出通过超长期特别国债等资金渠道对符合条件的煤电低碳化改造建设项目予以支持，并择优纳入绿色低碳先进技术示范工程。鼓励各地区因地制宜制定支持政策，加大投资补助力度。压实项目建设单位主体责任，要求统筹各方资金，加大投入力度，强化项目建设、运行、维护各环节资金保障。
(二)强化政策支撑。针对现阶段煤电低碳化改造建设项目运行成本较高的特点，《行动方案》就完善价格、金融支持政策做出明确部署。提出在统筹综合运营成本、实际降碳效果和各类市场收益的基础上，探索建立由政府、企业、用户三方共担的分摊机制，对项目运行给予阶段性支持。鼓励项目实施主体通过发行基础设施领域不动产投资信托基金、绿色债券或申请绿色信贷、科技创新和技术改造再贷款等渠道融资，吸引各类投资主体参与和支持煤电低碳化改造建设。
(三)优化电网调度。优化电网运行调度是提升低碳煤电机组运行效能，切实发挥项目降碳成效的保障。《行动方案》提出，研究制定煤电低碳化改造建设项目碳减排量核算方法，推动对可再生能源发电量或零碳发电量予以单独计量。要求电网企业优化电力运行调度方案，优先支持碳减排效果突出的项目接入电网，对项目的可再生能源发电量或零碳发电量予以优先上网。
(四)加强技术创新。通过科技创新迭代，推动低碳煤电项目建造和运行成本持续下降，是推动煤电清洁低碳转型的主要动力。《行动方案》指出了煤电低碳化关键技术研发方向，要求强化生物质高比例掺烧、绿氨制备化等技术攻关，加快煤电烟气二氧化碳捕集降耗、吸收剂减损、大型塔内件传质性能提升、捕集—发电系统协同、控制流程优化等技术研发，加快补齐制约煤电低碳化改造建设的薄弱环节。(作者：张琳 中国电力企业联合会规划发展部主任)
国家发展改革委有关负责同志就《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》答记者问
近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《煤电低碳化改造建设行动方案(2024—2027年)》(发改环资〔2024〕894号，以下简称《行动方案》)。为便于各有关方面准确理解和把握政策内容，国家发展改革委有关负责同志接受采访，回答了记者提问。
问：请介绍一下《行动方案》出台的背景和意义。
答：近年来，我国积极推进煤炭清洁高效利用，大力发展可再生能源，加快能源绿色低碳转型取得积极成效。但受可再生能源电力随机性、波动性影响，煤电仍将在一定时期内发挥能源安全兜底保障作用。对标天然气发电机组碳排放水平，加快煤电低碳化改造建设，是推动能源绿色低碳发展、助力实现碳达峰碳中和目标的重要举措。
为全面贯彻党的二十大精神，认真落实党中央、国务院决策部署，按照《2024—2025年节能降碳行动方案》(国发〔2024〕12号)有关要求，统筹推进存量煤电机组低碳化改造和新上煤电机组低碳化建设，推动构建清洁低碳安全高效的新型能源体系，国家发展改革委、国家能源局联合印发《行动方案》，明确煤电低碳化改造建设的主要目标和工作任务。
问：《行动方案》提出了哪些主要目标？
答：按照2025、2027年两个时间节点，《行动方案》提出了煤电低碳化改造建设工作的目标。
到2025年，首批煤电低碳化改造建设项目全部开工，转化应用一批煤电低碳发电技术;相关项目度电碳排放较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低20%左右、显著低于现役先进煤电机组碳排放水平，为煤电清洁低碳转型探索有益经验。
到2027年，煤电低碳发电技术路线进一步拓宽，建造和运行成本显著下降;相关项目度电碳排放较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低50%左右、接近天然气发电机组碳排放水平，对煤电清洁低碳转型形成较强的引领带动作用。
问：煤电低碳化改造建设的方式和要求分别是什么？
答：在充分调研、系统分析、深入论证的基础上，《行动方案》提出了3种改造建设方式，并明确了项目布局、机组条件、降碳效果等3方面改造建设要求。
改造建设方式方面：一是生物质掺烧，充分利用农林废弃物、沙生植物、能源植物等生物质资源，实施煤电机组耦合生物质发电。二是绿氨掺烧，利用风电、太阳能发电等可再生能源富余电力，通过电解水制绿氢并合成绿氨，实施燃煤机组掺烧绿氨发电。三是碳捕集利用与封存，采用化学法、吸附法、膜法等技术分离捕集燃煤锅炉烟气中的二氧化碳，实施高效驱油、制备甲醇等资源化利用，或因地制宜实施地质封存。
改造建设要求方面：一是项目布局。实施生物质或绿氨掺烧的项目，所在地应具有长期稳定的生物质或绿氨来源。实施碳捕集利用与封存的项目，所在地及周边应具备二氧化碳资源化利用场景，或具有长期稳定地质封存条件。二是机组条件。相关机组应满足预期剩余使用寿命长、综合经济性好等基本条件，新建机组须已纳入国家规划。鼓励承担煤炭清洁高效利用技术攻关任务、“两个联营”及大型风电光伏基地配套的煤电机组先行先试。三是降碳效果。对照煤电机组自身改造前碳排放水平和2023年同类煤电机组平均碳排放水平，分别对2025年、2027年建成投产项目降碳效果提出明确要求。
问：《行动方案》提出了哪些保障措施？
答：《行动方案》围绕资金支持、政策支撑、电网调度、技术创新4方面，提出了推动煤电低碳化改造建设的保障措施。
一是加大资金支持力度。发挥政府投资放大带动效应，利用超长期特别国债等资金渠道对符合条件的煤电低碳化改造建设项目予以支持。相关项目择优纳入绿色低碳先进技术示范工程。鼓励各地区因地制宜制定支持政策，加大对煤电低碳化改造建设项目的投资补助力度。
二是强化政策支撑保障。探索建立由政府、企业、用户三方共担的分摊机制，对纳入国家煤电低碳化改造建设清单的项目给予阶段性支持。鼓励符合条件的项目通过发行基础设施领域不动产投资信托基金、绿色债券或申请绿色信贷、科技创新和技术改造再贷款等渠道融资，吸引各类投资主体参与和支持煤电低碳化改造建设。
三是优化电网运行调度。推动对掺烧生物质/绿氨发电、加装碳捕集利用与封存设施部分电量予以单独计量。电网企业要优化电力运行调度方案，优先支持碳减排效果突出的煤电低碳化改造建设项目接入电网，对项目的可再生能源发电量或零碳发电量予以优先上网。
四是加强技术创新应用。加强煤电掺烧生物质、低成本绿氨制备、高比例掺烧农作物秸秆等技术攻关，加快煤电烟气二氧化碳捕集降耗、吸收剂减损、大型塔内件传质性能提升、捕集—发电系统协同、控制流程优化等技术研发，补齐二氧化碳资源化利用、咸水层封存、产业集成耦合等技术短板。
问：如何推动《行动方案》各项任务有效落地？
答：《行动方案》提出了项目组织、项目实施、宣传推广等3方面组织实施工作要求。
一是项目组织。国家发展改革委、国家能源局组织各地区和有关中央企业申报实施煤电低碳化改造建设项目，按程序组织评审并确定国家煤电低碳化改造建设项目清单。中央企业及其控股子公司项目由中央企业总部申报，其他项目由所在地省级发展改革部门、能源主管部门申报。
二是项目实施。省级发展改革部门、能源主管部门加强对项目建设的原料燃料供应和用地用能等要素保障，强化指导支持、监督管理和安全管控。中央企业总部负责系统内项目监管，确保工程质量和安全。国家发展改革委、国家能源局会同有关部门对项目实施情况开展评估检查。
三是宣传推广。省级发展改革部门、能源主管部门及时跟踪调度项目建设及运行情况，强化煤电低碳发电先进技术推广应用，定期报送工作进展。国家发展改革委、国家能源局加大典型经验宣传推广力度，并适时纳入产业结构调整指导目录、绿色低碳转型产业指导目录、绿色技术推广目录等。
来源|发改委
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。
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。
来源|中电联
