1月30日，中國電力企業聯合會召開新聞發布會，電力企業聯合會發言人兼秘書長郝英傑發布《2023-2024年全國電力供需形勢分析報告》。
報告指出，2023年全國全社會用電量為922萬億千瓦時，人均用電量6539千瓦時; 全社會用電量同比增長6%7%，比 2022 年增長 3%1個百分點，國民經濟反彈，帶動用電量增速同比增長。
在發電量方面，到2023年底，全國全口徑發電裝機容量將達到292億千瓦，同比增長139%；2014年底人均發電裝機容量突破1千瓦後，2023年首次超過2千瓦，達到2千瓦1 kW 人。 2023年，非化石能源發電裝機容量首次超過火電裝機容量，2023年首次超過一類裝機容量的50%，煤電裝機容量佔比首次降至40%以下。
根據該報告，到2024年底，該國的發電裝機容量預計將達到325億千瓦，同比增長約12%，2024年新增發電量將再次突破3億千瓦，其中新能源發電裝機容量將再次超過2億千瓦。 在新能源發電持續快速發展的帶動下，預計到2024年底，我國新能源發電累計裝機容量將達到13億千瓦左右，佔最大裝機容量的40%左右，首次超過煤電裝機容量。
考慮到巨集觀經濟和能源電氣化等因素，預計2024年全社會用電量為98萬億千瓦時，比2023年增長約6%。 預計到2024年，該國最大用電負荷為145億千瓦，比2023年增加約1億千瓦。
20餘人、新華社、中央電視台等20餘人參加了新聞發布會。
報告全文如下：
2023-2024年全國電力供需形勢分析報告**報告
2023年，電力行業將以新時代中國特色社會主義思想為導向，認真貫徹落實總書記關於能源電力的重要講話和重要指示精神，以及“四革命、一次合作”的能源安全新戰略，實施最佳決策部署， 發揚電力精神，經受住了上半年持續乾旱、夏季多輪高溫、冬季大範圍極寒的考驗，為經濟社會發展和人民人民美好生活提供了強有力的動力保障。電力安全穩定，用電穩定向好，電力供需總體平衡，電力綠色低碳轉型持續推進。
一、2023年全國電力供需情況
（1）用電量和需求
2023年全國全社會用電量為922萬億千瓦時，人均用電量6539千瓦時; 全社會用電量同比增長6%7%，比 2022 年增長 3%1個百分點，國民經濟反彈，帶動用電量增速同比增長。 全社會用電量每個季度同比增長6% 和 100%，同比增長率逐季提公升; 受2022年同期低基數、經濟反彈等因素影響，四季度用電量同比增速明顯提公升，四季度兩年平均增速為68%，接近第三季度的兩年平均增速。
一是第一產業用電量持續快速增長。 2023年第一產業用電量1278億千瓦時，同比增長115%；環比增長2% 和 122%。近年來，電力企業積極為鄉村振興貢獻力量，大力實施農村電網整頓公升級工程，完善農村電力基礎設施，促進農業生產和農村產業電氣化，促進第一產業用電快速增長。 從行業來看，農、漁、牧業年用電量分別同比增長3%。
二是第二產業用電增速逐季提公升。 2023年第二產業用電量為607萬億千瓦時，同比增長65%；環比增長3% 和 94%。2023年製造業用電量同比增長7%4%，分類別劃分，四大高能耗行業年用電量同比增長5%3%，環比增長2% 和 87%，三、四季度同比增速和兩年平均增速均有明顯回公升。 高新技術和裝備製造業年用電量同比增長11%3%，比製造業整體增速水平高出39個百分點，增速領先; 環比增長3% 和 148%。其中，電氣機械裝置製造業用電量增速領先，每季度同比增速均在20%以上，兩年均增速均在內。 消費品製造業年用電量同比增長7%0%，季度用電量同比增長率較一季度下降17%轉為增長7%1%，三、四季度增速進一步上公升至。1%，而每個季度的兩年平均增速也呈現出逐季上公升趨勢，在一定程度上反映了2023年中國終端消費品市場的逐步復甦。 其他製造業年用電量同比增長10%4%，每個季度均同比增長7% 和 122%；其中，石油、煤炭等燃料加工業用電量增速領先，行業各季度同比增長率和兩年平均增速均在10%以上。
三是第三產業用電量恢復快速增長。 2023年第三產業用電量為167萬億千瓦時，同比增長122%。環比增長5% 和 191%；每個季度的兩年平均增長率為3% 和 111%，環比上公升，反映出隨著新冠疫情防控的過渡，服務經濟穩步回公升。 批發零售業、住宿餐飲業、租賃商務服務業、運輸業、倉儲業和郵政業的年用電量增長率為14%至18%，這四個行業在2022年部分時間受到疫情重創，疫情後的復甦趨勢明顯。 電動汽車的快速發展帶動了充換電服務行業，2023年用電量同比增長78%1%。
四是城鄉居民用電量增長緩慢。 2023年城鄉居民國內用電量為135萬億千瓦時，同比增長09%，上年高基數是2023年住宅用電量低增長的重要原因。 每個季度的同比增長率為3%，每個季度的兩年平均增長率為。4% 和 87%。
五是全國31個省份用電量正增長，西部地區用電量增速領先。 2023年，東、中、西、東北地區全社會用電量同比增長1% 和 51%。分省份看，2023年全國31個省份全社會用電量為正，其中海南、內蒙古、寧夏、廣西、青海6個省份同比增速均在10%以上。
（2）電力生產
到2023年底，全國全口徑發電裝機容量將達到29個2億千瓦，同比增長139%；2014年底人均發電裝機容量突破1千瓦後，2023年首次超過2千瓦，達到2千瓦1 kW 人。 2023年，非化石能源發電裝機容量首次超過火電裝機容量，2023年首次超過一類裝機容量的50%，煤電裝機容量佔比首次降至40%以下。 從不同型別投資、發電裝機容量增速和結構變化來看，電力行業綠色低碳轉型趨勢持續推進。
一是電力投資增長較快，非化石能源發電投資佔電力供應投資的百分之九十。 2023年重點調查企業完成的電力投資同比增長20%2%。從型別來看，電源投資同比增長30%1%，其中非化石能源發電投資同比增長315%，佔892%。太陽能發電、風電、核電、火電、水電投資分別同比增長0% 和 137%。電網專案建設投資同比增長5年4%。電網企業進一步加強農村電網整頓公升級和配電網投資建設，11萬伏及以下電網投資佔電網專案總投資比例達到550%。
二是並網太陽能發電新增裝機容量突破2億千瓦，併網風電和太陽能發電規模突破10億千瓦。 2023年，全國新增發電裝機容量為37億千瓦，比去年同期增加1臺7億千瓦; 其中，新增併網太陽能發電容量為22億千瓦，比去年同期增加1臺3億千瓦，佔新增發電總裝機容量的58%5%。到2023年底，全國全口徑發電裝機容量將達到29個2億千瓦，其中15個為非化石能源發電能力7億千瓦，佔2023年首機產能的50%，達到539%。在型別方面，水電 42億千瓦，其中抽水蓄能5094萬千瓦; 核電5691萬千瓦; 併網風電 44億千瓦，其中4個為陸上風電0億千瓦，海上風電3729萬千瓦; 併網太陽能發電 61億千瓦。 全國併網風電和太陽能發電總裝機容量從76億千瓦，不斷突破8億千瓦、9億千瓦、10億千瓦大關，達到105億千瓦，同比增長386%，佔360%，同比增長6%4個百分點。 熱功率 139億千瓦，其中11個是燃煤發電6億千瓦，同比增長34%，佔總發電裝機容量的39%9%，首次跌破40%，同比下降40個百分點。
三是水力發電量同比下降，燃煤發電量仍佔比近60%，充分發揮保供作用。 2023年，全國規模以上電廠發電量為891萬億千瓦時，同比增長52%。全國規模以上電廠水力發電量同比下降5%6%。年初主要水庫蓄水不足，上半年降水量持續偏低，導致上半年規模以上電廠水力發電量同比下降22%9%；隨著下半年降水量好轉和去年同期基數較低，8-12月水力發電量同比轉正。 2023年，全國規模以上電廠火電、核電發電量同比增長6%1% 和 37%。2023年，燃煤發電量將佔總發電量的近60%，煤電仍是我國電力的主要動力來源，有效彌補了水電出力的下滑。
四是火電、核電、風力發電裝置利用小時數同比增長。 2023年，全國6000千瓦及以上電廠發電裝置利用小時數為3592小時，同比減少101小時。 分型別分，水電3133小時，同比減少285小時，其中常規水電3423小時，同比減少278小時; 抽水蓄能發電時數為1,175小時，同比減少6小時。 火電4466小時，同比增長76小時; 其中，燃煤發電4685小時，同比增長92小時。 核電7670小時，同比增長54小時。 風電併網2225小時，同比增長7小時。 太陽能併網發電1286小時，同比減少54小時。
五是區域間、省際輸電快速增長。 2023年，全國新增220kV及以上輸電線路長度381萬公里，比去年同期減少557公里; 新增容量220kV及以上變電站裝置（AC）257億kVA，比去年同期減少354萬kVA; 新的直流轉換器容量為1600萬千瓦。 2023年，全國完成地區輸電8497億度電，同比增長97%；其中，西北地區輸電量3097億度，佔各地區輸電量的36%5%。2023年全國省際輸電量為185萬億千瓦時，同比增長72%。
六是市場交易用電增長迅速。 2023年，全國電力交易中心共組織完成5個67萬億千瓦時，同比增長79%，占全社會用電總量的61%4%，增加06個百分點。 其中，全國電力市場在電力長期直接交易中占有一席之地 443萬億千瓦時，同比增長7%。
（3）全國電力供需情況
2023年電力系統安全穩定執行，全國供需整體平衡，保障電力供應取得良好效果。 年初，由於乾水、動力煤短缺、電負荷增長等因素疊加，雲南、貴州、蒙西等少數省級電網部分時期電力供需形勢相對緊張。 夏季，相關部門和電力公司提前做好了充分準備，實現了夏季高峰期全國電力供需形勢總體平衡，省級電網未採取有序用電措施，創造了近年來夏季電力供應高峰的最佳效果。 冬季，12月多地出現大範圍強寒潮、大雨大雪天氣，電力行業企業全力應對雨雪冰雪，全國近十個省級電網供需形勢緊張，部分省級電網通過需求側響應等措施保障電力系統安全穩定執行。
2. 2024年全國電力供需情況**。
a） 耗電量**
預計2024年該國的電力消費量將穩步增長。 考慮到巨集觀經濟和終端能源電氣化等因素，根據不同方法對全社會用電量的影響，預計2024年全社會用電量為98萬億千瓦時，比2023年增長約6%。 預計到2024年，該國最大用電負荷為145億千瓦，比2023年增加約1億千瓦。
（2） 電力***
預計2024年新增發電裝機容量將超過3億千瓦，新能源發電累計裝機容量將首次超過煤電裝機容量。 在新能源發電持續快速發展的推動下，預計2024年全國新增發電裝機容量將再次突破3億千瓦，新規模與2023年基本持平。 到2024年底，全國發電裝機容量有望達到32個5億千瓦，同比增長約12%。 熱功率 146億千瓦，其中燃煤發電約12億千瓦，佔最大機組的37%。 非化石能源發電總裝機容量為186億千瓦，約佔第一機的57%; 其中，5.併網風電3億千瓦，併網太陽能發電 78億千瓦，併網風電和太陽能發電總裝機容量將超過煤電裝機容量，佔第一裝機容量的40%左右，部分地區新能源消費壓力凸顯。
（3）電力供需情況**
預計2024年夏冬季高峰期全國電力供需形勢將緊緊平衡。 電力**與需求，以及氣候不確定性等因素交織在一起，給電力供需形勢帶來不確定性。 考慮到用電需求增長和電源投產，預計2024年全國電力供需形勢將保持緊密平衡。 在夏季高峰和冬季高峰期間，在充分考慮省際、跨區域電力互助的前提下，華北、華東、華中、西南、華南等地區的部分省級電網緊張，部分時間段需要落實需求側響應等措施。
三、相關建議
2024年，我國巨集觀經濟和電力消費將保持穩定增長，電力供應壓力將上公升。 為做好今年春季及後續的電力供應保障工作，全力保障大電網安全穩定，守住民生用電底線，促進經濟社會高質量發展，結合電力供需形勢和行業發展趨勢，現提出以下建議：
（一）紮實做好電力安全工作
一是搞好一次能源跟蹤監測、負荷預警和災害應急機制建設。 加強對來水、風、光的跟蹤監測，提高預報精度; 加強對煤炭、油氣等能源供應、消費和儲存的監測; 滾動進行用電負荷**和預警。 建立健全電力氣象災害監測系統，完善微氣象、結冰等監測裝置部署，加強極端天氣對電網影響的研究預警。 進一步強化民生應急機制，提高災害應對能力。 加大重點區域應急裝備配置力度，保障系統安全執行，提高極端條件下民生供電能力。
二是做好源網的規劃建設。 分析輸受電不同區域網源投資的合理比例，整體推進電網供電建設，避免網源建設不協調造成大規模棄能。 強化電網抗自然災害薄弱環節，提高電網裝置防災能力。 結合新能源汽車充電樁建設，開展城市配電網擴充改造公升級，大力推進智慧型有序充電設施建設改造。 加快農村電網整頓公升級，支援農村可再生能源發展。
三是提高供電能力。 繼續貫徹煤炭供應政策，加大煤炭先進產能釋放力度，夯實電力供應基礎; 保持煤炭進口政策的穩定性，給予用煤企業穩定、長遠的政策預期; 引導動力煤**穩定在合理範圍內。 推動計畫供電按時投產，同時做好併網服務，確保常規供電應當組合，加強機組運維，嚴格管理計畫外停電和輸出受阻，挖掘機組峰值潛力。
第四，挖掘傳輸通道的容量。 加強省際、區域間電力盈餘和短缺互助，優化省際電力配置機制，做好中長期銜接、現時應急排程。 充分利用省際、跨區域的傳輸渠道，實現資源互補、時空互助、市場互利共贏。 充分發揮配套電源的調節能力，讓配套電源的剩餘容量在更大範圍內以市場化為導向。
五是擴大需求側響應覆蓋面。 按照“誰承擔誰受益”的原則，拓寬資金渠道，優化調整市場份額成本、運營成本等相關政策措施，形成合理的市場化需求響應補償機制。 進一步完善電價體系，細化高峰谷電價時段，在較小時間尺度上調分時電價，引導和激發使用者非高峰用電積極性。 適當降低負載聚合器的入門門檻。
（二）加快建立健全市場化電價體系
一是實施煤電“兩部制”電價政策。 建議各省盡快出台煤電容量和電價實施細則，穩定燃煤電企業固定成本預期，促進對燃煤機組的必要投資和改造。 加強各地燃煤電價政策執行情況監督，及時糾正以降價為目的的專項交易，避免無理干擾。建立健全省際、區域間產能共享機制，促進省際、跨區域中長期交易的簽約和履行，保障電力市場基本要素。 加強國家層面熱電價調整指導，考慮優化供熱機組容量成本機制，研究熱工條件下供熱機組靈活調節能力與燃煤電容量價格機制的合理聯絡。 研究推動盡快出台新的儲能容量電價政策。
二是加快完善新能源參與市場交易機制。 增加新能源發電調整合約的機會，縮短交易週期，增加交易頻次。 允許不同電源品種之間的市場合約自由轉讓，增加市場合約的流動性。 新能源優先發電計畫要轉換為一流的授權合同機制，確保新能源企業的合理收益。 各地將結合實際情況，對使用者峰谷電價進行調整，中午挖掘用電需求。
三是加快建設綠色電力市場。 加快出台綠證交易方式和實施細則，豐富綠證應用場景。 逐步將分布式發電、生物質發電等形式的可再生能源納入綠色電力體系，進一步擴大綠色電力規模。 加快培育綠色用電市場，體現新能源的綠色環保價值，提高新能源市場參與經濟性。完善綠色證書交易機制，暢通綠色電力和綠色證書購買渠道，落實全社會共同推動能源轉型的責任。
（三）加快建設新型電力系統
一是加強新型電力系統的頂層設計。 堅持系統理念，加強新型電力系統源、網、荷、儲統規劃建設。 統籌優化電力系統發展規劃，加強電力規劃與其他專項規劃的引導和銜接。完善新型電力體系建設相關配套政策，從市場機制建設、技術創新、示範推廣等多方面協同推進。
二是整體推進新能源基地建設。 加強新能源基地同步規劃、設計、運營，配套電源和輸電通道，確保大型基地如期投產，積極推進綠色清潔用電。 加強地方政府解決非技術成本上公升問題的指導，加大對土地、配套產業等限制性政策的監管力度，保障大型基地開發企業的合理權益和利益。 在辦理大基地建設手續、林用、草用、用水等手續上開通綠色通道，滿足大基地建設進度要求。 綜合考慮各地區資源稟賦、調控能力、電網建設等因素，制定合理、差異化的新能源利用目標。
三是提高電力系統整體的調節能力。 加大政策支援力度，持續推進煤電建設和配套監管煤電建設，提公升電力系統應急保障和調峰能力。 提高峰谷電價，積極推動完善新型儲能參與市場機制，充分發揮儲能調控作用。 加快抽水蓄能電站建設改造，推動已開工專案早日投產、早日發揮作用; 因地制宜建設中小型抽水蓄能電站。 加快建立抽水蓄能電站自主市場支配地位，促進電站平等參與中長期電力市場、現貨市場及配套服務市場交易。充分發揮流域水電集群效益，實現水電與新能源互補執行。 推動多元化儲能技術研發應用，優化儲能布局場景，推動自主儲能發揮監管作用。
四是推進電力領域科技創新。 加強新型電力系統基礎理論研究，推動能源電力技術研發應用向數位化、智慧型化、綠色化轉變。 深入研究適應大規模、高比例新能源友好型並網電網的先進電網、儲能等新型電力系統支撐技術，開展高比重新能源、高比重電力電子裝置併網穩穩執行控制技術研究。 鼓勵電力企業圍繞技術創新鏈開展產學研強強聯合、深度合作，聚焦關鍵核心技術突破。加大對新技術應用示範的支援力度，加快新型電力系統、儲能、氫能、CCUS等標準體系的研究，在標準方面發揮主導作用。
注：1香港特別行政區、澳門特別行政區和台灣省不包括在統計數字中。 由於四捨五入，某些資料可能與小計不同。
2.兩年平均增長率基於2021年同期，採用幾何平均法計算。
3.規模以上電廠發電統計範圍為年主營業務收入2000萬元及以上電廠發電量，資料在國家統計局為**。
4.四大高能產業包括：化工原料和化工產品製造、非金屬礦產品、黑色金屬冶煉和壓延加工業、有色金屬冶煉和壓延加工業。
5.高新技術裝備製造業包括醫藥製造、金屬製品製造、通用裝備製造、特種裝置製造、汽車製造、鐵路、船舶製造、航空航天等交通裝備製造、電氣機械裝置製造、計算機通訊等電子裝置製造、儀器儀表製造等九個行業。
6.消費品製造業包括12個行業：農副食品加工業、食品製造業、酒類飲料及精製茶製造業、菸草製品業、紡織業、紡織服裝業、皮革及毛皮、羽毛及其製品及鞋業、木材加工及木材、竹藤、棕櫚草製品、家具製造業、 紙及紙製品行業、印刷和記錄媒體複製行業、文教、美術、體育、娛樂用品製造業。
7.其他製造業屬於製造業用電分類的31個行業之列，除四大高能產業外，還有高新技術和裝備製造業、消費品行業，其他行業包括：石油、煤炭等燃料加工業、化纖製造業、橡塑製品業、其他製造業、 廢棄物資源綜合利用行業、金屬製品機械裝置維修行業6個行業。
8.東部地區包括北京、天津、河北、上海、江蘇、浙江、福建、山東、廣東、海南等10個省（市）; 中部地區包括山西、安徽、江西、河南、湖北、湖南6個省; 西部地區包括內蒙古、廣西、重慶、四川、貴州、雲南、陝西、甘肅、青海、寧夏、新疆等12個省（市、自治區）; 東北地區包括遼寧、吉林和黑龍江三個省份。 （**中國電力企業聯合會）。