1月30日，中国电力企业联合会召开新闻发布会，电力企业联合会发言人兼秘书长郝英杰发布《2023-2024年全国电力供需形势分析报告》。
报告指出，2023年全国全社会用电量为922万亿千瓦时，人均用电量6539千瓦时; 全社会用电量同比增长6%7%，比 2022 年增长 3%1个百分点，国民经济反弹，带动用电量增速同比增长。
在发电量方面，到2023年底，全国全口径发电装机容量将达到292亿千瓦，同比增长139%；2014年底人均发电装机容量突破1千瓦后，2023年首次超过2千瓦，达到2千瓦1 kW 人。 2023年，非化石能源发电装机容量首次超过火电装机容量，2023年首次超过一类装机容量的50%，煤电装机容量占比首次降至40%以下。
根据该报告，到2024年底，该国的发电装机容量预计将达到325亿千瓦，同比增长约12%，2024年新增发电量将再次突破3亿千瓦，其中新能源发电装机容量将再次超过2亿千瓦。 在新能源发电持续快速发展的带动下，预计到2024年底，我国新能源发电累计装机容量将达到13亿千瓦左右，占最大装机容量的40%左右，首次超过煤电装机容量。
考虑到宏观经济和能源电气化等因素，预计2024年全社会用电量为98万亿千瓦时，比2023年增长约6%。 预计到2024年，该国最大用电负荷为145亿千瓦，比2023年增加约1亿千瓦。
20余人、新华社、中央电视台等20余人参加了新闻发布会。
报告全文如下：
2023-2024年全国电力供需形势分析报告**报告
2023年，电力行业将以新时代中国特色社会主义思想为导向，认真贯彻落实总书记关于能源电力的重要讲话和重要指示精神，以及“四革命、一次合作”的能源安全新战略，实施最佳决策部署， 发扬电力精神，经受住了上半年持续干旱、夏季多轮高温、冬季大范围极寒的考验，为经济社会发展和人民人民美好生活提供了强有力的动力保障。电力安全稳定，用电稳定向好，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
（1）用电量和需求
2023年全国全社会用电量为922万亿千瓦时，人均用电量6539千瓦时; 全社会用电量同比增长6%7%，比 2022 年增长 3%1个百分点，国民经济反弹，带动用电量增速同比增长。 全社会用电量每个季度同比增长6% 和 100%，同比增长率逐季提升; 受2022年同期低基数、经济反弹等因素影响，四季度用电量同比增速明显提升，四季度两年平均增速为68%，接近第三季度的两年平均增速。
一是第一产业用电量持续快速增长。 2023年第一产业用电量1278亿千瓦时，同比增长115%；环比增长2% 和 122%。近年来，电力企业积极为乡村振兴贡献力量，大力实施农村电网整顿升级工程，完善农村电力基础设施，促进农业生产和农村产业电气化，促进第一产业用电快速增长。 从行业来看，农、渔、牧业年用电量分别同比增长3%。
二是第二产业用电增速逐季提升。 2023年第二产业用电量为607万亿千瓦时，同比增长65%；环比增长3% 和 94%。2023年制造业用电量同比增长7%4%，分类别划分，四大高能耗行业年用电量同比增长5%3%，环比增长2% 和 87%，三、四季度同比增速和两年平均增速均有明显回升。 高新技术和装备制造业年用电量同比增长11%3%，比制造业整体增速水平高出39个百分点，增速领先; 环比增长3% 和 148%。其中，电气机械设备制造业用电量增速领先，每季度同比增速均在20%以上，两年均增速均在内。 消费品制造业年用电量同比增长7%0%，季度用电量同比增长率较一季度下降17%转为增长7%1%，三、四季度增速进一步上升至。1%，而每个季度的两年平均增速也呈现出逐季上升趋势，在一定程度上反映了2023年中国终端消费品市场的逐步复苏。 其他制造业年用电量同比增长10%4%，每个季度均同比增长7% 和 122%；其中，石油、煤炭等燃料加工业用电量增速领先，行业各季度同比增长率和两年平均增速均在10%以上。
三是第三产业用电量恢复快速增长。 2023年第三产业用电量为167万亿千瓦时，同比增长122%。环比增长5% 和 191%；每个季度的两年平均增长率为3% 和 111%，环比上升，反映出随着新冠疫情防控的过渡，服务经济稳步回升。 批发零售业、住宿餐饮业、租赁商务服务业、运输业、仓储业和邮政业的年用电量增长率为14%至18%，这四个行业在2022年部分时间受到疫情重创，疫情后的复苏趋势明显。 电动汽车的快速发展带动了充换电服务行业，2023年用电量同比增长78%1%。
四是城乡居民用电量增长缓慢。 2023年城乡居民国内用电量为135万亿千瓦时，同比增长09%，上年高基数是2023年住宅用电量低增长的重要原因。 每个季度的同比增长率为3%，每个季度的两年平均增长率为。4% 和 87%。
五是全国31个省份用电量正增长，西部地区用电量增速领先。 2023年，东、中、西、东北地区全社会用电量同比增长1% 和 51%。分省份看，2023年全国31个省份全社会用电量为正，其中海南、内蒙古、宁夏、广西、青海6个省份同比增速均在10%以上。
（2）电力生产
到2023年底，全国全口径发电装机容量将达到29个2亿千瓦，同比增长139%；2014年底人均发电装机容量突破1千瓦后，2023年首次超过2千瓦，达到2千瓦1 kW 人。 2023年，非化石能源发电装机容量首次超过火电装机容量，2023年首次超过一类装机容量的50%，煤电装机容量占比首次降至40%以下。 从不同类型投资、发电装机容量增速和结构变化来看，电力行业绿色低碳转型趋势持续推进。
一是电力投资增长较快，非化石能源发电投资占电力供应投资的百分之九十。 2023年重点调查企业完成的电力投资同比增长20%2%。从类型来看，电源投资同比增长30%1%，其中非化石能源发电投资同比增长315%，占892%。太阳能发电、风电、核电、火电、水电投资分别同比增长0% 和 137%。电网项目建设投资同比增长5年4%。电网企业进一步加强农村电网整顿升级和配电网投资建设，11万伏及以下电网投资占电网项目总投资比例达到550%。
二是并网太阳能发电新增装机容量突破2亿千瓦，并网风电和太阳能发电规模突破10亿千瓦。 2023年，全国新增发电装机容量为37亿千瓦，比去年同期增加1台7亿千瓦; 其中，新增并网太阳能发电容量为22亿千瓦，比去年同期增加1台3亿千瓦，占新增发电总装机容量的58%5%。到2023年底，全国全口径发电装机容量将达到29个2亿千瓦，其中15个为非化石能源发电能力7亿千瓦，占2023年首机产能的50%，达到539%。在类型方面，水电 42亿千瓦，其中抽水蓄能5094万千瓦; 核电5691万千瓦; 并网风电 44亿千瓦，其中4个为陆上风电0亿千瓦，海上风电3729万千瓦; 并网太阳能发电 61亿千瓦。 全国并网风电和太阳能发电总装机容量从76亿千瓦，不断突破8亿千瓦、9亿千瓦、10亿千瓦大关，达到105亿千瓦，同比增长386%，占360%，同比增长6%4个百分点。 热功率 139亿千瓦，其中11个是燃煤发电6亿千瓦，同比增长34%，占总发电装机容量的39%9%，首次跌破40%，同比下降40个百分点。
三是水力发电量同比下降，燃煤发电量仍占比近60%，充分发挥保供作用。 2023年，全国规模以上电厂发电量为891万亿千瓦时，同比增长52%。全国规模以上电厂水力发电量同比下降5%6%。年初主要水库蓄水不足，上半年降水量持续偏低，导致上半年规模以上电厂水力发电量同比下降22%9%；随着下半年降水量好转和去年同期基数较低，8-12月水力发电量同比转正。 2023年，全国规模以上电厂火电、核电发电量同比增长6%1% 和 37%。2023年，燃煤发电量将占总发电量的近60%，煤电仍是我国电力的主要动力来源，有效弥补了水电出力的下滑。
四是火电、核电、风力发电设备利用小时数同比增长。 2023年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时数为3592小时，同比减少101小时。 分类型分，水电3133小时，同比减少285小时，其中常规水电3423小时，同比减少278小时; 抽水蓄能发电时数为1,175小时，同比减少6小时。 火电4466小时，同比增长76小时; 其中，燃煤发电4685小时，同比增长92小时。 核电7670小时，同比增长54小时。 风电并网2225小时，同比增长7小时。 太阳能并网发电1286小时，同比减少54小时。
五是区域间、省际输电快速增长。 2023年，全国新增220kV及以上输电线路长度381万公里，比去年同期减少557公里; 新增容量220kV及以上变电站设备（AC）257亿kVA，比去年同期减少354万kVA; 新的直流转换器容量为1600万千瓦。 2023年，全国完成地区输电8497亿度电，同比增长97%；其中，西北地区输电量3097亿度，占各地区输电量的36%5%。2023年全国省际输电量为185万亿千瓦时，同比增长72%。
六是市场交易用电增长迅速。 2023年，全国电力交易中心共组织完成5个67万亿千瓦时，同比增长79%，占全社会用电总量的61%4%，增加06个百分点。 其中，全国电力市场在电力长期直接交易中占有一席之地 443万亿千瓦时，同比增长7%。
（3）全国电力供需情况
2023年电力系统安全稳定运行，全国供需整体平衡，保障电力供应取得良好效果。 年初，由于干水、动力煤短缺、电负荷增长等因素叠加，云南、贵州、蒙西等少数省级电网部分时期电力供需形势相对紧张。 夏季，相关部门和电力公司提前做好了充分准备，实现了夏季高峰期全国电力供需形势总体平衡，省级电网未采取有序用电措施，创造了近年来夏季电力供应高峰的最佳效果。 冬季，12月多地出现大范围强寒潮、大雨大雪天气，电力行业企业全力应对雨雪冰雪，全国近十个省级电网供需形势紧张，部分省级电网通过需求侧响应等措施保障电力系统安全稳定运行。
2. 2024年全国电力供需情况**。
a） 耗电量**
预计2024年该国的电力消费量将稳步增长。 考虑到宏观经济和终端能源电气化等因素，根据不同方法对全社会用电量的影响，预计2024年全社会用电量为98万亿千瓦时，比2023年增长约6%。 预计到2024年，该国最大用电负荷为145亿千瓦，比2023年增加约1亿千瓦。
（2） 电力***
预计2024年新增发电装机容量将超过3亿千瓦，新能源发电累计装机容量将首次超过煤电装机容量。 在新能源发电持续快速发展的推动下，预计2024年全国新增发电装机容量将再次突破3亿千瓦，新规模与2023年基本持平。 到2024年底，全国发电装机容量有望达到32个5亿千瓦，同比增长约12%。 热功率 146亿千瓦，其中燃煤发电约12亿千瓦，占最大机组的37%。 非化石能源发电总装机容量为186亿千瓦，约占第一机的57%; 其中，5.并网风电3亿千瓦，并网太阳能发电 78亿千瓦，并网风电和太阳能发电总装机容量将超过煤电装机容量，占第一装机容量的40%左右，部分地区新能源消费压力凸显。
（3）电力供需情况**
预计2024年夏冬季高峰期全国电力供需形势将紧紧平衡。 电力**与需求，以及气候不确定性等因素交织在一起，给电力供需形势带来不确定性。 考虑到用电需求增长和电源投产，预计2024年全国电力供需形势将保持紧密平衡。 在夏季高峰和冬季高峰期间，在充分考虑省际、跨区域电力互助的前提下，华北、华东、华中、西南、华南等地区的部分省级电网紧张，部分时间段需要落实需求侧响应等措施。
三、相关建议
2024年，我国宏观经济和电力消费将保持稳定增长，电力供应压力将上升。 为做好今年春季及后续的电力供应保障工作，全力保障大电网安全稳定，守住民生用电底线，促进经济社会高质量发展，结合电力供需形势和行业发展趋势，现提出以下建议：
（一）扎实做好电力安全工作
一是搞好一次能源跟踪监测、负荷预警和灾害应急机制建设。 加强对来水、风、光的跟踪监测，提高预报精度; 加强对煤炭、油气等能源供应、消费和储存的监测; 滚动进行用电负荷**和预警。 建立健全电力气象灾害监测系统，完善微气象、结冰等监测装置部署，加强极端天气对电网影响的研究预警。 进一步强化民生应急机制，提高灾害应对能力。 加大重点区域应急装备配置力度，保障系统安全运行，提高极端条件下民生供电能力。
二是做好源网的规划建设。 分析输受电不同区域网源投资的合理比例，整体推进电网供电建设，避免网源建设不协调造成大规模弃能。 强化电网抗自然灾害薄弱环节，提高电网设备防灾能力。 结合新能源汽车充电桩建设，开展城市配电网扩充改造升级，大力推进智能有序充电设施建设改造。 加快农村电网整顿升级，支持农村可再生能源发展。
三是提高供电能力。 继续贯彻煤炭供应政策，加大煤炭先进产能释放力度，夯实电力供应基础; 保持煤炭进口政策的稳定性，给予用煤企业稳定、长远的政策预期; 引导动力煤**稳定在合理范围内。 推动计划供电按时投产，同时做好并网服务，确保常规供电应当组合，加强机组运维，严格管理计划外停电和输出受阻，挖掘机组峰值潜力。
第四，挖掘传输通道的容量。 加强省际、区域间电力盈余和短缺互助，优化省际电力配置机制，做好中长期衔接、现时应急调度。 充分利用省际、跨区域的传输渠道，实现资源互补、时空互助、市场互利共赢。 充分发挥配套电源的调节能力，让配套电源的剩余容量在更大范围内以市场化为导向。
五是扩大需求侧响应覆盖面。 按照“谁承担谁受益”的原则，拓宽资金渠道，优化调整市场份额成本、运营成本等相关政策措施，形成合理的市场化需求响应补偿机制。 进一步完善电价体系，细化高峰谷电价时段，在较小时间尺度上调分时电价，引导和激发用户非高峰用电积极性。 适当降低负载聚合器的入门门槛。
（二）加快建立健全市场化电价体系
一是实施煤电“两部制”电价政策。 建议各省尽快出台煤电容量和电价实施细则，稳定燃煤电企业固定成本预期，促进对燃煤机组的必要投资和改造。 加强各地燃煤电价政策执行情况监督，及时纠正以降价为目的的专项交易，避免无理干扰。建立健全省际、区域间产能共享机制，促进省际、跨区域中长期交易的签约和履行，保障电力市场基本要素。 加强国家层面热电价调整指导，考虑优化供热机组容量成本机制，研究热工条件下供热机组灵活调节能力与燃煤电容量价格机制的合理联系。 研究推动尽快出台新的储能容量电价政策。
二是加快完善新能源参与市场交易机制。 增加新能源发电调整合约的机会，缩短交易周期，增加交易频次。 允许不同电源品种之间的市场合约自由转让，增加市场合约的流动性。 新能源优先发电计划要转换为一流的授权合同机制，确保新能源企业的合理收益。 各地将结合实际情况，对用户峰谷电价进行调整，中午挖掘用电需求。
三是加快建设绿色电力市场。 加快出台绿证交易方式和实施细则，丰富绿证应用场景。 逐步将分布式发电、生物质发电等形式的可再生能源纳入绿色电力体系，进一步扩大绿色电力规模。 加快培育绿色用电市场，体现新能源的绿色环保价值，提高新能源市场参与经济性。完善绿色证书交易机制，畅通绿色电力和绿色证书购买渠道，落实全社会共同推动能源转型的责任。
（三）加快建设新型电力系统
一是加强新型电力系统的顶层设计。 坚持系统理念，加强新型电力系统源、网、荷、储统规划建设。 统筹优化电力系统发展规划，加强电力规划与其他专项规划的引导和衔接。完善新型电力体系建设相关配套政策，从市场机制建设、技术创新、示范推广等多方面协同推进。
二是整体推进新能源基地建设。 加强新能源基地同步规划、设计、运营，配套电源和输电通道，确保大型基地如期投产，积极推进绿色清洁用电。 加强地方政府解决非技术成本上升问题的指导，加大对土地、配套产业等限制性政策的监管力度，保障大型基地开发企业的合理权益和利益。 在办理大基地建设手续、林用、草用、用水等手续上开通绿色通道，满足大基地建设进度要求。 综合考虑各地区资源禀赋、调控能力、电网建设等因素，制定合理、差异化的新能源利用目标。
三是提高电力系统整体的调节能力。 加大政策支持力度，持续推进煤电建设和配套监管煤电建设，提升电力系统应急保障和调峰能力。 提高峰谷电价，积极推动完善新型储能参与市场机制，充分发挥储能调控作用。 加快抽水蓄能电站建设改造，推动已开工项目早日投产、早日发挥作用; 因地制宜建设中小型抽水蓄能电站。 加快建立抽水蓄能电站自主市场支配地位，促进电站平等参与中长期电力市场、现货市场及配套服务市场交易。充分发挥流域水电集群效益，实现水电与新能源互补运行。 推动多元化储能技术研发应用，优化储能布局场景，推动自主储能发挥监管作用。
四是推进电力领域科技创新。 加强新型电力系统基础理论研究，推动能源电力技术研发应用向数字化、智能化、绿色化转变。 深入研究适应大规模、高比例新能源友好型并网电网的先进电网、储能等新型电力系统支撑技术，开展高比重新能源、高比重电力电子设备并网稳稳运行控制技术研究。 鼓励电力企业围绕技术创新链开展产学研强强联合、深度合作，聚焦关键核心技术突破。加大对新技术应用示范的支持力度，加快新型电力系统、储能、氢能、CCUS等标准体系的研究，在标准方面发挥主导作用。
注：1香港特别行政区、澳门特别行政区和台湾省不包括在统计数字中。 由于四舍五入，某些数据可能与小计不同。
2.两年平均增长率基于2021年同期，采用几何平均法计算。
3.规模以上电厂发电统计范围为年主营业务收入2000万元及以上电厂发电量，数据在国家统计局为**。
4.四大高能产业包括：化工原料和化工产品制造、非金属矿产品、黑色金属冶炼和压延加工业、有色金属冶炼和压延加工业。
5.高新技术装备制造业包括医药制造、金属制品制造、通用装备制造、特种设备制造、汽车制造、铁路、船舶制造、航空航天等交通装备制造、电气机械设备制造、计算机通信等电子设备制造、仪器仪表制造等九个行业。
6.消费品制造业包括12个行业：农副食品加工业、食品制造业、酒类饮料及精制茶制造业、烟草制品业、纺织业、纺织服装业、皮革及毛皮、羽毛及其制品及鞋业、木材加工及木材、竹藤、棕榈草制品、家具制造业、 纸及纸制品行业、印刷和记录媒体复制行业、文教、美术、体育、娱乐用品制造业。
7.其他制造业属于制造业用电分类的31个行业之列，除四大高能产业外，还有高新技术和装备制造业、消费品行业，其他行业包括：石油、煤炭等燃料加工业、化纤制造业、橡塑制品业、其他制造业、 废弃物资源综合利用行业、金属制品机械设备维修行业6个行业。
8.东部地区包括北京、天津、河北、上海、江苏、浙江、福建、山东、广东、海南等10个省（市）; 中部地区包括山西、安徽、江西、河南、湖北、湖南6个省; 西部地区包括内蒙古、广西、重庆、四川、贵州、云南、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆等12个省（市、自治区）; 东北地区包括辽宁、吉林和黑龙江三个省份。 （**中国电力企业联合会）。