2023年电力行业发展现状及2024年发展趋势
思瀚产业研究院    2024-07-24

电力行业是关系国计民生的支柱性产业，电力行业的发展与宏观经济走势息息相关。近十年来，中国经济以出口及投资为引擎快速发展，工业增加值尤其是重工业保持较快增长，从而造就了旺盛的电力需求。

1、电力行业发展现状

（1）全国发电设备装机容量情况

截至 2021 年 12 月 31 日、2022 年 12 月 31 日和 2023 年 12 月 31 日，我国发电设备装机容量分别为 237,692 万千瓦、256,405 万千瓦和 291,965 万千瓦，同比增长率分别为 7.94%、7.87%和 13.87%，装机容量逐年上升。

截至 2021 年 12 月 31 日、2022 年 12 月 31 日和 2023 年 12 月 31 日，我国火电设备装机容量分别为 129,678 万千瓦、133,239 万千瓦和 139,032 万千瓦，同比增长率分别为 4.06%、2.75%和 4.35%。相比较于其他类型发电设备，火电发电设备的装机容量较大，但占比逐年降低。

总体来看，我国的发电设备装机容量一直处于较高的增长水平，产能储备较足。截至 2023 年底，全国全口径发电装机容量 29.20 亿千瓦，同比增长 13.87%。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成效显著。近几年，随着全社会用电需求增速放缓，发电设备装机容量的高速增长将会使供过于求的状况持续下去。

（2）全国发电设备平均利用小时数情况

2021-2023 年度，我国发电设备平均利用小时数分别为 3,817 小时、3,687 小时和 3,592 小时，同比增长率分别为、1.57%、-3.41%和-2.58%，2022 年度及 2023年度发电设备平均利用小时数呈负增长趋势，发电效率有所降低。

（3）全国电力供给情况

2021-2023 年度，我国发电量合计分别为 83,959 亿千瓦时、83,886 亿千瓦时和 89,091 亿千瓦时，同比增长率分别为 10.09%、-0.09%和 6.20%。近几年我国电力供应呈现不断增长的趋势；同时，与电力消费需求相比，电力供给相对过剩。

2021-2023 年度，我国火电发电量分别为 56,655 亿千瓦时、58,531 亿千瓦时和 62,318 亿千瓦时，同比增长率分别为 9.44%、3.31%和 6.47%。总体来看，全国发电量仍以火电为主，但火电占比呈逐年下降趋势，清洁能源占比逐年上升，全国电力生产结构正逐步改善。

（4）全国电力消费情况

2021-2023 年度，我国全社会用电量分别为 83,313 亿千瓦时、86,372 亿千瓦时和 92,241 亿千瓦时，同比增长率分别为 10.92%、3.67%和 6.80%。2023 年度，国民经济回升向好拉动电力消费增速同比提高。

（5）电力价格及政策变动

电力行业作为国民经济的支柱性产业，其价格主要由国家及地方发展改革委员会等主管部门根据国民经济的运行状况、发电企业上下游供需状况等因素进行调整确定。2015 年以来，国家发改委对水电、火电以及新能源发电等价格均进行过一定调整，具体发布的相关电价调整文件如下：

2015 年 5 月 5 日，国家发改委发布《国家发展改革委关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》（发改价格[2015]962 号），为了完善电价形成机制，推进跨省跨区电力市场化交易，促进电力资源在更大范围优化配置，决定跨省跨区送电由送电、受电市场主体双方在自愿平等基础上，在贯彻落实国

家能源战略的前提下，按照“风险共担、利益共享”原则协商或通过市场化交易方式确定送受电量及价格，并建立相应的价格调整机制；国家鼓励通过招标等竞争方式确定新建跨省跨区送电项目业主和电价；鼓励送受电双方建立长期、稳定的电量交易和价格调整机制，并以中长期合同形式予以明确。部分跨省跨区送电价格协调结果如下：向家坝、溪洛渡和锦屏一级、锦屏二级、官地梯级水电站送电到上海、江苏、浙江、广东落地价格按落地省燃煤发电标杆电价提高或降低标准（不含环保电价标准调整）同步调整。

2015 年 12 月 2 日，国家发改委、环境保护部、国家能源局发布《国家发展改革委、环境保护部、国家能源局关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知》（发改价格[2015]2835 号），为鼓励引导超低排放，对经所在地省级环保部门验收合格并符合上述超低限值要求的燃煤发电企业给予适当的上网电价支持。

其中，对 2016 年 1 月 1 日以前已经并网运行的现役机组，对其统购上网电量加价每千瓦时 1 分钱；对 2016 年 1 月 1 日之后并网运行的新建机组，对其统购上网电量加价每千瓦时 0.5 分钱。

2015 年 12 月 22 日，国家发改委发布《国家发展改革委关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》（发改价格[2015]3044 号），决定实行陆上风电、光伏发电（光伏电站，下同）上网标杆电价随发展规模逐步降低的价格政策。为使投资预期明确，陆上风电一并确定 2016 年和 2018 年标杆电价；光伏发电先确定 2016 年标杆电价，2017 年以后的价格另行制定。

2016 年 12 月 26 日，国家发改委发布《国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格[2016]2729 号），为了促进光伏发电和风力发电产业健康有序发展，决定调整新能源标杆上网电价政策。具体包括：

根据当前新能源产业技术进步和成本降低情况，降低 2017 年 1 月 1 日之后新建光伏发电和 2018 年 1 月 1 日之后新核准建设的陆上风电标杆上网电价；对非招标的海上风电项目，区分近海风电和潮间带风电两种类型确定上网电价；鼓励通过招标等市场化方式确定新能源电价。

2017 年 12 月 19 日，国家发改委发布《国家发展改革委关于 2018 年光伏发电项目价格政策的通知》（发改价格规[2017]2196 号），为引导新能源投资，促进光伏发电产业健康有序发展，决定调整 2018 年光伏发电标杆上网电价政策，具体通知如下：降低 2018 年 1 月 1 日之后投运的光伏电站标杆上网电价，Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区标杆上网电价分别调整为每千瓦时 0.55 元、0.65 元、0.75 元（含税）；

2018 年 1 月 1 日以后开始投运的、采用“自发自用、余量上网”模式的分布式光伏发电项目，全电量度用电补贴标准降低 0.05 元，变为每千瓦时 0.37元（含税）；村级光伏扶贫电站（0.5 兆瓦及以下），补贴标准保持不变；各新能源发电企业和电网企业需真实完整的记录和保存相关发电项目的上网交易电量、价格和补贴金额等资料，并于每月 10 日前将相关数据报送至国家可再生能源信息管理中心。

2021 年，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439 号），要求有序放开全部燃煤发电电量上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围至 20%，燃煤机组全电量进入市场；推动工商业用户都进入市场，取消工商业目录销售电价，暂未进入市场交易的用户由电网企业代理购电。覆盖中长期、现货、辅助服务交易的市场体系逐步完善，电力市场交易规模持续扩大，市场竞争进一步加剧。

2022 年 1 月 21 日，国家发展改革委、国家能源局正式印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118 号），作为未来十年指导电力市场建设的纲领性政策文件。文件提出，到 2025 年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。

到 2030 年，全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。

2023 年 11 月，国家发展改革委、国家能源局正式印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，为适应煤电功能加快转型需要，将现行煤电单一制电价调整为两部制电价，其中电量电价通过市场化方式形成，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况；容量电价水平根据转型进度等实际情况合理确定并逐步调整，充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值，确保煤电行业持续健康运行。

电力体制改革的主要内容是深化改革坚持市场化方向，以建立健全电力市场机制为主要目标，推动市场主体直接交易，充分发挥市场在资源配置当中的基础性作用。

2、电力行业发展趋势

（1）2023 年全国电力供需形势预测

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。

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，同比增长 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。

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。

（2）“十四五”电力行业格局和趋势

1）绿色低碳发展大势所趋。随着实现《巴黎协定》承诺、“3060”碳达峰、碳中和步伐的加快，我国能源电力行业在能源转型与能源革命的大背景下将完成深度重构与蜕变，对于绿色低碳的要求达到前所未有的高度。

2）电力体制改革将触及更多深层次问题。打破省际壁垒、健全交易体系、发挥市场作用、促进清洁能源消纳、培育多元主体、提升监管能力、逐步放开经营性发用电计划等将成为推动电力体制改革再深入的关键性抓手。

3）供需总体平衡，局部调峰承压。预计“十四五”期间电力需求将保持 5%以上的增速，供需形势总体宽松，较为平衡。同时，随着可再生能源发电比例的不断提高，长时间跨度的调峰压力也将与日俱增，储能在未来能源系统中的作用不断显现。

4）新能源项目平价上网，资源争夺愈发激烈。我国新能源开发利用技术不断进步，规模效应逐渐显现，新投产的风电、光伏项目已全面实现平价上网。各大发电集团在“十四五”规划中均提出了较高的新能源增长目标，新能源项目资源的争夺愈加白热化。

5）国际市场机遇与挑战并存。当今世界正处于百年未有之大变局，中央提出加快构建以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新发展格局。在此背景下，国际业务面临新的机遇和挑战。

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