1月30日下午，中國電力企業聯合會發布《2023-2024年度全國電力供需形勢分析預測報告》（以下簡稱《報告》）。

《報告》預測，2024年全年全社會用電量9.8萬億千瓦時，比2023年增長6%左右。預計2024年新投產發電裝機規模將再超3億千瓦，新能源發電累計裝機規模將首次超過煤電裝機規模。

《報告》預測2024年累計并網風電將達到5.3億千瓦、并網太陽能發電7.8億千瓦，2023年，累計并網風電裝機數據為4.41億千瓦，并網太陽能發電裝機6.09億千瓦。以此推算，2024年我國風電新增裝機預計約89GW，光伏新增裝機預計約171GW。

2023-2024年度全國電力供需形勢分析預測報告
中國電力企業聯合會

2023年，電力行業以習近平新時代中國特色社會主義思想為指導，認真貫徹習近平總書記關于能源電力的重要講話和重要指示批示精神，以及“四個革命、一個合作”能源安全新戰略，落實黨中央、國務院決策部署，弘揚電力精神，經受住了上半年來水持續偏枯、夏季多輪高溫、冬季大范圍極端嚴寒等考驗，為經濟社會發展和人民美好生活提供了堅強電力保障。電力供應安全穩定，電力消費穩中向好，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

（一）電力消費需求情況

2023年，全國全社會用電量9.22萬億千瓦時，人均用電量6539千瓦時；全社會用電量同比增長6.7%，增速比2022年提高3.1個百分點，國民經濟回升向好拉動電力消費增速同比提高。各季度全社會用電量同比分別增長3.6%、6.4%、6.6%和10.0%，同比增速逐季上升；受2022年同期低基數以及經濟回升等因素影響，四季度全社會用電量同比增速明顯提高，四季度的兩年平均增速為6.8%，與三季度的兩年平均增速接近。

一是第一產業用電量延續快速增長勢頭。2023年，第一產業用電量1278億千瓦時，同比增長11.5%；各季度同比分別增長9.7%、14.2%、10.2%和12.2%。近年來電力企業積極助力鄉村振興，大力實施農網鞏固提升工程，完善鄉村電力基礎設施，推動農業生產、鄉村產業電氣化改造，拉動第一產業用電保持快速增長。分行業看，農業、漁業、畜牧業全年用電量同比分別增長7.8%、9.2%、18.3%。

二是第二產業用電量增速逐季上升。2023年，第二產業用電量6.07萬億千瓦時，同比增長6.5%；各季度同比分別增長4.2%、4.7%、7.3%和9.4%。2023年制造業用電量同比增長7.4%，分大類看，四大高載能行業全年用電量同比增長5.3%，各季度同比分別增長4.2%、0.9%、7.2%和8.7%，三、四季度的同比增速以及兩年平均增速均有較為明顯的回升。高技術及裝備制造業全年用電量同比增長11.3%，超過制造業整體增長水平3.9個百分點，增速領先；各季度同比分別增長4.0%、11.7%、13.3%和14.8%。其中，電氣機械和器材制造業用電量增速領先，各季度的同比增速及兩年平均增速均超過20%。消費品制造業全年用電量同比增長7.0%，季度用電量同比增速從一季度的下降1.7%轉為二季度增長7.1%，三、四季度增速分別進一步上升至8.4%、13.1%，各季度的兩年平均增速也呈逐季上升態勢，在一定程度上反映出2023年我國終端消費品市場呈逐步回暖態勢。其他制造業行業全年用電量同比增長10.4%，各季度同比分別增長5.2%、10.7%、12.7%和12.2%；其中，石油/煤炭及其他燃料加工業用電量增速領先，該行業各季度的同比增速及兩年平均增速均超過10%。

三是第三產業用電量恢復快速增長勢頭。2023年，第三產業用電量1.67萬億千瓦時，同比增長12.2%。各季度同比分別增長4.1%、15.9%、10.5%和19.1%；各季度的兩年平均增速分別為5.3%、7.9%、9.3%和11.1%，逐季上升，反映出隨著新冠疫情防控轉段，服務業經濟運行呈穩步恢復態勢。批發和零售業、住宿和餐飲業、租賃和商務服務業、交通運輸/倉儲和郵政業全年用電量同比增速處于14%～18%，這四個行業在2022年部分時段受疫情沖擊大，疫情后恢復態勢明顯。電動汽車高速發展拉動充換電服務業2023年用電量同比增長78.1%。

四是城鄉居民生活用電量低速增長。2023年，城鄉居民生活用電量1.35萬億千瓦時，同比增長0.9%，上年高基數是2023年居民生活用電量低速增長的重要原因。各季度的同比增速分別為0.2%、2.6%、-0.5%、2.3%，各季度的兩年平均增速分別為5.9%、5.0%、9.4%和8.7%。

五是全國31個省份用電量均為正增長，西部地區用電量增速領先。2023年，東、中、西部和東北地區全社會用電量同比分別增長6.9%、4.3%、8.1%和5.1%。分省份看，2023年全國31個省份全社會用電量均為正增長，其中，海南、西藏、內蒙古、寧夏、廣西、青海6個省份同比增速超過10%。

（二）電力生產供應情況

截至2023年底，全國全口徑發電裝機容量29.2億千瓦，同比增長13.9%；人均發電裝機容量自2014年底歷史性突破1千瓦/人后，在2023年首次歷史性突破2千瓦/人，達到2.1千瓦/人。非化石能源發電裝機在2023年首次超過火電裝機規模，占總裝機容量比重在2023年首次超過50%，煤電裝機占比首次降至40%以下。從分類型投資、發電裝機增速及結構變化等情況看，電力行業綠色低碳轉型趨勢持續推進。

一是電力投資快速增長，非化石能源發電投資占電源投資比重達到九成。2023年，重點調查企業電力完成投資同比增長20.2%。分類型看，電源完成投資同比增長30.1%，其中非化石能源發電投資同比增長31.5%，占電源投資的比重達到89.2%。太陽能發電、風電、核電、火電、水電投資同比分別增長38.7%、27.5%、20.8%、15.0%和13.7%。電網工程建設完成投資同比增長5.4%。電網企業進一步加強農網鞏固提升及配網投資建設，110千伏及以下等級電網投資占電網工程完成投資總額的比重達到55.0%。

二是新增并網太陽能發電裝機規模超過2億千瓦，并網風電和太陽能發電總裝機規模突破10億千瓦。2023年，全國新增發電裝機容量3.7億千瓦，同比多投產1.7億千瓦；其中，新增并網太陽能發電裝機容量2.2億千瓦，同比多投產1.3億千瓦，占新增發電裝機總容量的比重達到58.5%。截至2023年底，全國全口徑發電裝機容量29.2億千瓦，其中，非化石能源發電裝機容量15.7億千瓦，占總裝機容量比重在2023年首次突破50%，達到53.9%。分類型看，水電4.2億千瓦，其中抽水蓄能5094萬千瓦；核電5691萬千瓦；并網風電4.4億千瓦，其中，陸上風電4.0億千瓦、海上風電3729萬千瓦；并網太陽能發電6.1億千瓦。全國并網風電和太陽能發電合計裝機規模從2022年底的7.6億千瓦，連續突破8億千瓦、9億千瓦、10億千瓦大關，2023年底達到10.5億千瓦，同比增長38.6%，占總裝機容量比重為36.0%，同比提高6.4個百分點。火電13.9億千瓦，其中，煤電11.6億千瓦，同比增長3.4%，占總發電裝機容量的比重為39.9%，首次降至40%以下，同比降低4.0個百分點。

三是水電發電量同比下降，煤電發電量占比仍接近六成，充分發揮兜底保供作用。2023年，全國規模以上電廠發電量8.91萬億千瓦時，同比增長5.2%。全國規模以上電廠中的水電發電量全年同比下降5.6%。年初主要水庫蓄水不足以及上半年降水持續偏少，導致上半年規模以上電廠水電發電量同比下降22.9%；下半年降水形勢好轉以及上年同期基數低，8-12月水電發電量轉為同比正增長。2023年，全國規模以上電廠中的火電、核電發電量同比分別增長6.1%和3.7%。2023年煤電發電量占總發電量比重接近六成，煤電仍是當前我國電力供應的主力電源，有效彌補了水電出力的下降。

四是火電、核電、風電發電設備利用小時均同比提高。2023年，全國6000千瓦及以上電廠發電設備利用小時3592小時，同比降低101小時。分類型看，水電3133小時，同比降低285小時，其中，常規水電3423小時，同比降低278小時；抽水蓄能1175小時，同比降低6小時。火電4466小時，同比提高76小時；其中，煤電4685小時，同比提高92小時。核電7670小時，同比提高54小時。并網風電2225小時，同比提高7小時。并網太陽能發電1286小時，同比降低54小時。

五是跨區、跨省輸送電量較快增長。2023年，全國新增220千伏及以上輸電線路長度3.81萬千米，同比少投產557千米；新增220千伏及以上變電設備容量（交流）2.57億千伏安，同比少投產354萬千伏安；新增直流換流容量1600萬千瓦。2023年，全國完成跨區輸送電量8497億千瓦時，同比增長9.7%；其中，西北區域外送電量3097億千瓦時，占跨區輸送電量的36.5%。2023年，全國跨省輸送電量1.85萬億千瓦時，同比增長7.2%。

六是市場交易電量較快增長。2023年，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量5.67萬億千瓦時，同比增長7.9%，占全社會用電量比重為61.4%，同比提高0.6個百分點。其中全國電力市場中長期電力直接交易電量4.43萬億千瓦時，同比增長7%。

（三）全國電力供需情況

2023年電力系統安全穩定運行，全國電力供需總體平衡，電力保供取得好成效。年初，受來水偏枯、電煤供應緊張、用電負荷增長等因素疊加影響，云南、貴州、蒙西等少數省級電網在部分時段電力供需形勢較為緊張，通過源網荷儲協同發力，守牢了民生用電安全底線。夏季，各相關政府部門及電力企業提前做好了充分準備，迎峰度夏期間全國電力供需形勢總體平衡，各省級電網均未采取有序用電措施，創造了近年來迎峰度夏電力保供最好成效。冬季，12月多地出現大范圍強寒潮、強雨雪天氣，電力行業企業全力應對雨雪冰凍，全國近十個省級電網電力供需形勢偏緊，部分省級電網通過需求側響應等措施，保障了電力系統安全穩定運行。

二、2024年全國電力供需形勢預測

（一）電力消費預測

預計2024年全國電力消費平穩增長。綜合考慮宏觀經濟、終端用能電氣化等因素，根據不同預測方法對全社會用電量的預測結果，預計2024年全年全社會用電量9.8萬億千瓦時，比2023年增長6%左右。預計2024年全國統調最高用電負荷14.5億千瓦，比2023年增加1億千瓦左右。

（二）電力供應預測

預計2024年新投產發電裝機規模將再超3億千瓦，新能源發電累計裝機規模將首次超過煤電裝機規模。在新能源發電持續快速發展的帶動下，預計2024年全國新增發電裝機將再次突破3億千瓦，新增規模與2023年基本相當。2024年底，全國發電裝機容量預計達到32.5億千瓦，同比增長12%左右。火電14.6億千瓦，其中煤電12億千瓦左右，占總裝機比重降至37%。非化石能源發電裝機合計18.6億千瓦，占總裝機的比重上升至57%左右；其中，并網風電5.3億千瓦、并網太陽能發電7.8億千瓦，并網風電和太陽能發電合計裝機規模將超過煤電裝機，占總裝機比重上升至40%左右，部分地區新能源消納壓力凸顯。

（三）電力供需形勢預測

預計2024年迎峰度夏和迎峰度冬期間全國電力供需形勢總體緊平衡。電力供應和需求，以及氣候的不確定性等多方面因素交織疊加，給電力供需形勢帶來不確定性。綜合考慮電力消費需求增長、電源投產等情況，預計2024年全國電力供需形勢總體緊平衡。迎峰度夏和迎峰度冬期間，在充分考慮跨省跨區電力互濟的前提下，華北、華東、華中、西南、南方等區域中有部分省級電網電力供應偏緊，部分時段需要實施需求側響應等措施。

三、有關建議

2024年，我國宏觀經濟及電力消費保持平穩增長，電力保供壓力上升。為切實做好今春及后續電力保供工作，全力保障大電網安全穩定，守好民生用電底線，推動經濟社會高質量發展，結合電力供需形勢和行業發展趨勢，提出以下幾點建議：

（一）扎實做好電力安全供應工作

一是做好一次能源跟蹤監測、負荷預警和災害應急機制建設。加強來水、風、光跟蹤監測,提升預報準確性；加強煤炭、油氣等能源供耗存監測；滾動開展用電負荷預測及預警。建立健全電力氣象災害監測系統，完善微氣象、覆冰等在線監測裝置部署，加強極端天氣對電網影響災害研判預警。進一步強化民生保供應急機制，提升災害應急處置能力。加大重點地區應急裝備配置力度，確保系統安全運行，提升極端條件下民生保障供電能力。

二是統籌做好源網規劃建設。分析電力送受端不同地區的網源投資合理比例，統籌推進電網電源建設，避免由于網源建設不協同引起大規模棄能。補強電網抵御自然災害的薄弱環節，提升電網設備防災能力。結合新能源汽車充電樁建設，開展城市配電網擴容和改造升級，大力推廣智能有序充電設施建設和改造。加快農村電網鞏固提升工程，支撐農村可再生能源開發。

三是提升電源供應能力。做好一次燃料供應保障，繼續執行煤炭保供政策，加大煤炭先進產能釋放力度，鞏固電力保供基礎；保持進口煤政策穩定，給予用煤企業平穩長久的政策預期；引導電煤價格穩定在合理區間。推動納入規劃的電源按時投產，同時做好并網服務，確保常規電源應并盡并，強化機組運行維護，嚴格非計劃停運和出力受阻管理，挖掘機組頂峰潛力。

四是挖掘輸電通道能力。加強跨省跨區電力余缺互濟，優化跨省區電力調配機制，做好中長期、現貨、應急調度的銜接。用足用好跨省跨區輸電通道，做到資源互補、時空互濟、市場互惠。充分發揮配套電源的調節能力，允許配套電源富余能力在更大范圍內進行市場化配置。

五是拓寬需求側響應覆蓋范圍。按照“誰承擔誰受益”的原則，拓寬資金渠道，優化調整市場分擔費用和運行費用等相關政策措施，形成合理的需求響應市場化補償機制。進一步完善電價體系，細化峰期、谷期電價時段，增加較小時間尺度的分時電價，引導和激發用戶錯峰用電的積極性。適當降低負荷聚合商的準入門檻。

（二）加快建立健全市場化電價體系

一是落實好煤電“兩部制”電價政策。建議各省份盡快出臺煤電容量電價實施細則，穩定煤電企業固定成本回收預期，推動煤電機組進行必要的投資和改造。加強對各地落實煤電電價政策監管，及時糾正以降價為目的專場交易，避免不合理干預。建立健全跨省跨區容量電價分攤機制，推動跨省跨區中長期交易的簽約履約，保障電力供應基本盤。加強國家層面對熱價調整的指導，考慮優化供熱機組容量成本回收機制，研究熱工況下供熱機組靈活性調節能力與煤電容量電價機制的合理銜接。研究并推動新型儲能容量電價政策盡快出臺。

二是加快完善新能源參與市場交易電價機制。增加新能源發電調整合同的機會，縮短交易周期，提高交易頻率。允許不同電源品種之間自由轉讓市場合同，增加市場合同的流通性。新能源優先發電計劃應轉為政府授權合約機制，保障新能源企業合理收益。各地結合實際情況，開展用戶峰谷電價的時段調整，挖掘午間用電需求。

三是加快推進綠色電力市場建設。加快推進綠證交易方法及實施細則出臺，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電供應體系，進一步擴大綠電供應規模。加快培育綠電消費市場，體現新能源綠色環境價值，提升新能源參與市場的經濟性。完善綠證交易機制，暢通購買綠電和綠證的渠道，落實全社會共同推動能源轉型的責任。

（三）加快推動新型電力系統建設

一是加強新型電力系統頂層設計。堅持系統觀念，加強對新型電力系統的源網荷儲統籌規劃和建設。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指導與銜接作用。完善構建新型電力系統的相關配套政策，從市場機制建設、技術創新、示范推廣等多方面統籌推進。

二是統籌推進新能源大基地建設。強化新能源基地、支撐性電源和輸送通道同步規劃設計和同步運行，保障大基地按期投產，積極推動綠色清潔電力消納。加強指導地方政府解決非技術成本不斷攀升問題，加大對土地價格、配套產業等限制性政策的監督，保障大基地開發企業合理權益和收益。在大基地建設用地、用林、用草、用水等手續辦理上開設綠色通道，以滿足大基地的建設進度要求。綜合考慮各地資源稟賦、調節能力、電網建設等因素制定合理的差異化的新能源利用率目標。

三是統籌提升電力系統調節能力。加大政策支持力度，持續推進煤電“三改聯動”及支撐性調節性煤電的建設，提升電力系統應急保障和調峰能力。完善峰谷電價，積極推動完善新型儲能參與市場機制，發揮儲能調節作用。加快抽水蓄能電站建設及改造，推動已開工的項目盡快投產運行，盡早發揮作用；因地制宜建設中小型抽水蓄能電站。加快確立抽水蓄能電站獨立市場主體地位，推動電站平等參與電力中長期市場、現貨市場及輔助服務市場交易。發揮流域水電集群效益，實現水電與新能源多能互補運行。推進多元化儲能技術研發與應用，優化儲能布局場景，推動獨立儲能發揮調節作用。

四是推動電力領域科技創新。加強新型電力系統基礎理論研究，推動能源電力技術研發與應用向數字化、智能化和綠色化轉型。深入研究適應大規模高比例新能源友好并網的先進電網和儲能等新型電力系統支撐技術，開展高比例新能源和高比例電力電子裝備接入電網穩定運行控制技術研究。鼓勵電力企業圍繞技術創新鏈開展強強聯合和產學研深度協作，集中突破關鍵核心技術。加大新技術應用示范的支持力度，加快新型電力系統、儲能、氫能、CCUS等標準體系研究，發揮標準引領作用。

注釋：

1.各項統計數據均未包括香港特別行政區、澳門特別行政區和臺灣省。部分數據因四舍五入的原因，存在總計與分項合計不等的情況。

2.兩年平均增速是以2021年同期值為基數，采用幾何平均方法計算。

3.規模以上電廠發電量統計范圍為年主營業務收入2000萬元及以上的電廠發電量，數據來源于國家統計局。

4.四大高載能行業包括：化學原料和化學制品制造業、非金屬礦物制品業、黑色金屬冶煉和壓延加工業、有色金屬冶煉和壓延加工業4個行業。

5.高技術及裝備制造業包括：醫藥制造業、金屬制品業、通用設備制造業、專用設備制造業、汽車制造業、鐵路/船舶/航空航天和其他運輸設備制造業、電氣機械和器材制造業、計算機/通信和其他電子設備制造業、儀器儀表制造業9個行業。

6.消費品制造業包括：農副食品加工業、食品制造業、酒/飲料及精制茶制造業、煙草制品業、紡織業、紡織服裝/服飾業、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋業、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品業、家具制造業、造紙和紙制品業、印刷和記錄媒介復制業、文教/工美/體育和娛樂用品制造業12個行業。

7.其他制造行業為制造業用電分類的31個行業中，除四大高載能行業、高技術及裝備制造業、消費品行業之外的其他行業，包括：石油/煤炭及其他燃料加工業、化學纖維制造業、橡膠和塑料制品業、其他制造業、廢棄資源綜合利用業、金屬制品/機械和設備修理業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、云南、西藏、陜西、甘肅、青海、寧夏、新疆12個省（市、自治區）；東北地區包括遼寧、吉林、黑龍江3個省。

來源：中電聯