2023年电力行业：改革与创新并进，低碳高效与数字化转型加速

2023年，电力行业深化市场化改革与科技创新，加速建设统一电力市场，优化市场交易机制，探索煤电容量电价机制，加大关键技术攻关力度，推动电力产业数字化转型，进一步激发了电力高质量发展的内在活力与动力。

电力低碳环保领域2023年取得了显著进展，降碳减污工作得到了扎实有效的推进。全国范围内，单位火电发电量的二氧化碳排放同比下降了0.4%，达到约821克/千瓦时，与2005年相比更是降低了21.7%。同时，单位发电量的二氧化碳排放也实现了0.2%的同比降幅，降至约540克/千瓦时，与2005年相比降低了37.1%。火电清洁高效灵活转型的步伐不断加快，2023年全国火电烟尘、二氧化硫的排放总量同比下降14.1%和1.7%，尽管氮氧化物排放量略有上升，约3.0%，但整体仍保持在可控范围内。此外，全国6000千瓦及以上火电厂的供电标准煤耗降至301.6克/千瓦时，进一步提升了火电的能效水平。

电网运行效率也在不断优化，全国电网线损率降低至4.54%，同比减少了0.3个百分点，这有助于减少在电力输送过程中的能源损耗，促进电力资源的高效利用。

市场机制在促进电力碳减排方面发挥了重要作用。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。

电力安全与可靠性领域2023年实现了全面而稳健的提升。各类发电机组的等效可用系数均展现出积极态势，其中水电机组以93.38%的等效可用系数领跑，同比上升0.43个百分点，彰显了其高效稳定的运行特性。煤电机组则继续维持在高水平线上，等效可用系数达到91.73%，同比上升0.22个百分点，确保了电力供应的坚实基础。气电机组同样表现不俗，等效可用系数提升至92.90%，同比上升0.28个百分点，进一步增强了电力供应的灵活性。

在输变电领域，220千伏及以上电压等级的11类关键输变电设施保持了极高的可用系数，均保持在99.44%以上，确保了电力传输的畅通无阻。直流输电系统方面，纳入统计的47个系统合计能量可用率达到96.814%，同比上升0.013个百分点，而能量利用率虽有所下降，但仍保持在42.07%的水平，反映了电力输送效率与稳定性的综合考量。

在供电方面，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。

在电力行业的广阔天地中，科技创新与数字化转型正以前所未有的速度驱动着新质生产力的蓬勃发展。2023年，电力行业深植创新基因，致力于打造原创技术的策源地，围绕新质生产力的加速发展，收获了一系列耀眼的自主创新成果。发电领域，全球首台具有完全自主知识产权的16兆瓦超大容量海上风电机组的顺利投产，以及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的成功投运，不仅标志着我国在高端装备制造领域的重大突破，更实现了高水头大容量冲击式水电机组从设计到制造再到运行的全面自主化，彰显了我国电力科技的雄厚实力。

电网领域同样亮点纷呈。大型电力系统基础仿真理论的建立，以及万节点级大型电力系统仿真从毫秒级到微秒级的技术飞跃，解决了电力电子设备在微秒级响应下的系统稳定特性暂态仿真难题，为电力系统的安全稳定运行提供了坚实的技术支撑。此外，世界首条35千伏千米级超导输电示范工程的满负荷试验成功，以及±1100千伏自主可控特高压直流控制保护设备的挂网试运行，更是将我国电力技术的创新推向了新的高度。

与此同时，电力数字基础设施和数据资源体系也在不断完善与夯实。2023年，电力企业积极响应国有企业数字化转型的号召，通过完善体制机制、推进试点示范、探索对标评估、加强合作发展等措施，不断深化数字化转型。在电源领域，特别是新能源发电方面，数字化新技术的广泛应用极大地提升了生产运营的数字化水平，实现了对发电设施的远程监控和智能化管理，有效提高了发电效率和经济效益。而在电网领域，则通过深入挖掘电力数据价值，以“电力+算力”为引擎，推动电力产业能级的跃升。数字化转型的深入实施，促进了数字技术向电力产业各环节的全面渗透，基于源网荷储的协同发展理念，逐步构建起“大电网+微电网”的新型电网形态，为电力行业的可持续发展注入了强劲动力。

2023年，我国电力市场建设取得了显著进展，市场交易规模迅速扩大，市场化程度显著提升。全国市场交易电量达到56679.4亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量的比重攀升至61.4%，较上一年度提升了0.6个百分点。这一成就得益于电力市场主体的快速增长与多元化发展，全年累计注册市场主体达到74.3万家，同比增长23.9%，标志着多元竞争主体格局的初步形成，电力市场规模因此稳步扩大。

展望未来，《报告》提出，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，中电联预计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。

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，全国非化石能源发电装机占比接近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%。

《报告》还指出，未来，我国将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，以及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、虚拟电厂和综合能源服务热点领域，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。（刘  洋）