中国2023—2024年全国电力供需展望

2024年2月，中国电力企业联合会（CEC）发布了“2023-2024年全国电力供需分析与预测报告。

根据该报告，中国2023年的总用电量将达到 9.22万亿千瓦时（kWh），带着一个 人均用电量为 6,539 千瓦时这代表着 同比增长6.7%比 2022 年高出 3.1 个百分点，反映出国民经济的复苏和电力需求的增强。

考虑到宏观经济趋势和终端用户行业的持续电气化，该报告预测： 到2024年，中国的总用电量将达到约9.8万亿千瓦时。大约向上 6% 自2023年起。

这 峰值负荷 预计全年为 14.5亿千瓦， 大约 1亿千瓦 高于去年同期水平。

一、2023年电力供需情况

1. 电力消耗趋势

2023年中国的总用电量为 9.22万亿千瓦时，带着一个 人均用电量为6,539千瓦时6.7% 的同比增长率标志着与 2022 年相比增速明显加快，这主要得益于经济复苏。

由于2022年基数较低以及工业活动的反弹， 第四季度同比增速 急剧上升。 两年平均增长率 第四季度达到 6.8%与第三季度大致相同。

第一产业继续保持强劲增长势头。 2023年，第一产业用电量达到 1278亿千瓦时， 向上 同比增长11.5%按子行业划分，电力消耗量上升。 农业占7.8%， 渔业占9.2%， 和 18.3% 从事畜牧业。

第二产业的电力需求每个季度都在增长。 消费量达到 6.07万亿千瓦时增加 同比增长 6.5%高科技和设备制造业发展 11.3%超过了整个制造业部门的平均增速 3.9个百分点电气机械及设备制造业引领了增长，其季度和两年平均增长率均超过…… 20%。

消费品制造 玫瑰 7.0%这表明中国终端消费市场正在逐步复苏。其他制造业部门也录得…… 10.4% 增加。

第三产业迅速复苏。 服务业的电力消耗总量 1.67万亿千瓦时， 向上 同比增长12.2%这反映出在新冠疫情过渡期后稳步复苏。例如以下行业： 批发和零售， 住宿和餐饮， 租赁和商业服务， 和 运输/仓储/邮政服务 所有项目均实现了年增长。 14%和18%这些行业在2022年遭受了最严重的打击，但目前已展现出强劲的疫情后复苏势头。

与此同时，蓬勃发展的 电动汽车 该行业推动了 激增78.1% 充电和换电服务的电力需求。

居民用电量增长缓慢。 城乡居民用电量总计 1.35万亿千瓦时仅增加了 同比增长0.9%。 全部 31个省级区域 电力供应实现正增长，其中西部省份增速领先。

2. 发电和供电

到2023年底，中国的 总装机发电容量 达到 2.92万亿千瓦， 向上 同比增长13.9%历史上第一次， 人均装机容量超过2千瓦/人达到 2.1千瓦/人2014 年，人均用电量就超过了 1 千瓦。

尤其， 非化石能源产能超过了火力发电。 首次，占比 超过50% 总装机容量占比下降了 40%，而煤电占比下降了 40% 以下。

投资增长 强劲。重点企业电力投资上升 同比增长 20.2%随着电源投资的增加 30.1%投资 非化石能源发电 攀登 31.5%，占 占总电源投资的 89.2%同比增幅： 太阳能 +38.7%， 风速+27.5%， 核能 +20.8%， 热效应 +15%， 水力发电 +13.7%电网建设投资增长 5.4%， 和 110千伏及以下 构成网络 55% 电网总投资额。

新增太阳能容量 超出 2亿千瓦，以及总计 风能+太阳能 产能突破了 10亿千瓦里程碑2023年，新增发电容量达到 3.7亿千瓦其中 2.2亿千瓦 来自太阳能—— 占总增长的58.5%。

水力发电量下降， 尽管 煤电 仍然占近 60% 总发电量占比很高，提供了至关重要的稳定性。

二、2024年电力供需展望

考虑到宏观经济趋势、电气化进程加快以及各种预测模型，该报告估计： 2024年中国总用电量将达到约9.8万亿千瓦时。， 大致 比2023年高出6%。

新投产的发电容量预计将 超过3亿千瓦， 和 可再生能源装机容量首次超过燃煤发电装机容量。

然而，需求增长、供应能力和气候波动等诸多不确定因素可能会导致整体电力平衡出现波动。考虑到电力需求和新建发电项目， 预计2024年全国电力供需形势总体上将保持紧张但平衡的状态。。

三、政策建议

预计2024年中国宏观经济和电力需求将保持稳定增长，但电力供应可靠性压力将持续上升。为确保今年春季及以后电力供应稳定，保障电网安全，并支持经济高质量增长，该报告提出了若干关键措施。

1. 加强供电的安全性和可靠性

• 加强一次能源监测和应急响应。 建立健全的燃料供应跟踪、负荷预测和灾害准备系统，以提高抵御能力。
• 协调发电和电网规划。 优化不同地区电力来源与电网的投资比例，防止因发展不匹配而导致能源短缺。
• 提高发电能力。 通过维持煤炭生产和进口的稳定，确保充足的主要燃料供应。继续实施煤炭供应保障政策，释放先进产能，并将煤炭价格稳定在合理范围内。
• 最大限度地提高传输容量。 加强省际和区域电力交换，完善电力调度机制，提高中长期、现货和应急调度的协调性。
• 扩大需求侧响应计划。 按照“受益者承担成本”的原则扩大参与范围。建立基于市场的需求响应补偿机制，以更灵活地平衡供需。

2. 加快建立市场化的电力定价体系

• 实施煤电两段式定价政策。 确保容量和能源组件的价格都合理，以反映成本并鼓励灵活性。
• 改善可再生能源的市场定价。 缩短交易周期，提高交易频率，加强调整合同，以更好地将可再生能源融入电力市场。
• 推进绿色能源市场发展。 加快绿色证书交易规则的推行，扩大其应用范围，以鼓励可再生能源消费和绿色发展。

3. 推进新型电力系统建设

• 加强顶层设计。 采用基于系统的方法，将发电、电网、负荷和储能整合到统一的规划和运行中。
• 推进大规模可再生能源基地建设。 将可再生能源基地的建设和运营与配套的发电和输电项目协调一致，以确保清洁能源的及时投产和高效利用。
• 增强电力系统灵活性。 加大对燃煤机组改造（“三合一升级”）和灵活备用发电发展的支持力度，以提高系统稳定性和削峰能力。
• 促进电力行业的科技创新。 深化新型电力系统基础研究，加快能源技术的数字化、智能化、绿色转型。

综上所述中国电力系统正进入高质量发展阶段。通过大力投资清洁能源、深化市场改革和持续推进技术进步，中国力求在确保可靠电力供应的同时，朝着实现碳排放和减排双重目标迈进。