1月30日，中國電力企業(yè)聯(lián)合會(huì )召開(kāi)新聞發(fā)布會(huì )，中電聯(lián)新聞發(fā)言人、秘書(shū)長(cháng)郝英杰發(fā)布《2023-2024年度全國電力供需形勢分析預測報告》。
報告指出，2023年，全國全社會(huì )用電量9.22萬(wàn)億千瓦時(shí)，人均用電量6539千瓦時(shí);全社會(huì )用電量同比增長(cháng)6.7%，增速比2022年提高3.1個(gè)百分點(diǎn)，國民經(jīng)濟回升向好拉動(dòng)電力消費增速同比提高。
電力生產(chǎn)供應方面，截至2023年底，全國全口徑發(fā)電裝機容量29.2億千瓦，同比增長(cháng)13.9%;人均發(fā)電裝機容量自2014年底歷史性突破1千瓦后，在2023年首次歷史性突破2千瓦，達到2.1千瓦。非化石能源發(fā)電裝機在2023年首次超過(guò)火電裝機規模，占總裝機容量比重在2023年首次超過(guò)50%，煤電裝機占比首次降至40%以下。
報告預測，到2024年底，全國發(fā)電裝機容量預計達到32.5億千瓦，同比增長(cháng)12%左右，2024年新增發(fā)電裝機將再次突破3億千瓦，其中，新能源發(fā)電裝機將再次超過(guò)2億千瓦。在新能源發(fā)電持續快速發(fā)展的帶動(dòng)下，預計到2024年底，我國新能源發(fā)電累計裝機規模將達到13億千瓦左右，占總裝機容量比重上升至40%左右，首次超過(guò)煤電裝機規模。
綜合考慮宏觀(guān)經(jīng)濟、用能電氣化等因素，預計2024年全年全社會(huì )用電量9.8萬(wàn)億千瓦時(shí)，比2023年增長(cháng)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。
人民日報、新華社、央視總臺等20多家媒體參加本次發(fā)布會(huì )。
報告全文如下：
2023-2024年度全國電力供需形勢分析預測報告
中國電力企業(yè)聯(lián)合會(huì )
2023年，電力行業(yè)以習近平新時(shí)代中國特色社會(huì )主義思想為指導，認真貫徹習近平總書(shū)記關(guān)于能源電力的重要講話(huà)和重要指示批示精神，以及“四個(gè)革命、一個(gè)合作”能源安全新戰略，落實(shí)黨中央、國務(wù)院決策部署，弘揚電力精神，經(jīng)受住了上半年來(lái)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(jīng)濟社會(huì )發(fā)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(jìn)。
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(huì )用電量9.22萬(wàn)億千瓦時(shí)，人均用電量6539千瓦時(shí);全社會(huì )用電量同比增長(cháng)6.7%，增速比2022年提高3.1個(gè)百分點(diǎn)，國民經(jīng)濟回升向好拉動(dòng)電力消費增速同比提高。各季度全社會(huì )用電量同比分別增長(cháng)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(jīng)濟回升等因素影響，四季度全社會(huì )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(chǎn)業(yè)用電量延續快速增長(cháng)勢頭。2023年，第一產(chǎn)業(yè)用電量1278億千瓦時(shí)，同比增長(cháng)11.5%;各季度同比分別增長(cháng)9.7%、14.2%、10.2%和12.2%。近年來(lái)電力企業(yè)積極助力鄉村振興，大力實(shí)施農網(wǎng)鞏固提升工程，完善鄉村電力基礎設施，推動(dòng)農業(yè)生產(chǎn)、鄉村產(chǎn)業(yè)電氣化改造，拉動(dòng)第一產(chǎn)業(yè)用電保持快速增長(cháng)。分行業(yè)看，農業(yè)、漁業(yè)、畜牧業(yè)全年用電量同比分別增長(cháng)7.8%、9.2%、18.3%。
二是第二產(chǎn)業(yè)用電量增速逐季上升。2023年，第二產(chǎn)業(yè)用電量6.07萬(wàn)億千瓦時(shí)，同比增長(cháng)6.5%;各季度同比分別增長(cháng)4.2%、4.7%、7.3%和9.4%。2023年制造業(yè)用電量同比增長(cháng)7.4%，分大類(lèi)看，四大高載能行業(yè)全年用電量同比增長(cháng)5.3%，各季度同比分別增長(cháng)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(shù)及裝備制造業(yè)全年用電量同比增長(cháng)11.3%，超過(guò)制造業(yè)整體增長(cháng)水平3.9個(gè)百分點(diǎn)，增速領(lǐng)先;各季度同比分別增長(cháng)4.0%、11.7%、13.3%和14.8%。其中，電氣機械和器材制造業(yè)用電量增速領(lǐng)先，各季度的同比增速及兩年平均增速均超過(guò)20%。消費品制造業(yè)全年用電量同比增長(cháng)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(cháng)7.1%，三、四季度增速分別進(jìn)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(tài)勢，在一定程度上反映出2023年我國終端消費品市場(chǎng)呈逐步回暖態(tài)勢。其他制造業(yè)行業(yè)全年用電量同比增長(cháng)10.4%，各季度同比分別增長(cháng)5.2%、10.7%、12.7%和12.2%;其中，石油/煤炭及其他燃料加工業(yè)用電量增速領(lǐng)先，該行業(yè)各季度的同比增速及兩年平均增速均超過(guò)10%。
三是第三產(chǎn)業(yè)用電量恢復快速增長(cháng)勢頭。2023年，第三產(chǎn)業(yè)用電量1.67萬(wàn)億千瓦時(shí)，同比增長(cháng)12.2%。各季度同比分別增長(cháng)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(zhù)新冠疫情防控轉段，服務(wù)業(yè)經(jīng)濟運行呈穩步恢復態(tài)勢。批發(fā)和零售業(yè)、住宿和餐飲業(yè)、租賃和商務(wù)服務(wù)業(yè)、交通運輸/倉儲和郵政業(yè)全年用電量同比增速處于14%~18%，這四個(gè)行業(yè)在2022年部分時(shí)段受疫情沖擊大，疫情后恢復態(tài)勢明顯。電動(dòng)汽車(chē)高速發(fā)展拉動(dòng)充換電服務(wù)業(yè)2023年用電量同比增長(cháng)78.1%。
四是城鄉居民生活用電量低速增長(cháng)。2023年，城鄉居民生活用電量1.35萬(wàn)億千瓦時(shí)，同比增長(cháng)0.9%，上年高基數是2023年居民生活用電量低速增長(cháng)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(gè)省份用電量均為正增長(cháng)，西部地區用電量增速領(lǐng)先。2023年，東、中、西部和東北地區全社會(huì )用電量同比分別增長(cháng)6.9%、4.3%、8.1%和5.1%。分省份看，2023年全國31個(gè)省份全社會(huì )用電量均為正增長(cháng)，其中，海南、西藏、內蒙古、寧夏、廣西、青海6個(gè)省份同比增速超過(guò)10%。
(二)電力生產(chǎn)供應情況
截至2023年底，全國全口徑發(fā)電裝機容量29.2億千瓦，同比增長(cháng)13.9%;人均發(fā)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(fā)電裝機在2023年首次超過(guò)火電裝機規模，占總裝機容量比重在2023年首次超過(guò)50%，煤電裝機占比首次降至40%以下。從分類(lèi)型投資、發(fā)電裝機增速及結構變化等情況看，電力行業(yè)綠色低碳轉型趨勢持續推進(jìn)。
一是電力投資快速增長(cháng)，非化石能源發(fā)電投資占電源投資比重達到九成。2023年，重點(diǎn)調查企業(yè)電力完成投資同比增長(cháng)20.2%。分類(lèi)型看，電源完成投資同比增長(cháng)30.1%，其中非化石能源發(fā)電投資同比增長(cháng)31.5%，占電源投資的比重達到89.2%。太陽(yáng)能發(fā)電、風(fēng)電、核電、火電、水電投資同比分別增長(cháng)38.7%、27.5%、20.8%、15.0%和13.7%。電網(wǎng)工程建設完成投資同比增長(cháng)5.4%。電網(wǎng)企業(yè)進(jìn)一步加強農網(wǎng)鞏固提升及配網(wǎng)投資建設，110千伏及以下等級電網(wǎng)投資占電網(wǎng)工程完成投資總額的比重達到55.0%。
二是新增并網(wǎng)太陽(yáng)能發(fā)電裝機規模超過(guò)2億千瓦，并網(wǎng)風(fēng)電和太陽(yáng)能發(fā)電總裝機規模突破10億千瓦。2023年，全國新增發(fā)電裝機容量3.7億千瓦，同比多投產(chǎn)1.7億千瓦;其中，新增并網(wǎng)太陽(yáng)能發(fā)電裝機容量2.2億千瓦，同比多投產(chǎn)1.3億千瓦，占新增發(fā)電裝機總容量的比重達到58.5%。截至2023年底，全國全口徑發(fā)電裝機容量29.2億千瓦，其中，非化石能源發(fā)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(lèi)型看，水電4.2億千瓦，其中抽水蓄能5094萬(wàn)千瓦;核電5691萬(wàn)千瓦;并網(wǎng)風(fēng)電4.4億千瓦，其中，陸上風(fēng)電4.0億千瓦、海上風(fēng)電3729萬(wàn)千瓦;并網(wǎng)太陽(yáng)能發(fā)電6.1億千瓦。全國并網(wǎng)風(fēng)電和太陽(yáng)能發(fā)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(guān)，2023年底達到10.5億千瓦，同比增長(cháng)38.6%，占總裝機容量比重為36.0%，同比提高6.4個(gè)百分點(diǎn)?；痣?3.9億千瓦，其中，煤電11.6億千瓦，同比增長(cháng)3.4%，占總發(fā)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(gè)百分點(diǎn)。
三是水電發(fā)電量同比下降，煤電發(fā)電量占比仍接近六成，充分發(fā)揮兜底保供作用。2023年，全國規模以上電廠(chǎng)發(fā)電量8.91萬(wàn)億千瓦時(shí)，同比增長(cháng)5.2%。全國規模以上電廠(chǎng)中的水電發(fā)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(chǎng)水電發(fā)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(fā)電量轉為同比正增長(cháng)。2023年，全國規模以上電廠(chǎng)中的火電、核電發(fā)電量同比分別增長(cháng)6.1%和3.7%。2023年煤電發(fā)電量占總發(fā)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(fēng)電發(fā)電設備利用小時(shí)均同比提高。2023年，全國6000千瓦及以上電廠(chǎng)發(fā)電設備利用小時(shí)3592小時(shí)，同比降低101小時(shí)。分類(lèi)型看，水電3133小時(shí)，同比降低285小時(shí)，其中，常規水電3423小時(shí)，同比降低278小時(shí);抽水蓄能1175小時(shí)，同比降低6小時(shí)?；痣?466小時(shí)，同比提高76小時(shí);其中，煤電4685小時(shí)，同比提高92小時(shí)。核電7670小時(shí)，同比提高54小時(shí)。并網(wǎng)風(fēng)電2225小時(shí)，同比提高7小時(shí)。并網(wǎng)太陽(yáng)能發(fā)電1286小時(shí)，同比降低54小時(shí)。
五是跨區、跨省輸送電量較快增長(cháng)。2023年，全國新增220千伏及以上輸電線(xiàn)路長(cháng)度3.81萬(wàn)千米，同比少投產(chǎn)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(chǎn)354萬(wàn)千伏安;新增直流換流容量1600萬(wàn)千瓦。2023年，全國完成跨區輸送電量8497億千瓦時(shí)，同比增長(cháng)9.7%;其中，西北區域外送電量3097億千瓦時(shí)，占跨區輸送電量的36.5%。2023年，全國跨省輸送電量1.85萬(wàn)億千瓦時(shí)，同比增長(cháng)7.2%。
六是市場(chǎng)交易電量較快增長(cháng)。2023年，全國各電力交易中心累計組織完成市場(chǎng)交易電量5.67萬(wàn)億千瓦時(shí)，同比增長(cháng)7.9%，占全社會(huì )用電量比重為61.4%，同比提高0.6個(gè)百分點(diǎn)。其中全國電力市場(chǎng)中長(cháng)期電力直接交易電量4.43萬(wàn)億千瓦時(shí)，同比增長(cháng)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(lái)水偏枯、電煤供應緊張、用電負荷增長(cháng)等因素疊加影響，云南、貴州、蒙西等少數省級電網(wǎng)在部分時(shí)段電力供需形勢較為緊張，通過(guò)源網(wǎng)荷儲協(xié)同發(fā)力，守牢了民生用電安全底線(xiàn)。夏季，各相關(guān)政府部門(mén)及電力企業(yè)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(wǎng)均未采取有序用電措施，創(chuàng )造了近年來(lái)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(yè)企業(yè)全力應對雨雪冰凍，全國近十個(gè)省級電網(wǎng)電力供需形勢偏緊，部分省級電網(wǎng)通過(guò)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(cháng)。綜合考慮宏觀(guān)經(jīng)濟、終端用能電氣化等因素，根據不同預測方法對全社會(huì )用電量的預測結果，預計2024年全年全社會(huì )用電量9.8萬(wàn)億千瓦時(shí)，比2023年增長(cháng)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(chǎn)發(fā)電裝機規模將再超3億千瓦，新能源發(fā)電累計裝機規模將首次超過(guò)煤電裝機規模。在新能源發(fā)電持續快速發(fā)展的帶動(dòng)下，預計2024年全國新增發(fā)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(fā)電裝機容量預計達到32.5億千瓦，同比增長(cháng)12%左右?；痣?4.6億千瓦，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(fā)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(wǎng)風(fēng)電5.3億千瓦、并網(wǎng)太陽(yáng)能發(fā)電7.8億千瓦，并網(wǎng)風(fēng)電和太陽(yáng)能發(fā)電合計裝機規模將超過(guò)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(lái)不確定性。綜合考慮電力消費需求增長(cháng)、電源投產(chǎn)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(wǎng)電力供應偏緊，部分時(shí)段需要實(shí)施需求側響應等措施。
三、有關(guān)建議
2024年，我國宏觀(guān)經(jīng)濟及電力消費保持平穩增長(cháng)，電力保供壓力上升。為切實(shí)做好今春及后續電力保供工作，全力保障大電網(wǎng)安全穩定，守好民生用電底線(xiàn)，推動(dòng)經(jīng)濟社會(huì )高質(zhì)量發(fā)展，結合電力供需形勢和行業(yè)發(fā)展趨勢，提出以下幾點(diǎn)建議：
(一)扎實(shí)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(lái)水、風(fēng)、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(dòng)開(kāi)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(xiàn)監測裝置部署，加強極端天氣對電網(wǎng)影響災害研判預警。進(jìn)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(diǎn)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(wǎng)規劃建設。分析電力送受端不同地區的網(wǎng)源投資合理比例，統籌推進(jìn)電網(wǎng)電源建設，避免由于網(wǎng)源建設不協(xié)同引起大規模棄能。補強電網(wǎng)抵御自然災害的薄弱環(huán)節，提升電網(wǎng)設備防災能力。結合新能源汽車(chē)充電樁建設，開(kāi)展城市配電網(wǎng)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(wǎng)鞏固提升工程，支撐農村可再生能源開(kāi)發(fā)。
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(jìn)產(chǎn)能釋放力度，鞏固電力保供基礎;保持進(jìn)口煤政策穩定，給予用煤企業(yè)平穩長(cháng)久的政策預期;引導電煤價(jià)格穩定在合理區間。推動(dòng)納入規劃的電源按時(shí)投產(chǎn)，同時(shí)做好并網(wǎng)服務(wù)，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(yōu)化跨省區電力調配機制，做好中長(cháng)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(shí)空互濟、市場(chǎng)互惠。充分發(fā)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(jìn)行市場(chǎng)化配置。
五是拓寬需求側響應覆蓋范圍。按照“誰(shuí)承擔誰(shuí)受益”的原則，拓寬資金渠道，優(yōu)化調整市場(chǎng)分擔費用和運行費用等相關(guān)政策措施，形成合理的需求響應市場(chǎng)化補償機制。進(jìn)一步完善電價(jià)體系，細化峰期、谷期電價(jià)時(shí)段，增加較小時(shí)間尺度的分時(shí)電價(jià)，引導和激發(fā)用戶(hù)錯峰用電的積極性。適當降低負荷聚合商的準入門(mén)檻。
(二)加快建立健全市場(chǎng)化電價(jià)體系
一是落實(shí)好煤電“兩部制”電價(jià)政策。建議各省份盡快出臺煤電容量電價(jià)實(shí)施細則，穩定煤電企業(yè)固定成本回收預期，推動(dòng)煤電機組進(jìn)行必要的投資和改造。加強對各地落實(shí)煤電電價(jià)政策監管，及時(shí)糾正以降價(jià)為目的專(zhuān)場(chǎng)交易，避免不合理干預。建立健全跨省跨區容量電價(jià)分攤機制，推動(dòng)跨省跨區中長(cháng)期交易的簽約履約，保障電力供應基本盤(pán)。加強國家層面對熱價(jià)調整的指導，考慮優(yōu)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(jià)機制的合理銜接。研究并推動(dòng)新型儲能容量電價(jià)政策盡快出臺。
二是加快完善新能源參與市場(chǎng)交易電價(jià)機制。增加新能源發(fā)電調整合同的機會(huì )，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(chǎng)合同，增加市場(chǎng)合同的流通性。新能源優(yōu)先發(fā)電計劃應轉為政府授權合約機制，保障新能源企業(yè)合理收益。各地結合實(shí)際情況，開(kāi)展用戶(hù)峰谷電價(jià)的時(shí)段調整，挖掘午間用電需求。
三是加快推進(jìn)綠色電力市場(chǎng)建設。加快推進(jìn)綠證交易方法及實(shí)施細則出臺，豐富綠證應用場(chǎng)景。逐步將分布式發(fā)電、生物質(zhì)發(fā)電等形式的可再生能源納入綠電供應體系，進(jìn)一步擴大綠電供應規模。加快培育綠電消費市場(chǎng)，體現新能源綠色環(huán)境價(jià)值，提升新能源參與市場(chǎng)的經(jīng)濟性。完善綠證交易機制，暢通購買(mǎi)綠電和綠證的渠道，落實(shí)全社會(huì )共同推動(dòng)能源轉型的責任。
(三)加快推動(dòng)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(guān)念，加強對新型電力系統的源網(wǎng)荷儲統籌規劃和建設。統籌優(yōu)化電力系統發(fā)展規劃，加強電力規劃與其他專(zhuān)項規劃的指導與銜接作用。完善構建新型電力系統的相關(guān)配套政策，從市場(chǎng)機制建設、技術(shù)創(chuàng )新、示范推廣等多方面統籌推進(jìn)。
二是統籌推進(jìn)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(chǎn)，積極推動(dòng)綠色清潔電力消納。加強指導地方政府解決非技術(shù)成本不斷攀升問(wèn)題，加大對土地價(jià)格、配套產(chǎn)業(yè)等限制性政策的監督，保障大基地開(kāi)發(fā)企業(yè)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(kāi)設綠色通道，以滿(mǎn)足大基地的建設進(jìn)度要求。綜合考慮各地資源稟賦、調節能力、電網(wǎng)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(jìn)煤電“三改聯(lián)動(dòng)”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(jià)，積極推動(dòng)完善新型儲能參與市場(chǎng)機制，發(fā)揮儲能調節作用。加快抽水蓄能電站建設及改造，推動(dòng)已開(kāi)工的項目盡快投產(chǎn)運行，盡早發(fā)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(chǎng)主體地位，推動(dòng)電站平等參與電力中長(cháng)期市場(chǎng)、現貨市場(chǎng)及輔助服務(wù)市場(chǎng)交易。發(fā)揮流域水電集群效益，實(shí)現水電與新能源多能互補運行。推進(jìn)多元化儲能技術(shù)研發(fā)與應用，優(yōu)化儲能布局場(chǎng)景，推動(dòng)獨立儲能發(fā)揮調節作用。
四是推動(dòng)電力領(lǐng)域科技創(chuàng )新。加強新型電力系統基礎理論研究，推動(dòng)能源電力技術(shù)研發(fā)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(wǎng)的先進(jìn)電網(wǎng)和儲能等新型電力系統支撐技術(shù)，開(kāi)展高比例新能源和高比例電力電子裝備接入電網(wǎng)穩定運行控制技術(shù)研究。鼓勵電力企業(yè)圍繞技術(shù)創(chuàng )新鏈開(kāi)展強強聯(lián)合和產(chǎn)學(xué)研深度協(xié)作，集中突破關(guān)鍵核心技術(shù)。加大新技術(shù)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(fā)揮標準引領(lǐng)作用。
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1.各項統計數據均未包括香港特別行政區、澳門(mén)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(chǎng)發(fā)電量統計范圍為年主營(yíng)業(yè)務(wù)收入2000萬(wàn)元及以上的電廠(chǎng)發(fā)電量，數據來(lái)源于國家統計局。
4.四大高載能行業(yè)包括：化學(xué)原料和化學(xué)制品制造業(yè)、非金屬礦物制品業(yè)、黑色金屬冶煉和壓延加工業(yè)、有色金屬冶煉和壓延加工業(yè)4個(gè)行業(yè)。
5.高技術(shù)及裝備制造業(yè)包括：醫藥制造業(yè)、金屬制品業(yè)、通用設備制造業(yè)、專(zhuān)用設備制造業(yè)、汽車(chē)制造業(yè)、鐵路/船舶/航空航天和其他運輸設備制造業(yè)、電氣機械和器材制造業(yè)、計算機/通信和其他電子設備制造業(yè)、儀器儀表制造業(yè)9個(gè)行業(yè)。
6.消費品制造業(yè)包括：農副食品加工業(yè)、食品制造業(yè)、酒/飲料及精制茶制造業(yè)、煙草制品業(yè)、紡織業(yè)、紡織服裝/服飾業(yè)、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋業(yè)、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品業(yè)、家具制造業(yè)、造紙和紙制品業(yè)、印刷和記錄媒介復制業(yè)、文教/工美/體育和娛樂(lè )用品制造業(yè)12個(gè)行業(yè)。
7.其他制造行業(yè)為制造業(yè)用電分類(lèi)的31個(gè)行業(yè)中，除四大高載能行業(yè)、高技術(shù)及裝備制造業(yè)、消費品行業(yè)之外的其他行業(yè)，包括：石油/煤炭及其他燃料加工業(yè)、化學(xué)纖維制造業(yè)、橡膠和塑料制品業(yè)、其他制造業(yè)、廢棄資源綜合利用業(yè)、金屬制品/機械和設備修理業(yè)6個(gè)行業(yè)。
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(gè)省(市);中部地區包括山西、安徽、江西、河南、湖北、湖南6個(gè)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(gè)省(市、自治區);東北地區包括遼寧、吉林、黑龍江3個(gè)省。
