北极星智能电网在线讯:第五章 电力行业发展
本章作者 王雪辰
（中能传媒能源安全新战略研究院）
一、电力生产
01
全国发电量同比增长6.7%，电力生产供应能力进一步提升
2024年，全国全年电力系统运行保持稳定，供需总体平稳，电力生产供应能力进一步提升。《2024年国民经济和社会发展统计公报》显示，2024年全国规模以上电厂发电量10.1万亿千瓦时，比上一年增长6.7%。其中，火力发电量6.4万亿千瓦时，比上一年增长1.7%；清洁能源发电3.7万亿千瓦时，比上一年增长16.4%。
注：数据来自国家统计局历年国民经济和社会发展统计公报，增速系计算所得
（数据来源：国家统计局）
图5-1 2015—2024年全国发电量及增速
发电结构绿色转型成效显著，可再生能源发电量稳步提升。据国家能源局数据，2024年，全国可再生能源发电量达3.46万亿千瓦时，同比增加19%，占比超过全部发电量的三分之一。风电太阳能合计发电量同比增长27%，远超同期城乡居民生活用电量，与同期第三产业用电量基本持平，占全社会用电量比重突破18%。全年新增可再生能源发电量5419亿千瓦时，约占全社会新增用电量的86%。
02
全国电力装机规模同比增长14.6%，为近十年最高
2024年，全国新增发电装机容量4.3亿千瓦，再创历史新高，同比多投产6255万千瓦。截至2024年底，全国发电装机容量约33.5亿千瓦，同比增长14.6%，增速比上一年高0.6个百分点，是十年内最高值。
我国发电装机容量在近十年中保持快速增长，2015—2024年，我国发电装机累计容量从15.3亿千瓦增长到33.5亿千瓦。“十四五”以来，我国风电太阳能发电新增装机连续4年超过1亿千瓦，全国发电装机增速保持在7%以上，2023年和2024年的发电装机增速更是达到14%以上。
（数据来源：中国电力企业联合会）
图5-2 2015—2024年全国电力装机及增速
03
装机结构绿色转型迈入新阶段，新能源发电装机规模首次超过火电
随着我国新型电力系统加快构建，电力行业绿色低碳转型成效显著，可再生能源新增装机已连续两年突破3亿千瓦。2024年全国可再生能源发电新增装机达3.73亿千瓦，同比增长23%，约占发电新增装机的86%。截至2024年底，我国以风电、太阳能发电为主的新能源发电装机规模达到14.5亿千瓦，首次超过火电装机1000万千瓦。
非化石能源发电装机规模创历史新高。从近十年数据来看，非化石能源发电装机比重明显上升。“十四五”以来非化石能源发电装机规模累计增长了98.0%，年均增长18.6%；化石能源发电装机规模累计增长15%，年均增长3.6%，累计增速明显低于同期非化石能源发电装机增速83个百分点。截至2024年底，非化石能源发电装机容量19.5亿千瓦，同比增长23.8%，占总装机容量比重为58.2%，比上一年提高4.3个百分点。可再生能源装机达到18.89亿千瓦，同比增长25%，约占我国总装机的56%。
（数据来源：中国电力企业联合会）
图5-3 2015—2024年全国电力装机结构
截至2024年底，水电装机容量4.4亿千瓦（常规水电3.77亿千瓦，抽水蓄能5869万千瓦），同比增长3.2%。风电和太阳能发电累计装机容量为14.1亿千瓦，同比增长38.6%，占总装机容量比重为36.0%，同比提高6.4个百分点。其中，并网风电5.2亿千瓦（陆上风电4.8亿千瓦、海上风电4127万千瓦）；并网太阳能发电8.9亿千瓦（集中式光伏5.11亿千瓦，分布式光伏3.75亿千瓦）。核电装机容量6083万千瓦。全国全口径火电装机容量14.4亿千瓦。其中，煤电11.9亿千瓦，同比增长2.6%，占总发电装机容量的比重为35.7%，同比降低4.2个百分点。
从装机增速看，2024年，太阳能发电装机增速45.2%，比上一年低了10个百分点；风电装机增速为18%，比上一年低了2.7个百分点。核电同比增长6.9%，水电同比增长3.2%，火电同比增长3.8%。
（数据来源：中国电力企业联合会）
图5-4 2015—2024年全国分类型发电装机增速
04
全国发电设备利用小时同比降低157小时，水电和核电利用小时数提高
2024年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3442小时，同比降低157小时。分类型看，水电设备利用小时3349小时，同比提高219小时，其中，常规水电3683小时，同比提高272小时；抽水蓄能1217小时，同比提高40小时。核电7683小时，同比提高13小时。火电设备利用小时4400小时，同比降低76小时，其中煤电4628小时，同比降低62小时，气电2363小时，同比降低162小时。并网风电2127小时，同比降低107小时。并网太阳能发电1211小时，同比降低81小时。
（数据来源：中国电力企业联合会）
图5-5 2015—2024年不同电源发电设备利用小时数
二、电力消费
01
全社会用电量同比增长6.8%
2024年，我国电力消费水平进一步回升。根据中国电力企业联合会统计数据，全社会用电量98521亿千瓦时，同比增长6.8%，增速比上一年高0.1个百分点，比GDP增速高出1.8个百分点，已连续5年超过GDP增速。“十四五”以来，全社会用电量年均增长6.7%。国民经济运行总体稳定以及电气化水平提升，拉动全社会用电量保持平稳较快增长。
2020—2024年，我国电力消费弹性系数均保持在大于1的水平。近几年各产业用电量规模持续增长，电能占终端能源消费的比重提升至28%左右，拉动用电量增速超过GDP增速。经济发展和“双碳”目标推动我国现代化产业体系建设，加快传统产业绿色低碳转型升级，终端用能电气化水平提升，电能替代领域拓宽，推动第二产业和第三产业用电量快速增长。
（数据来源：中国电力企业联合会）
图5-6 2015—2024年全国全社会用电量及增速
据《中国气候公报（2024）》，在全球变暖和厄尔尼诺事件的共同影响下，2024年我国年平均气温再创历史新高，天气形势复杂，气候异常现象凸显，极端事件多发强发。在此背景下，2024年全国平均气温10.9摄氏度，继2023年后再创历史新高，全国平均高温日数较常年偏多6.6天，为1961年以来第二多，仅少于2022年。冬季冷暖起伏大，春、夏、秋季气温均为历史最高。其中1月下旬、2月下旬气温明显偏低，4月、5月、7月、8月、9月和11月气温均为历史同期最高。叠加二、三季度我国经济增速放缓的影响，一至三季度用电量增速波动较大。另一方面，虽然四季度我国经济运行明显回升，但叠加2023年四季度同期用电量高基数的因素，四季度用电量增速较前三季度放缓。2024年一季度全社会用电量实现了9.8%的较快增长，二、三、四季度全社会用电量增速回落，同比分别增长6.5%、7.6%、3.6%。
（数据来源：中国电力企业联合会）
图5-7 2019—2024年全国全社会用电量季度增速
02
经济高质量发展对产业用电增速影响明显
2024年，全国全行业用电量8.36万亿千瓦时，同比增长6.2%。其中，城乡居民生活用电量增速领先，各产业用电量增速较上一年均有所回落，第一、二产业用电量增速低于全社会用电量增速。2024年，第一产业用电量1357亿千瓦时，同比增长6.3%，对全社会用电量增长的贡献率为1.3%；第二产业用电量6.39万亿千瓦时，同比增长5.1%，对全社会用电量增长的贡献率为49.7%；第三产业用电量1.83万亿千瓦时，同比增长9.9%，增速为近十年第三高，对全社会用电量增长的贡献率为26.3%；城乡居民生活用电量1.49万亿千瓦时，同比增长10.6%，增速为近十年第二高，对全社会用电量增长的贡献率为22.7%。
（数据来源：中国电力企业联合会）
图5-8 2018—2024年分产业用电量增速
03
电力消费结构继续优化
随着我国近年来现代化产业体系建设的推进，工业绿色转型加快，第二产业用电需求仍保持平稳增长，支撑工业经济规模稳步扩大。分行业来看，制造业与第二产业用电增速保持一致，其中，高技术及装备制造业用电量同比增长10.3%，是同期制造业用电增速水平的2倍以上，而四大高载能行业增速仅为2.2%。第二产业用电量占全社会用电量比重为64.8%，比上一年减少1个百分点。第一产业用电量占全社会用电量比重为1.4%，与上一年保持一致，但整体用电量增长明显，畜牧业、渔业、农业用电量同比分别增长9.2%、7.1%、4.1%，反映出农林牧渔业电气化水平持续提升。第三产业用电量占全社会用电量比重为18.6%，同比增加0.5个百分点。服务业经济稳步恢复，其中，租赁和商务服务业，信息传输、软件和信息技术服务业，互联网和相关服务，批发和零售业四个行业全年用电量保持较快增长势头，增速处于10%～22%。其中，电动汽车充换电服务业2024年用电量同比增长50.9%，依然保持高速增长。此外，城乡居民生活用电量占全社会用电量比重为15.2%，同比增加0.5个百分点。其中，城镇居民生活用电量为8341亿千瓦时，同比增长11.7%，增速为近十年来最高。
（数据来源：中国电力企业联合会）
图5-9 2015—2024年分产业用电量
04
清洁能源消费占比不断提高
2024年，我国天然气、水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源消费量占能源消费总量比重为28.6%，同比增加2.2个百分点。绿证应用场景不断拓展，不仅为经济社会绿色发展注入新动力，也将绿色电力融入大众日常生活。很多大型活动、用能企业、公共机构、居民用户均通过购买绿证实现绿色电力消费。其中，2024年居民自主购买绿证近118万张，推动全社会形成绿色消费风尚。
三、电力基建
1.电力投资创历史新高，电源投资连续5年高于电网投资
2024年，全国电力工程建设投资完成额达1.78万亿元，同比增长13.2%，为近十年最高水平。电源投资完成1.17万亿元，同比增长12.1%，非化石能源发电投资占电源投资的比重达到86.6%。
网源投资绝对差值为近十年最高。2024年全国电源基本建设投资占电力投资的比重为65.8%，较上一年增加0.7个百分点；电网基本建设投资占电力投资的比重为34.2%。从近十年数据看，电网投资占比在“十三五”中期的2018年达到顶峰65.8%，电网投资接近电源投资2倍。从2019年开始，电网投资占比呈下降趋势，电源投资占比连续升高，并在2020年出现反转。“十四五”以来，电力投资大幅增加，其中，电源投资占比持续提升，绝对值差距连续拉大，2024年电源投资较电网多投资5604亿元，绝对差值为近十年最高。
（数据来源：中国电力企业联合会）
图5-10 2015—2024年全国电力投资总量及增速
2.电网投运规模平稳增长
2024年，电网投资完成6083亿元，同比增长15.3%，交流工程投资同比增长8.5%，其中，110千伏及以下等级电网投资3194亿元，同比增长10.1%，占电网工程完成投资总额的52.5%；直流工程投资同比增长227.5%，绝大部分为±800千伏等级电网投资。2024年全年共投运3项特高压工程，包括川渝1000千伏特高压交流工程、武汉—南昌双回1000千伏特高压交流工程、张北—胜利1000千伏特高压交流工程。
截至2024年底，全国电网220千伏及以上变电设备容量达63.4亿千伏安以上；220千伏及以上输电线路回路长度共95.0万千米，同比增长5.3%。
（数据来源：中国电力企业联合会）
图5-11 2015—2024年220千伏及以上变电设备容量情况
（数据来源：中国电力企业联合会）
图5-12 2015—2024年220千伏及以上输电线路回路长度情况
四、电力体制改革政策与形势
1.市场化交易电量比重持续增加
2024年1—12月，全国电力市场交易电量61795.7亿千瓦时，同比增长9%，占全社会用电量的比重为62.7%，同比增长1.3个百分点，占售电量比重为76%，同比增长1个百分点；全国完成跨区输送电量9247亿千瓦时，同比增长9.0%；完成跨省输送电量2.0万亿千瓦时，同比增长7.1%。2024年国家电网公司经营区市场化交易电量为5.02万亿千瓦时，历史首次突破5万亿千瓦时，同比增长7.3%，省间交易电量1.51万亿千瓦时，历史首次超过1.5万亿千瓦时，同比增长7.7%。南方电网公司区域各电力交易中心累计组织完成市场交易电量11373.4亿千瓦时，同比增长22.1%。内蒙古电力交易中心累计组织完成市场交易电量3195.6亿千瓦时，同比增长9.1%。
新能源市场交易规模继续扩大。国家电网公司经营区新能源市场化交易电量7699亿千瓦时，占新能源总发电量14684亿千瓦时的51.8%，历史首次超过一半。市场化交易成为国家电网经营区新能源消纳的主要手段。
市场主体数量增长近20倍。截至目前，在交易机构注册的主体数量已达到81.6万家，相较于2016年的4.2万家增长近20倍，涵盖了火电、新能源、核电等发用电两侧各类经营主体。截至2024年底，国家电网公司经营区市场用户超过65万户，较2015年增长超过20倍，其中分布式电源、充电桩、新型储能、虚拟电厂等新型主体超4000家。
（数据来源：中国电力企业联合会）
图5-13 2017—2024年全国市场交易电量、增速及占全社会用电量比重
2.电价机制持续完善
全国各省持续完善分时电价政策。2024年有13个地区发布新版分时电价政策，6个地区公开征求意见，调整重点集中在完善峰谷时段划分、拉大峰谷价差、建立尖峰电价机制、扩大执行范围、明确市场化用户执行方式等方面。浮动比例方面，各省市陆续出台季节性尖峰电价机制，提高峰谷电价浮动比例，拉大峰谷电价差，为工商业储能提供更大盈利空间。
容量电价方面，2024年国家电网公司经营区域全面实施容量补贴政策。其中，山东容量补贴覆盖了火电、风电、光伏等多种容量资源，北京、河北、江苏、安徽、陕西核定了应急备用煤电机组容量电价。广东省煤电、气电机组容量电价政策也落地实施，一定程度上减轻了发电企业的成本回收负担。
辅助服务费用分摊原则确定。2024年2月7日，国家发展改革委、国家能源局出台了《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》，加速推进各地电力辅助服务市场规范统一，推动辅助服务费用规范有序传导分担，充分调动灵活调节资源参与系统调节积极性。
3.中长期交易稳步增长
2024年1—12月，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为46535.9亿千瓦时，同比增长5.1%，比上一年减少1.9个百分点。电力中长期交易电量占市场化电量比重超90%。省内电力直接交易（含绿电、电网代购）电量合计为45483.5亿千瓦时，省间电力直接交易（外受）电量合计为1052.4亿千瓦时。国家电网区域中长期电力直接交易电量合计为35308.9亿千瓦时，同比增长4.5%；南方电网区域中长期电力直接交易电量合计为8543.7亿千瓦时，同比增长4.8%；蒙西电网区域中长期电力直接交易电量合计为2683.2亿千瓦时，同比增长13.6%。
4.电力现货市场建设提速
继2023年9月《电力现货市场基本规则（试行）》出台之后，2023年10月出台的《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》为多地现货市场建设明确了时间表。2024年4月，国家发展改革委发布了《电力市场运行基本规则》，给出了电力市场运行需要满足的基本要求，对未来不同的电力市场模式、规则具有较高的适应性。
省间现货市场建设平稳推进。2024年10月，省间电力现货市场转正式运行。11月，南方区域电力现货市场完成首次全月结算试运行，标志着我国首个区域电力现货市场在市场运营、市场机制、技术条件等各方面均具备长周期结算运行条件。
省内现货方面，山东、甘肃电力现货市场试点在经历长周期不间断结算试运行后，分别于2024年6月和9月转正式运行，蒙西于2025年2月由试运行转入正式运行，加上山西、广东，目前已有5个转入正式运行的省级电力现货市场。首批试点地区福建、第二批试点地区辽宁开展整月结算试运行，第二批试点地区上海开展结算试运行，非一、二批试点地区河北南网、陕西、青海、宁夏、重庆、吉林开展不同周期的结算试运行，新疆首次完成整周调电试运行。除北京、天津、冀北、西藏外，其他省级电力现货市场已开展试运行。
5.绿电绿证交易大幅攀升
国家发展改革委、国家能源局印发了《电力中长期交易基本规则—绿色电力交易专章》，推动绿色电力交易融入电力中长期交易，满足电力用户购买绿色电力需求。2024年，绿电交易电量达2336亿千瓦时，同比增长235%。国家电网公司经营区完成绿电交易1358亿千瓦时，同比增长122%；绿证交易1.76亿个，同比增长超6倍。南方电网公司区域绿电绿证交易电量917亿千瓦时，累计交易电量突破1000亿千瓦时，超1万家市场主体参与，服务多家港澳企业购买绿证40万张。2025年3月，广西、云南送上海的月内跨经营区绿色电力交易成为全国首笔跨经营区绿色电力交易。国家能源局数据显示，2024年我国绿证交易规模增长迅速，全年交易绿证4.46亿个，同比增长3.6倍，其中绿证单独交易2.77亿个，以跨省交易为主；绿电交易绿证1.69亿个，以省内交易为主。截至2024年12月底，我国绿证累计交易5.53亿个，其中绿证单独交易3.15亿个、绿电交易绿证2.38亿个。
6.辅助服务市场品种持续丰富
辅助服务市场实现全覆盖，年均挖掘系统调节能力超1亿千瓦，释放清洁能源消纳空间超1200亿千瓦时。2024年，国家电网公司经营区域辅助服务市场已包含调峰、调频、备用、爬坡等交易品种。6个区域电网均已正式运行区域内调峰辅助服务市场，华东、华中、东北、西北已正式运行区域备用辅助服务市场；省内方面，除西藏外，其余地区已实现辅助服务全覆盖，山东率先推出爬坡辅助服务，与现货联合出清。
7.增量配电业务改革试点项目持续推进
增量配电业务改革方面，《2024年度新型配售电发展蓝皮书》显示，截至2024年12月，全国459个增量配电业务改革试点中，已有331个试点完成规划编制，占比超过试点总量的七成，比上一年增加2个。其中，第一批86个，第二批72个，第三批80个，第四批54个，第五批39个。五批次试点中已取得电力业务许可证（供电类）的共计227个，约占试点数的五成。已确定业主的试点项目共计360个，约占试点数的八成。尤其在源网荷储一体化试点探索中，截至2024年12月，全国已有30个省（区、市）明确了源网荷储一体化建设项目超450项，电源总装机超1亿千瓦。
8.全国碳市场运行平稳
全国碳市场制度基础进一步扎实和完善。2024年1月，国务院正式颁布《碳排放权交易管理暂行条例》，首次以行政法规的形式明确了全国碳排放权交易市场的交易和监管制度，成为指导我国碳市场运行管理的法律依据。至此，全国碳市场的政策法规体系进一步健全和完善，形成了由行政法规、部门规章、规范性文件、技术规范等共同组成的多层级制度体系。
全国碳市场交易运行总体平稳。2024年全国碳市场碳排放配额（CEA）总成交量同比小幅下跌11%，达1.89亿吨，但多种因素推动年内碳价显著上涨至100元/吨左右，使2024年市场成交额同比大涨25.4%，达181.14亿元。截至2024年底，全国碳市场CEA累计成交量达6.30亿吨，累计成交额达430.32亿元。
2024年CEA大宗协议成交量为1.52亿吨、成交额为144.82亿元，分别占市场年成交总量与成交总额的80.4%和80%，占比相较于2023年的83.5%和82.2%略有下降；挂牌协议成交量为3702.7万吨、成交额为36.31亿元，分别占CEA年成交总量与总额的19.6%和20%，占比相较于2023年的16.5%与17.8%均有显著上升。挂牌协议占比持续上升，显示市场结构也在不断优化。
地方试点碳市场在2024年整体成交量达6684万吨，同比小幅下跌约4.7%。各试点碳市场成交量和成交价延续分化走势，湖北、上海、天津的成交量较2023年有较大提升，上海、北京、重庆的成交均价保持上升。
