北极星智能电网在线讯:7月7日，中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）发布《中国电力行业年度发展报告2023》（以下简称“《报告2023》”），向全社会发布2022年中国电力行业基本数据，这是中电联连续第17年发布年度发展报告。《报告2023》以电力行业统计与调查数据为依据，结合企业和相关机构提供的珍贵资料，全面、客观、准确反映中国电力行业发展与改革现状。 《报告2023》共14章，重点阐述了2022年电力消费与需求侧管理、电力生产与供需、电力投资与建设、电力市场建设、电力新业态、电力安全与可靠性、电力标准化、电力绿色发展、科技与数字化、电力企业发展与经营、国际电力发展与合作等情况，并展望了2023年及中长期电力发展。 报告指出，2022年，电力行业坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全力保供电、促转型、强创新、谋改革，与时俱进推动电力高质量发展。一是综合施策确保电力供应安全，坚持政企协同联动、源网荷储协同发力，有效缓解了迎峰度夏和迎峰度冬期间部分地区供电紧张局面，守牢了民生用电安全底线。二是牢牢把握碳达峰碳中和重大任务，深入推进电力绿色低碳转型，终端用能电气化水平不断提升，推动煤电与新能源优化组合，电力投资加快释放，一批重大项目建成投运，推动能源生产和消费方式深刻变革。三是发挥创新驱动效能，加快推进电力科技自立自强，在海上风电、新型储能、特高压输电等领域创造了一批重大科技创新成果，推动电力产业链供应链现代化水平不断提升。四是坚持市场化改革总方向，建设统一电力市场体系取得重要进展，市场交易规模加速扩大，绿电交易需求稳步增长，推动电力体制改革走深走实。五是积极开创电力国际合作新局面，加强与“一带一路”国家绿色电力合作，电力境外投资低碳化态势清晰显现，建立多个高端合作交流平台，推动我国在国际电力舞台的影响力不断提升。 在电力消费方面，2022年，全国全社会用电量86369亿千瓦时，比上年增长3.6%，增速比上年回落6.7个百分点；全国人均用电量6116千瓦时/人，比上年增加217千瓦时/人。根据国家电力调度控制中心统计，全国电网统调最高用电负荷12.9亿千瓦，比上年增长6.3%，增速比上年回落1.6个百分点，最大负荷增速高于全社会用电量增速。 在电力生产供应方面，截至2022年底，全国全口径发电装机容量256733万千瓦，比上年增长8.0%，增速比上年提升0.2个百分点。其中，并网风电36564万千瓦，比上年增长11.2%；并网太阳能发电39268万千瓦，比上年增长28.1%，新能源发电增势强劲。2022年，全国全口径发电量86939亿千瓦时，比上年增长3.6%。其中煤电50792亿千瓦时，占全口径发电量的58.4%，煤电发挥了电力供应基础保障作用。初步统计，截至2022年底，全国电网220千伏及以上输电线路回路长度88万千米，比上年增长2.6%；全国电网220千伏及以上公用变电设备容量51亿千伏安，比上年增长3.4%；全国跨区输电能力达到18815万千瓦，比上年增长9.3%。2022年，全国跨区送电量完成7674亿千瓦时，比上年增长7.3%，电网输配电能力不断增强。 在电力供需方面，2022年2月，少数省份在部分用电高峰时段电力供需平衡偏紧；7、8月，全国有21个省级电网用电负荷创新高，电力保供形势严峻，全国日最大错避峰负荷超过5000万千瓦；12月，少数省份电力供需形势较为紧张。国家高度重视并出台一系列能源电力保供措施，电力行业全面深入贯彻党中央、国务院能源电力保供要求，坚持政企协同联动、源网荷储协同发力，通过提升机组顶峰发电能力、加强省间余缺互济、实施负荷侧管理等措施，有效缓解迎峰度夏和迎峰度冬期间部分地区供电紧张局面，守牢民生用电安全底线，为经济社会发展和人民美好生活提供坚强电力保障。 在电力投资与建设方面，2022年，全国主要电力企业合计完成投资12470亿元，比上年增长15.6%。全国电源工程建设完成投资7464亿元，比上年增长27.2%。全国电网工程建设完成投资5006亿元，比上年增长1.8%。电源投资加速释放，电网投资维持较高水平。2022年，全国新增发电装机容量20298万千瓦，比上年增长13.3%。风电和太阳能发电合计新增装机继续突破1亿千瓦，占全部新增发电装机比重62.5%。其中，太阳能发电8821万千瓦，比上年增长61.7%，创历史新高，分布式光伏发电新增装机容量5111万千瓦，占光伏发电新增装机容量的60%左右，集中式与分布式开发并举。2022年，全国新增交流110千伏及以上输电线路长度60170千米，比上年增长15.7%，新增变电设备容量35320万千伏安，比上年增长4.9%，华中特高压网架加快构建，川渝特高压交流工程开工建设，适应城乡负荷增长和新能源快速发展的220千伏及以下电网建设持续推进，电网建设布局持续优化。 在电力绿色低碳转型方面，截至2022年底，全国全口径非化石能源发电装机容量127548万千瓦，比上年增长14.0%，增速比上年提升0.6个百分点，非化石能源发电占发电总装机容量比重49.7%，比上年提高2.6个百分点。2022年，全国非化石能源发电量31443亿千瓦时，比上年增长8.6%，占总发电量比重36.2%，比上年提高1.7个百分点。2022年，全国6000千瓦及以上火电厂供电标准煤耗300.7克/千瓦时，比上年降低1.0克/千瓦时；全国6000千瓦及以上电厂厂用电率4.49%，比上年增加0.13个百分点；全国线损率4.82%，比上年降低0.43个百分点，电力能效指标持续向好。截至2022年底，全国达到超低排放限值的煤电机组约10.5亿千瓦，占煤电总装机容量比重约94%。2022年，全国单位火电发电量二氧化碳排放约824克/千瓦时，比2005年降低21.4%；全国单位发电量二氧化碳排放约541克/千瓦时，比2005年降低36.9%。截至2022年底，全国碳排放权交易市场（发电行业）碳排放配额（CEA）累计成交量2.30亿吨，累计成交额超过104.75亿元。其中，2022年合计成交量0.51亿吨，合计成交额超过28.1亿元，综合成交均价55.30元/吨。电力碳减排取得显著成效，全国碳市场建设扎实推进。 在电力市场建设方面，2022年，经过持续深化电力市场建设，已基本建成了“统一市场、协同运作”的电力市场基本架构，形成了衔接省间、省内，覆盖全国范围、全类型周期、不同交易品种的市场体系，全国统一电力市场体系建设取得重要进展。2022年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量52543亿千瓦时，比上年增长39.0%，占全社会用电量的60.8%，比上年提高15.4个百分点，市场化程度进一步提高。 根据《报告2023》预测， 2023年全国电力供需总体紧平衡，预计全年全社会用电量增速在6%左右，部分区域部分时段电力供需偏紧。终端用能电气化水平持续提升，预计到2030年，我国电气化进程将进入中期转型阶段，带动电能占终端能源消费比重达到35%左右，工业、建筑、交通等终端用能部门电能替代不断加强。电力绿色低碳转型步伐加快，预计到2030年，非化石能源发电装机占比将达到60%左右，非化石能源发电量占比接近50%，非化石发电量增量占全社会用电量增量比重达到90%左右。电力系统调节能力需求逐步攀升，随着新能源占比逐渐提高，煤电逐步向基础保障性和系统调节性电源转型，电源多元化发展成为电力系统安全运行的可靠保障。未来电力系统将呈现多种新型技术形态并存的格局，大电网将长期作为我国电网的基本形态，分布式微网将成为有效补充。 《中国电力行业年度发展报告2023》（简版） 2022年，电力行业坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大精神，认真落实党中央、国务院决策部署，深入贯彻能源安全新战略，积极稳妥推进碳达峰碳中和，推动构建新型电力系统，助力规划建设新型能源体系，积极参与应对气候变化全球治理，协同作战、攻坚克难，全力保供电、促转型、强创新、谋改革，与时俱进推动电力高质量发展新实践。综合施策确保电力供应安全，坚持政企协同联动、源网荷储协同发力，有效缓解了迎峰度夏和迎峰度冬期间部分地区供电紧张局面，守牢了民生用电安全底线。牢牢把握碳达峰碳中和重大任务，深入推进电力绿色低碳转型，终端用能电气化水平不断提升，推动煤电与新能源优化组合，电力投资加快释放，一批重大项目建成投运，推动能源生产和消费方式深刻变革。发挥创新驱动效能，加快推进电力科技自立自强，在海上风电、新型储能、特高压输电等领域创造了一批重大科技创新成果，推动电力产业链供应链现代化水平不断提升。坚持市场化改革总方向，建设统一电力市场体系取得重要进展，市场交易规模加速扩大，绿电交易需求稳步增长，推动电力体制改革走深走实。积极开创电力国际合作新局面，加强与“一带一路”国家绿色电力合作，电力境外投资低碳化态势清晰显现，建立多个高端合作交流平台，推动我国在国际电力舞台的影响力不断提升。2022年恰逢中国有电140周年，电力行业弘扬“忠诚担当、求实创新、追求卓越、奉献光明”的电力精神，努力走出一条具有中国特色的电力发展之路，以强大的精神力量引领行业高质量发展，为全面建设社会主义现代化国家提供坚强电力保障。 一、电力消费 全社会用电量同比增长3.6%，最大负荷增速高于全社会用电量增速。2022年，全国全社会用电量86369亿千瓦时，比上年增长3.6%，增速比上年回落6.7个百分点；全国人均用电量6116千瓦时/人，比上年增加217千瓦时/人。根据国家电力调度控制中心统计，全国电网统调最高用电负荷12.9亿千瓦，比上年增长6.3%，增速比上年回落1.6个百分点。 第二产业保持用电主体地位，用电结构持续优化。2022年，第一产业用电量1147亿千瓦时，占全社会用电量的1.3%，比上年提高0.1个百分点；第二产业用电量56991亿千瓦时，占全社会用电量的66.0%，比上年降低1.5个百分点；第三产业用电量14862亿千瓦时，占全社会用电量的17.2%，比上年提高0.1个百分点；城乡居民生活用电量13369亿千瓦时，占全社会用电量的15.5%，比上年提高1.3个百分点。 电能替代稳步有序推进。2022年，各地区统筹电气化发展与电力供应保障，匹配新增用电需求与电力供应能力，安排各类电能替代项目建设时序，全年完成替代电量684.3亿千瓦时，替代电量占用电增量比重22.7%。 二、电力生产供应 发电装机容量同比增长8.0%，新能源发电增势强劲。截至2022年底，全国全口径发电装机容量256733万千瓦，比上年增长8.0%，增速比上年提升0.2个百分点。其中，水电41406万千瓦，比上年增长5.9%（抽水蓄能4579万千瓦，比上年增长25.8%）；火电133320万千瓦，比上年增长2.8%（煤电112435万千瓦，比上年增长1.3%；气电11565万千瓦，比上年增长6.2%）；核电5553万千瓦，比上年增长4.3%；并网风电36564万千瓦，比上年增长11.2%；并网太阳能发电39268万千瓦，比上年增长28.1%。 发电量平稳增长，煤电发挥了电力供应基础保障作用，新能源成为我国新增发电量的主体。2022年，全国全口径发电量86939亿千瓦时，比上年增长3.6%。其中,水电13517亿千瓦时，比上年增长0.9%，占全口径发电量的15.5%；火电57337亿千瓦时，比上年增长1.2%，煤电占全口径发电量的58.4%；核电4178亿千瓦时，比上年增长2.5%，占全口径发电量的4.8%；并网风电7624亿千瓦时，受海上风电发电增长较快的影响，比上年增长16.3%，占全口径发电量的8.8%；并网太阳能发电4276亿千瓦时，比上年增长30.8%，占全口径发电量的4.9%。 电网输配电能力不断增强。初步统计，截至2022年底，全国电网220千伏及以上输电线路回路长度88万千米，比上年增长2.6%；全国电网220千伏及以上公用变电设备容量51亿千伏安，比上年增长3.4%；全国跨区输电能力达到18815万千瓦，比上年增长9.3%。2022年，全国跨区送电量完成7674亿千瓦时，比上年增长7.3%。 三、电力供需 全国电力供需总体紧平衡，综合施策确保电力供应安全。2022年2月，少数省份在部分用电高峰时段电力供需平衡偏紧；7、8月，全国有21个省级电网用电负荷创新高，电力保供形势严峻，全国日最大错避峰负荷超过5000万千瓦；12月，少数省份电力供需形势较为紧张。分区域看，华北区域电力供需总体平衡；东北区域电力供需总体平衡有余；华东区域夏季电力供需形势紧张，浙江、江苏、安徽、上海部分时段采取负荷管理措施；华中区域夏季电力供需形势紧张，四川、重庆、湖北、湖南、河南、江西部分时段采取负荷管理措施，其中四川供需形势尤为严峻；西北区域电力供需总体平衡；南方区域夏季和冬季电力供需形势紧张，广东、广西、云南、贵州在夏季启动多轮次电力需求响应，贵州、云南在冬季部分时段采取负荷管理措施。国家高度重视并出台一系列能源电力保供措施，电力行业全面深入贯彻党中央、国务院能源电力保供要求，坚持政企协同联动、源网荷储协同发力，通过提升机组顶峰发电能力、加强省间余缺互济、实施负荷侧管理等措施，有效缓解迎峰度夏和迎峰度冬期间部分地区供电紧张局面，守牢民生用电安全底线，为经济社会发展和人民美好生活提供坚强电力保障。 四、电力投资与建设 电源投资加速释放，电网投资维持较高水平。2022年，全国主要电力企业合计完成投资12470亿元，比上年增长15.6%。全国电源工程建设完成投资7464亿元，比上年增长27.2%。其中，水电投资872亿元，比上年下降25.7%，白鹤滩水电站全部机组投产发电、金沙江下游水电基地全面建成，拉高了去年同期对比基数，导致水电投资下降；火电投资895亿元，比上年增长26.4%；核电785亿元，比上年增长45.7%；风电投资2011亿元，比上年下降22.3%，中央财政补贴取消带动海上风电逐步转向市场化竞配、平价上网的新发展阶段，短期内对产业投资产生抑制作用，导致风电投资下降；太阳能发电投资2865亿元，比上年增长232.7%。全国电网工程建设完成投资5006亿元，比上年增长1.8%。其中，直流工程投资316亿元，比上年下降17.0%；交流工程投资4505亿元，比上年增长3.7%，占电网总投资的90.0%。 新能源集中式与分布式开发并举。2022年，全国新增发电装机容量20298万千瓦，比上年增长13.3%。其中风电和太阳能发电合计新增装机继续突破1亿千瓦，占全部新增发电装机比重62.5%。分电源类型看，水电2371万千瓦（抽水蓄能880万千瓦），比上年增长1.0%；火电4568万千瓦（煤电2920万千瓦，气电649万千瓦），比上年下降7.5%；核电228万千瓦，比上年下降32.9%；风电3861万千瓦，比上年下降19.0%，新增风电装机以集中式风电为绝对主体，主要集中在风资源条件良好的华北、西北和东南沿海地区；太阳能发电8821万千瓦，比上年增长61.7%，创历史新高，其中分布式光伏发电新增装机容量5111万千瓦，占光伏发电新增装机容量的60%左右，新增户用光伏发电装机主要分布在农村地区。 电网建设布局持续优化。2022年，全国新增交流110千伏及以上输电线路长度60170千米，比上年增长15.7%，新增变电设备容量35320万千伏安，比上年增长4.9%，华中特高压网架加快构建，川渝特高压交流工程开工建设，适应城乡负荷增长和新能源快速发展的220千伏及以下电网建设持续推进；全国新投产直流输电线路2223千米，新投产换流容量1800万千瓦，分别比上年下降21.7%和43.8%，建成白鹤滩-江苏、白鹤滩-浙江特高压直流输电工程。 五、电力绿色低碳转型 电源结构优化调整步伐加快。截至2022年底，全国全口径非化石能源发电装机容量127548万千瓦，比上年增长14.0%，增速比上年提升0.6个百分点，非化石能源发电占发电总装机容量比重49.7%，比上年提高2.6个百分点；煤电占发电总装机容量比重43.8%，比上年降低2.9个百分点。2022年，全国非化石能源发电量31443亿千瓦时，比上年增长8.6%，占总发电量比重36.2%，比上年提高1.7个百分点；煤电占总发电量比重比上年降低1.6个百分点。 电力能效指标持续向好，污染物排放控制水平进一步提升。2022年，全国6000千瓦及以上火电厂供电标准煤耗300.7克/千瓦时，比上年降低1.0克/千瓦时；全国6000千瓦及以上电厂厂用电率4.49%，比上年增加0.13个百分点；全国线损率4.82%，比上年降低0.43个百分点。截至2022年底，全国达到超低排放限值的煤电机组约10.5亿千瓦，占煤电总装机容量比重约94%。2022年，全国电力烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量分别约9.9万、47.6万、76.2万吨，分别比上年降低19.4%、13.0%、11.6%；全国单位火电发电量烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量分别约为17毫克/千瓦时、83毫克/千瓦时、133毫克/千瓦时。 电力碳减排取得显著成效，全国碳市场建设扎实推进。2022年，全国单位火电发电量二氧化碳排放约824克/千瓦时，比2005年降低21.4%；全国单位发电量二氧化碳排放约541克/千瓦时，比2005年降低36.9%。以2005年为基准年，从2006年到2022年，电力行业累计减少二氧化碳排放量约247.3亿吨。其中，非化石能源发电、降低供电煤耗、降低线损率减排贡献率分别达到57.3%、40.5%、2.2%。截至2022年底，全国碳排放权交易市场（发电行业）碳排放配额（CEA）累计成交量2.30亿吨，累计成交额超过104.75亿元。其中，2022年合计成交量0.51亿吨，合计成交额超过28.1亿元，综合成交均价55.30元/吨。 电力新业态蓬勃发展。新型储能发展在政策体系构建、技术装备研发、示范项目建设、商业模式探索等领域持续推进，截至2022年底，全国电力安全生产委员会19家企业成员单位累计投运电化学储能电站472座、总功率689万千瓦、总能量1405万千瓦时、比上年增长126.8%。电动汽车与充电基础设施进入规模化发展、商业化应用阶段，纯电动汽车保有量突破1000万辆，截至2022年底，全国充电基础设施保有量521万台、达到2021年的近两倍。多能供应、能效提升、增值服务等综合能源服务业务融合发展态势持续向好，涌现出能源托管、区域能源运营等新商业模式。 六、电力科技创新与数字化 电源、电网、储能协同创新取得新突破。2022年，在新能源领域，全球单机容量最大的16兆瓦海上风电机组“率先号”下线，揭阳神泉二海上风电项目全球商用最大单机容量11兆瓦风电机组实现并网发电。在新型储能领域，世界首座非补燃压缩空气储能电站――江苏金坛盐穴压缩空气储能国家试验示范项目投产。在电网领域，高端输变电装备、柔性直流输电关键技术、电力系统分析与保护技术、新能源发电主动支撑技术、国产电力芯片技术、超导输电技术等领域取得系列重大创新成果；我国自主研发生产的世界最大规模的新能源分布式调相机群――青豫直流特高压工程一期配套电源点21台50兆乏分布式调相机项目全部并网投运。2022年，电力行业获得中国专利奖金奖6项，电力创新奖（技术类）174项，获得电力科学技术奖139项。 电力数字化发展持续推进。2022年，电力行业加快数字化转型，加强数字基础设施建设，实施关键核心数字技术攻关，推动电力信息技术创新应用，激活数据要素潜能，加快推进数字技术与电力全业务、各环节深度融合。2022年，电力行业主要电力企业数字化投入为373.3亿元，比上年增长22.3%。电力数字化领域的专利数量、软件著作数量、获奖数分别为2872项、38794项、4971项。 七、电力市场建设 全国统一电力市场体系建设取得重要进展。2022年，已基本建成了“统一市场、协同运作”的电力市场基本架构，形成了衔接省间、省内，覆盖全国范围、全类型周期、不同交易品种的市场体系。中长期市场启动连续运营，稳定市场预期的基础作用得到有效发挥，各省中长期交易电量同比持续增长，占总交易电量的比重维持在90%以上，成交价格基本稳定在基准电价上浮8-20%之间；现货市场建设稳步推进，首批8个电力现货试点均已启动连续结算试运行，第二批6个试点也陆续开展了模拟试运行，初步建立反映实时电力供需的价格机制；辅助服务市场逐步完善，全国各电网区域实现辅助服务市场全覆盖，普遍建设运行了区域内调峰辅助服务市场，部分区域开展了区域备用辅助服务市场。绿电交易需求稳步增长，绿电交易规范有序开展。 市场交易电量占全社会用电量比重60.8%，市场化程度进一步提高。2022年，煤电机组计划全面放开，工商业用户通过直接从市场购电或由电网公司代理购电方式全部进入市场，带动电力市场交易规模迅速扩大，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量52543亿千瓦时，比上年增长39.0%，占全社会用电量的60.8%，比上年提高15.4个百分点。其中，省内市场交易电量合计为42181亿千瓦时，比上年增长37.1%；省间市场交易电量（中长期和现货）合计为10362亿千瓦时，比上年增长47.5%；全国燃煤发电机组市场平均交易价格达到0.449元/千瓦时，较全国平均基准电价上浮约18.3%。截至2022年底，在电力交易机构注册的市场主体数量61万家，比上年增长30.6%。 八、电力企业经营 电力企业经营逐步恢复向好。截至2022年底，国家电网、南方电网和内蒙古电力三家电网企业资产总额合计6.17万亿元，比上年增长5.2%；中国华能、中国大唐、中国华电、国家能源集团、国家电投五大发电集团资产总额合计6.84万亿元，比上年增长5.2%。2022年，三家电网企业主营业务收入合计4.39万亿元，比上年增长19.2%，平均资产负债率为56.5%，比上年降低0.4个百分点；五大发电集团电力业务收入1.51万亿元，比上年增长14.6%。…

北极星智能电网在线讯:党的二十大报告强调，要积极稳妥推进碳达峰碳中和，深入推进能源革命，加快规划建设新型能源体系，确保能源安全。加快规划建设新型能源体系，为我国全面建设社会主义现代化国家新征程上的能源发展提供了方向指引，对统筹能源安全保障与绿色低碳转型提出了新的更高的要求。 新型能源体系是在绿色低碳、安全高效的能源体系基础上，顺应碳达峰碳中和要求的能源发展高级形态。新型能源体系是以非化石能源为供能主体，以低碳零碳利用的化石能源为必要的结构性支撑，以智能高效能源互联网为枢纽平台，以能源绿色低碳发展基本制度和政策体系为支撑，融合应用先进能源技术与新一代数字信息技术，依托统一现代能源市场优化配置能源资源，在保障能源安全的前提下，广泛形成能源绿色生产消费方式，实现更高水平的能源供需动态平衡，一次能源与二次能源协调互济，能源产业链供应链现代化水平显著提升，能源国际合作和竞争优势持续彰显，高质量、渐进式、可持续发展的能源体系。本质上，新型能源体系建设过程，是一个能源由传统的、不可再生的且分布不均的化石能源供给为主，逐步向新型的、可再生的、广泛存在的清洁能源供给为主的转变过程；是一个由自然资源禀赋依赖为主，向科学技术依赖为主的转变过程。 系统认识规划建设 新型能源体系 的重要意义 规划建设新型能源体系是确保开放条件下能源安全的内在要求。实现经济社会全面绿色转型，保障能源安全是基本前提。近年来，我国能源行业贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略，能源供应保障能力持续增强，能源供需总体平衡。同时，世界主要大国围绕能源资源供应、能源战略通道、国际能源市场的竞争更加激烈，当前我国石油和天然气对外依存度已分别达到72%、42%左右，能源安全韧性仍显不足。在能源供应侧持续加大新能源和可再生能源开发力度，在消费侧持续提升电气化水平，实现以电能为主、电热冷气氢等多异质能源耦合、各种能源子系统之间协调规划、优化运行、源荷互动、协同管理、交互响应和互补互济，是符合我国实际的新型能源体系建设基本途径，也是对能源安全的重要保障。 规划建设新型能源体系是加快推动能源绿色低碳转型的必然举措。能源活动是二氧化碳排放的主要来源，能源绿色低碳发展是实现碳达峰碳中和的重要领域和关键环节。近年来，我国能源转型取得显著成效，截至2021年底，煤炭消费比重下降至56.0%，非化石能源消费比重提高到16.6%，水电、风电、光伏发电装机容量稳居世界第一。同时，相比于欧盟等发达经济体碳排放已经达峰，从碳达峰到碳中和有50~70年过渡期，我国二氧化碳排放体量大，从碳达峰到碳中和仅有30年时间，实现“双碳”目标，需要能源“产供储销用”全环节更好适应新形势下推进能源绿色低碳转型的需要。新型能源体系推动形成非化石能源既满足能源需求增量、又规模化替代化石能源存量的能源生产消费格局，建设新能源占比逐步提高的新型电力系统，为实现能源领域深度脱碳提供有力支撑。 规划建设新型能源体系是实现能源行业高质量发展的根本任务。建设中国式现代化，着力推动高质量发展，建设现代化产业体系，需要大幅提升能源产业链先进性和自主可控能力。近年来，我国可再生能源、三代核电、清洁高效煤电、煤炭深加工、常规油气勘探开发、主流储能产业发展总体处于国际先进水平。同时，全球能源产业链布局正在发生复杂深刻变化，发达国家纷纷推动先进能源产业链回流，我国能源领域原创性、引领性、颠覆性技术偏少，新型能源体系催生能源新技术、新业态，拓宽现代能源产业范围，涵盖可再生能源、核能、化石能源、能源数字化智慧化等既有产业，以及新型储能、绿色氢能、碳捕集利用与封存等新兴产业，打造产业级生态，促进高效投资，将带动研发试验、设计施工、设备制造、绿色金融等上下游产业协同发展。 深入研究新型能源体系 的特征趋势和发展阶段 新型能源体系特征趋势 新型能源体系总体呈现低碳化、电气化、市场化、智慧化的特征趋势。 能源生产供应有序低碳化。新型能源体系建设，需要非化石能源快速发展，化石能源逐步实现清洁高效低碳零碳利用，打造多元清洁能源供应系统。能源“产供储销用”各环节灵活性资源合理配置，新能源供给消纳体系和新型电力系统建设深入推进，更好满足日益增长的绿色能源电力消费需求。支撑我国2050~2060年非化石能源消费比重超过80%，新能源电量渗透率超过50%。 终端能源消费逐步电气化。用能行业与能源电力行业协调发展，清洁电能替代传统化石能源深入实施，带动工业、建筑、交通部门和农业农村电气化水平不断提升，电能逐步成为终端能源消费的主体，支持实现产业发展与居民生活用能低碳高效转型。支撑我国2050~2060年电能占终端能源消费比重达到70%，人均生活用电量超过2500千瓦时/人。 能源资源配置更加市场化。涵盖中长期交易、电力现货、电力辅助服务和绿电交易的统一电力市场全面形成，多元发用电主体全面参与电力交易。电力市场、各类煤炭石油天然气交易中心、全国碳排放权交易市场、用能权交易市场、绿证交易市场之间有效衔接，形成激发生产、绿色低碳、惠及民生的可靠能源电力供应。支撑构建全国统一现代能源市场体系，捋顺能源价格机制，实现能源资源配置全局最优。 能源电力系统高度智慧化。能源产业数字化转型深入推进，智能高效能源互联网逐步发展成形，电力源网荷储一体化蓬勃发展，能源流、电力流与数据流、信息流深入融合，促进能源电力供需交互响应水平大幅提升，多能耦合集成优化的综合能源系统灵活高效运行。支撑补强现代能源产业链，构建智慧能源系统，推动能源绿色低碳发展形态迭代演进。 新型能源体系发展阶段 新型能源体系建设是一项长期任务。我国能源电力系统将迎来一场战略性、系统性、全局性的变革。随着主体能源由化石能源向非化石能源转换，现有能源消费特性、能源供给结构、能源技术形态、能源体制机制、能源国际合作模式都将发生深刻变化，需要循序渐进推进新型能源体系建设。根据党中央提出的新时代“两步走”战略安排，锚定碳达峰碳中和目标，以2035年、2050年、2060年为新型能源体系建设的目标时间节点，谋划“三步走”发展路径，科学规划、分步推进新型能源体系建设。 成长转型期（当前至2035年）。新型能源体系框架建立。能源碳排放度过峰值平台期，进入稳步下降阶段。能源电力“产供储销用”体系基本建成，新增能源需求全部依靠清洁能源满足，可再生能源替代稳步推进，化石能源的托底保障作用凸显，能源互联网发展日臻成熟，综合能效水平大幅提升，统一现代能源市场体系基本建立，高水平能源国际合作和竞争新优势充分显现。非化石能源消费比重达到35%左右，电能占终端能源消费比重达到38%。 成形繁荣期（2035~2050年）。新型能源体系基本建成。能源碳排放快速下降，能源消费总量达峰、稳中有降，电力消费进入饱和增长阶段，能源电力供需保持高水平动态平衡，能源互联网平台全面建成，绿色能源生产消费方式广泛形成，终端能源消费电气化水平快速提升，能源绿色低碳转型重大前沿技术实现突破和规模化应用，现代化能源产业链自主可控。非化石能源消费比重达到70%左右，电能占终端能源消费比重超过60%。 成熟完善期（2050~2060年）。新型能源体系全面成熟。能源电力实现二氧化碳净零排放，支撑碳中和目标顺利实现。能源利用效率达到国际先进水平，新能源成为新型电力系统主体电源，电能与氢能等二次能源深度融合应用，统一现代能源市场体系成熟完善，能源电力智慧化水平达到更高层级，我国参与全球能源治理的话语权和影响力显著提升。非化石能源消费比重超过80%，电能占终端能源消费比重达到70%。 规划建设新型能源体系的 几个关键问题 形成非化石能源和新能源多轮驱动、多能互补的绿色低碳供能新格局 统筹水电开发和生态保护，稳妥有序建设西南主要流域梯级水电，积极安全有序发展核电，因地制宜实施核能供暖，加快发展风电、太阳能发电，加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系，提升生物质能、地热能综合利用水平。 坚持集中式与分布式并举，统筹送端和受端地区能源电力供需形势、本地支撑性电源和应急保障电源建设进展，优化黄河流域和新疆以沙漠、戈壁、荒漠为重点的多能互补清洁能源基地、西南流域水风光储一体化多能互补清洁能源基地、沿海核电基地以及海上风电基地等各类大型清洁能源基地开发和送电时序，推动大电源与大电网协调发展，促进电力资源配置全局最优；加快推进东中部地区分布式能源高效开发、就近消纳，稳步推广屋顶光伏系统，因地制宜发展“光伏+”产业，建设分布式智能电网，积极推动分布式电源并网消纳，持续提升本地区绿色低碳能源供应能力。 持续提升能源生产和消费弹性 在能源生产侧，加强能源储备和调峰能力建设。完善煤炭应急保障储运机制，设置矿井弹性产能，建设一批大型全密闭煤炭应急储运中心；推动区域油气储备设施共建共享，积极推进获取更多更稳定的海外天然气资源，保障国内用气需求，扩大天然气储气库规模，提升天然气应急调峰能力；提高灵活调节电源占比，系统推进现役和新建煤电机组灵活性改造和灵活性制造，在气源有保障、气价承受能力较强地区合理布局天然气调峰气电，加快抽水蓄能电站建设，对具备条件的水电站进行抽水蓄能改造，加快推动新型储能规模化发展，实现多重功能价值。 在能源消费侧，完善能源消耗总量和强度调控，进一步完善新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制实施细则，重点控制化石能源消费，逐步转向碳排放总量和强度“双控”制度；加快完善电力需求侧响应配套市场机制，开展区域级工业可调节负荷、楼宇空调、大数据中心、用户侧储能、车网互动等各类资源聚合的虚拟电厂示范，支持负荷聚合商、虚拟电厂运营商作为独立市场主体参与系统运行调节；拓展以电能为主要供能形式的综合能源服务，推动电热冷气氢多元聚合互动，推动园区等典型应用场景能源梯级利用，推行合同能源管理，提升综合能效水平。 加快重大前沿能源技术研发应用 推动实现新型储能技术跨越式发展。集中攻关高能量比、高安全性和超高循环寿命的新型锂离子电池技术、液流型钠硫电池技术、锂硫电池技术，提高关键部件国产化技术水平。大力发展压缩空气储能、储氢、储热等长时间尺度储能技术，积极开展电池储能、飞轮储能、小型空气储能等短时间尺度储能技术攻关，带动新型储能关联产业核心装备制造和系统集成技术升级。部署储能设施本体的安全预警、检测、评价、优化技术、梯次利用技术研究及控制平台开发。发挥储能示范工程引领作用，推广共享储能模式。 扩大氢能技术应用规模。加大可再生能源电解水制氢、氢气长距离输送、液氢生产和输送技术研发力度。碱性电解水（ALK）制氢方面，开发长寿命、高效电极、复合隔膜材料及高性能电解槽；质子交换膜电解水（PEM）制氢方面，针对规模化应用开展膜电极与重金属催化剂等核心材料设备、系统集成、耦合宽功率波动等技术研发，开展10兆瓦等级及以上示范应用。结合各类制氢技术应用场景，同步实施适配不同场景下的各类型氢储运技术推广应用，为低成本、安全稳定储运氢气创造条件。加大混氢天然气技术创新应用力度，加快形成商业化应用产业链。 大力研发高效低能耗的碳捕集工艺和碳循环利用技术。结合资源禀赋特色和技术进步，加强燃烧后碳捕集技术研发，降低二氧化碳捕集能耗水平，重点突破低能耗、大规模碳捕集利用与封存（CCUS）技术，积极推进一批石化化工、煤电机组、大型油气田应用低成本、全流程碳捕集技术示范项目建设，加快二氧化碳资源化利用布局，加快推进规模化应用、完善技术链条、加快利用与封存项目示范。 建设统一现代能源市场体系 推动建设全国用能权交易市场，推动用能权交易价格形成机制由政府指导价格向市场价格转变，充分发挥价格信号对企业节能增效的引导作用。加强新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制政策与用能权交易市场的衔接，提升企业使用绿色电力的积极性。促进用能权交易市场、碳排放权交易市场和电力市场协调发展，探索三个市场间的协同运行机制，在引导企业节能减排的同时，保障企业生产经营合理收益，支撑绿色低碳循环产业经济发展。 积极发挥碳市场低成本减碳作用。继续完善全国碳市场交易体系，分步有序推动其他重点排放行业纳入全国碳市场，充分运用市场机制，降低全社会碳减排成本。分阶段引入CCER、碳汇等交易产品进入全国碳市场，引导社会投资，提升碳市场活跃度。深入开展企业碳资产管理工作，积极推动发电企业自愿减排项目的开发。 加快推进全国统一电力市场建设，打破省间壁垒和市场分割，推动形成多元竞争的电力市场格局。丰富市场主体和交易品种，推动电力交易机构独立规范运行，加快培育合格售电主体，稳步推进市场准入标准放开。加快电力现货市场建设，加强电力辅助服务市场建设，建立健全发电容量补偿机制，逐步向容量市场机制过渡。推动各类电源全面进入市场，鼓励支持增量配电网、新型储能、虚拟电厂等新兴市场主体独立参与电力交易。落实分时电价政策，引导用户错峰用电、削峰填谷，做好市场交易与分时电价政策衔接。 推动能源产业链数字转型和智慧升级 发挥能源全产业链数据的关键生产要素作用，构建能源大数据监测分析平台，充分运用数字化手段为能源规划、建设、生产、运营、管理全过程提供决策支持。持续推进能源数字基础设施、数字技术平台、数字应用场景建设，提高能源产业链全要素生产率，强化支撑能源高质量发展的超强感知能力、智能决策能力和快速执行能力。 积极探索智慧能源管控平台与生态环境保护、新型智慧城市等融合发展，满足各类用户多元化用能需求。推动能源电力领域新型基础设施与云计算、大数据、物联网、移动互联网、人工智能、5G、区块链等先进信息通信控制技术实现耦合发展，培育新型商业模式，促进能源“产供储销用”全环节智慧化发展。进一步完善“互联网+”智慧能源、新能源微电网、分布式智能电网等能源智慧发展新业态的技术标准体系，促进能源产业链国际竞争力不断提升。…

北极星智能电网在线讯:1月11日，河南省能源工作会议在郑州召开，会议的主要任务是，以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大精神，认真贯彻落实全国能源工作会议、省委经济工作会议和全省发展改革工作会议精神，总结2022年能源工作，分析当前能源发展形势，安排2023年能源重点工作。省发展改革委主任马健出席会议并讲话，驻委纪检监察组组长李振明到会指导，省发展改革委一级巡视员、省能源局局长刘文生作工作报告。 会议认为，2022年，全省能源战线按照省委省政府部署要求，深入推进“四个革命、一个合作”能源安全新战略，能源保障、能源结构调整等各项工作取得了明显成效。一是着力谋划推动重大工程。802万千瓦高效清洁煤电和760万千瓦抽水蓄能项目开工建设，西气东输三线河南段工程全面加快，“郑汴洛濮氢走廊”建设扎实推进，洛阳石化百万吨乙烯项目纳入国家规划。二是着力扩大能源领域有效投资。电网投资保持高位，新增可再生能源发电装机700万千瓦以上，全年完成投资823亿元，创历史新高。三是着力保障能源安全供应。精心协调组织煤电生产和油气资源调配，成功应对迎峰度夏历史最高用电负荷，煤炭产量稳定在1亿吨左右。四是着力深化能源改革创新。构建电力中长期市场、现货市场、辅助服务市场交易体系，全面启动电力现货试运行，推动建立新能源项目省级统筹机制，持续深化兰考等县农村能源革命试点建设。 会议要求，2023年能源工作要牢牢把握稳中求进工作总基调，坚持“稳”字当头、“进”字为先，突出做好能源领域稳供应、稳投资、稳安全工作，在绿色低碳转型上“进”，在市场化改革上“进”，在技术水平提升上“进”，不断提升能源发展的质量、效益、结构和技术水平。重点抓好八项工作： 一是加强生产组织协调，提升能源供应保障水平。强化统筹协调和供需衔接，做好煤炭、电力、油气等能源安全平稳供应，多措并举扩大清洁能源引入规模，着力推动煤炭增产增储，提前着手争取增量气源，切实保障经济社会发展的合理用能需求。 二是加快重大项目建设，着力扩大能源领域有效投资。建成投产洛阳万基煤电机组、南阳天池抽水蓄能电站、驻马店-武汉特高压交流工程、文23储气库二期工程等重大项目，加快建设西气东输三线河南段、中原大型煤炭储备基地和一批煤矿工程，开工建设三门峡灵宝抽水蓄能电站，力争开工陕电入豫工程。 三是推动供给侧结构性改革，促进能源供应低碳转型。扩大风、光、生物质和天然气等清洁能源利用规模，新增可再生能源发电装机500万千瓦以上，完成煤电机组“三改联动”，推进鹤煤六矿等绿色矿山建设。 四是实施节能降碳增效，推进能源消费方式变革。全面贯彻节能优先战略，降能耗强度，保增量空间，深入推进节能降耗，优化能耗“双控”管理，强化重大项目能耗要素保障，科学控制煤炭消费总量。 五是培育能源行业新业态，打造能源发展新引擎。加速推动氢能产业发展，建设一批新型储能，加快构建覆盖全省的充电网络。 六是深化能源改革创新，激发能源发展内生动力。持续深化电力体制改革，进一步深化拓展农村能源革命试点示范，强化能源科技和产业创新。 七是加强能源安全生产工作，防范化解安全生产风险。持续加强能源安全管理，扎实做好油气管道保护工作，协同做好电力安全管理工作，持续做好煤矿安全改造工作。 八是提高履职能力水平，打造高素质能源队伍。着力提升政治能力，持续提高业务水平，持之以恒正风肃纪，不断提高推动能源高质量发展的能力和水平。 会议以视频连线形式召开，中央能源企业在豫分支机构、省重点能源企业、有关能源科研机构和行业协会的代表在主会场参加会议，各省辖市发展改革委、济源示范区发改统计局、航空港区经济发展局在分会场参加视频会议。