1月30日，中國電力企業(yè)聯(lián)合會召開新聞發(fā)布會，中電聯(lián)新聞發(fā)言人、秘書長郝英杰發(fā)布《2023-2024年度全國電力供需形勢分析預(yù)測報告》。
報告指出，2023年，全國全社會用電量9.22萬億千瓦時，人均用電量6539千瓦時;全社會用電量同比增長6.7%，增速比2022年提高3.1個百分點，國民經(jīng)濟回升向好拉動電力消費增速同比提高。
電力生產(chǎn)供應(yīng)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年首次超過火電裝機規(guī)模，占總裝機容量比重在2023年首次超過50%，煤電裝機占比首次降至40%以下。
報告預(yù)測，到2024年底，全國發(fā)電裝機容量預(yù)計達到32.5億千瓦，同比增長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2億千瓦。在新能源發(fā)電持續(xù)快速發(fā)展的帶動下，預(yù)計到2024年底，我國新能源發(fā)電累計裝機規(guī)模將達到13億千瓦左右，占總裝機容量比重上升至40%左右，首次超過煤電裝機規(guī)模。
綜合考慮宏觀經(jīng)濟、用能電氣化等因素，預(yù)計2024年全年全社會用電量9.8萬億千瓦時，比2023年增長6%左右。預(yù)計2024年全國統(tǒng)調(diào)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。
報告全文如下：
2023-2024年度全國電力供需形勢分析預(yù)測報告
中國電力企業(yè)聯(lián)合會
2023年，電力行業(yè)以習近平新時代中國特色社會主義思想為指導(dǎo)，認真貫徹習近平總書記關(guān)于能源電力的重要講話和重要指示批示精神，以及“四個革命、一個合作”能源安全新戰(zhàn)略，落實黨中央、國務(wù)院決策部署，弘揚電力精神，經(jīng)受住了上半年來水持續(xù)偏枯、夏季多輪高溫、冬季大范圍極端嚴寒等考驗，為經(jīng)濟社會發(fā)展和人民美好生活提供了堅強電力保障。電力供應(yīng)安全穩(wěn)定，電力消費穩(wěn)中向好，電力供需總體平衡，電力綠色低碳轉(zhuǎn)型持續(xù)推進。
一、2023年全國電力供需情況
(一)電力消費需求情況
2023年，全國全社會用電量9.22萬億千瓦時，人均用電量6539千瓦時;全社會用電量同比增長6.7%，增速比2022年提高3.1個百分點，國民經(jīng)濟回升向好拉動電力消費增速同比提高。各季度全社會用電量同比分別增長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(shù)以及經(jīng)濟回升等因素影響，四季度全社會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(xù)快速增長勢頭。2023年，第一產(chǎn)業(yè)用電量1278億千瓦時，同比增長11.5%;各季度同比分別增長9.7%、14.2%、10.2%和12.2%。近年來電力企業(yè)積極助力鄉(xiāng)村振興，大力實施農(nóng)網(wǎng)鞏固提升工程，完善鄉(xiāng)村電力基礎(chǔ)設(shè)施，推動農(nóng)業(yè)生產(chǎn)、鄉(xiāng)村產(chǎn)業(yè)電氣化改造，拉動第一產(chǎn)業(yè)用電保持快速增長。分行業(yè)看，農(nóng)業(yè)、漁業(yè)、畜牧業(yè)全年用電量同比分別增長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6.07萬億千瓦時，同比增長6.5%;各季度同比分別增長4.2%、4.7%、7.3%和9.4%。2023年制造業(yè)用電量同比增長7.4%，分大類看，四大高載能行業(yè)全年用電量同比增長5.3%，各季度同比分別增長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11.3%，超過制造業(yè)整體增長水平3.9個百分點，增速領(lǐng)先;各季度同比分別增長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20%。消費品制造業(yè)全年用電量同比增長7.0%，季度用電量同比增速從一季度的下降1.7%轉(zhuǎn)為二季度增長7.1%，三、四季度增速分別進一步上升至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10.4%，各季度同比分別增長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10%。
三是第三產(chǎn)業(yè)用電量恢復(fù)快速增長勢頭。2023年，第三產(chǎn)業(yè)用電量1.67萬億千瓦時，同比增長12.2%。各季度同比分別增長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，反映出隨著新冠疫情防控轉(zhuǎn)段，服務(wù)業(yè)經(jīng)濟運行呈穩(wěn)步恢復(fù)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%，這四個行業(yè)在2022年部分時段受疫情沖擊大，疫情后恢復(fù)態(tài)勢明顯。電動汽車高速發(fā)展拉動充換電服務(wù)業(yè)2023年用電量同比增長78.1%。
四是城鄉(xiāng)居民生活用電量低速增長。2023年，城鄉(xiāng)居民生活用電量1.35萬億千瓦時，同比增長0.9%，上年高基數(shù)是2023年居民生活用電量低速增長的重要原因。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個省份用電量均為正增長，西部地區(qū)用電量增速領(lǐng)先。2023年，東、中、西部和東北地區(qū)全社會用電量同比分別增長6.9%、4.3%、8.1%和5.1%。分省份看，2023年全國31個省份全社會用電量均為正增長，其中，海南、西藏、內(nèi)蒙古、寧夏、廣西、青海6個省份同比增速超過10%。
(二)電力生產(chǎn)供應(yīng)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年首次超過火電裝機規(guī)模，占總裝機容量比重在2023年首次超過50%，煤電裝機占比首次降至40%以下。從分類型投資、發(fā)電裝機增速及結(jié)構(gòu)變化等情況看，電力行業(yè)綠色低碳轉(zhuǎn)型趨勢持續(xù)推進。
一是電力投資快速增長，非化石能源發(fā)電投資占電源投資比重達到九成。2023年，重點調(diào)查企業(yè)電力完成投資同比增長20.2%。分類型看，電源完成投資同比增長30.1%，其中非化石能源發(fā)電投資同比增長31.5%，占電源投資的比重達到89.2%。太陽能發(fā)電、風電、核電、火電、水電投資同比分別增長38.7%、27.5%、20.8%、15.0%和13.7%。電網(wǎng)工程建設(shè)完成投資同比增長5.4%。電網(wǎng)企業(yè)進一步加強農(nóng)網(wǎng)鞏固提升及配網(wǎng)投資建設(shè)，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)太陽能發(fā)電裝機規(guī)模超過2億千瓦，并網(wǎng)風電和太陽能發(fā)電總裝機規(guī)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?cè)萘康谋戎剡_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%。分類型看，水電4.2億千瓦，其中抽水蓄能5094萬千瓦;核電5691萬千瓦;并網(wǎng)風電4.4億千瓦，其中，陸上風電4.0億千瓦、海上風電3729萬千瓦;并網(wǎng)太陽能發(fā)電6.1億千瓦。全國并網(wǎng)風電和太陽能發(fā)電合計裝機規(guī)模從2022年底的7.6億千瓦，連續(xù)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38.6%，占總裝機容量比重為36.0%，同比提高6.4個百分點。火電13.9億千瓦，其中，煤電11.6億千瓦，同比增長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個百分點。
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(guī)模以上電廠發(fā)電量8.91萬億千瓦時，同比增長5.2%。全國規(guī)模以上電廠中的水電發(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(xù)偏少，導(dǎo)致上半年規(guī)模以上電廠水電發(fā)電量同比下降22.9%;下半年降水形勢好轉(zhuǎn)以及上年同期基數(shù)低，8-12月水電發(fā)電量轉(zhuǎn)為同比正增長。2023年，全國規(guī)模以上電廠中的火電、核電發(fā)電量同比分別增長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(yīng)的主力電源，有效彌補了水電出力的下降。
四是火電、核電、風電發(fā)電設(shè)備利用小時均同比提高。2023年，全國6000千瓦及以上電廠發(fā)電設(shè)備利用小時3592小時，同比降低101小時。分類型看，水電3133小時，同比降低285小時，其中，常規(guī)水電3423小時，同比降低278小時;抽水蓄能1175小時，同比降低6小時?；痣?466小時，同比提高76小時;其中，煤電4685小時，同比提高92小時。核電7670小時，同比提高54小時。并網(wǎng)風電2225小時，同比提高7小時。并網(wǎng)太陽能發(fā)電1286小時，同比降低54小時。
五是跨區(qū)、跨省輸送電量較快增長。2023年，全國新增220千伏及以上輸電線路長度3.81萬千米，同比少投產(chǎn)557千米;新增220千伏及以上變電設(shè)備容量(交流)2.57億千伏安，同比少投產(chǎn)354萬千伏安;新增直流換流容量1600萬千瓦。2023年，全國完成跨區(qū)輸送電量8497億千瓦時，同比增長9.7%;其中，西北區(qū)域外送電量3097億千瓦時，占跨區(qū)輸送電量的36.5%。2023年，全國跨省輸送電量1.85萬億千瓦時，同比增長7.2%。
六是市場交易電量較快增長。2023年，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量5.67萬億千瓦時，同比增長7.9%，占全社會用電量比重為61.4%，同比提高0.6個百分點。其中全國電力市場中長期電力直接交易電量4.43萬億千瓦時，同比增長7%。
(三)全國電力供需情況
2023年電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，全國電力供需總體平衡，電力保供取得好成效。年初，受來水偏枯、電煤供應(yīng)緊張、用電負荷增長等因素疊加影響，云南、貴州、蒙西等少數(shù)省級電網(wǎng)在部分時段電力供需形勢較為緊張，通過源網(wǎng)荷儲協(xié)同發(fā)力，守牢了民生用電安全底線。夏季，各相關(guān)政府部門及電力企業(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)造了近年來迎峰度夏電力保供最好成效。冬季，12月多地出現(xiàn)大范圍強寒潮、強雨雪天氣，電力行業(yè)企業(yè)全力應(yīng)對雨雪冰凍，全國近十個省級電網(wǎng)電力供需形勢偏緊，部分省級電網(wǎng)通過需求側(cè)響應(yīng)等措施，保障了電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。
二、2024年全國電力供需形勢預(yù)測
(一)電力消費預(yù)測
預(yù)計2024年全國電力消費平穩(wěn)增長。綜合考慮宏觀經(jīng)濟、終端用能電氣化等因素，根據(jù)不同預(yù)測方法對全社會用電量的預(yù)測結(jié)果，預(yù)計2024年全年全社會用電量9.8萬億千瓦時，比2023年增長6%左右。預(yù)計2024年全國統(tǒng)調(diào)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(yīng)預(yù)測
預(yù)計2024年新投產(chǎn)發(fā)電裝機規(guī)模將再超3億千瓦，新能源發(fā)電累計裝機規(guī)模將首次超過煤電裝機規(guī)模。在新能源發(fā)電持續(xù)快速發(fā)展的帶動下，預(yù)計2024年全國新增發(fā)電裝機將再次突破3億千瓦，新增規(guī)模與2023年基本相當。2024年底，全國發(fā)電裝機容量預(yù)計達到32.5億千瓦，同比增長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)風電5.3億千瓦、并網(wǎng)太陽能發(fā)電7.8億千瓦，并網(wǎng)風電和太陽能發(fā)電合計裝機規(guī)模將超過煤電裝機，占總裝機比重上升至40%左右，部分地區(qū)新能源消納壓力凸顯。
(三)電力供需形勢預(yù)測
預(yù)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(yīng)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不確定性。綜合考慮電力消費需求增長、電源投產(chǎn)等情況，預(yù)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(qū)電力互濟的前提下，華北、華東、華中、西南、南方等區(qū)域中有部分省級電網(wǎng)電力供應(yīng)偏緊，部分時段需要實施需求側(cè)響應(yīng)等措施。
三、有關(guān)建議
2024年，我國宏觀經(jīng)濟及電力消費保持平穩(wěn)增長，電力保供壓力上升。為切實做好今春及后續(xù)電力保供工作，全力保障大電網(wǎng)安全穩(wěn)定，守好民生用電底線，推動經(jīng)濟社會高質(zhì)量發(fā)展，結(jié)合電力供需形勢和行業(yè)發(fā)展趨勢，提出以下幾點建議：
(一)扎實做好電力安全供應(yīng)工作
一是做好一次能源跟蹤監(jiān)測、負荷預(yù)警和災(zāi)害應(yīng)急機制建設(shè)。加強來水、風、光跟蹤監(jiān)測,提升預(yù)報準確性;加強煤炭、油氣等能源供耗存監(jiān)測;滾動開展用電負荷預(yù)測及預(yù)警。建立健全電力氣象災(zāi)害監(jiān)測系統(tǒng)，完善微氣象、覆冰等在線監(jiān)測裝置部署，加強極端天氣對電網(wǎng)影響災(zāi)害研判預(yù)警。進一步強化民生保供應(yīng)急機制，提升災(zāi)害應(yīng)急處置能力。加大重點地區(qū)應(yīng)急裝備配置力度，確保系統(tǒng)安全運行，提升極端條件下民生保障供電能力。
二是統(tǒng)籌做好源網(wǎng)規(guī)劃建設(shè)。分析電力送受端不同地區(qū)的網(wǎng)源投資合理比例，統(tǒng)籌推進電網(wǎng)電源建設(shè)，避免由于網(wǎng)源建設(shè)不協(xié)同引起大規(guī)模棄能。補強電網(wǎng)抵御自然災(zāi)害的薄弱環(huán)節(jié)，提升電網(wǎng)設(shè)備防災(zāi)能力。結(jié)合新能源汽車充電樁建設(shè)，開展城市配電網(wǎng)擴容和改造升級，大力推廣智能有序充電設(shè)施建設(shè)和改造。加快農(nóng)村電網(wǎng)鞏固提升工程，支撐農(nóng)村可再生能源開發(fā)。
三是提升電源供應(yīng)能力。做好一次燃料供應(yīng)保障，繼續(xù)執(zhí)行煤炭保供政策，加大煤炭先進產(chǎn)能釋放力度，鞏固電力保供基礎(chǔ);保持進口煤政策穩(wěn)定，給予用煤企業(yè)平穩(wěn)長久的政策預(yù)期;引導(dǎo)電煤價格穩(wěn)定在合理區(qū)間。推動納入規(guī)劃的電源按時投產(chǎn)，同時做好并網(wǎng)服務(wù)，確保常規(guī)電源應(yīng)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(qū)電力余缺互濟，優(yōu)化跨省區(qū)電力調(diào)配機制，做好中長期、現(xiàn)貨、應(yīng)急調(diào)度的銜接。用足用好跨省跨區(qū)輸電通道，做到資源互補、時空互濟、市場互惠。充分發(fā)揮配套電源的調(diào)節(jié)能力，允許配套電源富余能力在更大范圍內(nèi)進行市場化配置。
五是拓寬需求側(cè)響應(yīng)覆蓋范圍。按照“誰承擔誰受益”的原則，拓寬資金渠道，優(yōu)化調(diào)整市場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(yīng)市場化補償機制。進一步完善電價體系，細化峰期、谷期電價時段，增加較小時間尺度的分時電價，引導(dǎo)和激發(fā)用戶錯峰用電的積極性。適當降低負荷聚合商的準入門檻。
(二)加快建立健全市場化電價體系
一是落實好煤電“兩部制”電價政策。建議各省份盡快出臺煤電容量電價實施細則，穩(wěn)定煤電企業(yè)固定成本回收預(yù)期，推動煤電機組進行必要的投資和改造。加強對各地落實煤電電價政策監(jiān)管，及時糾正以降價為目的專場交易，避免不合理干預(yù)。建立健全跨省跨區(qū)容量電價分攤機制，推動跨省跨區(qū)中長期交易的簽約履約，保障電力供應(yīng)基本盤。加強國家層面對熱價調(diào)整的指導(dǎo)，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(diào)節(jié)能力與煤電容量電價機制的合理銜接。研究并推動新型儲能容量電價政策盡快出臺。
二是加快完善新能源參與市場交易電價機制。增加新能源發(fā)電調(diào)整合同的機會，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(zhuǎn)讓市場合同，增加市場合同的流通性。新能源優(yōu)先發(fā)電計劃應(yīng)轉(zhuǎn)為政府授權(quán)合約機制，保障新能源企業(yè)合理收益。各地結(jié)合實際情況，開展用戶峰谷電價的時段調(diào)整，挖掘午間用電需求。
三是加快推進綠色電力市場建設(shè)。加快推進綠證交易方法及實施細則出臺，豐富綠證應(yīng)用場景。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(yīng)體系，進一步擴大綠電供應(yīng)規(guī)模。加快培育綠電消費市場，體現(xiàn)新能源綠色環(huán)境價值，提升新能源參與市場的經(jīng)濟性。完善綠證交易機制，暢通購買綠電和綠證的渠道，落實全社會共同推動能源轉(zhuǎn)型的責任。
(三)加快推動新型電力系統(tǒng)建設(shè)
一是加強新型電力系統(tǒng)頂層設(shè)計。堅持系統(tǒng)觀念，加強對新型電力系統(tǒng)的源網(wǎng)荷儲統(tǒng)籌規(guī)劃和建設(shè)。統(tǒng)籌優(yōu)化電力系統(tǒng)發(fā)展規(guī)劃，加強電力規(guī)劃與其他專項規(guī)劃的指導(dǎo)與銜接作用。完善構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的相關(guān)配套政策，從市場機制建設(shè)、技術(shù)創(chuàng)新、示范推廣等多方面統(tǒng)籌推進。
二是統(tǒng)籌推進新能源大基地建設(shè)。強化新能源基地、支撐性電源和輸送通道同步規(guī)劃設(shè)計和同步運行，保障大基地按期投產(chǎn)，積極推動綠色清潔電力消納。加強指導(dǎo)地方政府解決非技術(shù)成本不斷攀升問題，加大對土地價格、配套產(chǎn)業(yè)等限制性政策的監(jiān)督，保障大基地開發(fā)企業(yè)合理權(quán)益和收益。在大基地建設(shè)用地、用林、用草、用水等手續(xù)辦理上開設(shè)綠色通道，以滿足大基地的建設(shè)進度要求。綜合考慮各地資源稟賦、調(diào)節(jié)能力、電網(wǎng)建設(shè)等因素制定合理的差異化的新能源利用率目標。
三是統(tǒng)籌提升電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力。加大政策支持力度，持續(xù)推進煤電“三改聯(lián)動”及支撐性調(diào)節(jié)性煤電的建設(shè)，提升電力系統(tǒng)應(yīng)急保障和調(diào)峰能力。完善峰谷電價，積極推動完善新型儲能參與市場機制，發(fā)揮儲能調(diào)節(jié)作用。加快抽水蓄能電站建設(shè)及改造，推動已開工的項目盡快投產(chǎn)運行，盡早發(fā)揮作用;因地制宜建設(shè)中小型抽水蓄能電站。加快確立抽水蓄能電站獨立市場主體地位，推動電站平等參與電力中長期市場、現(xiàn)貨市場及輔助服務(wù)市場交易。發(fā)揮流域水電集群效益，實現(xiàn)水電與新能源多能互補運行。推進多元化儲能技術(shù)研發(fā)與應(yīng)用，優(yōu)化儲能布局場景，推動獨立儲能發(fā)揮調(diào)節(jié)作用。
四是推動電力領(lǐng)域科技創(chuàng)新。加強新型電力系統(tǒng)基礎(chǔ)理論研究，推動能源電力技術(shù)研發(fā)與應(yīng)用向數(shù)字化、智能化和綠色化轉(zhuǎn)型。深入研究適應(yīng)大規(guī)模高比例新能源友好并網(wǎng)的先進電網(wǎng)和儲能等新型電力系統(tǒng)支撐技術(shù)，開展高比例新能源和高比例電力電子裝備接入電網(wǎng)穩(wěn)定運行控制技術(shù)研究。鼓勵電力企業(yè)圍繞技術(shù)創(chuàng)新鏈開展強強聯(lián)合和產(chǎn)學研深度協(xié)作，集中突破關(guān)鍵核心技術(shù)。加大新技術(shù)應(yīng)用示范的支持力度，加快新型電力系統(tǒng)、儲能、氫能、CCUS等標準體系研究，發(fā)揮標準引領(lǐng)作用。
注釋：
1.各項統(tǒng)計數(shù)據(jù)均未包括香港特別行政區(qū)、澳門特別行政區(qū)和臺灣省。部分數(shù)據(jù)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(shù)，采用幾何平均方法計算。
3.規(guī)模以上電廠發(fā)電量統(tǒng)計范圍為年主營業(yè)務(wù)收入2000萬元及以上的電廠發(fā)電量，數(shù)據(jù)來源于國家統(tǒng)計局。
4.四大高載能行業(yè)包括：化學原料和化學制品制造業(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個行業(yè)。
5.高技術(shù)及裝備制造業(yè)包括：醫(yī)藥制造業(yè)、金屬制品業(yè)、通用設(shè)備制造業(yè)、專用設(shè)備制造業(yè)、汽車制造業(yè)、鐵路/船舶/航空航天和其他運輸設(shè)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(shè)備制造業(yè)、儀器儀表制造業(yè)9個行業(yè)。
6.消費品制造業(yè)包括：農(nóng)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(fù)制業(yè)、文教/工美/體育和娛樂用品制造業(yè)12個行業(yè)。
7.其他制造行業(yè)為制造業(yè)用電分類的31個行業(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(shè)備修理業(yè)6個行業(yè)。
8.東部地區(qū)包括北京、天津、河北、上海、江蘇、浙江、福建、山東、廣東、海南10個省(市);中部地區(qū)包括山西、安徽、江西、河南、湖北、湖南6個省;西部地區(qū)包括內(nèi)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個省(市、自治區(qū));東北地區(qū)包括遼寧、吉林、黑龍江3個省。
