在電力消費方面，《報告》顯示，2023年全年全社會用電量持續增長，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年同期低基數以及經濟回升等因素影響，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。

在各產業用電方面，《報告》揭示了以下顯著特點。一是第一產業用電量延續快速增長勢頭。2023年，第一產業用電量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%。近年來電力企業積極助力鄉村振興，大力實施農網鞏固提升工程，完善鄉村電力基礎設施，推動農業生產、鄉村產業電氣化改造，拉動第一產業用電保持快速增長。分行業看，農業、漁業和畜牧業全年用電量同比分別增長7.8%、9.2%和18.3%。

二是第二產業用電量增速逐季上升。2023年，第二產業用電量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年制造業用電量同比增長7.4%。分大類看，四大高載能行業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；高技術及裝備制造業全年用電量同比增長11.3%，超過制造業整體增長水平3.9個百分點，增速領先，各季度同比分別增長4.0%、11.7%、13.3%和14.8%。

三是第三產業用電量恢復快速增長勢頭。2023年，第三產業用電量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%，數據逐季上升，反映出隨著新冠疫情防控轉段，服務業經濟運行呈穩步恢復態勢。批發和零售業、住宿和餐飲業、租賃和商務服務業、交通運輸/倉儲和郵政業全年用電量同比增速處于14%～18%，這4個行業在2022年部分時段受疫情沖擊大，疫情后恢復態勢明顯。電動汽車高速發展拉動充換電服務業2023年用電量同比增長78.1%。

四是城鄉居民生活用電量低速增長。2023年，城鄉居民生活用電量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%和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，西部地區用電量增速領先。2023年，東、中、西部和東北地區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、內蒙古、寧夏、廣西和青海6個省份同比增速超過10%。

在電力生產供應方面，《報告》顯示，2023年我國電力生產供應持續穩定增長，非化石能源發電占據主導，推動電力行業向綠色低碳轉型。

截至2023年底，全國全口徑發電裝機容量29.2億千瓦，同比增長13.9%；人均發電裝機容量自2014年底歷史性突破1千瓦/人后，在2023年首次歷史性達到2.1千瓦/人。非化石能源發電裝機在2023年首次超過火電裝機規模，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、發電裝機增速及結構變化等情況看，電力行業綠色低碳轉型趨勢持續推進。

具體來看，一是電力投資快速增長，非化石能源發電投資占電源投資比重達到九成。2023年，重點調查企業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%。太陽能發電、風電、核電、火電和水電投資同比分別增長38.7%、27.5%、20.8%、15.0%和13.7%。電網工程建設完成投資同比增長5.4%。電網企業進一步加強農網鞏固提升及配網投資建設，110千伏及以下等級電網投資占電網工程完成投資總額的比重達到55.0%。

二是新增并網太陽能發電裝機規模超過2億千瓦，并網風電和太陽能發電總裝機規模突破10億千瓦。2023年，全國新增發電裝機容量3.7億千瓦，同比多投產1.7億千瓦。其中，新增并網太陽能發電裝機容量2.2億千瓦，同比多投產1.3億千瓦，占新增發電裝機總容量的比重達到58.5%。全國并網風電和太陽能發電合計裝機規模從2022年底的7.6億千瓦，連續突破8億千瓦、9億千瓦和10億千瓦大關，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。

三是水電發電量同比下降，煤電發電量占比仍接近六成，充分發揮兜底保供作用。2023年，全國規模以上電廠發電量8.91萬億千瓦時，同比增長5.2%。全國規模以上電廠中的水電發電量全年同比下降5.6%。2023年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水電發電量同比下降22.9%；下半年降水形勢好轉以及上年同期基數低，8—12月水電發電量轉為同比正增長。2023年，全國規模以上電廠中的火電、核電發電量同比分別增長6.1%和3.7%。2023年煤電發電量占總發電量比重接近六成，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、風電發電設備利用小時均同比提高。2023年，全國6000千瓦及以上電廠發電設備利用小時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。火電4466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。并網風電2225小時，同比提高7小時。并網太陽能發電1286小時，同比降低54小時。

五是跨區、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，全國完成跨區輸送電量8497億千瓦時，同比增長9.7%；其中，西北區域外送電量3097億千瓦時，占跨區輸送電量的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%。

綜合我國電力消費和生產供應情況，《報告》指出，2023年，我國電力系統在安全穩定運行的基礎上，實現了全國電力供需的總體平衡，取得了顯著的電力保供成效。

具體來看，2023年年初，受來水偏枯、電煤供應緊張、用電負荷增長等因素疊加影響，云南、貴州和蒙西等少數省級電網在部分時段電力供需形勢較為緊張，通過源網荷儲協同發力，守牢了民生用電安全底線。夏季，各相關政府部門及電力企業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，各省級電網均未采取有序用電措施，創造了近年來迎峰度夏電力保供最好成效。冬季，多地出現大范圍強寒潮、強雨雪天氣，電力行業企業全力應對雨雪冰凍，全國近10個省級電網電力供需形勢偏緊，部分省級電網通過需求側響應等措施，保障了電力系統安全穩定運行。（林  楚）