时光壮阔落笔，岁月浩荡成歌。2023年作为全面贯彻党的二十大精神的开局之年，又是我国能源电力发展历史上又一个大发展、大跨越的极不平凡一年。在“双碳”目标的战略引领下，我国能源电力系统的清洁转型之路加速迈进，交上了一份亮点纷呈的“成绩单”
，接连迈上“三大”新台阶
：2023年我国新增电力装机约3.3亿千瓦，总装机达到29.20亿千瓦、同比增长13.9%

，再创历史新高，尤其是可再生能源成为保障电力供应的新生力量，继2023年6月底我国可再生能源装机突破13亿千
、历史性超过煤电装机规模后
，仅仅过了三个月时间，到9月底我国可再生能源装机近14亿千瓦（达到13.84亿千瓦）、历史性超越了火电装机规模
，到2023年末我国可再生能源装机再创高，达到14.5亿千瓦
，占全国发电总装机比重的一半以上
，彰显出我国可再生能源和新能源发展的强大动能和坚实足迹。回眸2023年
，我国能源电力发展可以用以下“32”字来形象概括，即“煤”飞“气”舞、“水”涨船高、“光”芒万丈
、“风”头仍盛、“生”机“热”闹
、“核”来运转、“氢”装上阵、“储”精蓄锐
。

（来源：微信公众号“能源新媒” 文/徐进）

“煤”飞“气”舞

火电尤其是煤电作为我国最主要的发电方式，占我国发量总量的60%以上
，在我国电力保供中发挥着“压舱石”作用。受2021年电荒的影响，我国近两年加大煤电核准力度，基本改变前些年煤电严控局面
。截止到2023年底，我国火电总装机达13.90亿千瓦（其中煤电装机11.65亿千瓦，气电装机1.22万千瓦）

，占我国电力总装机的48%
。全年发电量62318亿千瓦时，同比增长6.1%，占我国当年发电总量的69.95%
，排在第1位。全年新增火电装机5793万千瓦，仅次于光伏、风电新增发电装机规模，排在第三位
，相比于去年同期增加了1332万千瓦，同比增长30%，远超于2022年同期的-16.53%
。全年煤电“三改联动”合计规模达到1.9亿千瓦，十四五期间前三年合计规模达到6.75亿千瓦，占“十四五”规划的目标6亿千瓦的112.5%。2023年全国总核准煤电装机预计在1亿千瓦左右
，略高于2022年9000万千瓦的核准规模。另外，我国在煤电碳捕捉技术日趋成熟，建成投运了亚洲最大的煤电CCUS项目—国家能源集团泰州电厂50万吨年CCUS项目。与此同时，煤电行业的关闭速度却是近8年来最慢的，呈现出明显的反转趋势
。由此看来，随着煤电容量电价机制的建立与实施
，煤电改革的“靴子”已然落地，煤电发展的困难期已过，煤电发展的客观环境预计会发生较大的改观
。

另一方面，我国火电（主要是煤电）正从基荷电源逐步向调峰电源的转型，预计“十四五”期间仍需适度发展煤电项目
，新增煤电装机主要在于以下三方面
：有一部分是为了满足新增用电带来的“缺口”所需，也有一部分是为了配合新能源大基地“风光火打捆”的灵活性调节需要

，还有部分是为了接替陆续淘汰的旧煤电机组。与此同时，国家发改委
、能源局在2023年11月印发的《关于建立煤电容量电价机制的通知》后
，意味着现行的煤电单一电量电价机制将正式调整为“两部制（容量电价和电量电价）”，让煤电企业的收入结构更稳定、更多元，有可能会助推国内本就高涨的煤电投资热情，给煤电降碳减排带来不利影响。

“水”涨船高

水电作为一种利用水流落差动能来产生电能的可再生发电方式

，既具有火电的稳定性又具有新能源的清洁性，对优化我国能源结构
、保障能源安全、减排温室气体
、保护生态环境等方面具有重要推动作用，是替代高碳能源的不二之选。长期以来
，我国水电装机规模一直处于稳步增长态势。截止2023年末，我国共有水电站8600余座
，其中2200余座为大型水电站，总装机规模达4.2154亿千瓦（其中抽水蓄能5064万千瓦），占我国电力总装机的14%，占技术可开发装机容量（预计为54,164万千瓦）的比例超过70%，表明我国水力资源利用率已达到比较的高水平
。2023年水电装机规模先后被光伏和风电超越，排在第4位；总发电量达11408亿千瓦
，占我国总发电量的12.81%，仅低于煤电，排在第2位。2023年

，共有203个水电相关的项目被列入年度重点省级项目行列
，雅砻江牙根一级
、金沙江昌波等大型水电项目核准开工，全年新增水电并网容量804万千瓦
，同比增长-66%
，其中常规水电259万千瓦，抽水蓄能545万千瓦。目前我国水电开发综合能力处于全球领先水平
，具备了全球单机容量最大的百万千瓦水轮机组和700米级水头、单机容量40万千瓦抽水蓄能机组的自主设计制造能力，在特高坝建设与防震抗震、大型地下洞室设计施工等领域创造诸多世界第一，成为我国能源电力“走出去”一张靓丽“名片”。

平心而论，虽然我国常规水电发展的高峰期已过
，但随着对可再生能源的需求不断增长，水力发电将在推动“风光水一体化”方面发挥愈发重要作用，尤其是随着新型电力系统加快构建
，充分利用抽水蓄能电站调峰填谷和调频调相的独特优势，已成为构建新型电力系统关键要素和重要支撑，在保障能源安全和促进能源转型方面的优势越发凸显，近年来一路高歌猛进
。到2023年底
，全国在运抽水蓄能装机容量已达到5064万千瓦

，核准在建抽水蓄能装机容量超1.58亿千瓦，均位居世界首位。未来，随着装机规模的日益壮大，带动水电设计
、施工、设备制造等全产业链体系强劲发展
，迎来更加生机勃勃的崭新局面。

“光”芒万丈

2023年是光伏发电“狂飙”的一年，也是国企与民企合纵连横、分庭抗争最为竞暴的行业
。从分布式、集中式再到大基地、海上光伏全面开花，我国光伏总装机继在8月突破5亿千瓦“大关”之后、到年底又迈上6亿千瓦的门槛，连续迈上三个新台阶
，达到6.0949亿千瓦，超过水电成为全年第二大装机电源，占我国电力总装机的21%
；全年发电量2940亿千瓦时
，同比增长17.17%

，占我国发电总量3.3%
，排在第五位
，正朝着主力能源形式快速跨越。2023年新增光伏装机规模达到2.1668亿千瓦，同比增长55.2%，占我国当年新增电力装机的60%
，可谓是一骑绝尘
。全国户用分布式光伏累计装机容量突破1亿千瓦“大关”，也创下历史装机新纪录
。光伏组件正式迈入N型时代，TOPCon因具有较高性价比成为主流产品，以钙钛矿为代表的新电池转换效率屡破纪录。另外，到2023年底，我国硅料、硅片、电池、组件的有效产能分别超过500万吨、70000万千瓦、60000万千瓦
、70000万千瓦，产业链各环节都已进入绝对过剩阶段，价格全线下跌，老玩家与新对手或将迎来一场贴身肉搏。

光伏发电在2023年取得历史性突破的主要原因有三：一是项目建设成本呈快速下降趋势
，单位千瓦造价从1万元以上降到4000元左右

，降幅高达70%以上
；二是技术迭代升级加快，P型、N型、TOPCon、HJT及钙钛矿叠层电池交相辉映，电池转换效率得到大幅提升；三是全寿周期成本大幅降低
，自2007年以来我国光伏发电度电成本累计下降超过90%

，成为最便宜的电力形式。在表面看似“风光”的背后
，也暗藏着巨大“隐忧”：一是非技术成本的影响日益加大，包括接网、消纳
、土地使用
、土地税费等诸多因素阻碍产业的快速成长；二是光伏产业的房地产化倾向日益明显，逐步成长地方政府谋“财”寻“租”的工具
；三是产能过剩带来的“内卷”日趋严重，外受欧美国家的排斥，内受降价风潮的打压，以致于陷入“价格战”的“肉搏”之中。

“风”华正茂

在“双碳目标”和全面推进美丽中国建设的大背景下，风力发电业已成为除光伏发电外我国能源转型的最重要的载体之一。截止到2023年12月31日，我国风电装机规模达到4.4134亿千瓦，占我国电力总装机的15%，其中陆上风电4.434亿千瓦，海上风电3700万千瓦，首次突破了4亿千瓦大关，稍高于水电装机规模，排名第3位，已连续14年稳居世界第一。全年风电发电量8091亿千瓦时，同比增长12.26%
，占我国当年发电问量的9.08%，也排在第3位。2023年风电新增装机容量达到7590万千瓦

，占当年新增装机的21%，同比增长近一倍，其中陆上风电6941万千瓦
，比上一年同比增长112%；海上风电649万千瓦，比上一年增长25.85%。需要说明的是，海上风电在2021年新增装机达到史无前例的1691万千瓦后
，呈现出逐年下滑态势，2022年新增装机为515.7万千瓦
，2023年呈现出筑底回升态势，其中一个重要原因是伴随着平价时代的到来

，在现阶段设备、技术、施工
、运维等成本没有实现革命性突破的情况下，海上风电项目投资收益难以满足项目决策的要求。

一言以蔽之，虽然2023年的风电开发没有光伏发电那么“明亮耀眼”，也难以比上前几年的“高光”时刻
，但整个行业仍处于相对景气的状况，未来风电发展主要取决于技术水平的提升和制造规模效应的显现，并逐步呈现出以下三大特征：一是风电机组持续保持大型化趋势
，产品更新迭代进一步加快，大功率风电机组主轴轴承实现国产化，陆上15MW风电机组发布，海上20MW风电机组下线

，风电技术的大型化
、轻量化
、低成本成为主要方向；二是整机价格呈现不断降低态势
，风机“价格战”将会愈演愈烈，在零补贴、平价上网时代有可能会更加“内卷”
；三是随着政策和规划的陆续到位，卡顿了大半年的海上风电将会重启，成为各家逐鹿的“必争之地”，大型化、智能化、漂浮式开发技术将成为未来海上风机发展的新方向。另外，随着屋顶风能技术新突破和国家能源局正式豁免分散式风电项目电力业务许可，审批流程大大简化
，长期以来困住的分散式风电将会得到“松绑”，迎来发展的“拐点”。

“生”机“热”闹

相对风光发电来说，生物质能和地热能是很“小众”的可再生能源
，在我国整个能源电力中占比几乎也可以忽略不计，很难成为“大众”能源
，但对于优化我国能源结构
、完善产业体系仍具有相当重要的现实意义
，是我国能源发展中不可或缺“拼图”
。

生物质能利用方式主要包括生物质发电、生物液体燃料
、生物质成型燃料、生物质燃气和生物制氢技术等类型
，目前我国生物质发电逐渐成为可再生能源发展的新生力量之一，截止到2023年底，我国生物质发电装机容量达到0.44亿千瓦，当年新增生物质发电新增装机容量为268万千瓦，同2022年相比减少66万千瓦。生物质能累计装机容量排名前五的省份是广东
、山东、江苏
、浙江
、黑龙江，几乎占全国装机规模的一半
。我国现已基本上建立了涵盖生物质发电上游、中游和下游全产业链的产业体系，但也存在产业结构明显失衡
、创新能力不足、电价补贴拖欠严重等现实问题
，不利于生物质能利用的平稳健康发展
。

在我国

，地热主要应用于供暖（制冷）等方面
。截至2020年底
，我国地热能直接利用装机容量就达到4060万千瓦，占全球的38%，连续多年位居世界首位
，全国地热能开发利用面积超过14亿平方米
，亦位居世界第一。但在发电领域
，我国适于发电的高温地热资源发电潜力还不到1000万千瓦，地热能现有发电装机容量仅超过50兆瓦，在全球占比不足1%，在我国的电力装机中占比微乎其微。另一方面，我国拥有丰富的地热资源，地热资源总量折合标准煤8532亿吨
，可开采资源量相当于标准煤2560亿吨，尤其是干热能发电，具有24小时
、365天不间断发电的优势，一旦能够大规模开发利用
，可能会取代现在的传统能源
，被称为应对气候变化的有效武器。2021年我国曾在河北唐山马头营干热岩勘查区

，成功实现了干热岩试验性发电。

“核”来运转

作为唯一依靠原子核内蕴藏能量的新型发电方式
，核电的清洁基荷能源属性日益得到重视
。自2019年国家重新开启新增核电机组的审批之后，我国核电业务重新走上快速发展的轨道，新型技术不断迭代，呈现出“核”来运转之势
。2023年我国核电核准数量再次延续高景气，国务院常务会议先后两次核准山东石岛湾、福建宁德
、辽宁徐大堡和广东太平岭、浙江金七门核电项目共10台机组
，按一台核电机组投资额约200亿元，预计总投资将达到2000亿元
，这是2022年核准数量达到10台机组之后再一次“大手笔”
，也2019年以来我国连续第五年核准新的核电项目，充分表明我国核电正处在稳定发展的政策周期中。2023年12月6日，国家重大科技专项标志性成果、全球首座第四代核电站—山东荣成石岛湾高温气冷堆核电站商业示范工程圆满完成168小时连续运行考验，正式投入商业运行，标志着中国在第四代核电技术研发和应用领域达到世界领先水平。2023年我国在运核电机组55台，在运装机规模5691万千瓦
，占我国电力总装机的2%，仅次于美国和法国
，位居世界第三位；全年发电量4333亿千瓦时，同比增长3.71%，占我国当年总发电量的4.86%，排在第4位；当年新增投核电装机规模仅为138万千瓦，同比增长-39%。目前在建核电机组24台，在建装机规模近2800万千瓦，世界最大

。另外
，我国在核聚变（俗称人造太阳）领域也取得重要进展，首次实现了100万安培等离子体电流下的高约束模式运行
，距离可控核聚变目标又近了一步。还有我国首个核能供热工程—“暖核一号”在2023年全面建成，实现了我国核能商用供热的新突破
。

我国业已形成并建立了比较完整的核电产业链，掌握了核岛和常规岛关键设备设计
、制造核心技术
，发展壮大了一批为核电配套的装备和零部件生产企业，形成了每年8至10台套核电主设备制造能力，百万千瓦级三代核电机组关键设备和材料的国产化率已达85%以上。2024年预计核电项目建成投产4台机组
，新增装机500万千瓦左右。同其他电力品种不同的是
，基于核能的特殊性以及核电技术的复杂性
，核电的行业准入和市场壁垒很高
，长期以来我国的核电开发运营基本上维持在中核和中广核双寡头竞争格局

，近几年华能集团和国电投也双双迈入了“核门槛”。

“氢”装上阵

氢能作为二次能源，因其零排放
、高热值等诸多优势
，被称为未来能源革命的先锋
。我国氢能产业虽起步较晚但发展迅猛，现已初步掌握氢能制备、储运、加氢、燃料电池和系统集成等技术和生产工艺，年制氢产量近4000万吨，是世界最大的制氢国
，累计建成加氢站近300座，位居世界第一
。有超过三分之一的中央企业已经在布局包括制氢
、储氢、加氢
、用氢等全产业链。

2023年我国氢能产业取得大突破的一年：在制氢端，以中石化新疆库车绿氢示范基地项目全面建成投产为标志，首次实现了绿氢工业化规模应用场景，还有一大批风光制氢
、合成氨一体化项目陆续开工建设，总投资超3000亿元。在储运端，首条“西氢东送”管道纳入国家规划，中国石化的全长400多公里“西氢东送”纯氢管道项目正式启动建设，中国石油首个氢气管道项目—玉门油田制氢示范项目在管输销售环节全面打通

，国内首次全尺寸掺氢天然气管道封闭空间泄漏燃爆试验日前成功实施
。在应用端，南方电网率先在广州和昆明同时实现固态氢能发电并网，首次将光伏发电制成固态氢能应用于电力系统；国内最大规模商业化运营氢能通勤车在深圳市正式交付中国中车首台“宁东号”氢动力机车正式下线等。

当前制约氢能发展面临的最大“痛点”是成本居高难下，降本是推动氢能未来发展的最大利器，这也是我国近年氢能获得突破性进展的最大推动力
。譬如

，在制氢端，中国能建招标采购的生产绿氢核心设备的电解槽价格总体要比西方便宜2到5倍；在应用端
，将氢转换为电的氢燃料电池中的核心部件—电堆的成本已从早期的售价20000元/千瓦左右降到目前的4000至5000元/千瓦。随着新一轮能源革命扑面而来，作为这场革命的主角之一，氢能源被称为“零排放”的重要解决方案，将会呈现出无限广阔的发展空间，是未来能源转型的重要支柱产业
。

“储”精蓄锐

2023年是我国新型储能突飞猛进的一年

。从装机规模来看，仅2023年上半年
，全国新型储能新投运装机规模就达到865万千瓦/1772万千瓦时
，相当于此前历年累计装机规模总和
；全年新型储能新增投运装机约2260万千瓦/4870万千瓦时
，较2022年增长超过260%，相当于2022年新增投运规模（730万千瓦/ 1590万千瓦时）三倍。截止到2023年底
，我国新型储能累计装机达到3139万千瓦/6687万千瓦时，平均储能时长2.1小时
，新型储能在我国总储能装机的占比从2022年底的21%增长到了2023年底的40%。从发展方向来看，发电侧和电网侧储能的新能源配建是新型储能发展的主要方向，累计装机占比超过90%（在电源侧应用占比49%

、电网侧应用占比43%）
；电动汽车车网互动则成为用户侧储能的主要形式，占比降到8%左右

。从储能类别来看
，磷酸铁锂电池的主导优势持续扩大，在新型储能装机中的占比高达97%以上
，其他的新型储能技术比如飞轮

、压缩空气、液流电池的发展虽也取得一定的新突破
，但占比依旧很低。

在高速发展的背后，我国新型储能发展也面临不少隐忧，可谓是“一半是海水
，一半是火焰”：一是技术更迭的隐忧，具有原创性、突破性的关键核心技术不多，在设计软件
、标准等方面缺少话语权
，电池能量的储存和释放的安全风险并没有从根本上解决；二是“内卷化”的隐忧，储能市场未“富”先“衰”，市场竞争日趋白热化，产能过剩日益突出，产品同质化严重，赛道越来越拥挤，本来刚刚兴起的储能产业便已进入了残酷竞争的红海中
；三是经营上的隐忧，市场机制和盈利机制还不完善健全，成本疏导存在困难，据有关权威机构调查分析，目前电化学储能项目平均等效利用系数只为12.2%
，新能源配储系数仅为6.1%。总之，新型储能作为建设新型电力系统的重要支撑，俨然成为行业发展的“香饽饽”
，但其发展决不能图一时之利，要谋长久之功，只有那些拥有核心技术、综合实力强的企业，才能剩者为王
，占据市场主导地位。

路漫漫其修远兮，吾将上下而求索。总而言之，2023年我国能源电力行业牢牢围绕以人民为中心的发展思想，“火水风光生核氢”等各发电模式齐上阵，全面开花，凭借“八路神仙、各显神通”的气概
，承载着人们对美好生活的热切期盼，创造诸多世界之最，取得了非凡成就


，推动了我国由电力工业大国向电力工业强国的华丽转身。