《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%。

煤电托底保供延续行业性亏损。2022年，国际能源价格高位波动，叠加国内煤炭消费需求反弹，带动国内电煤价格整体走高。根据CECI沿海指数统计，2022年，5500大卡现货成交价平均为1256元/吨，比上年上涨249元/吨；5500大卡综合价平均为883元/吨，比上年上涨24元/吨。煤电企业经营持续承压，五大发电集团全年火电业务经营总额亏损803亿元，其中煤电业务经营总额亏损898亿元；其他14家大型发电企业全年火电业务经营总额亏损130亿元，其中煤电业务经营总额亏损153亿元。

九、电力国际合作

电力境外投资低碳化态势清晰显现。截至2022年底，中国主要电力企业对外直接投资项目共24个，投资总金额33.81亿美元，同比下降51.4%。中国主要电力企业对外投资主要涉及太阳能发电、风电、水电、气电、矿产资源、交通基础设施等领域。从项目数量看，新能源是对外投资项目数量最多的领域，占比约58%，其中太阳能发电占比33%，风电占比25%。

电力境外工程承包新签合同额平稳增长。2022年，中国主要电力企业年度新签订境外工程承包合同项目191个，合同金额327.71亿美元，比上年增长5.1%。新签境外工程承包项目涉及58个国家和地区，主要分布在亚洲和非洲，项目占比分别为49%和26%。截至2022年底，中国主要电力企业对外工程承包合同额3759.71亿美元。

我国在电力国际标准化领域的影响力不断提升。2022年，亚太电协和澜湄区域等国际区域标准化实践持续推进，中日、中德无线充电标准与技术、电动汽车标准交流顺利开展。在国际标准制定方面，发布了《电动汽车信息交换 第2部分：用例》（IEC 63119-2）《柔性直流输电系统特性 第1部分：稳态条件》（IEC TR 63363-1）等11项IEC国际标准,成功立项电动汽车ChaoJi直流充电接口、电力机器人术语等17项IEC国际标准。

十、电力发展展望

2023年全国电力供需总体紧平衡。在宏观经济运行总体向好的同时，消费需求拉动工业及服务业的回升，以及在电能替代以及终端用能电气化方面各种政策的推动下，预计全年全社会用电量增速在6%左右。预计2023年全国电力供需总体紧平衡，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。到2030年，伴随着工业、建筑、交通等终端用能部门电能替代不断加强，我国电气化进程将由目前的电气化中期成长阶段，进入电气化中期转型阶段，带动电能占终端能源消费比重达到35%左右。

电力绿色低碳转型步伐加快。到2030年，经济社会发展全面绿色转型取得显著成效，电力绿色供应水平进一步提升，非化石能源发电装机占比达到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，电源多元化发展是电力系统安全运行的可靠保障。预计碳中和阶段，水电、火电、核电等同步机组容量占最大负荷的80%以上，其中化石能源发电作为基础保障性和系统调节性电源，装机容量7～8亿千瓦，提供支撑保障。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。同时，新能源大规模发展需要高度重视系统成本上升问题，加快健全完善体现火电容量价值和新能源绿色价值的成本疏导政策体系。