电力行业废气排放及处理行业市场投资情况如何?随着国民经济的飞速发展，整个社会对电力环保的需求仍不断增加，加之计算机网络等新技术在电力工程中的采用，整个电力工程行业的发展前景非常广阔。未来，随着国家“碳达峰”、“碳中和”政策的持续推进落实，风电、光伏、生物质能源等新型清洁能源必将迎来快速发展的新阶段，同时，在电力电网改造、特高压投资建设等基础设施投资建设持续升级推进下，电力环保服务市场需求巨大，行业发展空间广阔。

2023电力行业废气排放及处理市场前景与现状分析

国内部分企业在电力环保市场已有成功工程案例，占有一定的先发优势。如果国家在这几个领域进一步加大环保政策力度，电力环保行业将会有更多的实力雄厚的环保公司进入市场，市场竞争会进一步加剧。以上便是电力环保行业发展分析的所有内容了。

(资料图)

国家能源局公布，截至今年一季度末，我国电力环保发电装机达到9.48亿千瓦。其中，水电装机3.71亿千瓦(其中抽水蓄能3179万千瓦)、风电装机2.87亿千瓦、光伏发电装机2.59亿千瓦、生物质发电装机3148.5万千瓦，我国可再生能源装机规模稳步扩大。

一、电力市场用电需求与供给分析

1、电力市场供给情况分析

截至2022年底，全国全口径发电装机容量25.6亿千瓦，同比增长7.8%。从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况看，电力行业绿色低碳转型成效显著。

一是非化石能源发电装机占总装机容量比重接近50%。2022年，全国新增发电装机容量2.0亿千瓦，其中新增非化石能源发电装机容量1.6亿千瓦，新投产的总发电装机规模以及非化石能源发电装机规模均创历史新高。截至2022年底，全国全口径发电装机容量25.6亿千瓦，其中非化石能源发电装机容量12.7亿千瓦，同比增长13.8%，占总装机比重上升至49.6%，同比提高2.6个百分点，电力行业废气排放及处理趋势向好。分类型看，水电4.1亿千瓦，其中抽水蓄能4579万千瓦;核电5553万千瓦;并网风电3.65亿千瓦，其中，陆上风电3.35亿千瓦、海上风电3046万千瓦;并网太阳能发电3.9亿千瓦;火电13.3亿千瓦，其中，煤电占总发电装机容量的比重为43.8%。

二是全口径非化石能源发电量同比增长8.7%，煤电发电量占全口径总发电量的比重接近六成。2022年，全国规模以上工业企业发电量8.39万亿千瓦时、同比增长2.2%，其中，规模以上工业企业火电、水电、核电发电量同比分别增长0.9%、1.0%和2.5%。2022年，全口径并网风电、太阳能发电量同比分别增长16.3%和30.8%。全口径非化石能源发电量同比增长8.7%，占总发电量比重为36.2%，同比提高1.7个百分点。全口径煤电发电量同比增长0.7%，占全口径总发电量的比重为58.4%，同比降低1.7个百分点，煤电仍是当前我国电力供应的最主要电源。在来水明显偏枯的三季度，全口径煤电发电量同比增长9.2%，较好地弥补了水电出力的下降，充分发挥了煤电兜底保供作用。

三是太阳能发电设备利用小时同比提高56小时，风电、火电、核电、水电同比分别降低9、65、186、194小时。2022年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3687小时，同比降低125小时。分类型看，水电3412小时，为2014年以来年度最低，同比降低194小时。核电7616小时，同比降低186小时。并网风电2221小时，同比降低9小时。并网太阳能发电1337小时，同比提高56小时。火电4379小时，同比降低65小时;其中煤电4594小时，同比降低8小时;气电2429小时，同比降低258小时。

四是跨区输送电量同比增长6.3%，跨省输送电量同比增长4.3%。2022年，全国新增220千伏及以上输电线路长度38967千米，同比增加6814千米;全国新增220千伏及以上变电设备容量(交流)25839万千伏安，同比增加1541万千伏安。2022年全国完成跨区输送电量7654亿千瓦时，同比增长6.3%，其中8月高温天气导致华东、华中等地区电力供应紧张，电网加大了跨区电力支援力度，当月全国跨区输送电量同比增长17.3%。2022年全国完成跨省输送电量1.77万亿千瓦时，同比增长4.3%;其中12月部分省份电力供应偏紧，当月全国跨省输送电量同比增长19.6%。

五是电力投资同比增长13.3%，非化石能源发电投资占电源投资比重达到87.7%。2022年，重点调查企业电力完成投资同比增长13.3%。电源完成投资增长22.8%，其中非化石能源发电投资占比为87.7%;电网完成投资增长2.0%。

六是市场交易电量同比增长39.0%。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，同比增长39.0%，占全社会用电量比重为60.8%，同比提高15.4个百分点;全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为41407亿千瓦时，同比增长36.2%。

2、电力市场需求情况分析

2022年，全国全社会用电量8.64万亿千瓦时，同比增长3.6%。一、二、三、四季度，全社会用电量同比分别增长5.0%、0.8%、6.0%和2.5%，受疫情等因素影响，第二、四季度电力消费增速回落。

一是第一产业用电量1146亿千瓦时，同比增长10.4%。其中，农业、渔业、畜牧业用电量同比分别增长6.3%、12.6%、16.3%。乡村振兴战略全面推进以及近年来乡村用电条件明显改善、电气化水平持续提升，拉动第一产业用电量保持快速增长。

二是第二产业用电量5.70万亿千瓦时，同比增长1.2%。各季度增速分别为3.0%、-0.2%、2.2%和-0.1%。2022年制造业用电量同比增长0.9%。其中，高技术及装备制造业全年用电量同比增长2.8%，其中，电气机械和器材制造业、医药制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业全年用电量增速超过5%;新能源车整车制造用电量大幅增长71.1%。四大高载能行业全年用电量同比增长0.3%，其中，化学原料和化学制品制造业、有色金属冶炼和压延加工业用电形势相对较好，用电量同比分别增长5.2%和3.3%;黑色金属冶炼行业、非金属矿物制品业用电量同比分别下降4.8%和3.2%，建材中的水泥行业用电量同比下降15.9%。消费品制造业全年用电量同比下降1.7%，其中，造纸和纸制品业以及吃类消费品用电形势相对较好，食品制造业、农副食品加工业、烟草制品业、酒/饮料及精制茶制造业用电量均为正增长。其他制造业行业全年用电量同比增长3.5%，其中，石油/煤炭及其他燃料加工业、废弃资源综合利用业用电量同比分别增长11.7%和9.4%。

三是第三产业用电量1.49万亿千瓦时，同比增长4.4%。各季度用电量同比增速分别为6.2%、0.0%、7.7%和3.1%。第三产业中的8个行业用电量同比均为正增长，其中租赁和商务服务业、公共服务及管理组织、批发零售业用电量增速均超过5.0%。电动汽车行业高速发展，拉动全年充换电服务业用电量同比增长38.1%。

四是城乡居民生活用电量1.34万亿千瓦时，同比增长13.8%。各季度用电量同比分别增长11.8%、7.0%、19.8%和14.9%。8月，全国出现大范围持续高温天气，全国平均气温达到1961年以来历史同期最高水平，当月居民生活用电量增长33.5%，拉动三季度居民生活用电量快速增长。12月，有4次冷空气过程影响我国，当月全国平均气温为近十年来同期最低，当月居民生活用电量增长35.0%，拉动四季度居民生活用电量快速增长。

五是全国共有27个省份用电量正增长，中部地区用电量增速领先。2022年，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长2.4%、6.7%、4.2%、0.8%。全年共有27个省份用电量正增长，其中，西藏、云南、安徽3个省份用电量增速超过10%，此外，宁夏、青海、河南、湖北、江西、陕西、内蒙古、四川、浙江用电量增速均超过5%。

3、电力行业投资情况分析

国家电网公司作为我国电力保供的主力军，为超过11亿人口提供电力服务，覆盖国内的26个省区市。迎峰度冬期间，国家电网公司经营区最大负荷达9.3亿千瓦，同比增长2000万千瓦，2个区域电网，7个省级电网用电负荷创新高。据统计，2022年，国家电网全年电网投资超5000亿元。

国家电网公司董事长、党组书记辛保安透露，我们经历了3次寒潮的考验，目前供电总体平稳有序，价格稳定。2023年随着我们国家经济的整体回升向好，用电量还会有一个较大的增长。我们的判断是，全网紧平衡、局部有缺口、互济能保供。国家电网公司已经建成的特高压交直流线路有33条，跨省跨区的输电能力，超过了3亿千瓦，每用4度电实际上就有1度电是来自远方，来自其他的省区。

目前，国家电网公司并网的新能源的装机超过了6亿7千万千瓦，利用率始终保持在97%以上。并网的新能源的容量、装机的规模都是全球第一。加快新能源的发展，加快新能源的消纳就显得至关重要。2023年，国家电网公司计划再开工建设5座抽水蓄能电站，投运4座抽水蓄能电站，届时抽水蓄能电站装机规模将达到3800万千瓦，是三峡总装机的1.6倍。其中，河北丰宁抽水蓄能电站是世界上规模最大的抽水蓄能电站，近期电站正在开展机组的安装调试工作，在用电低谷时利用富余的清洁能源把水抽到山上，在用电高峰时放水发电，是一个超级充电宝。整个电站的总投资达到了192亿元，提供就业岗位超过3000个。

2023年，国家电网公司还将帮助中小微企业获得低成本融资，深化新型电力系统技术创新联盟作用，持续优化电力营商环境，服务各类经济主体发展壮大。

4、电力行业供需预测

2022年全国电力供需总体紧平衡，部分地区用电高峰时段电力供需偏紧。2月，全国多次出现大范围雨雪天气过程，少数省份在部分用电高峰时段电力供需平衡偏紧。7、8月，我国出现了近几十年来持续时间最长、影响范围最广的极端高温少雨天气，叠加经济恢复增长，拉动用电负荷快速增长。全国有21个省级电网用电负荷创新高，华东、华中区域电力保供形势严峻，浙江、江苏、安徽、四川、重庆、湖北等地区电力供需形势紧张。12月，贵州、云南等少数省份受前期来水偏枯导致水电蓄能持续下滑等因素影响，叠加寒潮天气期间取暖负荷快速攀升，电力供需形势较为紧张，通过加强省间余缺互济、实施负荷侧管理等措施，有力保障电力供应平稳有序，守牢了民生用电安全底线。

二、电力行业大气污染气体排放分析

1、电力行业二氧化硫排放分析

经过几年治理，电力工业燃煤排放的二氧化硫等污染物已有相当改观，但按国家规定的排放标准，仍有相当部分燃煤机组属超标排放。就拿拥有全国燃煤机组近一半的原国家电力公司系统来说，目前就有约10%的燃煤机组污染为超标排放。要在今后几年燃煤机组继续增加、发电量继续增长的情况下实现污染物达标排放和减排，任务十分艰巨。此外，要减少火电机组污染物的排放，电力行业废气排放及处理还需解决环保治理投资大、时间紧的问题。以原国家电力公司系统现有机组和新建机组进行脱硫工程装置建设为例，不算循环床锅炉投资就需投资145亿元。而脱硫任务重的火电厂大都集中在我国中、西、南部等经济欠发达地区，资金筹集难度大。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2022》数据显示全国电力烟尘、二氧化硫分别约为12.3万吨、54.7万吨，分别比上年降低20.7%、26.4%;单位火电发电量烟尘、二氧化硫分别为22毫克/千瓦时、101毫克/千瓦时。

2、电力行业氮氧化物排放分析

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2022》数据显示全国氮氧化物排放量约为86.2万吨，分别比上年降低1.4%;单位火电发电量氮氧化物排放量分别为152毫克/千瓦时。

3、电力行业二氧化碳排放分析

《中国电力行业年度发展报告2022》数据显示全国单位火电发电量二氧化碳排放约为828克/千瓦时，比2005年降低21.0%;全国单位发电量二氧化碳排放约为558克/千瓦时，比2005年降低35.0%;以2005年为基准年，从2006年到2021年，通过发展非化石能源，降低供电煤耗和线损率等措施，电力行业累计减少二氧化碳排放量约为215.1亿吨。

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