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。