2023年能源行业年度经济运行报告

1中国电力企业联合会2023年，电力行业以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，认真贯彻习近平总书记关于能源电力的重要讲话和重要指示批示精神，以及“四个革命、一个合作”能源安全新战略，落实党中央、国务院决策部署，弘扬电力精神，经受住了上半年来水持续偏枯、夏季多轮高温、冬季大范围极端严寒等考验，为经济社会发展和人民美好生活提供了坚强电力保障。电力供应安全稳定，电力消费稳中向好，电力供需总体平衡，电力绿色低碳转型持续推进。一、2023年全国电力供需情况（一）电力消费需求情况2023年，全国全社会用电量9.22万亿千瓦时，人均用电量6539千瓦时；全社会用电量比上年增长6.7%，增速比2022年提高3.1个百分点，国民经济回升向好拉动电力消费增速提高。各季度全社会用电量同比分别增长3.6%、6.4%、6.6%和10.0%，同比增速逐季上升；受2022年同期低基数以及经济回升等因素影响，四季度全社会用电量同比增速明显提高，四季度的两年平均增速为6.8%，与三季度的两年平均增速接近。一是第一产业用电量延续快速增长势头。2023年，第一产业用电量1278亿千瓦时，比上年增长11.5%；各季度同比2分别增长9.7%、14.2%、10.2%和12.2%。近年来电力企业积极助力乡村振兴，大力实施农网巩固提升工程，完善乡村电力基础设施，推动农业生产、乡村产业电气化改造，拉动第一产业用电保持快速增长。分行业看，农业、渔业、畜牧业全年用电量比上年分别增长7.8%、9.2%、18.3%。二是第二产业用电量增速逐季上升。2023年，第二产业用电量6.07万亿千瓦时，比上年增长6.5%；各季度同比分别增长4.2%、4.7%、7.3%和9.4%。2023年制造业用电量比上年增长7.4%，分大类看，四大高载能行业全年用电量增长5.3%，各季度同比分别增长4.2%、0.9%、7.2%和8.7%，三、四季度的同比增速以及两年平均增速均有较为明显的回升。高技术及装备制造业全年用电量增长11.3%，超过制造业整体增长水平3.9个百分点，增速领先；各季度同比分别增长4.0%、11.7%、13.3%和14.8%。其中，电气机械和器材制造业用电量增速领先，各季度的同比增速及两年平均增速均超过20%。消费品制造业全年用电量增长7.0%，季度用电量同比增速从一季度的下降1.7%转为二季度增长7.1%，三、四季度增速分别进一步上升至8.4%、13.1%，各季度的两年平均增速也呈逐季上升态势，在一定程度上反映出2023年我国终端消费品市场呈逐步回暖态势。其他制造业行业全年用电量增长10.4%，各季度同比分别增长5.2%、10.7%、12.7%和12.2%；其中，石油煤炭及其他燃料加工业用电量增速领先，该行业各季度的同比增速及两年平均增速均超过10%。3三是第三产业用电量恢复快速增长势头。2023年，第三产业用电量1.67万亿千瓦时，比上年增长12.2%。各季度同比分别增长4.1%、15.9%、10.5%和19.1%；各季度的两年平均增速分别为5.3%、7.9%、9.3%和11.1%，逐季上升，反映出随着新冠疫情防控转段，服务业经济运行呈稳步恢复态势。批发和零售业、住宿和餐饮业、租赁和商务服务业、交通运输仓储和邮政业全年用电量增速处于14%—18%，这四个行业在2022年部分时段受疫情冲击大，疫情后恢复态势明显。电动汽车高速发展拉动充换电服务业2023年用电量比上年增长78.1%。四是城乡居民生活用电量低速增长。2023年，城乡居民生活用电量1.35万亿千瓦时，比上年增长0.9%，上年高基数是2023年居民生活用电量低速增长的重要原因。各季度的同比增速分别为0.2%、2.6%、-0.5%、2.3%，各季度的两年平均增速分别为5.9%、5.0%、9.4%和8.7%。五是全国31个省份用电量均为正增长，西部地区用电量增速领先。2023年，东、中、西部和东北地区全社会用电量比上年分别增长6.9%、4.3%、8.1%和5.1%。分省份看，2023年全国31个省份全社会用电量均为正增长，其中，海比上年增长13.9%；人均发电装机容量自2014年底历史性突4破1千瓦/人后，在2023年首次历史性突破2千瓦/人，达到2.1千瓦/人。非化石能源发电装机在2023年首次超过火电装机规模，占总装机容量比重在2023年首次超过50%，煤电装机占比首次降至40%以下。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趋势持续推一是电力投资快速增长，非化石能源发电投资占电源投资比重达到九成。2023年，重点调查企业电力完成投资比上年增长20.2%。分类型看，电源完成投资增长30.1%，其中非化石能源发电投资增长31.5%，占电源投资的比重达到89.2%。太阳能发电、风电、核电、火电、水电投资分别增长38.7%、27.5%、20.8%、15.0%和13.7%。电网工程建设完成投资增长5.4%。电网企业进一步加强农网巩固提升及配网投资建设，110千伏及以下等级电网投资占电网工程完成投资总额的比重达到55.0%。二是新增并网太阳能发电装机规模超过2亿千瓦，并网风电和太阳能发电总装机规模突破10亿千瓦。2023年，全其中，新增并网太阳能发电装机容量2.2亿千瓦，比上年多投产1.3亿千瓦，占新增发电装机总容量的比重达到5截至2023年底，全国全口径发电装机容量29.2亿千瓦，其中，非化石能源发电装机容量15.7亿千瓦，占总装机容量比重在2023年首次突破50%，达到53.9%。分类型看，水电5并网风电4.4亿千瓦，其中，陆上风电4.0亿千瓦、海上风电3729万千瓦；并网太阳能发电6.1亿千瓦。全国并网风电和太阳能发电合计装机规模从2022年底的7.6亿千瓦，连续突破8亿千瓦、9亿千瓦、10亿千瓦大关，2023年底达到10.5亿千瓦，比上年增长38.6%，占总装机容量比重为煤电11.6亿千瓦，比上年增长3.4%，占总发电装机容量的比重为39.9%，首次降至40%以下，比上年降低4.0个百分点。三是水电发电量下降，煤电发电量占比仍接近六成，充分发挥兜底保供作用。2023年，全国规模以上电厂发电量8.91万亿千瓦时，比上年增长5.2%。全国规模以上电厂中的水电发电量比上年下降5.6%。年初主要水库蓄水不足以及上半年降水持续偏少，导致上半年规模以上电厂水电发电量同比下降22.9%；下半年降水形势好转以及上年同期基数低，8—12月水电发电量转为同比正增长。2023年，全国规模以上电厂中的火电、核电发电量比上年分别增长6.1%和3.7%。2023年煤电发电量占总发电量比重接近六成，煤电仍是当前我国电力供应的主力电源，有效弥补了水电出力的下降。四是火电、核电、风电发电设备利用小时均提高。2023比上年降低101小时。分类型看，水电3133小时，降低2856小时，其中，常规水电3423小时，降低278小时；抽水蓄其中，煤电4685小时，提高92小时。核电7670小时，提高54小时。并网风电2225小时，提高7小时。并网太阳能发电1286小时，降低54小时。五是跨区、跨省输送电量较快增长。2023年，全国新增220千伏及以上输电线路长度3.81万千米，比上年少投产557千米；新增220千伏及以上变电设备容量（交流）2.57亿千伏安，比上年少投产354万千伏安；新增直流换流容量1600万千瓦。2023年，全国完成跨区输送电量8497亿千瓦时，比上年增长9.7%；其中，西北区域外送电量3097亿千瓦时，占跨区输送电量的36.5%。2023年，全国跨省输送电量1.85万亿千瓦时，增长7.2%。六是市场交易电量较快增长。2023年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量5.67万亿千瓦时，比上年增长7.9%，占全社会用电量比重为61.4%，比上年提个百分点。其中全国电力市场中长期电力直接交易电量4.43万亿千瓦时，比上年增长7%。（三）全国电力供需情况2023年电力系统安全稳定运行，全国电力供需总体平衡，电力保供取得好成效。年初，受来水偏枯、电煤供应紧张、用电负荷增长等因素叠加影响，云南、贵州、蒙西等少数省级电网在部分时段电力供需形势较为紧张，通过源网荷7储协同发力，守牢了民生用电安全底线。夏季，各相关政府部门及电力企业提前做好了充分准备，迎峰度夏期间全国电力供需形势总体平衡，各省级电网均未采取有序用电措施，创造了近年来迎峰度夏电力保供最好成效。冬季，12月多地出现大范围强寒潮、强雨雪天气，电力行业企业全力应对雨雪冰冻，全国近十个省级电网电力供需形势偏紧，部分省级电网通过需求侧响应等措施，保障了电力系统安全稳定运行。二、2024年全国电力供需形势预测（一）电力消费预测预计2024年全国电力消费平稳增长。综合考虑宏观经济、终端用能电气化等因素，根据不同预测方法对全社会用电量的预测结果，预计2024年全年全社会用电量9.8万亿千瓦时，比2023年增长6%左右。预计2024年全国统调最高预计2024年新投产发电装机规模将再超3亿千瓦，新能源发电累计装机规模将首次超过煤电装机规模。在新能源发电持续快速发展的带动下，预计2024年全国新增发电装年底，全国发电装机容量预计达到32.5亿千瓦，比上年增长12%左右。火电14.6亿千瓦，其中煤电12亿千瓦左右，占总装机比重降至37%。非化石能源发电装机合计18.6亿千8瓦，占总装机的比重上升至57%左右；其中，并网风电5.3亿千瓦、并网太阳能发电7.8亿千瓦，并网风电和太阳能发电合计装机规模将超过煤电装机，占总装机比重上升至40%左右，部分地区新能源消纳压力凸显。预计2024年迎峰度夏和迎峰度冬期间全国电力供需形势总体紧平衡。电力供应和需求，以及气候的不确定性等多方面因素交织叠加，给电力供需形势带来不确定性。综合考虑电力消费需求增长、电源投产等情况，预计2024年全国电力供需形势总体紧平衡。迎峰度夏和迎峰度冬期间，在充分考虑跨省跨区电力互济的前提下，华北、华东、华中、西南、南方等区域中有部分省级电网电力供应偏紧，部分时段需要实施需求侧响应等措施。三、有关建议2024年，我国宏观经济及电力消费保持平稳增长，电力保供压力上升。为切实做好今春及后续电力保供工作，全力保障大电网安全稳定，守好民生用电底线，推动经济社会高质量发展，结合电力供需形势和行业发展趋势，提出以下几点建议：（一）扎实做好电力安全供应工作一是做好一次能源跟踪监测、负荷预警和灾害应急机制建设。加强来水、风、光跟踪监测,提升预报准确性；加强煤炭、油气等能源供耗存监测；滚动开展用电负荷预测及预9警。建立健全电力气象灾害监测系统，完善微气象、覆冰等在线监测装置部署，加强极端天气对电网影响灾害研判预警。进一步强化民生保供应急机制，提升灾害应急处置能力。加大重点地区应急装备配置力度，确保系统安全运行，提升极端条件下民生保障供电能力。二是统筹做好源网规划建设。分析电力送受端不同地区的网源投资合理比例，统筹推进电网电源建设，避免由于网源建设不协同引起大规模弃能。补强电网抵御自然灾害的薄弱环节，提升电网设备防灾能力。结合新能源汽车充电桩建设，开展城市配电网扩容和改造升级，大力推广智能有序充电设施建设和改造。加快农村电网巩固提升工程，支撑农村可再生能源开发。三是提升电源供应能力。做好一次燃料供应保障，继续执行煤炭保供政策，加大煤炭先进产能释放力度，巩固电力保供基础；保持进口煤政策稳定，给予用煤企业平稳长久的政策预期；引导电煤价格稳定在合理区间。推动纳入规划的电源按时投产，同时做好并网服务，确保常规电源应并尽并，强化机组运行维护，严格非计划停运和出力受阻管理，挖掘机组顶峰潜力。四是挖掘输电通道能力。加强跨省跨区电力余缺互济，优化跨省区电力调配机制，做好中长期、现货、应急调度的衔接。用足用好跨省跨区输电通道，做到资源互补、时空互济、市场互惠。充分发挥配套电源的调节能力，允许配套电源富余能力在更大范围内进行市场化配置。五是拓宽需求侧响应覆盖范围。按照“谁承担谁受益”的原则，拓宽资金渠道，优化调整市场分担费用和运行费用等相关政策措施，形成合理的需求响应市场化补偿机制。进一步完善电价体系，细化峰期、谷期电价时段，增加较小时间尺度的分时电价，引导和激发用户错峰用电的积极性。适当降低负荷聚合商的准入门槛。（二）加快建立健全市场化电价体系一是落实好煤电“两部制”电价政策。建议各省份尽快出台煤电容量电价实施细则，稳定煤电企业固定成本回收预期，推动煤电机组进行必要的投资和改造。加强对各地落实煤电电价政策监管，及时纠正以降价为目的专场交易，避免不合理干预。建立健全跨省跨区容量电价分摊机制，推动跨省跨区中长期交易的签约履约，保障电力供应基本盘。加强国家层面对热价调整的指导，考虑优化供热机组容量成本回收机制，研究热工况下供热机组灵活性调节能力与煤电容量电价机制的合理衔接。研究并推动新型储能容量电价政策尽快出台。二是加快完善新能源参与市场交易电价机制。增加新能源发电调整合同的机会，缩短交易周期，提高交易频率。允许不同电源品种之间自由转让市场合同，增加市场合同的流通性。新能源优先发电计划应转为政府授权合约机制，保障新能源企业合理收益。各地结合实际情况，开展用户峰谷电价的时段调整，挖掘午间用电需求。三是加快推进绿色电力市场建设。加快推进绿证交易方法及实施细则出台，丰富绿证应用场景。逐步将分布式发电、生物质发电等形式的可再生能源纳入绿电供应体系，进一步扩大绿电供应规模。加快培育绿电消费市场，体现新能源绿色环境价值，提升新能源参与市场的经济性。完善绿证交易机制，畅通购买绿电和绿证的渠道，落实全社会共同推动能源转型的责任。（三）加快推动新型电力系统建设一是加强新型电力系统顶层设计。坚持系统观念，加强对新型电力系统的源网荷储统筹规划和建设。统筹优化电力系统发展规划，加强电力规划与其他专项规划的指导与衔接作用。完善构建新型电力系统的相关配套政策，从市场机制建设、技术创新、示范推广等多方面统筹推进。二是统筹推进新能源大基地建设。强化新能源基地、支撑性电源和输送通道同步规划设计和同步运行，保障大基地按期投产，积极推动绿色清洁电力消纳。加强指导地方政府解决非技术成本不断攀升问题，加大对土地价格、配套产业等限制性政策的监督，保障大基地开发企业合理权益和收益。在大基地建设用地、用林、用草、用水等手续办理上开设绿色通道，以满足大基地的建设进度要求。综合考虑各地资源禀赋、调节能力、电网建设等因素制定合理的差异化的新能源利用率目标。三是统筹提升电力系统调节能力。加大政策支持力度，持续推进煤电“三改联动”及支撑性调节性煤电的建设，提升电力系统应急保障和调峰能力。完善峰谷电价，积极推动完善新型储能参与市场机制，发挥储能调节作用。加快抽水蓄能电站建设及改造，推动已开工的项目尽快投产运行，尽早发挥作用；因地制宜建设中小型抽水蓄能电站。加快确立抽水蓄能电站独立经营主体地位，推动电站平等参与电力中长期市场、现货市场及辅助服务市场交易。发挥流域水电集群效益，实现水电与新能源多能互补运行。推进多元化储能技术研发与应用，优化储能布局场景，推动独立储能发挥调节作用。四是推动电力领域科技创新。加强新型电力系统基础理论研究，推动能源电力技术研发与应用向数字化、智能化和绿色化转型。深入研究适应大规模高比例新能源友好并网的先进电网和储能等新型电力系统支撑技术，开展高比例新能源和高比例电力电子装备接入电网稳定运行控制技术研究。鼓励电力企业围绕技术创新链开展强强联合和产学研深度协作，集中突破关键核心技术。加大新技术应用示范的支持力度，加快新型电力系统、储能、氢能、CCUS等标准体系研究，发挥标准引领作用。1中国煤炭工业协会2023年，我国宏观经济回升向好，发展质量稳步提升，国内煤炭需求保持平稳增长。产煤省区和煤炭企业扎实做好煤炭增产保供工作，煤炭优质产能有序释放，煤炭产量保持增长，煤炭进口量再创新高，国内煤炭供需总体平衡，煤炭行业经济运行总体平稳有序。一、2023年煤炭行业运行情况（一）煤炭消费。根据国家统计局数据，2023年全国能源消费总量57.2亿吨标准煤，比上年增长5.7%。煤炭消费电力消费量增长6.7%。随着能源消费绿色低碳转型进程的加快，煤炭消费量占能源消费总量比重为55.3%，比上年下降0.7个百分点。（二）煤炭产量。根据国家统计局数据，2023年全国原煤产量完成47.1亿吨，比上年增长3.4%。煤炭先进产能平稳有序释放，兜底保障作用充分发挥。中煤协会直报大型企业原煤产量完成31.6亿吨，增长4.4%，占全国原煤产量的67.1%。（三）煤炭进出口。根据国家海关数据，2023年全国煤2（四）煤炭发运。根据协会数据，2023年全国铁路累计（五）煤炭库存。根据协会数据，2023年末，全国煤炭企业存煤比上年末增长1.5%；全国火电厂存煤处于历史高位，存煤可用约26天；主要港口存煤比上年末增长14.1%；其中环渤海港口存煤增长8.2%。（六）煤炭价格。动力煤长协合同价格基本平稳。2023年12月份，秦皇岛港5500大卡下水动力煤中长期合同价格710元/吨，同比下跌18元/吨；2023年长协合同均价714元/吨，比上年下跌8元/吨。动力煤市场价格回落。2023年末，环渤海港口5500大卡动力煤市场报价930元/吨左右，同比下跌290元/吨；2023年市场均价971元/吨，比上年下跌324元/吨。炼焦煤长协合同价格下跌。2023年12月份，山西吕梁部分十二级主焦煤长协合同价格2010元/吨，同比下跌280元/吨；2023年长协合同均价2053元/吨，比上年下跌187元/吨。炼焦煤市场价格先跌后涨。2023年末，山西焦肥精煤综合价格2590元/吨，同比上涨65元/吨；2023年市场均价2127元/吨，比上年下跌537元/吨。国际动力煤价格波动下行。2023年末，澳大利亚纽卡斯尔港5500大卡动力煤离岸价格91.8美元/吨，同比下跌42.2美元/吨；印尼加里曼丹港3800大卡动力煤离岸价46.8美元/吨，同3澳大利亚海角港优质炼焦煤离岸价323.75美元/吨，同比上（七）煤炭投资。根据国家统计局数据，2023年，煤炭行业固定资产投资比上年增长12.1%，增幅比2022年回落12.3个百分点；其中民间固定资产投资增长3.3%，增幅比2022年回落35.7个百分点。（八）行业效益。根据国家统计局数据，2023年，全国实现利润7629亿元，下降25.3%。（九）行业科技水平。煤炭行业把高水平科技自立自强作为战略支撑，科技创新支撑引领高质量发展的能力显著增强。2023年，全行业获得中国专利奖共20项，其中，“基于N00工法的极薄煤层长壁开采方法”荣获中全行业评选出煤炭行业科技奖393项，其中，特等奖4项、一等奖46项、创新团队9个。行业标准体系建设稳步推进，发布18项国家标准、100项行业标准，一大批发展亟需的团体标准发布实施。中煤能源陕西公司大海则煤矿打造世界最大立井煤矿全矿井智能化标杆，特大型煤矿全矿井智能化建设关键技术装备入选2023年度能源行业十大科技创新成果。世界首套10米超大采高智能综采工作面在陕煤集团曹家滩矿业有限公司建成运行，有力推动煤机装备产业升级。首套矿井甲烷（瓦斯）排放智能监测计量系统上线运行，推动煤炭企业甲烷排放计量技术进步。中国平煤神马集团与格力电4器公司联合研发的“深部矿井热害治理新型制冷成套设备关键技术及应用”项目总体技术达到国际领先水平，其中超高压比I类防爆半封闭螺杆压缩机填补了行业空白。二、煤炭市场运行面临的主要问题（一）煤矿安全生产形势复杂严峻。煤矿生产依然面临事故频发、违法违规生产建设、采掘接续问题突出、灾害治理不达标、安全投入不足等问题，煤矿安全生产形势依然复杂严峻。（二）水电、新能源出力不稳考验煤炭兜底保供能力。水电方面，水电占比较高的四川、云南等西南地区对煤电兜底保障的要求更为明显，这对区域煤炭稳定供应形成挑战。新能源方面，我国北方地区冬季光伏发电出力将受到明显制约，也需要煤电加大顶峰出力确保电力稳定供应。（三）部分煤炭中长期合同履约情况欠佳。2023年，国有大型煤炭、煤电企业电煤中长期合同履约兑现情况较好，有效发挥了我国电煤、电力保供主力军作用，而部分民营企业、贸易企业电煤中长期合同兑现情况不够理想。三、2024年煤炭供需形势分析（一）煤炭供应预计保持增长从国内供应看，各产煤省区将深入贯彻落实关于保障能源安全稳定供应的各项工作要求，统筹处理好安全生产、环境保护和增产保供的关系，科学组织煤矿生产，推动煤炭优质产能有序释放，确保煤炭产量稳定在合理水平。5从煤炭进口看，我国主要进口煤来源国煤炭产量存在增加趋势，虽然煤炭进口关税的微调将对俄罗斯、蒙古煤炭进口产生一定负面影响，但与印尼、澳大利亚的煤炭贸易格局有望延续，预计2024年我国煤炭进口量仍将保持较高水平。综合分析，预计2024年我国煤炭供给总量或将保持增长态势。（二）煤炭需求预计略有增长从宏观经济看，中央经济工作会议对2024年经济工作作出部署，提出要坚持稳中求进、以进促稳、先立后破，多出有利于稳预期、稳增长、稳就业的政策，不断巩固稳中向好的基础。在一系列稳增长、扩内需政策措施的影响下，国内经济有望保持向好势头。从主要耗煤行业看，一是电煤需求可能平稳增长。宏观经济回升将带动全社会用电需求呈增长态势，煤电将继续发挥兜底保障作用，但新能源发电快速发展、水电出力逐渐恢复将挤占火电出力空间，预测电煤需求可能保持平稳增长、增速回落。二是钢铁、建材行业用煤需求可能基本持平。房地产行业弱势运行，新开工项目依然不振，对钢铁、建材等行业相关产品需求拉动较弱，不过宏观调控逆周期调节力度加大、汽车产销和出口旺盛等积极因素将提振钢铁、建材产品需求，预计钢铁、建材行业耗煤量可能基本稳定。三是化工行业用煤需求有望继续增长。国际油价高位波动，合理的利润空间将支撑煤化工企业维持生产积极性，煤化工装置生6产负荷可能保持高位，加上新项目陆续投产，预计化工行业耗煤量有望延续小幅增长态势，但新型煤化工耗煤基数低、实际增量有限。从政策环境看，2024年各地将加快推进“十四五”节能减排和空气质量改善目标任务，传统产业绿色升级全面开展，加强资源节约集约循环利用，加快能源清洁低碳化发展，严格合理控制煤炭消费总量，这将一定程度上抑制煤炭需求增长。综合分析，预计2024年我国煤炭需求可能略有增长。四、政策建议（一）高质量做好煤炭保供工作。进一步统筹推进煤炭保供与安全生产，推动煤矿坚守安全生产底线，构建煤矿弹性生产机制，根据市场需求科学组织生产，确保下游用户用煤需求。加强煤炭市场运行监测，健全多部门协调联动机制，完善煤炭市场应急保供预案，妥善应对突发事件、恶劣天气等因素对煤炭市场的负面影响。（二）强化煤炭中长期合同履约监管。加强煤炭中长期合同履约监管，严格规范长协合同履约行为。优化电煤中长期合同覆盖范围，将重点冶金、化工、建材企业纳入煤炭中长期合同范围，发挥好长协合同的“压舱石”作用。（三）有序推进煤炭清洁高效开发利用。提升煤炭清洁高效利用水平，不断总结煤炭需求侧管理经验，有序推进重7煤则煤、宜电则电、宜气则气”，发挥好煤炭在我国经济社会发展中的基础保障作用。1中国石油和化学工业联合会2023年，我国石油和化工行业经济运行稳定恢复、稳中有进，呈现出较强的韧性，为国家能源安全和经济社会发展提供了坚实保障。行业增加值增长较快，重点产品产量增长明显，外贸进出口量保持增长。但主要化工产品价格下跌明显，行业效益有所下降。一、石化行业经济运行情况及特点（一）行业生产保持增长，营收利润下降1国家统计局数据显示，2023年，规模以上石油和化工行业增加值比上年增长8.4%，增速高于全国规模以上工业增加值增速3.8个百分点；实现营业收入比上年下降1.1%，实现利润总额下降20.7%。2023年，全国规模以上工业原油产量2.09亿吨，比上年增长2.0%；天然气产量2297.1亿立方米，增长5.8%，连成品油产量（汽、煤、柴油合计，下同）4.28亿吨，增长16.5%。其中，柴油产量增长13.3%，汽油产量增长10.1%，煤油产量大幅增长68.3%。化学品生产平稳，部分产品产量较快增长。2023年，全国规模以上乙烯产量比上年增长6.0%，硫酸（折100%）产1本部分数据来源于国家统计局，均为规模以上口径。2量增长3.4%，烧碱（折100%）产量增长3.5%，纯碱产量增长10.1%，橡胶轮胎外胎产量9.88亿条，增长15.3%。农化产品生产平稳。2023年，全国规模以上农用氮、磷钾化学肥料（折纯）产量5713.6万吨，增长5.0%。化学农药原药产量（折有效成分100%）267.1万吨，增长2.8%。（二）外贸进出口额下降，进出口量保持增长受价格影响，我国石油和化工行业外贸进出口量保持增长，但金额明显下降。海关数据显示，2023年，我国石油和化工行业进出口总额9522.9亿美元，比上年下降9.0%，占下降11.2%；进口总额6357.5亿美元，下降7.9%。贸易逆差3192.2亿美元，下降4.3%。2023年，基础化学原料出口额953.5亿美元，比上年下降20.6%；合成材料出口额340.8亿美元，下降11.8%；橡胶制品出口额575.2亿美元，下降6.0量4197.9万吨，增长21.9%；出口额352.7亿美元，增长额98.4亿美元，下降14.0%。进口天然气1.21亿吨，增长10.1%。（三）产品价格下跌明显2023年，石油和主要化学品市场受能源价格高位回落和供需压力加大影响，产品价格下跌较为明显。国家统计局数3据显示，2023年油气开采业出厂价格比上年下跌10.2%，化学原料和化学制品制造业出厂价格下跌9%。石化联合会监测数据显示，2023年，WTI原油均价77.6美元/桶，比上年下降17.8%；布伦特原油均价82.6美元/桶，下降18.3%；迪拜原油均价81.9美元/桶，下降15.0%；胜利原油均价82.2美元/桶，下降17.9%。化工品价格下跌明显，特别是大宗有机和合成材料产品价格下跌超出上游原料。市场监测数据显示，2023年，在49种主要无机化学原料中，市场均价下降的有41种，占比83.7%；在72种主要有机化学原料中，市场均价下降的有65种，占比90.3%；在69种主要合成材料中，市场均价下降的有63种，占比91.3%；仅有轮胎价格，受成本推动和交通运输回升带动，全年均价同比上涨，其中全钢胎价格上涨2%左右，半钢胎价格上涨8%左右。（四）行业投资增速回落国家统计局数据显示，2023年，化学原料和化学制品制造业投资比上年增长13.4%，增速比2022年回落5.4个百分点；石油和天然气开采业投资增长15.2%，增速比2022年回落0.3个百分点；石油、煤炭及其他燃料加工业投资下降18.9%，降幅比2022年扩大8.2个百分点。2023年，全国工业投资增长9.0%，制造业投资增长6.5%，油气开采业和化工投资增速虽较上年回落，但仍明显高于全国工业和制造业投资增速，为我国能源保供和原料自给提升打下坚实基础。4二、石化行业新型工业化发展情况（一）石化行业创新驱动发展情况2023年行业关键技术创新不断突破，为培育新质生产力提供不竭动力。在基础研究方面，从源头上解决了一批行业技术升级的关键难题。如光催化剂结构调控及界面反应强化的基础研究实现了新突破，为太阳能光催化技术应用奠定了重要的材料基础与理论依据。油气勘探开发关键技术在多方位突破，为保障我国能源供给安全作出了重大贡献。化工新材料和高端化学品的新技术不断涌现。新能源和可再生能源新技术层出不穷，为加快能源绿色低碳转型作出了新探索。（二）石化行业绿色低碳发展情况“十四五”以来，石油和化工行业贯彻落实绿色发展理念，产业结构持续优化，生产方式初步实现绿色转型，绿色低碳技术应用范围进一步扩大，能源资源利用效率有所提高，绿色制造水平进一步提升。据统计，行业绿色制造标杆企业单位产品能耗优于行业平均水平20%，污染物排放强度低30%，固废综合利用水平处于世界先进水平。三、行业发展面临的主要问题一是科技创新能力不强。当前行业从产品制造到环境治理缺乏高端技术、核心技术和关键技术，尤其是绿色低碳关键工艺不足，还不能满足行业绿色发展的需求。二是行业效益有待提升。与发达国家和跨国公司相比，我国石化行业核心竞争力不强、效益差距明显。2023年，全5行业营业收入利润率5.47%，与美欧日等发达国家和地区以及自身的历史好年景相比有差距，低于“十四五”的全行业每百元营业收入中的成本较2022年增加0.7元，亏损面比2022年扩大2.8个百分点。行业降本增效和效益提升都有较大的潜力和空间。三是碳减排技术及监测等基础能力建设仍需提升。国家已经明确石油和化工行业要在2030年前实现碳达峰，行业面临低碳发展的压力较大，全行业能耗量超过1万吨标准煤的企业超过3000家，重大减碳、零碳、负碳技术创新需加大力度，碳排放监测、核算、核查等基础能力建设仍需加速进行。四、2024年经济运行形势研判一是世界经济增速放缓将持续。世界银行、经合组织和摩根大通等多家机构预计世界经济增速在2024年