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儀表網 市場行情】7月25日，中國電力企業聯合會召開2023年上半年電力供需形勢新聞發布會，中電聯新聞發言人、秘書長郝英杰發布《2023年上半年全國電力供需形勢分析預測報告》。
報告指出，上半年，國民經濟恢復向好拉動電力消費增速同比提高，全國全社會用電量4.31萬億千瓦時，同比增長5.0%。預計2023年全年全社會用電量9.15萬億千瓦時，同比增長6%左右，其中下半年全社會用電量同比增長6%～7%。
新華社、央視總臺、中國日報等媒體參加本次發布會。
以下為分析預測報告全文。
2023年上半年全國電力供需形勢分析預測報告
上半年，電力行業認真貫徹落實黨中央、國務院關于能源電力安全保供各項決策部署，以實際行動踐行“人民電業為人民”宗旨，弘揚“忠誠擔當、求實創新、追求卓越、奉獻光明”的電力精神，經受住了來水持續偏枯、多輪高溫等考驗，為經濟社會發展和人民美好生活提供了有力的電力保障。電力供應安全穩定，電力消費增速穩中向好，電力供需形勢總體平衡。
一、2023年上半年全國電力供需情況
(一)電力消費需求情況
上半年，全國全社會用電量4.31萬億千瓦時，同比增長5.0%，增速比上年同期提高2.1個百分點，上半年國民經濟恢復向好拉動電力消費增速同比提高。分季度看，一、二季度全社會用電量同比分別增長3.6%和6.4%；一、二季度兩年平均增速分別為5.0%和4.3%。
一是第一產業用電量577億千瓦時，同比增長12.1%，保持快速增長勢頭。分季度看，一、二季度第一產業用電量同比分別增長9.7%和14.2%。分行業看，農業、漁業、畜牧業上半年用電量同比分別增長7.9%、11.9%、18.5%。電力企業積極助力鄉村振興，大力實施農網鞏固提升工程，推動農業生產、鄉村產業各領域電氣化改造，拉動第一產業用電量快速增長。
二是第二產業用電量2.87萬億千瓦時，同比增長4.4%，保持中速增長。其中，一、二季度同比分別增長4.2%和4.7%。上半年制造業用電量同比增長4.3%。分大類看，高技術及裝備制造業上半年用電量同比增長8.1%，超過制造業整體增長水平3.8個百分點；一、二季度同比分別增長4.0%和11.7%。上半年，電氣機械和器材制造業用電量同比增長26.0%，其中光伏設備及元器件制造業用電量同比增長76.7%；汽車制造業、醫藥制造業用電量同比增速超過10%。在新能源汽車的快速發展帶動下，新能源車整車制造上半年用電量同比增長50.7%。四大高載能行業上半年用電量同比增長2.5%，其中，一、二季度同比分別增長4.2%和0.9%；黑色金屬冶煉和壓延加工業上半年用電量同比下降1.6%，季度增速從一季度增長2.7%轉為二季度下降5.6%。消費品制造業上半年用電量同比增長3.0%，季度用電量增速從一季度的下降1.7%轉為二季度增長7.1%；食品制造業、酒/飲料及精制茶制造業上半年用電量增速超過5%。其他制造業行業上半年用電量同比增長8.1%，其中，一、二季度同比分別增長5.2%和10.7%；上半年石油、煤炭及其他燃料加工業用電量同比增長13.7%。
三是第三產業用電量7631億千瓦時，同比增長9.9%，疫情后恢復較快增長勢頭。其中，一、二季度同比分別增長4.1%和15.9%，兩年平均增速分別為5.3%和7.9%。隨著疫情的影響逐步消除，服務業經濟呈穩步恢復態勢。租賃和商務服務業、住宿和餐飲業、交通運輸/倉儲和郵政業、批發和零售業上半年用電量同比增速處于13%至15%之間，這四個行業二季度用電量同比增速均超過20%，疫情后恢復態勢明顯。電動汽車高速發展，拉動充換電服務業上半年用電量增長73.7%。
四是城鄉居民生活用電量6197億千瓦時，同比增長1.3%，增速較低。其中，一、二季度同比分別增長0.2%和2.6%，氣溫偏暖以及上年同期高基數是一季度低速增長的主要原因；一、二季度兩年平均增速分別為5.9%和5.0%。上半年共有12個省份城鄉居民生活用電量同比為負增長，其中，上海、新疆同比分別下降6.4%和5.9%，西藏、湖南、湖北、江蘇同比下降幅度超過2%。
五是全國共有29個省份用電量正增長，東部和西部地區用電量增速相對領先。上半年，東、中、西部和東北地區全社會用電量同比分別增長5.7%、2.3%、5.7%和4.8%。上半年全國共有29個省份全社會用電量為正增長，其中，海南、內蒙古、青海、廣西、西藏5個省份同比增速超過10%。
(二)電力生產供應情況
上半年，全國新增發電裝機容量1.4億千瓦；截至2023年6月底全國全口徑發電裝機容量27.1億千瓦，同比增長10.8%。從分類型投資、發電裝機增速及結構變化等情況看，電力行業延續綠色低碳轉型趨勢。
一是電力投資同比增長32.2%，非化石能源發電投資占電源投資比重達到88.6%。上半年，重點調查企業電力完成投資5373億元，同比增長32.2%。分類型看，電源完成投資3319億元，同比增長53.8%，其中非化石能源發電投資2940億元，同比增長60.9%，占電源投資的比重達到88.6%。太陽能發電、核電、風電、火電、水電投資同比分別增長113.6%、56.1%、34.3%、13.0%和10.6%。電網工程建設完成投資2054億元，同比增長7.8%。
二是新增太陽能發電裝機占總新增裝機比重達到55.6%，6月底全國累計非化石能源發電裝機容量占比上升至51.5%。上半年，全國新增發電裝機容量1.4億千瓦，同比多投產7186萬千瓦；其中，新增并網太陽能發電裝機容量7842萬千瓦，同比多投產4754萬千瓦，占新增發電裝機總容量的比重達到55.6%。截至6月底，全國全口徑發電裝機容量27.1億千瓦；其中，非化石能源發電裝機容量13.9億千瓦，同比增長18.6%，占總裝機容量比重為51.5%，同比提高3.4個百分點。分類型看，6月底水電裝機4.2億千瓦，其中，常規水電3.7億千瓦，抽水蓄能4879萬千瓦；核電5676萬千瓦；并網風電3.9億千瓦，其中，陸上風電3.6億千瓦、海上風電3146萬千瓦；并網太陽能發電4.7億千瓦?；痣?3.6億千瓦，其中煤電11.4億千瓦，占總發電裝機容量的比重為42.1%，同比降低3.4個百分點；氣電1.2億千瓦。
三是水電發電量同比下降22.9%，煤電發電量占全口徑總發電量的比重保持在六成，充分發揮兜底保供作用。上半年，全國規模以上電廠發電量4.17萬億千瓦時，同比增長3.8%。其中，規模以上電廠水電發電量同比下降22.9%，主要水庫蓄水不足以及今年以來降水持續偏少，疊加上年同期高基數等因素，導致今年以來水電發電量同比持續下降，且降幅擴大，5、6月水電發電量同比分別下降32.9%和33.9%。上半年，規模以上電廠火電、核電發電量同比分別增長7.5%和6.5%。全口徑并網風電發電量同比增長21.2%。煤電發電量占全口徑總發電量比重為58.5%，煤電仍是當前我國電力供應的最主要電源，有效彌補了水電出力的大幅下降，充分發揮了兜底保供作用。
四是風電、火電、核電發電設備利用小時同比分別提高83、84、97小時。上半年，全國6000千瓦及以上電廠發電設備利用小時1733小時，同比降低44小時。分類型看，水電1239小時，同比降低452小時，其中，常規水電1330小時，同比降低498小時；抽水蓄能612小時，同比提高32小時。火電2142小時，同比提高84小時；其中，煤電2244小時，同比提高104小時；氣電1136小時，同比提高47小時。核電3770小時，同比提高97小時。并網風電1237小時，同比提高83小時。并網太陽能發電658小時，同比降低32小時。
五是跨區輸送電量同比增長11.7%，跨省輸送電量同比增長6.1%。上半年，全國新增220千伏及以上輸電線路長度1.69萬千米，同比多投產314千米；新增220千伏及以上變電設備容量(交流)1.26億千伏安，同比少投產1027萬千伏安。上半年，全國完成跨區輸送電量3654億千瓦時，同比增長11.7%。分區域看，華北外送電量增長50.1%；東北送華北電量增長79.9%；華中外送電量增長2.3%；西北外送電量增長1.9%，占全國跨區送電量的41.8%；西南外送電量同比減少10.3%，主要因水電出力下降較多導致外送電量減少；南方區域外送電量增長16.6%。上半年，全國跨省輸送電量8199億千瓦時，同比增長6.1%，其中，內蒙古外送1388億千瓦時，占全國跨省輸送電量的16.9%，同比增長15.7%；四川、云南外送電量同比分別減少12.9%和23.2%，主要因來水偏枯導致水電出力明顯受限以及上年同期基數較高。
(三)全國電力供需情況
上半年，電力行業全力以赴保安全、保民生、保重點供電，電力系統安全穩定運行，電力供需總體平衡。受來水偏枯、電煤供應緊張等因素疊加影響，西南地區少數省級電網在部分時段電力供需形勢較為緊張，通過供需兩端協同發力，守牢了民生用電安全底線。
二、全國電力供需形勢預測
(一)電力消費預測
綜合考慮宏觀經濟、夏季氣溫、上年基數等因素，根據不同預測方法對全社會用電量的預測結果，并結合電力供需形勢分析預測專家的預判，綜合判斷，預計2023年全年全社會用電量9.15萬億千瓦時，同比增長6%左右，其中下半年全社會用電量同比增長6%～7%。
(二)電力供應預測
在新能源發電快速發展帶動下，預計2023年全年全國新增發電裝機規模將有望歷史上首次突破3.0億千瓦，其中新增非化石能源發電裝機規模超過2.3億千瓦。2023年底全國發電裝機容量預計將達到28.6億千瓦，同比增長11.5%左右。非化石能源發電裝機合計15.1億千瓦，占總裝機容量比重上升至53%左右，同比提高3個百分點；其中，水電4.2億千瓦、并網風電4.3億千瓦、并網太陽能發電5.3億千瓦、核電5846萬千瓦、生物質發電4500萬千瓦左右。2023年底并網風電和太陽能發電合計裝機容量將達到9.6億千瓦，占總裝機比重達到三分之一，同比提高4個百分點左右。
(三)電力供需形勢預測
用電負荷方面，國民經濟恢復向好疊加今年夏季全國大部地區氣溫接近常年到偏高，預計夏季全國最高用電負荷比2022年增加8000萬千瓦至1億千瓦。電力供應方面，實際增加的穩定有效供應能力低于用電負荷增加量，此外，降水、風光資源、燃料供應等方面存在不確定性。從供需平衡看，在來水、燃料供應和機組運行總體正常情況下，預計2023年迎峰度夏期間全國電力供需總體緊平衡，其中，華東、華中、南方區域高峰時段電力供需形勢偏緊，華北、東北、西北區域電力供需基本平衡。
三、有關建議
2023年上半年電力系統經受住了來水持續偏枯、多輪高溫等考驗，電力運行平穩有序。電力行業認真貫徹落實黨中央、國務院決策部署，以“時時放心不下”的責任感，超前謀劃，全力以赴做好電力保供工作。為確保用電高峰期間大電網安全穩定，守好民生用電底線，保障經濟社會用電需求，報告結合電力供需形勢和行業發展趨勢，提出以下幾點建議：
(一)綜合施策做好用電高峰期電力保供工作
一是精細做好電力供需動態監測和分析預警。加強氣象會商分析，提升新能源發電預測預警準確度。密切跟蹤主要流域來水變化，不斷強化水情預測，做好蓄水發電工作，科學優化水電調度，積極采取多能互補等有效措施以發揮大水電頂峰發電能力。密切跟蹤各地區經濟發展和電力消費需求走勢變化，滾動研判短期電力電量平衡，及時掌握運行中出現的新情況、新問題。
二是多措并舉提升電力供應保障能力。制定煤礦保供與彈性生產辦法，優先組織滿足條件的先進產能煤礦按一定系數調增產能，形成煤礦應急生產能力，夯實能源安全保供基礎。強化對電煤中長期合同履約監管，做好產運需各方銜接，保障發電用煤安全穩定供應。高度重視安全生產，加強電力設備運維管理，提高設備可靠性，保障機組穩發滿發及特高壓輸電通道安全穩定運行。持續提升跨區跨省線路利用率，加大省間余缺互濟力度，最大限度保障電力電量平衡。發揮省間中長期市場、省間現貨交易與跨區應急調度作用，以市場手段支持電力保供。統籌應急備用電源管理，保障高峰時段電力供應和負荷中心電源支撐。
三是加強電力負荷管理，挖掘需求側資源。健全電力需求響應機制，進一步擴大需求響應資金來源，建立市場主體分攤的長效機制。形成可中斷用戶清單，確?？芍袛嘭摵闪繚M足系統應急響應需求。引導市場主體主動參與電力需求響應，以市場化方式降低高峰時段負荷需求。關注重點區域、重點時段、重點領域電力保供，守好民生用電安全底線。加強空調負荷管理，引導企業和居民節約用電。鼓勵企業制定季節性錯峰生產計劃，引導高耗能企業錯峰避峰生產。完善分時電價政策，對已出臺分時電價政策的省份，擴大執行規模，推動將選擇執行調整為全部執行；對尚未出臺分時電價政策的省份，督促盡快出臺政策；對執行居民電價“年階梯”政策的省份，督促調整為執行“月階梯”電價。
(二)保障煤電企業健康發展以發揮煤電保供基礎作用
一是確保電力燃料的“量”、“質”、“價”。持續釋放煤炭先進產能，為煤炭保質穩價提供基礎，同時保持進口煤政策的穩定性，持續將國內煤價穩定在合理區間。調整中長期合同當前“單卡一致”的定價機制，明確遵循“優質優價、低質低價”原則，采取分檔級差定價。研究完善電煤中長期合同定價機制，補充優質優價內容，形成長效機制提升電煤質量，為煤電機組高水平出力提供切實保障。
二是完善電價形成機制，合理疏導煤電成本。結合各省(區)煤價變化情況，統籌考慮本區域內煤電發電利用小時、固定成本、長期貸款利率等因素，開展煤電基準價評估，研究建立煤電“基準價”調整制度與燃煤上網電價浮動機制。加快制定出臺煤電“兩部制”電價，因地制宜設定輔助服務補償
標準，合理疏導煤電成本，確保煤電機組頂峰保供、系統調節價值得到合理回報。督促各地嚴格落實煤電價格政策，盡快公布高耗能企業能效清單目錄，建立完善高耗能企業差別電價制度。
三是做好重點區域重點時段電煤保供，加大對煤電企業紓困的政策支持力度。加強西南、華中、華東等地來水、來煤及庫存的監測預警，加大重點地區的鐵路運力和煤炭資源的協調，提前做好主力和骨干煤礦的電煤儲煤量。做好采取需求側管理、網間省間互濟保障的電力保供預案。加大對長周期保供、煤炭資源相對短缺地區的財稅、金融政策支持力度，緩解保供電廠的運營壓力，保障煤電兜底保障作用持續發揮。
(三)促進新能源高質量發展
一是科學合理提升新能源消納空間。滾動優化新能源發展規模、布局和時序，合理推進新能源建設進度，保障大規?？稍偕茉聪{。落實用戶側消納責任，完善綠證交易機制，暢通購買綠電和綠證的渠道，擴大綠證、綠電交易規模，落實全社會共同推動能源轉型的責任。加大區域可再生能源協同規劃、協同開發和聯合調度，進一步發揮新能源在能源保供中的作用。
二是完善新能源市場交易機制，科學推動新能源入市。建立更適應新能源特性的電力市場機制，完善新能源帶電力負荷曲線交易機制，進一步增加交易頻次和品種，給予新能源主體更大調整空間。放開對新能源項目參與市場交易的限價或設置合理的價格區間，做好現貨市場和優先發電保障的有效銜接。強化消納責任權重的剛性約束，實行消納責任考核處罰機制，體現新能源綠色環境價值。
三是推動電力輔助服務市場建設，合理疏導輔助服務費用。完善輔助服務市場機制，加強對優化輔助服務品種，擴大輔助服務資源共享范圍、拓展輔助服務主體等方面的探索研究。按照“誰承擔、誰受益”的原則，科學設置輔助服務補償標準和發用分攤比例，推動輔助服務向用戶側疏導。
注釋：
1.兩年平均增速是以2021年同期值為基數，采用幾何平均方法計算。
2.規模以上電廠發電量統計范圍為年主營業務收入2000萬元及以上的電廠發電量。
3.四大高載能行業包括：化學原料和化學制品制造業、非金屬礦物制品業、黑色金屬冶煉和壓延加工業、有色金屬冶煉和壓延加工業4個行業。
4.高技術及裝備制造業包括：醫藥制造業、金屬制品業、通用設備制造業、專用設備制造業、汽車制造業、鐵路/船舶/航空航天和其他運輸設備制造業、電氣機械和器材制造業、計算機/通信和其他電子設備制造業、
儀器儀表制造業9個行業。
5.消費品制造業包括：農副食品加工業、食品制造業、酒/飲料及精制茶制造業、煙草制品業、紡織業、紡織服裝/服飾業、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋業、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品業、家具制造業、造紙和紙制品業、印刷和記錄媒介復制業、文教/工美/體育和娛樂用品制造業12個行業。
6.其他制造行業為制造業用電分類的31個行業中，除四大高載能行業、高技術及裝備制造業、消費品行業之外的其他行業，包括：石油/煤炭及其他燃料加工業、化學纖維制造業、橡膠和塑料制品業、其他制造業、廢棄資源綜合利用業、金屬制品/機械和設備修理業6個行業。
7.東部地區包括北京、天津、河北、上海、江蘇、浙江、福建、山東、廣東、海南10個省(市)；中部地區包括山西、安徽、江西、河南、湖北、湖南6個省；西部地區包括內蒙古、廣西、重慶、四川、貴州、云南、西藏、陜西、甘肅、青海、寧夏、新疆12個省(市、自治區)；東北地區包括遼寧、吉林、黑龍江3個省。
