中商情報網(wǎng)訊：2023年上半年，電力供應安全穩(wěn)定，電力消費增速穩(wěn)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(jīng)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%。

數(shù)據(jù)來源：國家能源局、中商產(chǎn)業(yè)研究院整理

一是第一產(chǎn)業(yè)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(chǎn)業(yè)用電量同比分別增長9.7%和14.2%。分行業(yè)看，農(nóng)業(yè)、漁業(yè)、畜牧業(yè)上半年用電量同比分別增長7.9%、11.9%、18.5%。電力企業(yè)積極助力鄉(xiāng)村振興，大力實施農(nóng)網(wǎng)鞏固提升工程，推動農(nóng)業(yè)生產(chǎn)、鄉(xiāng)村產(chǎn)業(yè)各領域電氣化改造，拉動第一產(chǎn)業(yè)用電量快速增長。

二是第二產(chǎn)業(yè)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(yè)用電量同比增長4.3%。分大類看，高技術及裝備制造業(yè)上半年用電量同比增長8.1%，超過制造業(yè)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(yè)用電量同比增長26.0%，其中光伏設備及元器件制造業(yè)用電量同比增長76.7%；汽車制造業(yè)、醫(yī)藥制造業(yè)用電量同比增速超過10%。在新能源汽車的快速發(fā)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(yè)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(yè)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(yè)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(yè)、酒/飲料及精制茶制造業(yè)上半年用電量增速超過5%。其他制造業(yè)行業(yè)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(yè)用電量同比增長13.7%。

三是第三產(chǎn)業(yè)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(yè)經(jīng)濟呈穩(wěn)步恢復態(tài)勢。租賃和商務服務業(yè)、住宿和餐飲業(yè)、交通運輸/倉儲和郵政業(yè)、批發(fā)和零售業(yè)上半年用電量同比增速處于13%至15%之間，這四個行業(yè)二季度用電量同比增速均超過20%，疫情后恢復態(tài)勢明顯。電動汽車高速發(fā)展，拉動充換電服務業(yè)上半年用電量增長73.7%。

四是城鄉(xiāng)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(shù)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(xiāng)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(qū)用電量增速相對領先。上半年，東、中、西部和東北地區(qū)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(nèi)蒙古、青海、廣西、西藏5個省份同比增速超過10%。

數(shù)據(jù)來源：國家能源局、中商產(chǎn)業(yè)研究院整理

（二）電力生產(chǎn)供應情況

上半年，全國新增發(fā)電裝機容量1.4億千瓦；截至2023年6月底全國全口徑發(fā)電裝機容量27.1億千瓦，同比增長10.8%。從分類型投資、發(fā)電裝機增速及結構變化等情況看，電力行業(yè)延續(xù)綠色低碳轉型趨勢。

數(shù)據(jù)來源：國家能源局、中商產(chǎn)業(yè)研究院整理

數(shù)據(jù)來源：國家能源局、中商產(chǎn)業(yè)研究院整理

一是電力投資同比增長32.2%，非化石能源發(fā)電投資占電源投資比重達到88.6%。上半年，重點調(diào)查企業(yè)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(fā)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(fā)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(wǎng)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(fā)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(fā)電裝機容量占比上升至51.5%。上半年，全國新增發(fā)電裝機容量1.4億千瓦，同比多投產(chǎn)7186萬千瓦；其中，新增并網(wǎng)太陽能發(fā)電裝機容量7842萬千瓦，同比多投產(chǎn)4754萬千瓦，占新增發(fā)電裝機總容量的比重達到55.6%。截至6月底，全國全口徑發(fā)電裝機容量27.1億千瓦；其中，非化石能源發(fā)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(guī)水電3.7億千瓦，抽水蓄能4879萬千瓦；核電5676萬千瓦；并網(wǎng)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(wǎng)太陽能發(fā)電4.7億千瓦。火電13.6億千瓦，其中煤電11.4億千瓦，占總發(fā)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(fā)電量同比下降22.9%，煤電發(fā)電量占全口徑總發(fā)電量的比重保持在六成，充分發(fā)揮兜底保供作用。上半年，全國規(guī)模以上電廠發(fā)電量4.17萬億千瓦時，同比增長3.8%。其中，規(guī)模以上電廠水電發(fā)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(xù)偏少，疊加上年同期高基數(shù)等因素，導致今年以來水電發(fā)電量同比持續(xù)下降，且降幅擴大，5、6月水電發(fā)電量同比分別下降32.9%和33.9%。上半年，規(guī)模以上電廠火電、核電發(fā)電量同比分別增長7.5%和6.5%。全口徑并網(wǎng)風電發(fā)電量同比增長21.2%。煤電發(fā)電量占全口徑總發(fā)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(fā)揮了兜底保供作用。

四是風電、火電、核電發(fā)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(fā)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(guī)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(wǎng)風電1237小時，同比提高83小時。并網(wǎng)太陽能發(fā)電658小時，同比降低32小時。

五是跨區(qū)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(chǎn)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(chǎn)1027萬千伏安。上半年，全國完成跨區(qū)輸送電量3654億千瓦時，同比增長11.7%。分區(qū)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(qū)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(qū)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(nèi)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(shù)較高。

（三）全國電力供需情況

上半年，電力行業(yè)全力以赴保安全、保民生、保重點供電，電力系統(tǒng)安全穩(wěn)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(qū)少數(shù)省級電網(wǎng)在部分時段電力供需形勢較為緊張，通過供需兩端協(xié)同發(fā)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(jīng)濟、夏季氣溫、上年基數(shù)等因素，根據(jù)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(fā)電快速發(fā)展帶動下，預計2023年全年全國新增發(fā)電裝機規(guī)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(fā)電裝機規(guī)模超過2.3億千瓦。2023年底全國發(fā)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(fā)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(wǎng)風電4.3億千瓦、并網(wǎng)太陽能發(fā)電5.3億千瓦、核電5846萬千瓦、生物質發(fā)電4500萬千瓦左右。2023年底并網(wǎng)風電和太陽能發(fā)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(jīng)濟恢復向好疊加今年夏季全國大部地區(qū)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(wěn)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(qū)域高峰時段電力供需形勢偏緊，華北、東北、西北區(qū)域電力供需基本平衡。

三、有關建議

2023年上半年電力系統(tǒng)經(jīng)受住了來水持續(xù)偏枯、多輪高溫等考驗，電力運行平穩(wěn)有序。電力行業(yè)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(wǎng)安全穩(wěn)定，守好民生用電底線，保障經(jīng)濟社會用電需求，報告結合電力供需形勢和行業(yè)發(fā)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(tài)監(jiān)測和分析預警。加強氣象會商分析，提升新能源發(fā)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(fā)電工作，科學優(yōu)化水電調(diào)度，積極采取多能互補等有效措施以發(fā)揮大水電頂峰發(fā)電能力。密切跟蹤各地區(qū)經(jīng)濟發(fā)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(xiàn)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(chǎn)辦法，優(yōu)先組織滿足條件的先進產(chǎn)能煤礦按一定系數(shù)調(diào)增產(chǎn)能，形成煤礦應急生產(chǎn)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(jiān)管，做好產(chǎn)運需各方銜接，保障發(fā)電用煤安全穩(wěn)定供應。高度重視安全生產(chǎn)，加強電力設備運維管理，提高設備可靠性，保障機組穩(wěn)發(fā)滿發(fā)及特高壓輸電通道安全穩(wěn)定運行。持續(xù)提升跨區(qū)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(fā)揮省間中長期市場、省間現(xiàn)貨交易與跨區(qū)應急調(diào)度作用，以市場手段支持電力保供。統(tǒng)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，確保可中斷負荷量滿足系統(tǒng)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(qū)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(diào)負荷管理，引導企業(yè)和居民節(jié)約用電。

鼓勵企業(yè)制定季節(jié)性錯峰生產(chǎn)計劃，引導高耗能企業(yè)錯峰避峰生產(chǎn)。完善分時電價政策，對已出臺分時電價政策的省份，擴大執(zhí)行規(guī)模，推動將選擇執(zhí)行調(diào)整為全部執(zhí)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(zhí)行居民電價“年階梯”政策的省份，督促調(diào)整為執(zhí)行“月階梯”電價。

（二）保障煤電企業(yè)健康發(fā)展以發(fā)揮煤電保供基礎作用

一是確保電力燃料的“量”、“質”、“價”。持續(xù)釋放煤炭先進產(chǎn)能，為煤炭保質穩(wěn)價提供基礎，同時保持進口煤政策的穩(wěn)定性，持續(xù)將國內(nèi)煤價穩(wěn)定在合理區(qū)間。調(diào)整中長期合同當前“單卡一致”的定價機制，明確遵循“優(yōu)質優(yōu)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(yōu)質優(yōu)價內(nèi)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(qū)）煤價變化情況，統(tǒng)籌考慮本區(qū)域內(nèi)煤電發(fā)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(diào)整制度與燃煤上網(wǎng)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(tǒng)調(diào)節(jié)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(yè)能效清單目錄，建立完善高耗能企業(yè)差別電價制度。

三是做好重點區(qū)域重點時段電煤保供，加大對煤電企業(yè)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(jiān)測預警，加大重點地區(qū)的鐵路運力和煤炭資源的協(xié)調(diào)，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(wǎng)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(qū)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(xù)發(fā)揮。

（三）促進新能源高質量發(fā)展

一是科學合理提升新能源消納空間。滾動優(yōu)化新能源發(fā)展規(guī)模、布局和時序，合理推進新能源建設進度，保障大規(guī)模可再生能源消納。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(guī)模，落實全社會共同推動能源轉型的責任。加大區(qū)域可再生能源協(xié)同規(guī)劃、協(xié)同開發(fā)和聯(lián)合調(diào)度，進一步發(fā)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(diào)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(qū)間，做好現(xiàn)貨市場和優(yōu)先發(fā)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(xiàn)新能源綠色環(huán)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(yōu)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(fā)用分攤比例，推動輔助服務向用戶側疏導。