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增长113.6%,全年新增约140GW!中电联发布《2023年上半年全国电力供需形势分析预测报告》
发布时间:2023-08-20      点击量:1527

上半年,电力行业认真贯彻落实党中央、国务院关于能源电力安全保供各项决策部署,以实际行动践行“人民电业为人民”宗旨,弘扬“忠诚担当、求实创新、追求卓越、奉献光明”的电力精神,经受住了来水持续偏枯、多轮高温等考验,为经济社会发展和人民美好生活提供了有力的电力保障。电力供应安全稳定,电力消费增速稳中向好,电力供需形势总体平衡。


  一、2023年上半年全国电力供需情况


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  上半年,全国全社会用电量4.31万亿千瓦时,同比增长5.0%,增速比上年同期提高2.1个百分点,上半年国民经济恢复向好拉动电力消费增速同比提高。分季度看,一、二季度全社会用电量同比分别增长3.6%和6.4%;一、二季度两年平均增速分别为5.0%和4.3%。


  一是第一产业用电量577亿千瓦时,同比增长12.1%,保持快速增长势头。分季度看,一、二季度第一产业用电量同比分别增长9.7%和14.2%。分行业看,农业、渔业、畜牧业上半年用电量同比分别增长7.9%、11.9%、18.5%。电力企业积极助力乡村振兴,大力实施农网巩固提升工程,推动农业生产、乡村产业各领域电气化改造,拉动第一产业用电量快速增长。


  二是第二产业用电量2.87万亿千瓦时,同比增长4.4%,保持中速增长。其中,一、二季度同比分别增长4.2%和4.7%。上半年制造业用电量同比增长4.3%。分大类看,高技术及装备制造业上半年用电量同比增长8.1%,超过制造业整体增长水平3.8个百分点;一、二季度同比分别增长4.0%和11.7%。上半年,电气机械和器材制造业用电量同比增长26.0%,其中光伏设备及元器件制造业用电量同比增长76.7%;汽车制造业、医药制造业用电量同比增速超过10%。在新能源汽车的快速发展带动下,新能源车整车制造上半年用电量同比增长50.7%。四大高载能行业上半年用电量同比增长2.5%,其中,一、二季度同比分别增长4.2%和0.9%;黑色金属冶炼和压延加工业上半年用电量同比下降1.6%,季度增速从一季度增长2.7%转为二季度下降5.6%。消费品制造业上半年用电量同比增长3.0%,季度用电量增速从一季度的下降1.7%转为二季度增长7.1%;食品制造业、酒/饮料及精制茶制造业上半年用电量增速超过5%。其他制造业行业上半年用电量同比增长8.1%,其中,一、二季度同比分别增长5.2%和10.7%;上半年石油、煤炭及其他燃料加工业用电量同比增长13.7%。


  三是第三产业用电量7631亿千瓦时,同比增长9.9%,疫情后恢复较快增长势头。其中,一、二季度同比分别增长4.1%和15.9%,两年平均增速分别为5.3%和7.9%。随着疫情的影响逐步消除,服务业经济呈稳步恢复态势。租赁和商务服务业、住宿和餐饮业、交通运输/仓储和邮政业、批发和零售业上半年用电量同比增速处于13%至15%之间,这四个行业二季度用电量同比增速均超过20%,疫情后恢复态势明显。电动汽车高速发展,拉动充换电服务业上半年用电量增长73.7%。


  四是城乡居民生活用电量6197亿千瓦时,同比增长1.3%,增速较低。其中,一、二季度同比分别增长0.2%和2.6%,气温偏暖以及上年同期高基数是一季度低速增长的主要原因;一、二季度两年平均增速分别为5.9%和5.0%。上半年共有12个省份城乡居民生活用电量同比为负增长,其中,上海、新疆同比分别下降6.4%和5.9%,西藏、湖南、湖北、江苏同比下降幅度超过2%。


  五是全国共有29个省份用电量正增长,东部和西部地区用电量增速相对领先。上半年,东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长5.7%、2.3%、5.7%和4.8%。上半年全国共有29个省份全社会用电量为正增长,其中,海南、内蒙古、青海、广西、西藏5个省份同比增速超过10%。


  (二)电力生产供应情况


  上半年,全国新增发电装机容量1.4亿千瓦;截至2023年6月底全国全口径发电装机容量27.1亿千瓦,同比增长10.8%。从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况看,电力行业延续绿色低碳转型趋势。


  一是电力投资同比增长32.2%,非化石能源发电投资占电源投资比重达到88.6%。上半年,重点调查企业电力完成投资5373亿元,同比增长32.2%。分类型看,电源完成投资3319亿元,同比增长53.8%,其中非化石能源发电投资2940亿元,同比增长60.9%,占电源投资的比重达到88.6%。太阳能发电、核电、风电、火电、水电投资同比分别增长113.6%、56.1%、34.3%、13.0%和10.6%。电网工程建设完成投资2054亿元,同比增长7.8%。


  二是新增太阳能发电装机占总新增装机比重达到55.6%,6月底全国累计非化石能源发电装机容量占比上升至51.5%。上半年,全国新增发电装机容量1.4亿千瓦,同比多投产7186万千瓦;其中,新增并网太阳能发电装机容量7842万千瓦,同比多投产4754万千瓦,占新增发电装机总容量的比重达到55.6%。截至6月底,全国全口径发电装机容量27.1亿千瓦;其中,非化石能源发电装机容量13.9亿千瓦,同比增长18.6%,占总装机容量比重为51.5%,同比提高3.4个百分点。分类型看,6月底水电装机4.2亿千瓦,其中,常规水电3.7亿千瓦,抽水蓄能4879万千瓦;核电5676万千瓦;并网风电3.9亿千瓦,其中,陆上风电3.6亿千瓦、海上风电3146万千瓦;并网太阳能发电4.7亿千瓦。火电13.6亿千瓦,其中煤电11.4亿千瓦,占总发电装机容量的比重为42.1%,同比降低3.4个百分点;气电1.2亿千瓦。


  三是水电发电量同比下降22.9%,煤电发电量占全口径总发电量的比重保持在六成,充分发挥兜底保供作用。上半年,全国规模以上电厂发电量4.17万亿千瓦时,同比增长3.8%。其中,规模以上电厂水电发电量同比下降22.9%,主要水库蓄水不足以及今年以来降水持续偏少,叠加上年同期高基数等因素,导致今年以来水电发电量同比持续下降,且降幅扩大,5、6月水电发电量同比分别下降32.9%和33.9%。上半年,规模以上电厂火电、核电发电量同比分别增长7.5%和6.5%。全口径并网风电发电量同比增长21.2%。煤电发电量占全口径总发电量比重为58.5%,煤电仍是当前我国电力供应的最主要电源,有效弥补了水电出力的大幅下降,充分发挥了兜底保供作用。


  四是风电、火电、核电发电设备利用小时同比分别提高83、84、97小时。上半年,全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时1733小时,同比降低44小时。分类型看,水电1239小时,同比降低452小时,其中,常规水电1330小时,同比降低498小时;抽水蓄能612小时,同比提高32小时。火电2142小时,同比提高84小时;其中,煤电2244小时,同比提高104小时;气电1136小时,同比提高47小时。核电3770小时,同比提高97小时。并网风电1237小时,同比提高83小时。并网太阳能发电658小时,同比降低32小时。


  五是跨区输送电量同比增长11.7%,跨省输送电量同比增长6.1%。上半年,全国新增220千伏及以上输电线路长度1.69万千米,同比多投产314千米;新增220千伏及以上变电设备容量(交流)1.26亿千伏安,同比少投产1027万千伏安。上半年,全国完成跨区输送电量3654亿千瓦时,同比增长11.7%。分区域看,华北外送电量增长50.1%;东北送华北电量增长79.9%;华中外送电量增长2.3%;西北外送电量增长1.9%,占全国跨区送电量的41.8%;西南外送电量同比减少10.3%,主要因水电出力下降较多导致外送电量减少;南方区域外送电量增长16.6%。上半年,全国跨省输送电量8199亿千瓦时,同比增长6.1%,其中,内蒙古外送1388亿千瓦时,占全国跨省输送电量的16.9%,同比增长15.7%;四川、云南外送电量同比分别减少12.9%和23.2%,主要因来水偏枯导致水电出力明显受限以及上年同期基数较高。


  (三)全国电力供需情况


  上半年,电力行业全力以赴保安全、保民生、保重点供电,电力系统安全稳定运行,电力供需总体平衡。受来水偏枯、电煤供应紧张等因素叠加影响,西南地区少数省级电网在部分时段电力供需形势较为紧张,通过供需两端协同发力,守牢了民生用电安全底线。


  二、全国电力供需形势预测


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  综合考虑宏观经济、夏季气温、上年基数等因素,根据不同预测方法对全社会用电量的预测结果,并结合电力供需形势分析预测专家的预判,综合判断,预计2023年全年全社会用电量9.15万亿千瓦时,同比增长6%左右,其中下半年全社会用电量同比增长6%~7%。


  (二)电力供应预测


  在新能源发电快速发展带动下,预计2023年全年全国新增发电装机规模将有望历史上首次突破3.0亿千瓦,其中新增非化石能源发电装机规模超过2.3亿千瓦。2023年底全国发电装机容量预计将达到28.6亿千瓦,同比增长11.5%左右。非化石能源发电装机合计15.1亿千瓦,占总装机容量比重上升至53%左右,同比提高3个百分点;其中,水电4.2亿千瓦、并网风电4.3亿千瓦、并网太阳能发电5.3亿千瓦、核电5846万千瓦、生物质发电4500万千瓦左右。2023年底并网风电和太阳能发电合计装机容量将达到9.6亿千瓦,占总装机比重达到三分之一,同比提高4个百分点左右。


  (三)电力供需形势预测


  用电负荷方面,国民经济恢复向好叠加今年夏季全国大部地区气温接近常年到偏高,预计夏季全国最高用电负荷比2022年增加8000万千瓦至1亿千瓦。电力供应方面,实际增加的稳定有效供应能力低于用电负荷增加量,此外,降水、风光资源、燃料供应等方面存在不确定性。从供需平衡看,在来水、燃料供应和机组运行总体正常情况下,预计2023年迎峰度夏期间全国电力供需总体紧平衡,其中,华东、华中、南方区域高峰时段电力供需形势偏紧,华北、东北、西北区域电力供需基本平衡。


  三、有关建议


  2023年上半年电力系统经受住了来水持续偏枯、多轮高温等考验,电力运行平稳有序。电力行业认真贯彻落实党中央、国务院决策部署,以“时时放心不下”的责任感,超前谋划,全力以赴做好电力保供工作。为确保用电高峰期间大电网安全稳定,守好民生用电底线,保障经济社会用电需求,报告结合电力供需形势和行业发展趋势,提出以下几点建议:


  (一)综合施策做好用电高峰期电力保供工作


  一是精细做好电力供需动态监测和分析预警。加强气象会商分析,提升新能源发电预测预警准确度。密切跟踪主要流域来水变化,不断强化水情预测,做好蓄水发电工作,科学优化水电调度,积极采取多能互补等有效措施以发挥大水电顶峰发电能力。密切跟踪各地区经济发展和电力消费需求走势变化,滚动研判短期电力电量平衡,及时掌握运行中出现的新情况、新问题。


  二是多措并举提升电力供应保障能力。制定煤矿保供与弹性生产办法,优先组织满足条件的先进产能煤矿按一定系数调增产能,形成煤矿应急生产能力,夯实能源安全保供基础。强化对电煤中长期合同履约监管,做好产运需各方衔接,保障发电用煤安全稳定供应。高度重视安全生产,加强电力设备运维管理,提高设备可靠性,保障机组稳发满发及特高压输电通道安全稳定运行。持续提升跨区跨省线路利用率,加大省间余缺互济力度,最大限度保障电力电量平衡。发挥省间中长期市场、省间现货交易与跨区应急调度作用,以市场手段支持电力保供。统筹应急备用电源管理,保障高峰时段电力供应和负荷中心电源支撑。


  三是加强电力负荷管理,挖掘需求侧资源。健全电力需求响应机制,进一步扩大需求响应资金来源,建立市场主体分摊的长效机制。形成可中断用户清单,确保可中断负荷量满足系统应急响应需求。引导市场主体主动参与电力需求响应,以市场化方式降低高峰时段负荷需求。关注重点区域、重点时段、重点领域电力保供,守好民生用电安全底线。加强空调负荷管理,引导企业和居民节约用电。鼓励企业制定季节性错峰生产计划,引导高耗能企业错峰避峰生产。完善分时电价政策,对已出台分时电价政策的省份,扩大执行规模,推动将选择执行调整为全部执行;对尚未出台分时电价政策的省份,督促尽快出台政策;对执行居民电价“年阶梯”政策的省份,督促调整为执行“月阶梯”电价。


  (二)保障煤电企业健康发展以发挥煤电保供基础作用


  一是确保电力燃料的“量”、“质”、“价”。持续释放煤炭先进产能,为煤炭保质稳价提供基。北3纸诿赫策的稳定性,持续将国内煤价稳定在合理区间。调整中长期合同当前“单卡一致”的定价机制,明确遵循“优质优价、低质低价”原则,采取分档级差定价。研究完善电煤中长期合同定价机制,补充优质优价内容,形成长效机制提升电煤质量,为煤电机组高水平出力提供切实保障。


  二是完善电价形成机制,合理疏导煤电成本。结合各。ㄇ┟杭郾浠榭,统筹考虑本区域内煤电发电利用小时、固定成本、长期贷款利率等因素,开展煤电基准价评估,研究建立煤电“基准价”调整制度与燃煤上网电价浮动机制。加快制定出台煤电“两部制”电价,因地制宜设定辅助服务补偿标准,合理疏导煤电成本,确保煤电机组顶峰保供、系统调节价值得到合理回报。督促各地严格落实煤电价格政策,尽快公布高耗能企业能效清单目录,建立完善高耗能企业差别电价制度。


  三是做好重点区域重点时段电煤保供,加大对煤电企业纾困的政策支持力度。加强西南、华中、华东等地来水、来煤及库存的监测预警,加大重点地区的铁路运力和煤炭资源的协调,提前做好主力和骨干煤矿的电煤储煤量。做好采取需求侧管理、网间省间互济保障的电力保供预案。加大对长周期保供、煤炭资源相对短缺地区的财税、金融政策支持力度,缓解保供电厂的运营压力,保障煤电兜底保障作用持续发挥。


  (三)促进新能源高质量发展


  一是科学合理提升新能源消纳空间。滚动优化新能源发展规模、布局和时序,合理推进新能源建设进度,保障大规模可再生能源消纳。落实用户侧消纳责任,完善绿证交易机制,畅通购买绿电和绿证的渠道,扩大绿证、绿电交易规模,落实全社会共同推动能源转型的责任。加大区域可再生能源协同规划、协同开发和联合调度,进一步发挥新能源在能源保供中的作用。


  二是完善新能源市场交易机制,科学推动新能源入市。建立更适应新能源特性的电力市场机制,完善新能源带电力负荷曲线交易机制,进一步增加交易频次和品种,给予新能源主体更大调整空间。放开对新能源项目参与市场交易的限价或设置合理的价格区间,做好现货市场和优先发电保障的有效衔接。强化消纳责任权重的刚性约束,实行消纳责任考核处罚机制,体现新能源绿色环境价值。


  三是推动电力辅助服务市场建设,合理疏导辅助服务费用。完善辅助服务市场机制,加强对优化辅助服务品种,扩大辅助服务资源共享范围、拓展辅助服务主体等方面的探索研究。按照“谁承担、谁受益”的原则,科学设置辅助服务补偿标准和发用分摊比例,推动辅助服务向用户侧疏导。

 

注释:


  1.两年平均增速是以2021年同期值为基数,采用几何平均方法计算。


  2.规模以上电厂发电量统计范围为年主营业务收入2000万元及以上的电厂发电量。


  3.四大高载能行业包括:化学原料和化学制品制造业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼和压延加工业、有色金属冶炼和压延加工业4个行业。


  4.高技术及装备制造业包括:医药制造业、金属制品业、通用设备制造业、专用设备制造业、汽车制造业、铁路/船舶/航空航天和其他运输设备制造业、电气机械和器材制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业、仪器仪表制造业9个行业。


  5.消费品制造业包括:农副食品加工业、食品制造业、酒/饮料及精制茶制造业、烟草制品业、纺织业、纺织服装/服饰业、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋业、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品业、家具制造业、造纸和纸制品业、印刷和记录媒介复制业、文教/工美/体育和娱乐用品制造业12个行业。


  6.其他制造行业为制造业用电分类的31个行业中,除四大高载能行业、高技术及装备制造业、消费品行业之外的其他行业,包括:石油/煤炭及其他燃料加工业、化学纤维制造业、橡胶和塑料制品业、其他制造业、废弃资源综合利用业、金属制品/机械和设备修理业6个行业。


  7.东部地区包括北京、天津、河北、上海、江苏、浙江、福建、山东、广东、海南10个。ㄊ校恢胁康厍ㄉ轿、安徽、江西、河南、湖北、湖南6个。晃鞑康厍诿晒、广西、重庆、四川、贵州、云南、西藏、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆12个。ㄊ、自治区);东北地区包括辽宁、吉林、黑龙江3个省。

来源:https://www.cec.org.cn/detail/index.html?3-323217  中国电力企业联合会

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