2023年我国新增发电装机将首次突破3亿千瓦

“综合考虑宏观经济、夏季气温偏高、上年基数等因素，预计2023年全年全社会用电量将达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%。”7月25日，中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）召开“2023年上半年电力供需形势新闻发布会”，中电联对下半年我国电力供需形势进行预测，并对电力行业如何确保电力安全有效供应提出建议。

在电力供应预测方面，中电联指出，在新能源发电快速发展的带动下，预计2023年全年，全国新增发电装机规模将有望首次突破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28.6亿千瓦，同比增长11.5%左右。非化石能源发电装机将合计达15.1亿千瓦，占总装机容量的比重上升至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1/3，同比提高4个百分点左右。

在用电负荷预测方面，中电联指出，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同期到偏高，预计夏季全国最高用电负荷比2022年增加8000万千瓦~1亿千瓦。

“我国实际增加的稳定有效的电力供应能力低于用电负荷增加量，加上降水、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、华中和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。”中电联针对电力负荷和电力供应现状，对我国电力供需形势进行了预测。

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，结合电力供需形势和行业发展趋势，中电联为电力企业提出以下建议。

一是综合施策，做好用电高峰期电力保供工作。首先，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和新问题。

其次，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。

最后，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。

二是保障煤电企业健康发展以发挥煤电保供基础作用。首先，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础，同时保持进口煤政策的稳定性，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。

其次，完善电价形成机制，合理疏导煤电成本。结合各省（区）煤价变化情况，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。

最后，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、华中和华东等地来水、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。

三是促进新能源高质量发展。首先，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。

其次，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。

最后，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。（林  楚）