2023年全国电力供需或总体紧平衡

“根据电力需求预测，并综合考虑新投产装机、跨省跨区电力交换、发电出力及合理备用等方面，预计2023年全国电力供需总体紧平衡，部分区域用电高峰时段电力供需偏紧。”1月19日，中电联秘书长郝英杰在中电联召开的《全国电力供需形势分析预测报告》（以下简称《报告》）新闻发布会上指出，预计2023年经济运行有望总体回升，拉动电力消费需求增速，全国全社会用电量9.15万亿千瓦时，比2022年增长6%左右。

去年全社会用电同比增3.6%

2022年全国多次出现大范围雨雪、极端高温少雨天气，叠加经济恢复增长，拉动用电负荷快速增长，电力供需形势较为紧张。通过省间余缺互济、实施负荷侧管理等措施，有力地保障了电力供应平稳有序。

2022年，全国全社会用电量8.64万亿千瓦时，同比增长3.6%。共有27个省份用电量实现正增长，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长2.4%、6.7%、4.2%和0.8%。其中，西藏、云南、安徽用电量增速超过10%。宁夏、青海、河南、湖北、江西、陕西、内蒙古、四川、浙江用电量增速均超过5%。

分产业看，去年第一产业用电量1146亿千瓦时，同比增长10.4%。第二产业用电量5.70万亿千瓦时，同比增长1.2%。第三产业用电量1.49万亿千瓦时，同比增长4.4%。城乡居民生活用电量1.34万亿千瓦时，同比增长13.8%。

截至2022年底，全国全口径发电装机容量25.6亿千瓦，同比增长7.8%，非化石能源发电装机占总装机容量比重接近50%，绿色低碳转型成效显著。2022年，全国新增发电装机2亿千瓦，其中新增非化石能源发电装机1.6亿千瓦，新投产的总发电装机规模以及非化石能源发电装机规模均创历史新高。全口径煤电发电量同比增长0.7%，占全口径总发电量的比重为58.4%，同比降低1.7个百分点，煤电仍是当前我国电力供应的最主要电源。在来水明显偏枯的三季度，全口径煤电发电量同比增长9.2%，较好地弥补了水电出力的下降，充分发挥了兜底保供作用。

风光装机或均超水电

那么，2023年电力消费将呈现哪些特点？

“第二产业用电量增速逐步回升。”中电联统计与数据中心副主任蒋德斌指出，在政策利好影响下，房地产市场逐步修复将推动钢铁、建材等行业用电量回升。同时，《“十四五”工业绿色发展规划》明确提出推动传统行业绿色发展和工业能源低碳转型，提升工业部门终端用能电气化水平，也会拉动传统制造业的用电量增长。“另外，在高技术制造业、高技术服务业生产和投资的拉动下，相关行业用电量也将继续保持较快增长。”

《报告》预计，在新能源发电快速发展带动下，2023年新投产的总发电装机以及非化石能源发电装机规模将再创新高，其中全国新增发电装机规模有望达到2.5亿千瓦左右，新增非化石能源发电装机1.8亿千瓦。到2023年底，全国发电装机达28.1亿千瓦左右，非化石能源发电装机合计14.8亿千瓦，占总装机比重上升至52.5%左右。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4.9亿千瓦、核电5846万千瓦、生物质发电4500万千瓦左右，太阳能发电及风电装机规模将在2023年首超水电装机规模。

了解到，根据电力需求预测，并综合考虑新投产装机、跨省跨区电力交换、发电出力及合理备用等方面，预计2023年迎峰度夏期间华东、华中、南方区域电力供需形势偏紧，华北、东北、西北区域电力供需基本平衡。迎峰度冬期间，华东、华中、南方、西北区域电力供需偏紧，华北区域电力供需紧平衡，东北区域电力供需基本平衡。

多举措保电力安全供应

为确保能源电力安全供应，中电联提出加大电力燃料供应保障能力、疏导燃煤发电成本、加快电网规划投资建设、强化电力负荷管理、完善电力交易机制和市场价格形成机制等8条建议。

蒋德斌建议，发电端努力克服燃料供应中面临的价格、质量等问题，积极采购电煤，努力保障电力可靠供应。另外，充分利用前期检修窗口期，加强机组及相关电力设备检修，提高设备健康水平，减少用电高峰期的非计划停运。大力推进保供重点发电项目建设投产，尽早在迎峰度夏等用电高峰期发挥作用。“总之，要全面挖掘发电潜力，推动各类电源应并尽并、应发尽发。”

在电网端，中电联指出，要科学安排运行方式，加强电网运行监控。充分发挥大电网资源配置作用，加大跨省跨区电网错峰支援、余缺调剂力度。通过省间现货市场、应急调度等手段，对电力供需形势紧张的地区进行紧急支援减少电力缺口。此外，加强和各地方政府沟通，严格落实跨省区优先发电计划，加强省间交易中长期合同电量签订和履约。

在用电端，坚持“需求响应优先、有序用电保底、节约用电助力”导向，充分挖掘电力需求响应潜力，精细化落实需求侧负荷控制措施，持续强化负荷管理。各地区提前制定需求响应及有序用电实施方案并提前演练。引导社会持续提高节能节电意识，同时不断完善价格补偿机制，以市场化方式降低高峰用电负荷需求。