一、2023年前三季度全國電力供需情況
（一）電力消費需求情況
前三季度，全國全社會用電量6.86萬億千瓦時，同比增長5.6%，增速比上年同期提高1.6個百分點，國民經(jīng)濟持續(xù)恢復(fù)向好拉動電力消費增速同比提高。一、二、三季度全社會用電量同比分別增長3.6%、6.4%和6.6%。
一是第一產(chǎn)業(yè)用電量延續(xù)快速增長勢頭。前三季度，第一產(chǎn)業(yè)用電量976億千瓦時，同比增長11.3%。其中，一、二、三季度同比分別增長9.7%、14.2%和10.2%，近年來農(nóng)業(yè)生產(chǎn)及鄉(xiāng)村產(chǎn)業(yè)電氣化改造升級持續(xù)推進，拉動第一產(chǎn)業(yè)用電量保持快速增長。分行業(yè)看，農(nóng)業(yè)、漁業(yè)、畜牧業(yè)前三季度用電量同比分別增長6.8%、9.4%、19.2%。
二是第二產(chǎn)業(yè)用電量增速逐季上升。前三季度，第二產(chǎn)業(yè)用電量4.47萬億千瓦時，同比增長5.5%。其中，一、二、三季度同比分別增長4.2%、4.7%和7.3%。前三季度制造業(yè)用電量同比增長6.1%，分大類看，高技術(shù)及裝備制造業(yè)前三季度用電量同比增長10.0%，超過制造業(yè)整體增長水平3.9個百分點，增速領(lǐng)先；一、二、三季度同比分別增長4.0%、11.7%和13.3%。前三季度，電氣機械和器材制造業(yè)、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，新能源車整車制造用電量同比增長39.3%。四大高載能行業(yè)前三季度用電量同比增長4.1%，其中，一、二、三季度同比分別增長4.2%、0.9%和7.2%；黑色金屬冶煉和壓延加工業(yè)前三季度用電量同比增長2.5%，其中三季度同比增速回升至11.5%；水泥行業(yè)前三季度用電量同比下降7.3%。消費品制造業(yè)前三季度用電量同比增長4.9%，季度用電量同比增速從一季度的下降1.7%轉(zhuǎn)為二季度增長7.1%，三季度增速進一步上升至8.4%。消費品制造業(yè)用電量同比正增長的子行業(yè)數(shù)量從一季度的3個上升至二季度的11個，三季度全部12個子行業(yè)用電量均為正增長。其他制造業(yè)行業(yè)前三季度用電量同比增長9.7%，其中，一、二、三季度同比分別增長5.2%、10.7%和12.7%；前三季度石油、煤炭及其他燃料加工業(yè)用電量同比增長14.4%。
三是第三產(chǎn)業(yè)用電量恢復(fù)較快增長勢頭。前三季度，第三產(chǎn)業(yè)用電量1.25萬億千瓦時，同比增長10.1%。其中，一、二、三季度同比分別增長4.1%、15.9%和10.5%；兩年平均增速分別為5.3%、7.9%和9.3%，逐季上升，反映出隨著疫情的影響逐步消除，服務(wù)業(yè)經(jīng)濟運行呈穩(wěn)步恢復(fù)態(tài)勢。前三季度，租賃和商務(wù)服務(wù)業(yè)、批發(fā)和零售業(yè)、住宿和餐飲業(yè)、交通運輸/倉儲和郵政業(yè)用電量同比增速處于12%～15%，這四個行業(yè)在上年部分時段受疫情沖擊較大，疫情后得到明顯恢復(fù)。電動汽車高速發(fā)展，拉動充換電服務(wù)業(yè)前三季度用電量同比增長71.3%。
四是城鄉(xiāng)居民生活用電量低速增長。前三季度，城鄉(xiāng)居民生活用電量1.04萬億千瓦時，同比增長0.5%。其中，一、二、三季度同比分別增長0.2%、2.6%、-0.5%，上年同期高基數(shù)（19.8%）是三季度居民生活用電量負增長的主要原因。從兩年平均增速看，前三季度城鄉(xiāng)居民生活用電量兩年平均增速為7.0%，其中，一、二、三季度的兩年平均增速分別為5.9%、5.0%和9.4%。前三季度共有12個省份城鄉(xiāng)居民生活用電量同比為負增長，其中，重慶、上海、江蘇、湖北、四川同比下降幅度超過5%，這些省份三季度平均氣溫均明顯低于上年同期。
五是全國31個省份用電量均為正增長，西部和東部地區(qū)用電量增速相對領(lǐng)先。前三季度，東、中、西部和東北地區(qū)全社會用電量同比分別增長6.0%、2.8%、6.8%和4.8%。分省份看，全國31個省份全社會用電量均為正增長，其中，海南、內(nèi)蒙古、西藏、青海4個省份用電量同比增速超過10%。
（二）電力生產(chǎn)供應(yīng)情況
截至2023年9月底全國全口徑發(fā)電裝機容量27.9億千瓦，同比增長12.3%。從分類型投資、發(fā)電裝機增速及結(jié)構(gòu)變化等情況看，電力行業(yè)延續(xù)綠色低碳轉(zhuǎn)型趨勢。
一是電力投資快速增長，非化石能源發(fā)電投資占電源投資比重接近九成。前三季度，重點調(diào)查企業(yè)電力完成投資8826億元，同比增長24.7%。分類型看，電源完成投資5538億元，同比增長41.1%，其中非化石能源發(fā)電投資4920億元，同比增長44.7%，占電源投資的比重達到88.8%。太陽能發(fā)電、核電、風(fēng)電、火電、水電投資同比分別增長67.8%、46.0%、33.4%、16.2%和9.7%。電網(wǎng)工程建設(shè)完成投資3287億元，同比增長4.2%。
二是新增發(fā)電裝機規(guī)模超過2億千瓦，其中新增太陽能發(fā)電裝機超過1億千瓦。前三季度，全國新增發(fā)電裝機容量2.3億千瓦，同比多投產(chǎn)1.1億千瓦；其中，新增并網(wǎng)太陽能發(fā)電裝機容量1.3億千瓦，同比多投產(chǎn)7633萬千瓦，占新增發(fā)電裝機總?cè)萘康谋戎剡_到57.0%。截至9月底，全國全口徑發(fā)電裝機容量27.9億千瓦；其中，非化石能源發(fā)電裝機容量14.6億千瓦，占總裝機容量比重為52.4%，同比提高3.7個百分點。分類型看，水電4.2億千瓦，其中抽水蓄能4969萬千瓦；核電5676萬千瓦；并網(wǎng)風(fēng)電4.0億千瓦，其中，陸上風(fēng)電3.7億千瓦、海上風(fēng)電3189萬千瓦；并網(wǎng)太陽能發(fā)電5.2億千瓦?；痣?3.7億千瓦，其中，煤電11.5億千瓦，同比增長3.5%，占總發(fā)電裝機容量的比重為41.3%，同比降低3.5個百分點；氣電1.2億千瓦。
三是水電發(fā)電量同比下降較多，煤電發(fā)電量占總發(fā)電量比重保持在六成左右，充分發(fā)揮兜底保供作用。前三季度，全國規(guī)模以上電廠發(fā)電量6.62萬億千瓦時，同比增長4.2%。前三季度，全國規(guī)模以上電廠水電發(fā)電量同比下降10.1%；年初主要水庫蓄水不足以及上半年降水持續(xù)偏少，導(dǎo)致上半年規(guī)模以上電廠水電發(fā)電量同比下降22.9%，下半年以來降水形勢好轉(zhuǎn)以及上年同期基數(shù)低，8、9月水電發(fā)電量同比增速分別回升至18.5%和39.2%。前三季度，規(guī)模以上電廠火電、核電發(fā)電量同比分別增長5.8%和6.0%。煤電發(fā)電量占總發(fā)電量比重保持在六成左右，煤電仍是當前我國電力供應(yīng)的最主要電源，充分發(fā)揮了兜底保供作用。
四是風(fēng)電、火電、核電發(fā)電設(shè)備利用小時均同比提高。前三季度，全國6000千瓦及以上電廠發(fā)電設(shè)備利用小時2716小時，同比降低83小時。分類型看，水電2367小時，同比降低362小時，其中，常規(guī)水電2585小時，同比降低383小時；抽水蓄能883小時，同比提高18小時。火電3344小時，同比提高49小時；其中，煤電3501小時，同比提高65小時；氣電1877小時，同比提高51小時。核電5724小時，同比提高148小時。并網(wǎng)風(fēng)電1665小時，同比提高49小時。并網(wǎng)太陽能發(fā)電1017小時，同比降低45小時。
五是跨區(qū)、跨省輸送電量均同比較快增長。前三季度，全國新增220千伏及以上輸電線路長度2.27萬千米；新增220千伏及以上變電設(shè)備容量（交流）1.56億千伏安；新增直流換流容量1600萬千瓦。前三季度，全國完成跨區(qū)輸送電量6374億千瓦時，同比增長11.1%。分區(qū)域看，華北外送電量增長28.7%；東北送華北電量增長49.0%；華中外送電量增長13.7%；西北外送電量增長2.2%；西南外送電量同比增長4.2%；南方區(qū)域外送電量增長14.3%。前三季度，全國跨省輸送電量1.38萬億千瓦時，同比增長7.6%。其中，內(nèi)蒙古外送2234億千瓦時，占全國跨省輸送電量的16.1%，同比增長16.6%；四川、云南前七個月外送電量同比減少較多，8、9月來水形勢好轉(zhuǎn)疊加上年同期基數(shù)低，四川、云南輸出電量同比大幅增長。
（三）全國電力供需情況
前三季度，電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，電力供需總體平衡，迎峰度夏電力保供取得好成效。為應(yīng)對今年夏季可能出現(xiàn)的電力供應(yīng)偏緊局勢，各相關(guān)政府部門及電力企業(yè)提前做好了充分準備，迎峰度夏期間全國電力供需形勢總體平衡，各省級電網(wǎng)均未采取有序用電措施，創(chuàng)造了近年來迎峰度夏電力保供最好成效，為經(jīng)濟社會發(fā)展和人民美好生活提供了有力的電力保障。
二、全國電力供需形勢預(yù)測
（一）電力消費預(yù)測
預(yù)計四季度全社會用電量增速高于三季度，全年增速高于上年。綜合考慮宏觀經(jīng)濟、上年基數(shù)等因素，根據(jù)不同預(yù)測方法對全社會用電量的預(yù)測結(jié)果，并結(jié)合電力供需形勢分析預(yù)測專家的預(yù)判，綜合判斷，預(yù)計2023年全年全社會用電量9.2萬億千瓦時，同比增長6%左右，高于2022年增速；其中，四季度全社會用電量增速預(yù)計超過7%，高于三季度增速。
（二）電力供應(yīng)預(yù)測
預(yù)計全年新投產(chǎn)的發(fā)電裝機規(guī)模及非化石能源發(fā)電裝機規(guī)模將再創(chuàng)新高。在新能源發(fā)電快速發(fā)展帶動下，預(yù)計2023年全年全國新增發(fā)電裝機規(guī)模將歷史上首次突破3.0億千瓦，其中新增非化石能源發(fā)電裝機規(guī)模超過2.5億千瓦。2023年底全國發(fā)電裝機容量預(yù)計將達到29億千瓦，同比增長13%左右。非化石能源發(fā)電裝機合計15.5億千瓦，占總裝機容量比重上升至53.5%左右；其中，水電4.2億千瓦、并網(wǎng)風(fēng)電4.3億千瓦、并網(wǎng)太陽能發(fā)電5.6億千瓦、核電5846萬千瓦、生物質(zhì)發(fā)電4500萬千瓦左右。2023年底并網(wǎng)風(fēng)電和太陽能發(fā)電合計裝機容量將達到10億千瓦，占總裝機比重超過三分之一，同比提高4.5個百分點左右。
（三）電力供需形勢預(yù)測
預(yù)計迎峰度冬期間全國電力供需總體平衡。當前電煤庫存整體處于歷史同期較好水平，水電蓄能情況也好于上年同期，綜合用電需求和電力供應(yīng)能力分析，預(yù)計迎峰度冬期間全國電力供需形勢總體平衡，局部地區(qū)電力供需形勢偏緊。主要是華東、西南和南方區(qū)域中的部分省級電網(wǎng)電力供需偏緊，通過充分發(fā)揮大電網(wǎng)資源優(yōu)化配置、開展余缺互劑后，電力缺口基本可以消除。若遭遇持續(xù)大范圍極端寒潮、電力燃料短缺等特殊情況，電力供需偏緊的省份將有所增加。
三、有關(guān)建議
為確保今冬明春大電網(wǎng)安全穩(wěn)定，守好民生用電底線，推動經(jīng)濟社會高質(zhì)量發(fā)展，結(jié)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）做好上下協(xié)同，保障今冬明春能源電力安全供應(yīng)
一是做好電煤供應(yīng)保障。繼續(xù)執(zhí)行煤炭保供政策，加大煤炭先進產(chǎn)能釋放力度；保持進口煤政策穩(wěn)定，延長煤炭零進口暫定稅率實施期限，給予用煤企業(yè)平穩(wěn)長久的政策預(yù)期，鞏固電力保供基礎(chǔ)；抓好港口庫存和應(yīng)急儲備，確保電煤價穩(wěn)、質(zhì)優(yōu)、量足，電廠存煤可用天數(shù)始終滿足國家保供要求。研究完善電煤中長期合同定價機制，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(zhì)優(yōu)價、低質(zhì)低價”原則，采取分檔級差定價，形成長效機制提升電煤質(zhì)量。延續(xù)煤電保供貸款等優(yōu)惠金融政策，支持煤電等重要能源領(lǐng)域融資成本持續(xù)下降。對于運力緊張的電廠及時幫助協(xié)調(diào)，提前部署啟動?xùn)|北、華北區(qū)域供暖期儲煤工作。
二是做好天然氣儲備、蓄水發(fā)電工作及風(fēng)光資源預(yù)測。督促上游企業(yè)做好天然氣儲備工作，嚴格履約管道氣合同。電力企業(yè)根據(jù)平衡需要，科學(xué)安排各電廠月度、月內(nèi)合同執(zhí)行計劃。制定天然氣“壓非保民”應(yīng)急預(yù)案，全力保障民生用氣。做好蓄水發(fā)電工作，科學(xué)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。加強氣象會商分析，提升新能源發(fā)電預(yù)測預(yù)警準確度。
三是加強供熱設(shè)備治理，進一步推動熱價政策調(diào)整。抓住供熱季前窗口期，全力推進老舊設(shè)備和管網(wǎng)治理工作，提高設(shè)備和管網(wǎng)可靠性。在燃料供應(yīng)的價格上，給予供熱機組一定的政策性保障與優(yōu)惠。加強國家層面對熱價調(diào)整的指導(dǎo)，督促地方政府結(jié)合所在區(qū)域供熱企業(yè)供熱成本及經(jīng)營情況，及時落實好熱價調(diào)整與補貼發(fā)放，加大對經(jīng)營困難供熱企業(yè)的補貼力度。穩(wěn)妥有序推進熱電解耦改造、蓄熱調(diào)峰、熱網(wǎng)熱源改造等項目。
四是做好機組發(fā)電保障。加強機組管控，挖掘機組頂峰潛力。充分利用秋季用電負荷平穩(wěn)的有利時機，抓緊有序開展機組檢修維護，確保以健康狀態(tài)進入迎峰度冬供電供暖。加強發(fā)電機組常態(tài)化管理，繼續(xù)嚴控非計劃停運和出力受阻規(guī)模，確保用電負荷高峰期機組充分有效出力。
五是推進源網(wǎng)荷儲協(xié)同保供。持續(xù)優(yōu)化峰谷分時電價政策，全面推進居民峰谷電價，挖掘政策協(xié)同效果，最大程度調(diào)動負荷側(cè)資源積極性。強化對電力負荷資源的市場化管理，多渠道拓寬需求響應(yīng)補貼資金來源，挖掘需求側(cè)資源潛力。出臺專項支持政策，引導(dǎo)培育電動汽車、分布式儲能等優(yōu)質(zhì)電力負荷資源參與需求響應(yīng)。明確各類市場主體責(zé)任，進一步理順負荷管理銜接機制。
（二）堅持系統(tǒng)謀劃，做好新能源消納和其他類型電源協(xié)調(diào)發(fā)展
一是及時滾動優(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(shè)進度。加強新能源產(chǎn)業(yè)鏈的供需監(jiān)測，杜絕原材料價格的無序上漲和惡性競爭，確保產(chǎn)業(yè)上下游的有序發(fā)展。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，發(fā)揮新能源在能源保供中的作用。
二是有效提升新能源消納能力。加快推進跨區(qū)跨省特高壓通道建設(shè)，提升東北、西北等電網(wǎng)區(qū)域新能源送出能力。統(tǒng)籌新能源項目與配套電網(wǎng)工程建設(shè)協(xié)同發(fā)展，加快改造配電網(wǎng)，提升配電容量，保障分布式發(fā)電有效消納。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(zhuǎn)型的責(zé)任。加快出臺大基地、沙戈荒的新能源消納機制政策。
三是提高儲能的有效利用率。在推動新能源快速發(fā)展的情況下，結(jié)合地方消納形勢、網(wǎng)架結(jié)構(gòu)、負荷特性、電源結(jié)構(gòu)、新能源發(fā)展等因素，科學(xué)滾動測算確定新能源配置儲能的比例、規(guī)模，統(tǒng)一調(diào)度、共享使用，最大程度發(fā)揮儲能促進新能源消納、調(diào)峰調(diào)頻、功率支撐等多重作用。
（三）持續(xù)深化改革，發(fā)揮市場在電力保供中的重要作用
一是加快容量市場和輔助服務(wù)市場建設(shè)，逐步建立用戶側(cè)參與市場機制。加快制定出臺煤電“兩部制”電價，因地制宜設(shè)定輔助服務(wù)補償標準，合理疏導(dǎo)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。加強在優(yōu)化輔助服務(wù)品種、拓展輔助服務(wù)主體、擴大輔助服務(wù)資源共享范圍方面的研究，推動輔助服務(wù)費用向用戶側(cè)合理疏導(dǎo)。完善煤電省間優(yōu)先發(fā)電計劃電價形成機制，建立健全用戶側(cè)參與市場機制，引導(dǎo)激勵用戶側(cè)資源提供電力平衡調(diào)節(jié)能力。
二是推動中長期分時交易。建議進一步完善中長期“分時簽”機制，細化中長期“分時簽”的相關(guān)機制設(shè)計，推動中長期交易與現(xiàn)貨市場更好街接，實現(xiàn)對高峰保供機組和低谷用電用戶的經(jīng)濟激勵，滿足規(guī)模化新能源參與中長期市場后各類型市場主體的偏差電量調(diào)整需求。
三是完善市場交易機制，科學(xué)推進新能源和供熱機組參與市場。建立更適應(yīng)新能源特性的電力市場機制，降低新能源發(fā)電企業(yè)年度中長期合同簽約比例要求，放開對新能源項目參與市場交易的限價或設(shè)置合理的價格區(qū)間，推動市場主體按照固有的生產(chǎn)特性參與市場。建立在交易時序、顆粒度和頻次上適應(yīng)新能源發(fā)電特性、能夠銜接現(xiàn)貨交易的中長期交易機制，保障新能源電力市場交易、分解落實消納責(zé)任到全體用戶，完善考核機制，激發(fā)全社會綠電需求。落實國家可再生能源保量保價的保障性收購政策，保障新能源企業(yè)的合理投資回報。
來源：中電聯(lián)
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