国网能源研究院与国家气候中心发布研究报告
近日，由国网能源研究院联合国家气候中心主办的2023年中国电力供需形势分析预测报告发布会在京召开。会上，国网能源研究院经济与能源供需研究所发布《中国电力供需分析报告2023》的研究报告，国家气候中心发布《2022年我国气候主要特征及2023年夏季气候预测》的研究报告。
夏季高温综合强度或不及去年
2023年，四大高耗能行业整体有望实现企稳向好的发展态势。国网能源研究院经济与能源供需研究所所长郑海峰详细介绍了相关情况。据预测，黑色金属行业将保持平稳运行态势，行业用电量6163亿千瓦时，比上年增长1.2%；有色金属行业将持续稳定运行，总体呈现“前低后高”态势，行业用电量7150亿千瓦时，比上年增长2.8%；化工产业供需两端有所好转，总体呈现稳中向好态势，行业用电量5624亿千瓦时，比上年增长1.3%；建材行业运行有望企稳，但改善空间有限，行业用电量4115亿千瓦时，比上年增长2.5%。
新型基础设施建设加速推进，为电力需求增长提供有力支撑。预计2023年在运5G基站同比多增60%，全年新增电量有望超过400亿千瓦时；数据中心在用规模达到700万机架，全年新增电量有望超过1500亿千瓦时；电动汽车规模有望突破2000万辆大关，全年新增电量增长超过50%，约为460亿千瓦时。
气候气象方面，2023年夏季气温接近常年同期到偏高，但综合强度或不及2022年。预计度夏期间全国降温负荷最大约为4.6亿千瓦，降温电量约为3545亿千瓦时。2023年冬季出现阶段性强降温过程概率较大。预计冬季气温接近常年同期，可能出现阶段性强降温过程，造成短时电力需求超预期增长。
一次能源方面，预计2023年煤炭消费量比上年增长1%左右。综合来看，煤炭供应增速与需求增速持平，供需基本平衡。叠加煤价调控相关政策要求，预计2023年煤价继续运行在合理区间内，将对煤电保障供应形成有力支撑。
随着疫情防控政策优化调整提振经济持续复苏，我国天然气消费有望2023年出现恢复性增长。预计2023年天然气供需格局仍表现为紧平衡态势，但考虑国际市场供需对国内价格的传导影响，我国天然气价格中枢有望回调。
火电装机比重将首次低于50%
此次预测综合考虑宏观、中观、微观各视角下影响电力需求的因素，预计2023年全国全社会用电量为9.16万亿~9.33万亿千瓦时，比上年增长6.0%~8.0%。
分季度看，预计2023年各季度全国全社会用电量增速分别为3.6%、9.4%、5.1%、10.3%，受上年基数影响，第二、四季度用电增速显著高于第一、三季度用电增速。三次产业和居民生活用电量增速分别为9.9%、7.3%、11.9%、0.3%。三次产业和居民生活用电量对全社会用电量增长的贡献率分别为1.9%、68.5%、29.1%、0.6%。
分区域看，华北、华东、南方电网区域是用电增长主要拉动区域。预计华北（含蒙西）、华东、华中、东北、西北、西南、南方电网区域全社会用电量比上年分别增长6.8%、6.5%、6.5%、5.6%、9.6%、8.6%、6.9%，西北电网区域用电增速最高，各区域用电增速均较上年不同程度反弹。
全国最大负荷增速接近电量增速，夏冬双高峰特征明显。预计2023年，全国最大负荷13.7亿千瓦，比上年增长6.5%，出现在夏季。冬季全国最大负荷12.8亿千瓦左右，出现在12月。
电力供应方面，预计2023年全国新投产发电装机容量2.8亿千瓦，连续2年创历史新高。其中，水电新投产904万千瓦，比上年减少62.1%；火电新投产6300万千瓦，为2016年以来新高，比上年增长40.9%；核电新投产198万千瓦，比上年减少13.1%；风电新投产7061万千瓦，比上年增长87.6%，新投产装机容量仅次于2020年；太阳能新投产1.3亿千瓦，比上年增长44.3%，创历史新高；新型储能新投产954万千瓦，比上年增长约1.5倍。
电源装机将保持快速增长，新能源高速增长。预计到2023年底，全国发电装机容量将达到28.4亿千瓦，比上年增长10.8%。其中，水电、火电、核电、风电、太阳能装机分别达到4.2亿、13.9亿、5751万、4.4亿、5.2亿千瓦，分别比上年增长2.2%、4.5%、3.6%、19.3%、32.1%。装机结构将发生历史性转变，火电比重首次低于50%，太阳能、风电跻身装机前3。预计2023年，水电、火电、核电、风电、太阳能装机比重分别为14.9%、49.0%、2.0%、15.3%、18.3%，太阳能、风电装机规模首超水电，分别成为第二大、第三大电源类型。
预计局地高峰时段电力供需紧张
郑海峰介绍，预计2023年全国电力供需平衡偏紧，局地高峰时段电力供需紧张。若出现燃料供应不足、极端天气等情况，用电高峰时段电力缺口将进一步扩大。
与会专家就如何应对电力供需安全挑战提出具体建议。国家电网有限公司副总工程师、国网能源研究院院长欧阳昌裕表示，在一次能源供应环节，要继续发挥煤炭的“压舱石”作用，在确保安全的前提下，全力推动煤炭稳产增产，加强电煤中长期合同签约履约监管；充分挖掘潜力，积极推动天然气增储增产；着力稳定能源价格。在发电环节，严格机组涉网管理考核，降低受阻容量，提升机组发电能力，推动新增支撑性机组并网，做好水电和新能源发电预测。在输电环节，加强全网统一调度管理，发挥大电网大范围资源优化配置优势，度夏前确保中长期交易足额购电，度夏期间利用省间现货、应急调度实现灵活调剂。在用电环节，深度推行分时峰谷电价，有效抑制尖峰负荷、提高能效；加强负荷管理，提高有序用电的规范性和精准性。
中国电力企业联合会规划发展部主任张琳认为，需要多措并举，实现更高水平能源电力供需动态平衡。一是持续提升能源电力生产和消费弹性；二是完善促进电力系统调节能力提升的保障机制；三是全面推进新型电力系统重大技术变革。
报告分类别对不同供需情况的区域提出了针对性建议。对于电力供需平衡地区，建议跟踪经济、气候气象、一次能源等因素发展动态，加强灵活性调节能力建设，提高新能源消纳能力。对于电力供需偏紧地区，建议加强经济、气候气象、一次能源等因素分析监测，针对风险因素提前预警；严格落实机组检修计划，加强机组运行维护；合理安排电网运行方式，减少输电断面受阻；引导各类用户积极参与需求响应。对于电力供需紧张地区，建议加强煤炭、天然气、气温、来水等因素信息沟通会商，针对极端情况做好应对预案；统筹协调各类电源供应能力，确保保障性、支撑性电源应发尽发；利用大电网地域差、时间差、温度差等特性，灵活开展跨省跨区电力支援，最大限度缓解电力供需紧张；按照“需求响应优先、有序用电保底、节约用电助力”的原则，加强需求侧管理，确保有序用电方案刚性执行。
