在中電聯近日舉辦的《2023年上半年全國電力供需形勢分析預測報告》（以下簡稱“《報告》”）發布會上，中電聯統計與數據中心主任王益烜表示，今年上半年我國全社會用電量同比增長5%，增速比2022年上半年提高2.1個百分點，電力消費反映出上半年國民經濟總體恢復向好的勢頭。
記者了解到，綜合判斷，2023年我國全社會用電量預計將達9.15萬億千瓦時，同比增長6%左右，全國新增發電裝機規模有望首破3億千瓦。但《報告》也指出，今年實際增加的穩定有效供應能力低于用電負荷增加量，供需形勢充滿不確定性。
從電力供應看，《報告》預計，2023年底，全國發電裝機容量預計將達到28.6億千瓦，同比增長11.5%左右。其中，全年新增非化石能源發電裝機規模超過2.3億千瓦，非化石能源發電裝機合計將達15.1億千瓦，占總裝機容量比重升至53%左右；并網風光發電合計裝機將達到9.6億千瓦，占總裝機比重達到1/3。
從電力供需形勢看，《報告》顯示，用電負荷方面，國民經濟恢復向好疊加今夏全國大部地區氣溫接近常年到偏高，預計夏季最高用電負荷比2022年增加8000萬千瓦至1億千瓦；電力供應方面，實際增加的穩定有效供應能力低于用電負荷增加量，降水、風光資源、燃料供應等方面也存在不確定性。
“從供需平衡看，在來水、燃料供應和機組運行總體正常情況下，預計2023年迎峰度夏期間全國電力供需總體緊平衡，其中華東、華中、南方區域高峰時段電力供需形勢偏緊，華北、東北、西北區域電力供需基本平衡。”中電聯統計與數據中心副主任蔣德斌分析介紹。
“當前，我國電力系統存在調節能力不足、保供壓力大等突出問題。近年來，新能源快速發展增加了電力系統調節壓力。另外，一些地方受氣象因素影響導致用電緊張，迫切需要有機整合源網荷儲各類調節資源，確保電力系統持續穩定運行。”中電聯規劃發展部副主任張晶杰指出。對此，《報告》建議，精細做好電力供需動態監測和分析預警，加強氣象會商分析，提升新能源發電預測預警準確度，并密切跟蹤主要流域來水變化，科學優化水電調度，采取多能互補等措施發揮大水電頂峰發電能力。
在健全電力需求響應機制、擴大需求響應資源方面，蔣德斌指出，目前全國20多個省（區、市）出臺了需求響應政策，為度夏期間負荷保供提供重要支撐，電力行業也在進一步完善居民峰谷分時電價政策，加大推廣范圍及執行比例，引導用戶錯峰用電。
張晶杰建議，需持續推動源隨荷動向源荷互動轉變。首先，著力提升大工業高載能負荷靈活性，如通過錯峰生產、階梯電價等市場化手段，調整生產周期，安排電解槽停運壓減用電負荷；其次，降溫負荷對用電需求影響明顯，具備可觀的調節潛力。“以北京為例，若全民空調提高1℃，按同時率40%測算，可削減尖峰負荷150萬千瓦-170萬千瓦，相當于平抑兩臺百萬千瓦級煤電機組出力。此外，進一步促進電動汽車參與系統調節。預計2030年純電動汽車保有量將達到8000萬輛，按20%同時率考慮，僅交流慢充充電樁就可為系統提供1億千瓦調節能力，是目前抽水蓄能容量的2倍、新型儲能容量的10多倍。”
未來相當長一段時間，煤電仍是保障我國電力供應安全的重要支撐。中電聯規劃發展部副主任韓放告訴記者，當前煤電企業存煤整體充足，對迎峰度夏電力供應形成較強支撐和保障。“電力行業燃料統計口徑電廠日均入廠煤量同比增長12.2%，煤炭庫存基本處于近年高位。截至7月20日，中電聯燃料統計口徑內燃煤電廠煤炭庫存1.1億噸，同比增長2241萬噸，為近4年以來最高，平均可用天數21.0天，為迎峰度夏電力保供打下堅實基礎。”
但因長協煤定價機制、市場現貨價格及煤機上網電價市場化改革政策執行落實等方面的原因，當前我國煤電企業仍有較大虧損面。對此，《報告》指出，應持續釋放煤炭先進產能，為煤炭保質穩價提供基礎，調整中長期合同當前“單卡一致”定價機制，采取分檔級差定價。同時，研究完善電煤中長期合同定價機制，補充優質優價內容，形成長效機制提升電煤質量。
在完善電價形成機制、合理疏導煤電成本方面，《報告》建議，結合各地煤價變化情況，統籌考慮本區域內煤電發電利用小時、固定成本、長期貸款利率等因素，開展煤電基準價評估，研究建立煤電“基準價”調整制度與燃煤上網電價浮動機制。同時，加快制定出臺煤電“兩部制”電價，因地制宜設定輔助服務補償標準，合理疏導煤電成本，確保煤電機組頂峰保供、系統調節價值得到合理回報。
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