【儀表網 產業報道】今年以來，電力行業經受住了來水持續偏枯、多輪高溫等考驗，為經濟社會發展和人民美好生活提供了有力的電力保障。電力供應安全穩定，電力消費穩中向好，電力供需總體平衡，電力轉型持續推進。
 

　　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，國民經濟持續恢復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%。
 

　　一是第一產業用電量延續快速增長勢頭。前三季度，第一產業用電量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%，近年來農業生產及鄉村產業電氣化改造升級持續推進，拉動第一產業用電量保持快速增長。分行業看，農業、漁業、畜牧業前三季度用電量同比分別增長6.8%、9.4%、19.2%。
 

　　二是第二產業用電量增速逐季上升。前三季度，第二產業用電量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%。前三季度制造業用電量同比增長6.1%，分大類看，高技術及裝備制造業前三季度用電量同比增長10.0%，超過制造業整體增長水平3.9個百分點，增速領先；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、汽車制造業、醫藥制造業用電量同比增速超過10%。在新能源汽車的快速發展帶動下，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%；水泥行業前三季度用電量同比下降7.3%。消費品制造業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%。消費品制造業用電量同比正增長的子行業數量從一季度的3個上升至二季度的11個，三季度全部12個子行業用電量均為正增長。其他制造業行業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用電量同比增長14.4%。
 

　　三是第三產業用電量恢復較快增長勢頭。前三季度，第三產業用電量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，服務業經濟運行呈穩步恢復態勢。前三季度，租賃和商務服務業、批發和零售業、住宿和餐飲業、交通運輸/倉儲和郵政業用電量同比增速處于12%～15%，這四個行業在上年部分時段受疫情沖擊較大，疫情后得到明顯恢復。電動汽車高速發展，拉動充換電服務業前三季度用電量同比增長71.3%。
 

　　四是城鄉居民生活用電量低速增長。前三季度，城鄉居民生活用電量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(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，西部和東部地區用電量增速相對領先。前三季度，東、中、西部和東北地區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)電力生產供應情況
 

　　截至2023年9月底全國全口徑發電裝機容量27.9億千瓦，同比增長12.3%。從分類型投資、發電裝機增速及結構變化等情況看，電力行業延續綠色低碳轉型趨勢。
 

　　一是電力投資快速增長，非化石能源發電投資占電源投資比重接近九成。前三季度，重點調查企業電力完成投資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%。太陽能發電、核電、風電、火電、水電投資同比分別增長67.8%、46.0%、33.4%、16.2%和9.7%。電網工程建設完成投資3287億元，同比增長4.2%。
 

　　二是新增發電裝機規模超過2億千瓦，其中新增太陽能發電裝機超過1億千瓦。前三季度，全國新增發電裝機容量2.3億千瓦，同比多投產1.1億千瓦；其中，新增并網太陽能發電裝機容量1.3億千瓦，同比多投產7633萬千瓦，占新增發電裝機總容量的比重達到57.0%。截至9月底，全國全口徑發電裝機容量27.9億千瓦；其中，非化石能源發電裝機容量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；并網風電4.0億千瓦，其中，陸上風電3.7億千瓦、海上風電3189萬千瓦；并網太陽能發電5.2億千瓦。火電13.7億千瓦，其中，煤電11.5億千瓦，同比增長3.5%，占總發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。
 

　　三是水電發電量同比下降較多，煤電發電量占總發電量比重保持在六成左右，充分發揮兜底保供作用。前三季度，全國規模以上電廠發電量6.62萬億千瓦時，同比增長4.2%。前三季度，全國規模以上電廠水電發電量同比下降10.1%；年初主要水庫蓄水不足以及上半年降水持續偏少，導致上半年規模以上電廠水電發電量同比下降22.9%，下半年以來降水形勢好轉以及上年同期基數低，8、9月水電發電量同比增速分別回升至18.5%和39.2%。前三季度，規模以上電廠火電、核電發電量同比分別增長5.8%和6.0%。煤電發電量占總發電量比重保持在六成左右，煤電仍是當前我國電力供應的最主要電源，充分發揮了兜底保供作用。
 

　　四是風電、火電、核電發電設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電設備利用小時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。并網風電1665小時，同比提高49小時。并網太陽能發電1017小時，同比降低45小時。
 

　　五是跨區、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，全國完成跨區輸送電量6374億千瓦時，同比增長11.1%。分區域看，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月來水形勢好轉疊加上年同期基數低，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，電力系統安全穩定運行，電力供需總體平衡，迎峰度夏電力保供取得好成效。為應對今年夏季可能出現的電力供應偏緊局勢，各相關政府部門及電力企業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，各省級電網均未采取有序用電措施，創造了近年來迎峰度夏電力保供最好成效，為經濟社會發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測
 

　　(一)電力消費預測
 

　　預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。綜合考慮宏觀經濟、上年基數等因素，根據不同預測方法對全社會用電量的預測結果，并結合電力供需形勢分析預測專家的預判，綜合判斷，預計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計超過7%，高于三季度增速。
 

　　(二)電力供應預測
 

　　預計全年新投產的發電裝機規模及非化石能源發電裝機規模將再創新高。在新能源發電快速發展帶動下，預計2023年全年全國新增發電裝機規模將歷史上首次突破3.0億千瓦，其中新增非化石能源發電裝機規模超過2.5億千瓦。2023年底全國發電裝機容量預計將達到29億千瓦，同比增長13%左右。非化石能源發電裝機合計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、并網風電4.3億千瓦、并網太陽能發電5.6億千瓦、核電5846萬千瓦、生物質發電4500萬千瓦左右。2023年底并網風電和太陽能發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)電力供需形勢預測
 

　　預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能力分析，預計迎峰度冬期間全國電力供需形勢總體平衡，局部地區電力供需形勢偏緊。主要是華東、西南和南方區域中的部分省級電網電力供需偏緊，通過充分發揮大電網資源優化配置、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、有關建議
 

　　為確保今冬明春大電網安全穩定，守好民生用電底線，推動經濟社會高質量發展，結合電力供需形勢和行業發展趨勢，提出以下幾點建議：
 

　　(一)做好上下協同，保障今冬明春能源電力安全供應
 

　　一是做好電煤供應保障。繼續執行煤炭保供政策，加大煤炭先進產能釋放力度；保持進口煤政策穩定，延長煤炭零進口暫定稅率實施期限，給予用煤企業平穩長久的政策預期，鞏固電力保供基礎；抓好港口庫存和應急儲備，確保電煤價穩、質優、量足，電廠存煤可用天數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，調整中長期合同當前“單卡一致”的定價機制，明確遵循“優質優價、低質低價”原則，采取分檔級差定價，形成長效機制提升電煤質量。延續煤電保供貸款等優惠金融政策，支持煤電等重要能源領域融資成本持續下降。對于運力緊張的電廠及時幫助協調，提前部署啟動東北、華北區域供暖期儲煤工作。
 

　　二是做好天然氣儲備、蓄水發電工作及風光資源預測。督促上游企業做好天然氣儲備工作，嚴格履約管道氣合同。電力企業根據平衡需要，科學安排各電廠月度、月內合同執行計劃。制定天然氣“壓非保民” 應急預案，全力保障民生用氣。做好蓄水發電工作，科學優化水電調度，積極采取多能互補等有效措施以發揮大水電頂峰發電能力。加強氣象會商分析，提升新能源發電預測預警準確度。
 

　　三是加強供熱設備治理，進一步推動熱價政策調整。抓住供熱季前窗口期，全力推進老舊設備和管網治理工作，提高設備和管網可靠性。在燃料供應的價格上，給予供熱機組一定的政策性保障與優惠。加強國家層面對熱價調整的指導，督促地方政府結合所在區域供熱企業供熱成本及經營情況，及時落實好熱價調整與補貼發放，加大對經營困難供熱企業的補貼力度。穩妥有序推進熱電解耦改造、蓄熱調峰、熱網熱源改造等項目。
 

　　四是做好機組發電保障。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的有利時機，抓緊有序開展機組檢修維護，確保以健康狀態進入迎峰度冬供電供暖。加強發電機組常態化管理，繼續嚴控非計劃停運和出力受阻規模，確保用電負荷高峰期機組充分有效出力。
 

　　五是推進源網荷儲協同保供。持續優化峰谷分時電價政策，全面推進居民峰谷電價，挖掘政策協同效果，最大程度調動負荷側資源積極性。強化對電力負荷資源的市場化管理，多渠道拓寬需求響應補貼資金來源，挖掘需求側資源潛力。出臺專項支持政策，引導培育電動汽車、分布式儲能等優質電力負荷資源參與需求響應。明確各類市場主體責任，進一步理順負荷管理銜接機制。
 

　　(二)堅持系統謀劃，做好新能源消納和其他類型電源協調發展
 

　　一是及時滾動優化新能源發展規模、布局和時序。合理推進新能源建設進度。加強新能源產業鏈的供需監測，杜絕原材料價格的無序上漲和惡性競爭，確保產業上下游的有序發展。加大區域可再生能源協同規劃、協同開發和聯合調度，發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。加快推進跨區跨省特高壓通道建設，提升東北、西北等電網區域新能源送出能力。統籌新能源項目與配套電網工程建設協同發展，加快改造配電網，提升配電容量，保障分布式發電有效消納。完善綠證交易機制，暢通購買綠電和綠證的渠道，擴大綠證、綠電交易規模，落實全社會共同推動能源轉型的責任。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展的情況下，結合地方消納形勢、網架結構、負荷特性、電源結構、新能源發展等因素，科學滾動測算確定新能源配置儲能的比例、規模，統一調度、共享使用，最大程度發揮儲能促進新能源消納、調峰調頻、功率支撐等多重作用。
 

　　(三)持續深化改革，發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市場建設，逐步建立用戶側參與市場機制。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。加強在優化輔助服務品種、拓展輔助服務主體、擴大輔助服務資源共享范圍方面的研究，推動輔助服務費用向用戶側合理疏導。完善煤電省間優先發電計劃電價形成機制，建立健全用戶側參與市場機制，引導激勵用戶側資源提供電力平衡調節能力。
 

　　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”的相關機制設計，推動中長期交易與現貨市場更好街接，實現對高峰保供機組和低谷用電用戶的經濟激勵，滿足規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整需求。
 

　　三是完善市場交易機制，科學推進新能源和供熱機組參與市場。建立更適應新能源特性的電力市場機制，降低新能源發電企業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置合理的價格區間，推動市場主體按照固有的生產特性參與市場。建立在交易時序、顆粒度和頻次上適應新能源發電特性、能夠銜接現貨交易的中長期交易機制，保障新能源電力市場交易、分解落實消納責任到全體用戶，完善考核機制，激發全社會綠電需求。落實國家可再生能源保量保價的保障性收購政策，保障新能源企業的合理投資回報。
 

　　注釋：
 

　　1.兩年平均增速是以2021年同期值為基數，采用幾何平均方法計算。
 

　　2.規模以上電廠發電量統計范圍為年主營業務收入2000萬元及以上的電廠發電量，數據來源于國家統計局。
 

　　3.四大高載能行業包括：化學原料和化學制品制造業、非金屬礦物制品業、黑色金屬冶煉和壓延加工業、有色金屬冶煉和壓延加工業4個行業。
 

　　4.高技術及裝備制造業包括：醫藥制造業、金屬制品業、通用設備制造業、專用設備制造業、汽車制造業、鐵路/船舶/航空航天和其他運輸設備制造業、電氣機械和器材制造業、計算機/通信和其他電子設備制造業、儀器儀表制造業9個行業。
 

　　5.消費品制造業包括：農副食品加工業、食品制造業、酒/飲料及精制茶制造業、煙草制品業、紡織業、紡織服裝/服飾業、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋業、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品業、家具制造業、造紙和紙制品業、印刷和記錄媒介復制業、文教/工美/體育和娛樂用品制造業12個行業。
 

　　6.其他制造行業為制造業用電分類的31個行業中，除四大高載能行業、高技術及裝備制造業、消費品行業之外的其他行業，包括：石油/煤炭及其他燃料加工業、化學纖維制造業、橡膠和塑料制品業、其他制造業、廢棄資源綜合利用業、金屬制品/機械和設備修理業6個行業。
 

　　7.東部地區包括北京、天津、河北、上海、江蘇、浙江、福建、山東、廣東、海南10個省(市)；中部地區包括山西、安徽、江西、河南、湖北、湖南6個省；西部地區包括內蒙古、廣西、重慶、四川、貴州、云南、西藏、陜西、甘肅、青海、寧夏、新疆12個省(市、自治區)；東北地區包括遼寧、吉林、黑龍江3個省。