中电联：预计2023年底并网光伏装机530GW、风电430GW！

发表时间：2023-12-29 16:38:40 来源：新闻中心

  7月25日，中国电力企业联合会召开2023年上半年电力供需形势新闻发布会，中电联新闻发言人、秘书长郝英杰发布《2023年上半年全国电力供需形势分析预测报告》。报告说明，上半年，全国新增发电装机容量1.4亿千瓦；截至2023年6月底全国全口径发电装机容量27.1亿千瓦，同比增长10.8%。从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况看，电力行业延续绿色低碳转型趋势。

  在新能源发电加快速度进行发展带动下，预计2023年全年全国新增发电装机规模将有望历史上首次突破3.0亿千瓦，其中新增非化石能源发电装机规模超过2.3亿千瓦。2023年底全国发电装机容量预计将达到28.6亿千瓦，同比增长11.5%左右。非化石能源发电装机合计15.1亿千瓦，占总装机容量比重上升至53%左右，同比提高3个百分点；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5.3亿千瓦、核电5846万千瓦、生物质发电4500万千瓦左右。2023年底并网风电和太阳能发电合计装机容量将达到9.6亿千瓦，占总装机比重达到三分之一，同比提高4个百分点左右。

  上半年，电力行业认真贯彻落实党中央、国务院关于能源电力安全保供各项决策部署，以实际行动践行“人民电业为人民”宗旨，弘扬“忠诚担当、求实创新、追求卓越、奉献光明”的电力精神，经受住了来水持续偏枯、多轮高温等考验，为经济社会持续健康发展和人民美好生活提供了有力的电力保障。电力供应安全稳定，电力消费增速稳中向好，电力供需形势总体平衡。

  上半年，全国全社会用电量4.31万亿千瓦时，同比增长5.0%，增速比上年同期提高2.1个百分点，上半年国民经济恢复向好拉动电力消费增速同比提高。分季度看，一、二季度全社会用电量同比分别增长3.6%和6.4%；一、二季度两年平均增速分别为5.0%和4.3%。

  一是第一产业用电量577亿千瓦时，同比增长12.1%，保持快速增长势头。分季度看，一、二季度第一产业用电量同比分别增长9.7%和14.2%。分行业看，农业、渔业、畜牧业上半年用电量同比分别增长7.9%、11.9%、18.5%。电力企业积极助力乡村振兴，大力实施农网巩固提升工程，推动农业生产、乡村产业各领域电气化改造，拉动第一产业用电量快速增长。

  二是第二产业用电量2.87万亿千瓦时，同比增长4.4%，保持中速增长。其中，一、二季度同比分别增长4.2%和4.7%。上半年制造业用电量同比增长4.3%。分大类看，高技术及装备制造业上半年用电量同比增长8.1%，超过制造业整体增长水平3.8个百分点；一、二季度同比分别增长4.0%和11.7%。上半年，电气机械和器材制造业用电量同比增长26.0%，其中光伏设备及元器件制造业用电量同比增长76.7%；汽车制造业、医药制造业用电量同比增速超过10%。在新能源汽车的加快速度进行发展带动下，新能源车整车制造上半年用电量同比增长50.7%。四大高载能行业上半年用电量同比增长2.5%，其中，一、二季度同比分别增长4.2%和0.9%；黑色金属冶炼和压延加工业上半年用电量同比下降1.6%，季度增速从一季度增长2.7%转为二季度下降5.6%。消费品制造业上半年用电量同比增长3.0%，季度用电量增速从一季度的下降1.7%转为二季度增长7.1%；食品制造业、酒/饮料及精制茶制造业上半年用电量增速超过5%。其他制造业行业上半年用电量同比增长8.1%，其中，一、二季度同比分别增长5.2%和10.7%；上半年石油、煤炭及其他燃料加工业用电量同比增长13.7%。

  三是第三产业用电量7631亿千瓦时，同比增长9.9%，疫情后恢复较快增长势头。其中，一、二季度同比分别增长4.1%和15.9%，两年平均增速分别为5.3%和7.9%。虽疫情的影响逐步消除，服务业经济呈稳步恢复态势。租赁和商务服务业、住宿和餐饮业、交通运输/仓储和邮政业、批发和零售业上半年用电量同比增速处于13%至15%之间，这四个行业二季度用电量同比增速均超过20%，疫情后恢复态势明显。电动汽车快速地发展，拉动充换电服务业上半年用电量增长73.7%。

  四是城乡居民生活用电量6197亿千瓦时，同比增长1.3%，增速较低。其中，一、二季度同比分别增长0.2%和2.6%，气温偏暖以及上年同期高基数是一季度低速增长的根本原因；一、二季度两年平均增速分别为5.9%和5.0%。上半年共有12个省份城镇和乡村居民生活用电量同比为负增长，其中，上海、新疆同比分别下降6.4%和5.9%，西藏、湖南、湖北、江苏同比下降幅度超过2%。

  五是全国共有29个省份用电量正增长，东部和西部地区用电量增速相对领先。上半年，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长5.7%、2.3%、5.7%和4.8%。上半年全国共有29个省份全社会用电量为正增长，其中，海南、内蒙古、青海、广西、西藏5个省份同比增速超过10%。

  上半年，全国新增发电装机容量1.4亿千瓦；截至2023年6月底全国全口径发电装机容量27.1亿千瓦，同比增长10.8%。从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况看，电力行业延续绿色低碳转型趋势。

  一是电力投资同比增长32.2%，非化石能源发电投资占电源投资比重达到88.6%。上半年，重点调查企业电力完成投资5373亿元，同比增长32.2%。分类型看，电源完成投资3319亿元，同比增长53.8%，其中非化石能源发电投资2940亿元，同比增长60.9%，占电源投资的比重达到88.6%。太阳能发电、核电、风电、火电、水电投资同比分别增长113.6%、56.1%、34.3%、13.0%和10.6%。电网工程建设完成投资2054亿元，同比增长7.8%。

  二是新增太阳能发电装机占总新增装机比重达到55.6%，6月底全国累计非化石能源发电装机容量占比上升至51.5%。上半年，全国新增发电装机容量1.4亿千瓦，同比多投产7186万千瓦；其中，新增并网太阳能发电装机容量7842万千瓦，同比多投产4754万千瓦，占新增发电装机总容量的比重达到55.6%。截至6月底，全国全口径发电装机容量27.1亿千瓦；其中，非化石能源发电装机容量13.9亿千瓦，同比增长18.6%，占总装机容量比重为51.5%，同比提高3.4个百分点。分类型看，6月底水电装机4.2亿千瓦，其中，常规水电3.7亿千瓦，抽水蓄能4879万千瓦；核电5676万千瓦；并网风电3.9亿千瓦，其中，陆上风电3.6亿千瓦、海上风电3146万千瓦；并网太阳能发电4.7亿千瓦。火电13.6亿千瓦，其中煤电11.4亿千瓦，占总发电装机容量的比重为42.1%，同比降低3.4个百分点；气电1.2亿千瓦。

  三是水电发电量同比下降22.9%，煤电发电量占全口径总发电量的比重保持在六成，充分的发挥兜底保供作用。上半年，全国规模以上电厂发电量4.17万亿千瓦时，同比增长3.8%。其中，规模以上电厂水电发电量同比下降22.9%，主要水库蓄水不足以及今年以来降水持续偏少，叠加上年同期高基数等因素，导致今年以来水电发电量同比持续下降，且降幅扩大，5、6月水电发电量同比分别下降32.9%和33.9%。上半年，规模以上电厂火电、核电发电量同比分别增长7.5%和6.5%。全口径并网风电发电量同比增长21.2%。煤电发电量占全口径总发电量比重为58.5%，煤电仍是当前我国电力供应的最主要电源，有效弥补了水电出力的一下子就下降，充分的发挥了兜底保供作用。

  四是风电、火电、核电发电设备利用小时同比分别提高83、84、97小时。上半年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时1733小时，同比降低44小时。分类型看，水电1239小时，同比降低452小时，其中，常规水电1330小时，同比降低498小时；抽水蓄能612小时，同比提高32小时。火电2142小时，同比提高84小时；其中，煤电2244小时，同比提高104小时；气电1136小时，同比提高47小时。核电3770小时，同比提高97小时。并网风电1237小时，同比提高83小时。并网太阳能发电658小时，同比降低32小时。

  五是跨区输送电量同比增长11.7%，跨省输送电量同比增长6.1%。上半年，全国新增220千伏及以上输电线千伏及以上变电设备容量（交流）1.26亿千伏安，同比少投产1027万千伏安。上半年，全国完成跨区输送电量3654亿千瓦时，同比增长11.7%。分区域看，华北外送电量增长50.1%；东北送华北电量增长79.9%；华中外送电量增长2.3%；西北外送电量增长1.9%，占全国跨区送电量的41.8%；西南外送电量同比减少10.3%，主要因水电出力下降较多导致外送电量减少；南方区域外送电量增长16.6%。上半年，全国跨省输送电量8199亿千瓦时，同比增长6.1%，其中，内蒙古外送1388亿千瓦时，占全国跨省输送电量的16.9%，同比增长15.7%；四川、云南外送电量同比分别减少12.9%和23.2%，主要因来水偏枯导致水电出力明显受限以及上年同期基数较高。

  上半年，电力行业全力以赴保安全、保民生、保重点供电，电力系统安全稳定运行，电力供需总体平衡。受来水偏枯、电煤供应紧张等因素叠加影响，西南地区少数省级电网在部分时段电力供需形势较为紧张，通过供需两端协同发力，守牢了民生用电安全底线。

  综合考虑宏观经济、夏季气温、上年基数等因素，根据不同预测方法对全社会用电量的预测结果，并结合电力供需形势分析预测专家的预判，综合判断，预计2023年全年全社会用电量9.15万亿千瓦时，同比增长6%左右，其中下半年全社会用电量同比增长6%～7%。

  在新能源发电加快速度进行发展带动下，预计2023年全年全国新增发电装机规模将有望历史上首次突破3.0亿千瓦，其中新增非化石能源发电装机规模超过2.3亿千瓦。2023年底全国发电装机容量预计将达到28.6亿千瓦，同比增长11.5%左右。非化石能源发电装机合计15.1亿千瓦，占总装机容量比重上升至53%左右，同比提高3个百分点；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5.3亿千瓦、核电5846万千瓦、生物质发电4500万千瓦左右。2023年底并网风电和太阳能发电合计装机容量将达到9.6亿千瓦，占总装机比重达到三分之一，同比提高4个百分点左右。

  用电负荷方面，国民经济恢复向好叠加今年夏季全国大部地区气温接近常年到偏高，预计夏季全国最高用电负荷比2022年增加8000万千瓦至1亿千瓦。电力供应方面，实际增加的稳定有效供应能力低于用电负荷增加量，此外，降水、风光资源、燃料供应等方面存在不确定性。从供需平衡看，在来水、燃料供应和机组运行总体一般的情况下，预计2023年迎峰度夏期间全国电力供需总体紧平衡，其中，华东、华中、南方区域高峰时段电力供需形势偏紧，华北、东北、西北区域电力供需基本平衡。

  2023年上半年电力系统经受住了来水持续偏枯、多轮高温等考验，电力运行平稳有序。电力行业认真贯彻落实党中央、国务院决策部署，以“时时放心不下”的责任感，超前谋划，全力以赴做好电力保供工作。为确保用电高峰期间大电网安全稳定，守好民生用电底线，保障经济社会用电需求，报告结合电力供需形势和行业发展的新趋势，提出以下几点建议：

  一是精细做好电力供需动态监测和分析预警。加强气象会商分析，提升新能源发电预测预警准确度。密切跟踪主要流域来水变化，不断强化水情预测，做好蓄水发电工作，科学优化水电调度，积极采取多能互补等有效措施以发挥大水电顶峰发电能力。密切跟踪各地区经济发展和电力消费需求走势变化，滚动研判短期电力电量平衡，及时掌握运行中出现的新情况、新问题。

  二是多措并举提升电力供应保障能力。制定煤矿保供与弹性生产办法，优先组织满足条件的先进产能煤矿按一定系数调增产能，形成煤矿应急生产能力，夯实能源安全保供基础。强化对电煤中长期合同履约监管，做好产运需各方衔接，保障发电用煤安全稳定供应。格外的重视安全生产，加强电力设备运维管理，提高设备可靠性，保障机组稳发满发及特高压输电通道安全稳定运行。持续提升跨区跨省线路利用率，加大省间余缺互济力度，最大限度保障电力电量平衡。发挥省间中长期市场、省间现货交易与跨区应急调度作用，以市场手段支持电力保供。统筹应急备用电源管理，保障高峰时段电力供应和负荷中心电源支撑。

  三是加强电力负荷管理，挖掘需求侧资源。健全电力需求响应机制，逐步扩大需求响应资产金额来源，建立市场主体分摊的长效机制。形成可中断用户清单，确保可中断负荷量满足系统应急响应需求。引导市场主体主动参与电力需求响应，以市场化方式降低高峰时段负荷需求。关注重点区域、重点时段、重点领域电力保供，守好民生用电安全底线。加强空调负荷管理，带领企业和居民节约用电。鼓励企业制定季节性错峰生产计划，引导高耗能企业错峰避峰生产。完善分时电价政策，对已出台分时电价政策的省份，扩大执行规模，推动将选择执行调整为全部执行；对尚未出台分时电价政策的省份，督促尽快出台政策；对执行居民电价“年阶梯”政策的省份，督促调整为执行“月阶梯”电价。

  一是确保电力燃料的“量”、“质”、“价”。持续释放煤炭先进产能，为煤炭保质稳价提供基础，同时保持进口煤政策的稳定性，持续将国内煤价稳定在合理区间。调整中长期合同当前“单卡一致”的定价机制，明确遵循“优质优价、低质低价”原则，采取分档级差定价。研究完善电煤中长期合同定价机制，补充优质优价内容，形成长效机制提升电煤质量，为煤电机组高水平出力提供切实保障。

  二是完善电价形成机制，合理疏导煤电成本。结合各省（区）煤价变动情况，统筹考虑本区域内煤电发电利用小时、固定成本、长期贷款利率等因素，开展煤电基准价评估，研究建立煤电“基准价”调整制度与燃煤上网电价浮动机制。加快制定出台煤电“两部制”电价，因地制宜设定辅助服务补偿标准，合理疏导煤电成本，确保煤电机组顶峰保供、系统调节价值得到合理回报。督促各地严格落实煤电价格政策，尽快公布高耗能企业能效清单目录，建立完善高耗能企业差别电价制度。

  三是做好重点区域重点时段电煤保供，加大对煤电企业纾困的政策支持力度。加强西南、华中、华东等地来水、来煤及库存的监测预警，加大重点地区的铁路运力和煤炭资源的协调，提前做好主力和骨干煤矿的电煤储煤量。做好采取需求侧管理、网间省间互济保障的电力保供预案。加大对长周期保供、煤炭资源相对短缺地区的财税、金融政策支持力度，缓解保供电厂的运营压力，保障煤电兜底保障作用持续发挥。

  一是科学合理提升新能源消纳空间。滚动优化新能源发展规模、布局和时序，合理推进新能源建设进度，保障大规模可再次生产的能源消纳。落实用户侧消纳责任，完善绿证交易机制，畅通购买绿电和绿证的渠道，扩大绿证、绿电交易规模，落实全社会一同推动能源转型的责任。加大区域可再次生产的能源协同规划、协同开发和联合调度，进一步发挥新能源在能源保供中的作用。

  二是完善新能源市场交易机制，科学推动新能源入市。建立更适应新能源特性的电力市场机制，完善新能源带电力负荷曲线交易机制，进一步增加交易频次和品种，给予新能源主体更大调整空间。放开对新能源项目参与市场交易的限价或设置合理的价格的范围，做好现货市场和优先发电保障的有效衔接。强化消纳责任权重的刚性约束，实行消纳责任考核处罚机制，体现新能源绿色环境价值。

  三是推动电力辅助服务市场建设，合理疏导辅助服务费用。完善辅助服务市场机制，加强对优化辅助服务品种，扩大辅助服务资源共享范围、拓展辅助服务主体等方面的探索研究。按照“谁承担、谁受益”的原则，科学设置辅助服务补偿标准和发用分摊比例，推动辅助服务向用户侧疏导。

  2.规模以上电厂发电量统计范围为年主要经营业务收入2000万元及以上的电厂发电量。

  3.四大高载能行业包括：化学原料和化学制品制造业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼和压延加工业、有色金属冶炼和压延加工业4个行业。

  4.高技术及装备制造业包括：医药制造业、金属制作的产品业、通用设备制造业、专用设备制造业、汽车制造业、铁路/船舶/航空航天和其他运输设备制造业、电气机械和器材制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业、仪器仪表制造业9个行业。

  5.消费品制造业包括：农副食品加工业、食品制造业、酒/饮料及精制茶制造业、烟草制品业、纺织业、纺织服装/服饰业、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋业、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品业、家具制造业、造纸和纸制品业、印刷和记录媒介复制业、文教/工美/体育和娱乐用品制造业12个行业。

  6.其他制造业为制造业用电分类的31个行业中，除四大高载能行业、高技术及装备制造业、消费品行业之外的别的行业，包括：石油/煤炭及其他燃料加工业、化学纤维制造业、橡胶和塑料制品业、其他制造业、废弃资源综合利用业、金属制作的产品/机械和设备修理业6个行业。

  7.东部地区包括北京、天津、河北、上海、江苏、浙江、福建、山东、广东、海南10个省（市）；中部地区包括山西、安徽、江西、河南、湖北、湖南6个省；西部地区包括内蒙古、广西、重庆、四川、贵州、云南、西藏、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆12个省（市、自治区）；东北地区包括辽宁、吉林、黑龙江3个省。

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  10月30日，大同市人民政府发布关于印发《大同市推进气象高水平发展的实施方案》（以下简称《方案》）的通知。《方案》指出，以“碳达峰碳中和”战略需求为牵引，推进风能、太阳能等新能源开发利用气象服务能力建设，重点提升风能、太阳能的资源探测、资源评价、宏观选址、发电功率预测和灾害预警等服务

  10月27日，广东省发展改革委国家能源局南方监管局印发《南方(以广东起步)电力现货市场建设实施方案(试行)》的通知，通知指出，引入有可再生能源电力消纳需求的电力用户，通过售电公司或直接与合乎条件的风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、常规水电、生物质发

  近日，国家能源局发布了1~9月全社会用电量数据，国家统计局发布了能源生产数据。对发布的电力有关数据，中国电力企业联合会统计与数据中心副主任蒋德斌进行了分析解读，并对今年的电力供需形势进行了预测。“增”字为前三季度数据主基调“前三季度，全国全社会用电量6.49万亿千瓦时，同比增长4.0%。一

  近日，国家能源局发布了1~9月全社会用电量数据，国家统计局发布了能源生产数据。对发布的电力有关数据，中国电力企业联合会统计与数据中心副主任蒋德斌进行了分析解读，并对今年的电力供需形势进行了预测。“增”字为前三季度数据主基调“前三季度，全国全社会用电量6.49万亿千瓦时，同比增长4.0%。一

  开年之时看大势。2021年，能源发展实现“十四五”良好开局。2022年，能源工业将如何接续发力，如何把握碳达峰、碳中和的机遇与挑战？新春之际，中能传媒推出“能源新看点”系列述评，带您纵览过去一年行业发展形态趋势，展望新一年行业发展新风貌。系列报道将从电力、油气、煤炭、市场、国际等方面展开，敬

  开年之时看大势。2021年，能源发展实现“十四五”良好开局。2022年，能源工业将如何接续发力，如何把握碳达峰、碳中和的机遇与挑战？新春之际，中能传媒推出“能源新看点”系列述评，带您纵览过去一年行业发展形态趋势，展望新一年行业发展新风貌。系列报道将从电力、油气、煤炭、市场、国际等方面展开，敬

  一季度，全国全社会用电量1.92万亿千瓦时，同比增长21.2%，上年同期疫情形成的低基数是用电量快速地增长的最根本原因。与2019年一季度相比，全社会用电量增长14.4%，两年平均增长7.0%，增速比2019年同期提高1.5个百分点。分月看，1-2月、3月全社会用电量同比分别增长22.2%、19.4%，两年平均增速分别为6.7%、7.6%。全社会用电量同比增速及两年平均增速情况反映出我们国家的经济呈现稳定恢复态势。

  按照当前的电力需求增速，若不增加煤电装机，“十四五”末期我国用电负荷缺口或将超过1亿千瓦。

  上半年，面对新型冠状病毒肺炎疫情带来的严峻考验和复杂多变的国内外环境，在以习同志为核心的党中央坚强领导下，全国上下统筹推进疫情防控和经济社会持续健康发展各项工作，疫情防控形势持续向好，经济运行稳步复苏。电力行业坚决贯彻落实党中央、国务院决策部署，为社会疫情防控和复工复产、复商复市提供坚强电力

  核心提示：6月29日，国网能源研究院有限公司发布2019年第一批基础研究年度报告，对2018年国际国内经济运行、全国及各地区电力消费、电力供应、电力供需形势进行了全面分析和总结。其中，《中国电力供需分析报告》在深入分析宏观调控政策、中美经贸摩擦、三大需求、重点行业等主要影响因素的基础上，对2

  核心提示6月29日，国网能源研究院有限公司发布2019年第一批基础研究年度报告，对2018年国际国内经济运行、全国及各地区电力消费、电力供应、电力供需形势进行了全面分析和总结。其中，《中国电力供需分析报告》在深入分析宏观调控政策、中美经贸摩擦、三大需求、重点行业等主要影响因素的基础上，对201

  6月18日，在《中国电力发展报告2018》发布会上，电力规划设计总院发布了《全国电力供需形势分析（2019-2021）》。报告数据显示，2019-2021年，全国电力供需形势将全面趋紧。仅考虑目前已明确可投产的电源，在跨省区电力流安排能够落实的前提下，河北、江苏、浙江、安徽、河南、湖北、湖南、江西、陕西、广

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