“受上年同期低基數等因素影響，預計今年二季度電力消費增速將明顯回升，拉動上半年全社會用電量同比增長6%左右。正常氣候情況下，預計2023年全年全社會用電量將達9.15萬億千瓦時，比2022年增長6%左右。”近日，中國電力企業聯合會（以下簡稱“中電聯”）對我國二季度電力消費形勢進行預測。

中電聯指出，宏觀經濟及氣候等均是影響電力消費需求增長的重要方面。“2023年，國務院《政府工作報告》提出，國內生產總值增長預期目標是5%左右，2023年宏觀經濟運行總體回升將促進電力消費需求增長。”

除了對我國電力消費形勢進行預測外，電力供應是否能滿足電力需求的增長也是外界關注的焦點。對此，中電聯對我國電力生產形勢也進行了預測。“2023年底，全國發電裝機容量預計將超過28億千瓦，其中非化石能源發電裝機總裝機容量將達到14.8億千瓦，占總裝機容量比重上升至52.5%左右。其中，水電4.2億千瓦、風電4.3億千瓦、太陽能發電4.9億千瓦、核電5846萬千瓦、生物質發電4500萬千瓦左右。”

在新增裝機方面，中電聯指出，在新能源發電快速發展的帶動下，2023年全年新增發電裝機規模將達到甚至超過2.5億千瓦，其中非化石能源發電裝機投產將達1.8億千瓦，新投產的總發電裝機規模以及非化石能源發電裝機規模將再創歷史新高。

在中電聯看來，電力供應和需求多方面因素交織疊加，給電力供需形勢帶來不確定性。在電力供應方面，降水、風光資源和燃料供應等方面存在不確定性。“氣象部門預計今年6—8月，我國西南地區東部及華中中部降水減少、氣溫偏高，湖北大部、湖南北部、重慶東部和四川東北部等地降水將減少二至五成，可能出現區域性氣象干旱，將會對當地電力供應以及電力外送產生影響。”此外，中電聯指出，煤電企業持續虧損導致技改檢修投入不足帶來設備風險隱患上升，均增加了電力生產供應的不確定性。

電力消費方面，宏觀經濟增長、外貿出口形勢以及極端天氣等方面將給電力消費需求帶來不確定性。

“全國最高用電負荷將達13.7億千瓦左右，比2022年增加8000萬千瓦左右；若出現長時段大范圍極端氣候，則全國最高用電負荷可能比2022年增加1億千瓦左右。”中電聯預計，2023年全國電力供需總體緊平衡，部分區域用電高峰時段電力供需偏緊。其中，二季度南方區域電力供需形勢偏緊。迎峰度夏期間，華東、華中和南方區域電力供需形勢偏緊，華北、東北和西北區域電力供需基本平衡。

為確保迎峰度夏期間電力安全穩定供應，保障大電網安全和民生用電底線，結合電力供需形勢和行業發展趨勢，中電聯提出3項建議。

第一，全力保障迎峰度夏期間電力燃料安全穩定供應。一是保持煤炭穩定供應平衡市場供需。延續保供政策，保持政策穩定性，保障后續持續增長的發電用煤需求。督促協調煤炭主產地政府，盡快放松按核定產能生產政策，縮短停產整頓時間，增加保供產能。制定煤礦保供與彈性生產辦法，優先組織滿足條件的先進產能煤礦按一定系數調增產能，形成煤礦應急生產能力。增加跨省區鐵路運力，并向電力企業傾斜，保障電煤運輸。加強電煤產運需之間的銜接配合，重點增加陜西等產煤大省鐵路運力計劃，確保運力足額配置，為電煤中長期合同兌現打下堅實基礎。

二是加強電煤中長期合同簽約履約，進一步發揮中長期合同壓艙石作用。針對電煤中長期合同中結構性矛盾突出的問題，建議相關部門督促盡快補足局部地區的電煤中長期合同缺口，實現煤電企業中長期合同100%均衡覆蓋。加大電煤中長期合同履約監管力度，確保100%履約。嚴格落實國家發展改革委關于煤炭中長期合同簽訂及執行有關規定，加大檢查督導力度，確保中長協保質保量兌現，有效控制煤電企業燃料成本。

三是加大對電煤市場價格的監管。嚴格規范電煤中長期合同簽訂行為，制止各類變相加價，打擊囤積居奇、哄抬煤價、降低兌現熱值等非法牟利行為，釋放穩定市場價格的強烈信號。出臺電煤中長期合同物流環節價格監管措施，加強中間物流流通環節的監管力度。進一步規范貿易商長協，要求扣除流通服務費用后，折算港口價、坑口價應在有關政策明確的合理價格區間內。

第二，加快重點電源電網工程建設，提升電力系統調節支撐能力。一是加快推進新增電源項目建設，挖掘現有發電機組潛力。保障“十四五”期間已納規煤電按期開工投產，逐步緩解電力供需偏緊形勢。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，保障大規模可再生能源消納。加強重點發電機組運維，按計劃完成各類機組和輸配設備檢修。合理安排“三改聯動”與機組檢修時序，強化發電機組非計劃停運和出力受阻管理，做到應發盡發、穩發滿發。

二是加快度夏前網架補強以及新建電廠的并網工程。加快推進迎峰度夏前的重點電網工程，提升重要通道和關鍵斷面輸送能力。充分發揮大電網平臺優勢，加大跨省跨區電網錯峰支援、余缺互濟力度。通過電源配置和運行優化調整盡可能增加存量輸電通道輸送可再生能源電量。推動智能配電網、主動配電網建設，提高配電網接納新能源和多元化負荷的承載力和靈活性，促進新能源就地就近開發利用。加快新建電廠的并網工程建設，確保項目建成即可并網發電、發揮作用。

三是加強電力負荷管理，挖掘需求側資源。健全電力需求響應機制，形成可中斷用戶清單，引導各類市場主體主動參與電力需求響應，推動需求響應規模盡快達到地區最大用電負荷的 5%。同時，研究推進用戶側報量報價參與市場，向用戶側傳導價格信號，以市場化方式降低高峰時段負荷需求。加強電動汽車、蓄熱式電采暖和用戶側儲能等可調節資源庫建設，并積極推動市場化運作。拓展實施能效提升項目，推動消費側節能降耗提效，引導全社會節約用電。

第三，充分發揮市場機制在電力安全保供中的重要作用。一是完善跨省跨區電力交易機制，充分發揮大電網平臺作用。加快理順跨省跨區送受電價格機制，按照受端基準價水平建立“基準價+浮動機制”。加強省內省間市場銜接。豐富省間交易品種，提高省間交易計劃執行率，公平分攤省內省間偏差結算責任。完善峰谷分時電價政策，適度拉大峰谷價差，通過價格信號引導用戶削峰填谷，引導儲能、虛擬電廠等新興主體發揮調節性作用。構建成本疏導機制，豐富交易品種，不斷完善輔助服務市場建設。

二是健全完善市場化電價形成機制。加快建立煤電機組容量補償和成本回收機制，推動輔助服務費用發電側和用戶側合理分攤，保障發電企業成本合理回收，激勵新增電源投資，提高發電容量長期充裕性，確保電力安全平穩供給。深入研究煤電基準價聯動機制與燃煤上網電價浮動機制，結合各省（區）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，并建立煤電“基準價”調整制度，科學設置基準價+上下浮動的價格波動區間，發揮價格的供需調節作用，促進電力資源的優化配置，理順電力與其上下游產業的關系。構建支撐適應大規模可再生能源深度利用的新型電力系統，將明顯增加新能源建設、骨干網架建設、消納等一系列建設和運行成本，新增成本需要在發輸配用各環節間科學、公平負擔，因此亟需建立更為有效全面的系統成本疏導機制，進一步細分出電力容量價值、靈活性價值和綠色價值，提升系統供電保障能力和靈活調節能力。

三是加強電力中長期交易監管。加強對各地落實電價政策監管，進一步規范電力交易組織，堅決防范各地對交易價格的不合理干預，真實反映市場供需情況，促進市場健康穩定可持續發展。督導各地嚴格按照國家相關要求，盡快建立高耗能企業目錄制度。規范代理購電用戶在交易方式、偏差結算等方面的規則，進一步落實省內、省間電力市場信息披露機制，保障信息披露及時準確，維護市場交易公平。（時  下）