“綜合考慮宏觀經濟、夏季氣溫偏高、上年基數等因素，預計2023年全年全社會用電量將達9.15萬億千瓦時，同比增長6%左右，其中下半年全社會用電量同比增長6%～7%。”7月25日，中國電力企業聯合會（以下簡稱“中電聯”）召開“2023年上半年電力供需形勢新聞發布會”，中電聯對下半年我國電力供需形勢進行預測，并對電力行業如何確保電力安全有效供應提出建議。

在電力供應預測方面，中電聯指出，在新能源發電快速發展的帶動下，預計2023年全年，全國新增發電裝機規模將有望首次突破3.0億千瓦，其中新增非化石能源發電裝機規模超過2.3億千瓦。

2023年底，全國發電裝機容量預計將達28.6億千瓦，同比增長11.5%左右。非化石能源發電裝機將合計達15.1億千瓦，占總裝機容量的比重上升至53%左右，同比提高3個百分點；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5.3億千瓦，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9.6億千瓦，占總裝機比重達到1/3，同比提高4個百分點左右。

在用電負荷預測方面，中電聯指出，國民經濟恢復向好疊加今年夏季全國大部地區氣溫接近常年同期到偏高，預計夏季全國最高用電負荷比2022年增加8000萬千瓦~1億千瓦。

“我國實際增加的穩定有效的電力供應能力低于用電負荷增加量，加上降水、風光資源、燃料供應等方面存在不確定性，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、華中和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。”中電聯針對電力負荷和電力供應現狀，對我國電力供需形勢進行了預測。

為確保用電高峰期間大電網安全穩定，守好民生用電底線，保障經濟社會用電需求，結合電力供需形勢和行業發展趨勢，中電聯為電力企業提出以下建議。

一是綜合施策，做好用電高峰期電力保供工作。首先，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。密切跟蹤主要流域來水變化，不斷強化水情預測，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。密切跟蹤各地區經濟發展和電力消費需求走勢變化，滾動研判短期電力電量平衡，及時掌握運行中出現的新情況和新問題。

其次，多措并舉提升電力供應保障能力。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，夯實能源安全保供基礎。強化對電煤中長期合同履約監管，做好產運需各方銜接，保障發電用煤安全穩定供應。高度重視安全生產，加強電力設備運維管理，提高設備可靠性，保障機組穩發滿發及特高壓輸電通道安全穩定運行。持續提升跨區跨省線路利用率，加大省間余缺互濟力度，最大限度保障電力電量平衡。發揮省間中長期市場、省間現貨交易與跨區應急調度作用，以市場手段支持電力保供。統籌應急備用電源管理，保障高峰時段電力供應和負荷中心電源支撐。

最后，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，進一步擴大需求響應資金來源，建立市場主體分攤的長效機制。形成可中斷用戶清單，確保可中斷負荷量滿足系統應急響應需求。引導市場主體主動參與電力需求響應，以市場化方式降低高峰時段負荷需求。關注重點區域、重點時段、重點領域電力保供，守好民生用電安全底線。加強空調負荷管理，引導企業和居民節約用電。鼓勵企業制定季節性錯峰生產計劃，引導高耗能企業錯峰避峰生產。完善分時電價政策，對已出臺分時電價政策的省份，擴大執行規模，推動將選擇執行調整為全部執行；對尚未出臺分時電價政策的省份，督促盡快出臺政策；對執行居民電價“年階梯”政策的省份，督促調整為執行“月階梯”電價。

二是保障煤電企業健康發展以發揮煤電保供基礎作用。首先，確保電力燃料的量、質、價。持續釋放煤炭先進產能，為煤炭保質穩價提供基礎，同時保持進口煤政策的穩定性，持續將國內煤價穩定在合理區間。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。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，為煤電機組高水平出力提供切實保障。

其次，完善電價形成機制，合理疏導煤電成本。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，研究建立煤電“基準價”調整制度與燃煤上網電價浮動機制。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。督促各地嚴格落實煤電價格政策，盡快公布高耗能企業能效清單目錄，建立完善高耗能企業差別電價制度。

最后，做好重點區域重點時段電煤保供，加大對煤電企業紓困的政策支持力度。加強西南、華中和華東等地來水、來煤及庫存的監測預警，加大重點地區的鐵路運力和煤炭資源的協調，提前做好主力和骨干煤礦的電煤儲煤量。做好采取需求側管理、網間省間互濟保障的電力保供預案。加大對長周期保供、煤炭資源相對短缺地區的財稅、金融政策支持力度，緩解保供電廠的運營壓力，保障煤電兜底保障作用持續發揮。

三是促進新能源高質量發展。首先，科學合理提升新能源消納空間。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。落實用戶側消納責任，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。加大區域可再生能源協同規劃、協同開發和聯合調度，進一步發揮新能源在能源保供中的作用。

其次，完善新能源市場交易機制，科學推動新能源入市。建立更適應新能源特性的電力市場機制，完善新能源帶電力負荷曲線交易機制，進一步增加交易頻次和品種，給予新能源主體更大調整空間。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，做好現貨市場和優先發電保障的有效銜接。強化消納責任權重的剛性約束，實行消納責任考核處罰機制，體現新能源綠色環境價值。

最后，推動電力輔助服務市場建設，合理疏導輔助服務費用。完善輔助服務市場機制，加強對優化輔助服務品種，擴大輔助服務資源共享范圍、拓展輔助服務主體等方面的探索研究。按照“誰承擔、誰受益”的原則，科學設置輔助服務補償標準和發用分攤比例，推動輔助服務向用戶側疏導。（林  楚）