1月19日，中国电力企业联合会召开年度电力供需形势新闻发布会，发布了《2023年度全国电力供需形势分析预测报告》。报告详细介绍了2022年全国电力供需情况，分析预测了2023年全国电力供需形势，并提出了2023年重点工作和相关建议。现根据工作需要摘要整理如下：

一、2022年全国电力总体紧平衡，时段性供需偏紧

（一）电力消费需求稳定增长

2022年，全国全社会用电量8.64万亿千瓦时，同比增长3.6%。一是第一产业用电量1146亿千瓦时，同比增长10.4%。二是第二产业用电量5.70万亿千瓦时，同比增长1.2%。其中，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全年用电量增速超过5%；新能源车整车制造用电量大幅增长71.1%；化学原料和化学制品制造业、有色金属冶炼和压延加工业用电量同比分别增长5.2%和3.3%；石油/煤炭及其他燃料加工业、废弃资源综合利用业用电量同比分别增长11.7%和9.4%；水泥行业用电量同比下降15.9%。三是第三产业用电量1.49万亿千瓦时，同比增长4.4%。其中，电动汽车行业充换电服务业用电量同比增长38.1%。四是城乡居民生活用电量1.34万亿千瓦时，同比增长13.8%。8月、12月高温和冷空气拉动居民生活用电量分别增长33.5%和35%。五是全国共有27个省份用电量正增长，中部地区用电量增速领先。2022年，河南、湖北、江西、陕西等9省用电量增速均超过5%。

（二）电力行业绿色低碳转型成效显著

一是非化石能源发电装机占总装机容量比重接近50%。2022年，全国新增发电装机容量2.0亿千瓦，其中新增非化石能源发电装机容量1.6亿千瓦。截至2022年底，全国全口径发电装机容量25.6亿千瓦，其中非化石能源发电装机容量12.7亿千瓦，同比增长13.8%，占总装机49.6%。分类型看，水电4.1亿千瓦（抽水蓄能4579万千瓦）；核电5553万千瓦；并网风电3.65亿千瓦（陆上风电3.35亿千瓦、海上风电3046万千瓦）；并网太阳能发电3.9亿千瓦；火电13.3亿千瓦，其中，煤电占总发电装机容量的比重为43.8%。二是全口径非化石能源发电量同比增长8.7%，煤电发电量占全口径总发电量的比重接近六成。2022年，全国规模以上工业企业发电量8.39万亿千瓦时、同比增长2.2%。其中，全口径并网风电、太阳能发电量同比分别增长16.3%和30.8%。全口径非化石能源发电量同比增长8.7%，占总发电量比重为36.2%，同比提高1.7个百分点。全口径煤电发电量同比增长0.7%，占全口径总发电量的比重为58.4%，同比降低1.7个百分点，煤电仍是当前我国电力供应的最主要电源。在来水明显偏枯的三季度，全口径煤电发电量同比增长9.2%，充分发挥了煤电兜底保供作用。三是太阳能发电设备利用小时同比提高56小时，风电、火电、核电、水电同比分别降低9、65、186、194小时。四是跨区输送电量同比增长6.3%，跨省输送电量同比增长4.3%。五是电力投资同比增长13.3%，非化石能源发电投资占电源投资比重达到87.7%。六是市场交易电量同比增长39.0%，占全社会用电量比重为60.8%。

二、2023年全国电力供需总体紧平衡，时段性供需偏紧

（一）经济运行回升拉动电力消费需求增长

正常气候情况下，预计2023年全国全社会用电量9.15万亿千瓦时，比2022年增长6%左右。

（二）非化石能源发电装机规模将再创新高

预计2023年全年全国新增发电装机规模有望达到2.5亿千瓦左右，其中新增非化石能源发电装机1.8亿千瓦。预计2023年底全国发电装机容量28.1亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机合计14.8亿千瓦，占总装机比重上升至52.5%左右。预计太阳能发电及风电装机规模均将在2023年首次超过水电装机规模。

三、2023年重点工作和相关建议

（一）进一步加大电力燃料供应保障能力

继续加大优质产能释放力度，制定煤矿保供与弹性生产办法，强化电煤中长期合同严肃性，加强电煤产运需之间的衔接配合。

（二）疏导燃煤发电成本，发挥煤电兜底保供作用

科学设置燃料成本与煤电基准价联动机制，放宽煤电中长期交易价格浮动范围，推进容量保障机制建设，加大有偿调峰补偿力度，强化机组运维检修和安全风险防控工作。

（三）加快电网规划投资建设

加快推进跨省跨区特高压输电工程规划建设，持续提高大型风电光伏基地外送规模和新能源消纳能力，强化电网骨干网架，加快智能配电网建设，促进新能源就地就近开发利用。

（四）强化电力负荷管理

完善需求响应价格补偿机制，形成可中断用户清单，引导各类市场主体主动参与电力需求响应，加强电动汽车、蓄热式电采暖、用户侧储能等可调节资源库建设，拓展实施能效提升项目，推动消费侧节能降耗提效。

（五）完善电力交易机制和市场价格形成机制

加快推进适应能源结构转型的电力市场建设，持续完善绿色电力交易机制，常态化开展绿电、绿证交易，分阶段推动跨省跨区输电价格由单一制电量电价逐步向容量电价和电量电价的两部制电价过渡，完善峰谷分时电价政策，适度拉大峰谷价差，通过价格信号引导储能、虚拟电厂等新兴主体发挥调节性作用。

（六）持续优化调整电力供应结构

发挥煤电与新能源发电的特性互补优势、调剂余缺，实现绿色低碳、安全高效的电力供给。加强风电、太阳能等新能源发电的统筹规划，协调推进新能源开发与配套网源建设，积极安全有序发展核电。

（七）加快系统应急保障和调节能力建设

持续推进煤电“三改联动”及支撑性调节性煤电的建设，加快抽水蓄能电站建设及改造，推动已开工的项目尽快投产运行，加快确立抽水蓄能电站独立市场主体地位，推动电站平等参与电力中长期市场、现货市场及辅助服务市场交易。推进多元化储能技术研发与应用，优化储能布局场景，推动独立储能发挥调节作用。

（八）加快技术研发和管理创新，推动新型电力系统建设

推动能源电力技术研发与应用向信息化、数字化、智能化转型。深入研究适应大规模高比例新能源友好并网的先进电网和储能等新型电力系统支撑技术，开展高比例新能源和高比例电力电子装备接入电网稳定运行控制技术研究，鼓励电力企业围绕技术创新链开展强强联合和产学研深度协作，加大新技术应用示范的支持力度，同时配套提升能源电力技术装备的安全运维和管理创新水平。（张大龙）