一、2023年一季度全國電力供需情況

　　（一）電力消費需求情況

　　一季度，全國全社會用電量2.12萬億千瓦時，同比增長3.6%，比上年四季度增速提高1.1個百分點，電力消費增速穩中有升。一季度第一、二、三產業合計用電量1.78萬億千瓦時，同比增長4.2%。分月份看，1-2月、3月全社會用電量同比分別增長2.3%、5.9%。3月用電量增速比前兩個月回升較多，一方面有上年同期部分地區疫情形成的低基數因素；另一方面是受當前我國經濟運行企穩回升的拉動。

　　一是第一產業用電量265億千瓦時，同比增長9.7%。其中，農業、漁業、畜牧業用電量同比分別增長4.4%、11.6%、15.8%。近年來鄉村生產方式轉型升級、電氣化水平持續提升，拉動第一產業用電量較快增長。

　　二是第二產業用電量1.38萬億千瓦時，同比增長4.2%。分月份看，1-2月、3月第二產業用電量同比分別增長2.9%和6.4%。一季度制造業用電量同比增長3.6%。分大類看，四大高載能行業一季度用電量同比增長4.2%，增速比上年四季度提高2.5個百分點。其中，黑色金屬冶煉和壓延加工業、建材行業用電量扭轉了上年以來的持續負增長態勢，一季度用電量同比分別增長2.7%和7.5%。高技術及裝備制造業一季度用電量同比增長4.0%。其中，電氣機械和器材制造業用電量同比增長22.8%，電力建設投資保持高位拉動行業用電量快速增長。醫藥制造業、汽車制造業用電量增速超過5%。消費品制造業一季度用電量同比下降1.7%，降幅比上年四季度收窄2.5個百分點。其中，造紙和紙制品業（3.5%）、食品制造業（2.7%）、酒/飲料及精制茶制造業（2.2%）3個行業用電量為正增長。其他制造業行業一季度用電量同比增長5.2%，其中，石油/煤炭及其他燃料加工業用電量同比增長13.4%。

　　三是第三產業用電量3696億千瓦時，同比增長4.1%。一季度增速比上年四季度增速回升1.0個百分點。一季度，信息傳輸/軟件和信息技術服務業、批發和零售業、交通運輸/倉儲和郵政業、租賃和商務服務業用電量增速超過5%，交通運輸/倉儲和郵政業中的鐵路運輸業用電量同比增長11.8%；住宿和餐飲業同比增長4.1%，比上年四季度增速回升7.1個百分點，疫情放開后增速恢復較為明顯。電動汽車高速發展，拉動一季度充換電服務業用電量同比增長63.0%。

　　四是城鄉居民生活用電量3424億千瓦時，同比增長0.2%。今年一季度氣溫偏暖是居民生活用電量低速增長的重要原因。1、2、3月全國平均氣溫分別比常年同期偏高0.4、1.6和1.9攝氏度，其中3月氣溫為1961年以來歷史同期第3高。一季度，湖南、新疆、天津、安徽、江西、上海、廣西7個省份城鄉居民生活用電量同比下降超過5%。3月，安徽、河南、湖南、重慶、云南5個省份城鄉居民生活用電量同比下降超過20%。

　　五是全國共有26個省份用電量正增長，西部地區用電量增速領先。一季度，東、中、西部和東北地區全社會用電量同比分別增長2.5%、2.0%、6.4%、3.0%。一季度，全國共有26個省份用電量正增長，其中，寧夏（14.6%）、青海（12.2%）、甘肅（10.9%）、西藏（10.3%）4個省份同比增速超過10%；此外，內蒙古和廣西用電量增速超過8%。

　　（二）電力生產供應情況

　　一季度，全國新增發電裝機容量5900萬千瓦，其中新增并網太陽能發電裝機容量3366萬千瓦。截至2023年3月底，全國全口徑發電裝機容量26.2億千瓦，同比增長9.1%。從分類型投資、發電裝機增速及結構變化等情況看，電力行業綠色低碳轉型成效顯著。

　　一是電力投資同比增長34.6%，非化石能源發電投資占電源投資比重達到90.2%。一季度，重點調查企業電力完成投資1932億元，同比增長34.6%。分類型看，電源完成投資1264億元，同比增長55.2%，其中非化石能源發電投資1140億元，同比增長62.8%，占電源投資的比重達到90.2%。太陽能發電、核電、風電、火電投資同比分別增長177.6%、53.5%、15.0%和3.7%；水電投資同比下降7.8%，主要是常規水電投資減少，抽水蓄能投資同比增長21.3%。電網完成投資668億元，同比增長7.5%。

　　二是非化石能源發電裝機容量占比上升至50.5%。一季度，全國新增發電裝機容量5900萬千瓦，同比多投產2726萬千瓦；其中，新增非化石能源發電裝機容量5166萬千瓦，占新增發電裝機總容量的比重為87.6%。截至3月底，全國全口徑發電裝機容量26.2億千瓦；其中，非化石能源發電裝機容量13.3億千瓦，同比增長15.9%，占總裝機容量比重為50.5%，首次超過總裝機容量的一半，同比提高3.0個百分點。分類型看，水電4.2億千瓦，其中抽水蓄能4699萬千瓦；核電5676萬千瓦；并網風電3.76億千瓦，其中，陸上風電3.45億千瓦、海上風電3089萬千瓦；并網太陽能發電4.3億千瓦。火電13.4億千瓦，占總發電裝機容量的比重為51.1%，同比降低3.0個百分點，其中煤電11.3億千瓦，占總發電裝機容量的比重為43.0%，同比降低3.1個百分點。

　　三是全口徑非化石能源發電量同比增長8.9%，煤電發電量占全口徑總發電量的比重保持在六成。一季度，全國規模以上電廠發電量2.07萬億千瓦時，同比增長2.4%。其中，規模以上電廠水電發電量同比下降8.3%，主要水庫蓄水不足以及今年以來降水持續偏少，疊加上年同期高基數等因素，是今年一季度水電發電量同比下降的主要原因。規模以上電廠火電、核電發電量同比分別增長1.7%和4.4%。全口徑并網風電發電量同比增長24.5%。全口徑非化石能源發電量同比增長8.9%，占總發電量比重為33.6%，同比提高1.6個百分點。全口徑煤電發電量同比增長0.8%，占全口徑總發電量的比重為61.0%，同比降低1.8個百分點。煤電仍是當前我國電力供應的最主要電源，在來水明顯偏枯時可以較好地彌補水電出力的下降，充分發揮兜底保供作用。

　　四是風電、核電、太陽能發電設備利用小時同比分別提高61、17、3小時。一季度，全國6000千瓦及以上電廠發電設備利用小時868小時，同比降低31小時。分類型看，水電544小時，同比降低92小時。火電1097小時，同比降低18小時；其中煤電1158小時，同比降低11小時；氣電550小時，同比降低25小時。核電1864小時，同比提高17小時。并網風電615小時，同比提高61小時。并網太陽能發電303小時，同比提高3小時。

　　五是跨區輸送電量同比增長24.3%，跨省輸送電量同比增長13.5%。一季度，全國新增220千伏及以上輸電線路長度5610千米，同比減少1807千米；全國新增220千伏及以上變電設備容量（交流）4273萬千伏安，同比減少1668萬千伏安。一季度，全國跨區輸送電量1866億千瓦時，同比增長24.3%。分區域看，西北輸出電量754億千瓦時，同比增長4.3%，其中西北送華中269億千瓦時，同比增長21.2%；西南輸出電量318億千瓦時，同比增長52.8%，其中西南送華東247億千瓦時，同比增長68.4%；東北送華北電量165億千瓦時，同比增長98.1%。一季度，全國跨省輸送電量4140億千瓦時，同比增長13.5%。分省份看，內蒙古、山西、四川一季度輸出電量分別為684、404、368億千瓦時，同比分別增長16.8%、17.6%和47.9%。

　　六是市場交易電量同比增長6.8%。一季度，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量13235億千瓦時，同比增長6.8%，占全社會用電量比重為62.4%，同比提高1.7個百分點。全國電力市場中長期電力直接交易電量合計為10622億千瓦時，同比增長4.4%。

　　（三）全國電力供需情況

　　一季度，全國電力系統安全穩定運行，電力供需總體平衡。受來水持續偏枯、電煤供應緊張、取暖負荷增長等因素疊加影響，貴州、云南等少數省份電力供需形勢緊張，通過加強省間余缺互濟、實施負荷側管理等措施，有力保障電力供應平穩有序，守牢了民生用電安全底線。

　　二、全國電力供需形勢預測

　　（一）電力消費預測

　　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。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9.15萬億千瓦時，比2022年增長6%左右。

　　（二）電力供應預測

　　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。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合計達到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。

　　（三）電力供需形勢預測

　　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。電力供應方面，降水、風光資源、燃料供應等方面存在不確定性。氣象部門預計今年夏季（6月至8月）西南地區東部及華中中部降水偏少、氣溫偏高，湖北大部、湖南北部、重慶東部、四川東北部等地降水偏少2～5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，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給電力消費需求帶來不確定性。

　　正常氣候情況下，預計全國最高用電負荷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。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、南方區域電力供需形勢偏緊，華北、東北、西北區域電力供需基本平衡。

　　三、有關建議

　　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，提出如下建議：

　　（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、坑口價應符合有關政策明確的合理價格區間內。

　　（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、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。

　　（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。

　　注釋：

　　1.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。

　　2.四大高載能行業包括：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。

　　3.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。

　　4.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。

　　5.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。

　　6.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。