4 月 26 日，国网能源研究院和国家气候中心联合主办的 2023 年中国电力供需形式分析会在北京召开。会议同期发布了《2023 年中国电力供需分析》和《2022 年我国气候主要特征及 2023 年夏季气候预测》报告。根据研究，2023 年我国电力供需形势持续偏紧，局部地区在用电高峰存在电力缺口，今年夏季的电力保供形势并不乐观。
电力需求持续高涨
2022 年我国全社会用电量在国内疫情多发、极端天气、乌克兰危机等多重因素冲击下依然实现正增长，达 8.64 万亿 kWh，增速 3.6%。
进入 2023 年之后，我国积极继续保持了平稳快速发展。根据国家统计局数据，一季度国内生产总值 284997 亿元，同比增长 4.5%，比上年四季度环比增长 2.2%。
综合各方因素，国网能源研究院预计 2023 年全国全社会用电量为 9.16-9.33 万亿 kWh，比上年增长 6.0%-8.0%。
2022 年，我国全国调度最大负荷为 12.9 亿 KW，增速 8.2%，出现在夏季。在极端气候的影响下，2022 年负荷增速较用电量增速快了 4.6 个百分点。在高温影响下，降温负荷的快速增长成为近年来推高最大负荷的主要因素。也是导致电力供需紧张的主要原因。
国家气候中心气候预测室主任柯宗建表示，今年以来，全国平均气温 3.0 摄氏度，较常年同期偏高 1.1 摄氏度，为 1961 年以来历史同期第 3 高。降水量方面，全国平均降水仅 90.6 毫米，较常年同期偏少 4%。其中云南中东部地区偏少 8 成以上。
预计今年汛期我国气候状况为一般到偏差，旱涝病种。全国大部分地区气温较常年偏高，长江中游等地高温热浪偏多。
考虑到气候因素，国网能源研究院预计 2023 年全国最大负荷将达到 13.7 亿 KW，比去年增长 6.5%。最大负荷增速基本与用电量增速一致。在高温影响下，全国负荷最高峰将出现在夏季。预计冬季全国最大负荷 12.8 亿千瓦左右，出现在 12 月。
供给结构巨变
2022 年，全国新增装机 2 亿千瓦，同比增加 0.2 亿千瓦，总装机达到 25.6 亿千瓦，增速 7.8%。其中太阳能发电装机超过 8000 万千瓦，创下历史新高；同时全国可再生能源装机达到了 12.1 亿千瓦，超过煤电装机。
国网能源研究院预计，2023 年我国将继续保持较高的新增发电装机速度。预计 2023 年新投产发电机组容量达到 2.8 亿千瓦，比去年增加 40.3%。其中太阳能发电新增投产或将到达 1.3 亿千瓦，风电新增投产超 7000 万千瓦，火电新增投产约 6300 万千瓦。
值得注意的是，2023 年我国常规水电投产规模将大幅度下降。这主要是因为重大水电工程进入投产间歇期，预计全年新增仅 319 万千瓦，比上年减少 78.8%。
与此对应的是，预计全年抽水蓄能电站投产规模超过常规水电，达到 585 万千瓦。尽管比去年减少 33.5%，但在历史上仅次于 2022 年 投产规模，位居历史第二。
另外，新增煤电装机在经历了 2021 年和 2022 年连续两年的下滑之后，2023 年将会以来一波增长高潮。预计全年新增煤电产能在 3500 万千瓦到 4700 万千瓦之间，比去年增长 24%~66.5%。
而 2023 年的新能源发电装机增长将延续 2022 年的良好态势。风电装机与煤电类似，在经历了 2 年的连续新增装机下滑后，预计 2023 年新增风电投产规模 7061 万千瓦，比去年增长超 8 成。而太阳能发电新增规模将在 2023 年首度破亿，达到 1.3 亿千瓦时，比去年增长 44.3%。以风光为代表的新能源发电新增装机破亿将会成为未来的常态。
在这样的增长形势下，我国发电装机结构将发生历史性转变。预计到 2023 年底，全国发电装机达到 28.4 亿千瓦，同比增长 10.8%。水电、火电、核电、风电、太阳能装机分别达到 4.2 亿、13.9 亿、5751 万、4.4 亿、5.2 亿千瓦。火电装机比重将首次低于 50%，太阳能、风电装机跻身前三。
供需压力依然存在
尽管发电装机在 2023 年有望实现 10% 的增长，比用电负荷和用电量最高 8% 的增长要多。但考虑到新增装机中有约四分之三是风光装机，能够提供的有效发电负荷不足 50%。因此实际效果来看，有效发电装机容量增长速度要低于用电负荷和用电量的增长。
因此从宏观角度来看，去年全国的电力供需紧张以及部分地区较为严重的电力短缺问题依然可能会在今年延续。
国家电网公司副总工程师、国网能源研究院院长欧阳昌裕在会长指出，近年来我国电力供需形势发生了深刻变化，主要是受到了极端天气频发和新能源顶峰能力不足的影响。
2022 年夏季，川渝地区出现罕见高温天气，出现了用电负荷高位运行时间长、水电发电能力下降达、电力电量平衡压力大等诸多挑战。
国家气候中心的统计数据显示，今年以来，长江中下游地区降水量较常年同期偏少 1~3 成，云南降水量更是降低到了 1961 年以来的历史最低值。
一方面，极端高温天气导致降温负荷快速增长，且保持相当长时间，拉长了用电高峰负荷时间和强度。另一方面，关键流域的降水减少会导致水电在传统丰水期（5~9 月）发电出力大幅度减少，进一步导致电力供给不足，加剧供需紧张局面。
欧阳昌裕指出，缓解电力供需紧张，完成 2023 年电力保供，需要从发电、电网、用电多个角度共同努力。
发电端要保障发电出力，减少受阻容量；保障新能源消纳。在电网侧，要充分发挥我国电网大范围资源调度的优势，在入夏之前确保省间交易电量，在尖峰时刻充分利用省间现货实现应急调节。
而用电侧的分时峰谷电价政策、有序用电措施以及需求侧响应等，更是保障电力供需平衡的重大举措和长效措施。
近期，部分地区已经陆续发布了最新的分时峰谷电价政策和需求侧响应市场化实施方案。2023 年 4 月 19 日，四川省经济和信息化厅等 4 部门印发了关于《2023 年四川省电力需求侧市场化响应实施方案》的通知。文件指出要遵循“统一市场、统一规则、统一平台”原则，最终实现四川电网最大用电负荷 5% 左右的需求侧市场化影响能力。
（图片来源：veer 图库）
来源 / 能源新媒
