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4月26日，由國網(wǎng)能源研究院聯(lián)合國家氣候中心主辦的“2023年中國電力供需形勢分析預測報告發(fā)布會”在京召開。國網(wǎng)能源院經(jīng)濟與能源供需研究所在會上發(fā)布《中國電力供需分析報告2023》的研究報告，國家氣候中心在會上發(fā)布《2022年我國氣候主要特征及2023年夏季氣候預測》研究報告。

根據(jù)預測，2023年全國最大負荷13.7億千瓦，比上年增長6.5%，出現(xiàn)在夏季。全年新投產(chǎn)裝機規(guī)模有望連續(xù)第二年創(chuàng)歷史新高。預計全國電力供需平衡偏緊，局地高峰時段電力供需緊張。預計2023年汛期(5月至9月)我國氣候狀況總體為一般到偏差，旱澇并重，暴雨、高溫、干旱等極端天氣氣候事件偏多。

(資料圖片)

預計2023年全國新投產(chǎn)發(fā)電裝機容量2.8億千瓦。其中，

水電：新投產(chǎn)904萬千瓦，比上年減少62.1%;

火電：新投產(chǎn)6300萬千瓦，為2016年以來新高，比上年增長40.9%;

核電：新投產(chǎn)198萬千瓦，比上年減少13.1%;

風電：新投產(chǎn)7061萬千瓦，比上年增長87.6%;

太陽能：新投產(chǎn)1.3億千瓦，比上年增長44.3%，創(chuàng)歷史新高;

新型儲能：新投產(chǎn)954萬千瓦，比上年增長約1.5倍。

預計裝機結構將發(fā)生歷史性轉變，火電比重首次低于50%，太陽能、風電躋身裝機前三。預計2023年，水電、火電、核電、風電、太陽能裝機比重分別為14.9%、49.0%、2.0%、15.3%、18.3%，太陽能、風電裝機規(guī)模首超水電，分別成為第二大、第三大電源類型。

詳細報告內(nèi)容如下：

2023年電力供需環(huán)境研判

宏觀環(huán)境層面：

宏觀經(jīng)濟方面，受地緣政治事件和金融風險上升拖累，全球經(jīng)濟增速進一步放緩。疫情防控措施加快優(yōu)化調(diào)整，疫情對經(jīng)濟的影響將顯著減小;存量、增量宏觀政策疊加發(fā)力，加之基數(shù)效應明顯，預計2023年我國經(jīng)濟運行有望整體明顯好轉?？紤]國際經(jīng)濟、疫情形勢、房地產(chǎn)政策效果等不確定因素設置高、中、低三個方案對經(jīng)濟進行預測，預計2023年GDP分別增長5.0%、6.0%、7.0%，兩年平均增速分別為4.0%、4.5%、5.0%。中方案下，三次產(chǎn)業(yè)增速分別為5.0%、5.9%和6.3%，四個季度GDP增速分別為4.5%、8.1%、5.5%、6.0%，兩年平均增速分別為4.6%、4.2%、4.7%、4.8%。

中觀環(huán)境層面：

重點行業(yè)方面，隨著宏觀經(jīng)濟整體明顯好轉，四大高耗能行業(yè)整體有望實現(xiàn)企穩(wěn)向好的發(fā)展態(tài)勢。其中，黑色金屬行業(yè)將保持平穩(wěn)運行態(tài)勢，行業(yè)用電量6163億千瓦時，比上年增長1.2%;有色金屬行業(yè)將持續(xù)穩(wěn)定運行，總體呈現(xiàn)“前低后高”態(tài)勢,行業(yè)用電量7150億千瓦時，比上年增長2.8%;化工產(chǎn)業(yè)供需兩端有所好轉，總體呈現(xiàn)穩(wěn)中向好態(tài)勢，行業(yè)用電量5624億千瓦時，比上年增長1.3%;建材行業(yè)運行有望企穩(wěn)，但改善空間有限，行業(yè)用電量4115億千瓦時，比上年增長2.5%。

新型基礎設施建設加速推進，為電力需求增長提供有力支撐。預計2023年在運5G基站同比多增60%，全年新增電量有望超過400億kW*h;數(shù)據(jù)中心在用規(guī)模達到700萬機架，全年新增電量有望超過1500億千瓦時;電動汽車規(guī)模有望突破2000萬輛大關，全年新增電量增長超過50%，約為460億千瓦時。

氣候氣象方面，2023年夏季氣溫接近常年同期到偏高，但綜合強度或不及2022年。從全球氣候變暖看，2023年夏季平均氣溫大概率接近常年同期到偏高，極有可能出現(xiàn)區(qū)域性高溫天氣過程。從歷史規(guī)律看，我國夏季平均氣溫總體呈波動上升趨勢，但出現(xiàn)多年氣溫持續(xù)上升的概率較小，2023年夏季高溫綜合強度或不及2022年，負荷增速或較上年有所降低。據(jù)測算，日最高氣溫低于32℃時，全國單位溫升負荷約為3125萬kW/℃，日最高氣溫超過32℃時，全國單位溫升負荷升至4567萬kW/℃。預計度夏期間全國降溫負荷最大約為4.6億kW，降溫電量約為3545億千瓦時。

預計2023年冬季出現(xiàn)階段性強降溫過程概率較大。從1961年有完整氣象觀測記錄以來，我國冬季平均氣溫整體呈上升趨勢，季節(jié)內(nèi)氣溫距平前后不一致的特征在增強。預計冬季氣溫接近常年同期，可能出現(xiàn)階段性強降溫過程，造成短時電力需求超預期增長。

一次能源方面，我國煤炭供需基本平衡，煤價運行在合理區(qū)間內(nèi)。受局地疫情新發(fā)多發(fā)、清潔能源大發(fā)等因素影響，2022年煤炭供需基本平衡。2023年，穩(wěn)增長政策效應逐步顯現(xiàn)、擴大內(nèi)需戰(zhàn)略開始發(fā)力，以及清潔能源發(fā)電占比進一步上升，預計煤炭消費量比上年增長1%左右。綜合來看，煤炭供應增速與需求增速持平，供需基本平衡。疊加煤價調(diào)控相關政策要求，預計2023年煤價繼續(xù)運行在合理區(qū)間內(nèi)，將對煤電保障供應形成有利支撐。

我國天然氣價格回調(diào)利好氣電供應保障。受國際天然氣價格下降提振，進口量有望較上年有所增加。隨著疫情防控政策優(yōu)化調(diào)整提振經(jīng)濟持續(xù)復蘇，我國天然氣消費有望在2023年出現(xiàn)恢復性增長。受此影響，預計2023年天然氣供需格局仍表現(xiàn)為緊平衡態(tài)勢，但考慮國際市場供需對國內(nèi)價格的傳導影響，我國天然氣價格中樞有望回調(diào)，氣電成本有所降低，將為天然氣發(fā)電供應提供有利條件。

微觀環(huán)境層面：

電能替代從重量轉向重質，統(tǒng)籌能源安全和低碳轉型雙目標。隨著“雙碳”戰(zhàn)略的持續(xù)推進，終端能源電氣化轉型已逐步成為社會各界共識。電能替代工作不再追求替代規(guī)模，而是以能源安全為出發(fā)點，從替代規(guī)模轉向替代質量，更加聚焦經(jīng)濟替代、高效替代、清潔替代、智能替代等，促進電能替代的高質量發(fā)展。

業(yè)擴凈增容量較快增長，為用電增長提供有力支撐。2022年，國家電網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)域累計完成業(yè)擴凈增容量5.8億千伏安，比上年增長9.1%。根據(jù)歷年業(yè)擴凈增容量與次年全國全社會用電量的關系，2023年全國全社會用電量有望保持良好的增長態(tài)勢。

2023年電力供需形勢預測

電力需求預測：

2023年全國全社會用電量將突破9萬億千瓦時。結合宏觀、中觀、微觀各視角下影響電力需求的因素來看，疫情防控優(yōu)化、經(jīng)濟恢復向好、氣溫正常偏高等成為支撐用電較快增長的有利條件，預計2023年全國全社會用電量為9.16萬億～9.33萬億千瓦時，比上年增長6.0%～8.0%。中方案下，預計2023年全國全社會用電量為9.25萬億kW*h，比上年增長7.0%。

分季度看，預計2023年各季度全國全社會用電量增速分別為3.6%、9.4%、5.1%、10.3%，受上年基數(shù)影響，第二、四季度用電增速顯著高于第一、三季度用電增速。

預計第二、第三產(chǎn)業(yè)用電量增速較上年顯著反彈。預計2023年三次產(chǎn)業(yè)和居民生活用電量增速分別為9.9%、7.3%、11.9%、0.3%，第二、第三產(chǎn)業(yè)用電量增速較上年顯著反彈，居民生活用電量增速較上年顯著回落。三次產(chǎn)業(yè)和居民生活用電量對全社會用電量增長的貢獻率分別為1.9%、68.5%、29.1%、0.6%。

華北、華東、南方電網(wǎng)區(qū)域是用電增長主要拉動區(qū)域。2023年，預計華北(含蒙西)、華東、華中、東北、西北、西南、南方電網(wǎng)區(qū)域全社會用電量比上年分別增長6.8%、6.5%、6.5%、5.6%、9.6%、8.6%、6.9%，西北電網(wǎng)區(qū)域用電增速最高，各區(qū)域用電增速均較上年不同程度反彈。預計華北(含蒙西)、華東、南方電網(wǎng)區(qū)域是拉動用電增長的主要區(qū)域，合計貢獻率超過60%。

全國最大負荷增速接近電量增速，夏冬雙高峰特征明顯。預計2023年，全國最大負荷13.7億千瓦，比上年增長6.5%，出現(xiàn)在夏季。冬季全國最大負荷12.8億千瓦左右，出現(xiàn)在12月。

電力供應預測：

新投產(chǎn)裝機規(guī)模有望連續(xù)第二年創(chuàng)歷史新高。預計2023年全國新投產(chǎn)發(fā)電裝機容量2.8億千瓦，比上年增長40.3%，連續(xù)兩年創(chuàng)歷史新高。其中，水電新投產(chǎn)904萬千瓦，比上年減少62.1%;火電新投產(chǎn)6300萬千瓦，為2016年以來新高，比上年增長40.9%;核電新投產(chǎn)198萬千瓦，比上年減少13.1%;風電新投產(chǎn)7061萬千瓦，比上年增長87.6%，新投產(chǎn)裝機容量僅次于2020年;太陽能新投產(chǎn)1.3億千瓦，比上年增長44.3%，創(chuàng)歷史新高;新型儲能新投產(chǎn)954萬千瓦，比上年增長約1.5倍。

預計電源裝機保持快速增長，新能源高速增長。預計到2023年底，全國發(fā)電裝機容量將達到28.4億千瓦，比上年增長10.8%。其中，水電、火電、核電、風電、太陽能裝機分別達到4.2億、13.9億、5751萬、4.4億、5.2億千瓦，分別比上年增長2.2%、4.5%、3.6%、19.3%、32.1%。

預計裝機結構將發(fā)生歷史性轉變，火電比重首次低于50%，太陽能、風電躋身裝機前三。預計2023年，水電、火電、核電、風電、太陽能裝機比重分別為14.9%、49.0%、2.0%、15.3%、18.3%，太陽能、風電裝機規(guī)模首超水電，分別成為第二大、第三大電源類型。

預計電源裝機主要分布于“三華”、南方及西北電網(wǎng)區(qū)域。分區(qū)域看，華北、華東、南方、西北、華中電網(wǎng)區(qū)域裝機占全國的比重依次為23.0%、17.7%、17.2%、15.9%、12.6%;東北、西南電網(wǎng)區(qū)域裝機比重較小，分別為7.9%、5.7%。

全國發(fā)電量穩(wěn)步增長，火電發(fā)電量比重持續(xù)下降。2023年，預計全國發(fā)電量為9.3萬億千瓦時，比上年增長7.2%。其中，水電、火電、核電、風電、太陽能發(fā)電量占比分別為15.5%、64.8%、4.5%、9.3%、5.8%，較上年分別變化-0.1、-1.1、-0.3、0.5、0.9個百分點，對發(fā)電增長的貢獻率分別為14.8%、49.3%、0.5%、16.7%、18.7%。預計全國發(fā)電設備平均利用小時數(shù)為3651小時，比上年下降約37小時，其中，水電、火電利用小時數(shù)比上年分別上升138、55小時，核電、風電、太陽能利用小時數(shù)比上年分別減少約66、11、27小時。

電力供需形勢：

預計全國電力供需平衡偏緊，局地高峰時段電力供需緊張。綜合電力需求、電力供應情況，并考慮備用容量、機組檢修/受阻、跨省跨區(qū)互濟等因素，預計2023年全國電力供需平衡偏緊，局地高峰時段電力供需緊張。若出現(xiàn)燃料供應不足、極端天氣等情況，用電高峰時段電力缺口將進一步擴大。

措施建議如下：

對于電力供需平衡地區(qū)，建議：一是跟蹤經(jīng)濟、氣候氣象、一次能源等因素發(fā)展動態(tài)，研判各因素變化趨勢;二是加強靈活性調(diào)節(jié)能力建設，提高新能源消納能力。

對于電力供需偏緊地區(qū)，建議：一是加強經(jīng)濟、氣候氣象、一次能源等因素分析監(jiān)測，針對風險因素提前預警;二是嚴格落實機組檢修計劃，加強機組運行維護;三是合理安排電網(wǎng)運行方式，減少輸電斷面受阻;四是引導各類用戶積極參與需求響應。

對于電力供需緊張地區(qū)，建議：一是加強煤炭、天然氣、氣溫、來水等因素信息溝通會商，針對極端情況做好應對預案;二是統(tǒng)籌協(xié)調(diào)各類電源供應能力，確保保障性、支撐性電源應發(fā)盡發(fā);三是利用大電網(wǎng)地域差、時間差、溫度差等特性靈活開展跨省跨區(qū)電力支援，最大限度緩解電力供需緊張;四是按照“需求響應優(yōu)先、有序用電保底、節(jié)約用電助力”的原則，加強需求側管理，確保有序用電方案剛性執(zhí)行。

2023年夏季全國氣候趨勢預測和風能太陽能資源預測

預計2023年夏季(6-8月)，我國降水呈南北兩條多雨帶，長江中游降水偏少明顯;全國大部地區(qū)氣溫較常年同期偏高，長江中游等地高溫熱浪偏多。

東北南部、華北東部、華東北部、西南西部、西藏東部、青海南部等地100米風速較常年同期偏大;全國其余地區(qū)100米風速接近常年同期到偏小。內(nèi)蒙古中部、華東中部、華中中部、西南地區(qū)東北部、新疆北部等地水平面總輻照量較常年同期偏大，其中湖北、重慶等地偏大5%～10%;全國其余地區(qū)水平面總輻照量接近常年同期到偏小。

N型光伏技術創(chuàng)新大會

國家光伏裝備工程技術研究中心將于5月22日在上海(SNEC展會同期)舉辦“n型光伏技術創(chuàng)新大會"，來自Infolink，晶科，捷佳偉創(chuàng)、湖南紅太陽、帝爾、東方日升、國電投、科伺等組織企業(yè)的專家將作重要分享。4月30日前報名搶早鳥票600元。歡迎掃碼報名參會!