一、2023年前三季度全国电力供需情况
（一）电力消费需求情况
前三季度，全国全社会用电量6.86万亿千瓦时，同比增长5.6%，增速比上年同期提高1.6个百分点，国民经济持续恢复向好拉动电力消费增速同比提高。一、二、三季度全社会用电量同比分别增长3.6%、6.4%和6.6%。
一是第一产业用电量延续快速增长势头。前三季度，第一产业用电量976亿千瓦时，同比增长11.3%。其中，一、二、三季度同比分别增长9.7%、14.2%和10.2%，近年来农业生产及乡村产业电气化改造升级持续推进，拉动第一产业用电量保持快速增长。分行业看，农业、渔业、畜牧业前三季度用电量同比分别增长6.8%、9.4%、19.2%。
二是第二产业用电量增速逐季上升。前三季度，第二产业用电量4.47万亿千瓦时，同比增长5.5%。其中，一、二、三季度同比分别增长4.2%、4.7%和7.3%。前三季度制造业用电量同比增长6.1%，分大类看，高技术及装备制造业前三季度用电量同比增长10.0%，超过制造业整体增长水平3.9个百分点，增速领先；一、二、三季度同比分别增长4.0%、11.7%和13.3%。前三季度，电气机械和器材制造业、汽车制造业、医药制造业用电量同比增速超过10%。在新能源汽车的快速发展带动下，新能源车整车制造用电量同比增长39.3%。四大高载能行业前三季度用电量同比增长4.1%，其中，一、二、三季度同比分别增长4.2%、0.9%和7.2%；黑色金属冶炼和压延加工业前三季度用电量同比增长2.5%，其中三季度同比增速回升至11.5%；水泥行业前三季度用电量同比下降7.3%。消费品制造业前三季度用电量同比增长4.9%，季度用电量同比增速从一季度的下降1.7%转为二季度增长7.1%，三季度增速进一步上升至8.4%。消费品制造业用电量同比正增长的子行业数量从一季度的3个上升至二季度的11个，三季度全部12个子行业用电量均为正增长。其他制造业行业前三季度用电量同比增长9.7%，其中，一、二、三季度同比分别增长5.2%、10.7%和12.7%；前三季度石油、煤炭及其他燃料加工业用电量同比增长14.4%。
三是第三产业用电量恢复较快增长势头。前三季度，第三产业用电量1.25万亿千瓦时，同比增长10.1%。其中，一、二、三季度同比分别增长4.1%、15.9%和10.5%；两年平均增速分别为5.3%、7.9%和9.3%，逐季上升，反映出随着疫情的影响逐步消除，服务业经济运行呈稳步恢复态势。前三季度，租赁和商务服务业、批发和零售业、住宿和餐饮业、交通运输/仓储和邮政业用电量同比增速处于12%～15%，这四个行业在上年部分时段受疫情冲击较大，疫情后得到明显恢复。电动汽车高速发展，拉动充换电服务业前三季度用电量同比增长71.3%。
四是城乡居民生活用电量低速增长。前三季度，城乡居民生活用电量1.04万亿千瓦时，同比增长0.5%。其中，一、二、三季度同比分别增长0.2%、2.6%、-0.5%，上年同期高基数（19.8%）是三季度居民生活用电量负增长的主要原因。从两年平均增速看，前三季度城乡居民生活用电量两年平均增速为7.0%，其中，一、二、三季度的两年平均增速分别为5.9%、5.0%和9.4%。前三季度共有12个省份城乡居民生活用电量同比为负增长，其中，重庆、上海、江苏、湖北、四川同比下降幅度超过5%，这些省份三季度平均气温均明显低于上年同期。
五是全国31个省份用电量均为正增长，西部和东部地区用电量增速相对领先。前三季度，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长6.0%、2.8%、6.8%和4.8%。分省份看，全国31个省份全社会用电量均为正增长，其中，海南、内蒙古、西藏、青海4个省份用电量同比增速超过10%。
（二）电力生产供应情况
截至2023年9月底全国全口径发电装机容量27.9亿千瓦，同比增长12.3%。从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况看，电力行业延续绿色低碳转型趋势。
一是电力投资快速增长，非化石能源发电投资占电源投资比重接近九成。前三季度，重点调查企业电力完成投资8826亿元，同比增长24.7%。分类型看，电源完成投资5538亿元，同比增长41.1%，其中非化石能源发电投资4920亿元，同比增长44.7%，占电源投资的比重达到88.8%。太阳能发电、核电、风电、火电、水电投资同比分别增长67.8%、46.0%、33.4%、16.2%和9.7%。电网工程建设完成投资3287亿元，同比增长4.2%。
二是新增发电装机规模超过2亿千瓦，其中新增太阳能发电装机超过1亿千瓦。前三季度，全国新增发电装机容量2.3亿千瓦，同比多投产1.1亿千瓦；其中，新增并网太阳能发电装机容量1.3亿千瓦，同比多投产7633万千瓦，占新增发电装机总容量的比重达到57.0%。截至9月底，全国全口径发电装机容量27.9亿千瓦；其中，非化石能源发电装机容量14.6亿千瓦，占总装机容量比重为52.4%，同比提高3.7个百分点。分类型看，水电4.2亿千瓦，其中抽水蓄能4969万千瓦；核电5676万千瓦；并网风电4.0亿千瓦，其中，陆上风电3.7亿千瓦、海上风电3189万千瓦；并网太阳能发电5.2亿千瓦。火电13.7亿千瓦，其中，煤电11.5亿千瓦，同比增长3.5%，占总发电装机容量的比重为41.3%，同比降低3.5个百分点；气电1.2亿千瓦。
三是水电发电量同比下降较多，煤电发电量占总发电量比重保持在六成左右，充分发挥兜底保供作用。前三季度，全国规模以上电厂发电量6.62万亿千瓦时，同比增长4.2%。前三季度，全国规模以上电厂水电发电量同比下降10.1%；年初主要水库蓄水不足以及上半年降水持续偏少，导致上半年规模以上电厂水电发电量同比下降22.9%，下半年以来降水形势好转以及上年同期基数低，8、9月水电发电量同比增速分别回升至18.5%和39.2%。前三季度，规模以上电厂火电、核电发电量同比分别增长5.8%和6.0%。煤电发电量占总发电量比重保持在六成左右，煤电仍是当前我国电力供应的最主要电源，充分发挥了兜底保供作用。
四是风电、火电、核电发电设备利用小时均同比提高。前三季度，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时2716小时，同比降低83小时。分类型看，水电2367小时，同比降低362小时，其中，常规水电2585小时，同比降低383小时；抽水蓄能883小时，同比提高18小时。火电3344小时，同比提高49小时；其中，煤电3501小时，同比提高65小时；气电1877小时，同比提高51小时。核电5724小时，同比提高148小时。并网风电1665小时，同比提高49小时。并网太阳能发电1017小时，同比降低45小时。
五是跨区、跨省输送电量均同比较快增长。前三季度，全国新增220千伏及以上输电线路长度2.27万千米；新增220千伏及以上变电设备容量（交流）1.56亿千伏安；新增直流换流容量1600万千瓦。前三季度，全国完成跨区输送电量6374亿千瓦时，同比增长11.1%。分区域看，华北外送电量增长28.7%；东北送华北电量增长49.0%；华中外送电量增长13.7%；西北外送电量增长2.2%；西南外送电量同比增长4.2%；南方区域外送电量增长14.3%。前三季度，全国跨省输送电量1.38万亿千瓦时，同比增长7.6%。其中，内蒙古外送2234亿千瓦时，占全国跨省输送电量的16.1%，同比增长16.6%；四川、云南前七个月外送电量同比减少较多，8、9月来水形势好转叠加上年同期基数低，四川、云南输出电量同比大幅增长。
（三）全国电力供需情况
前三季度，电力系统安全稳定运行，电力供需总体平衡，迎峰度夏电力保供取得好成效。为应对今年夏季可能出现的电力供应偏紧局势，各相关政府部门及电力企业提前做好了充分准备，迎峰度夏期间全国电力供需形势总体平衡，各省级电网均未采取有序用电措施，创造了近年来迎峰度夏电力保供最好成效，为经济社会发展和人民美好生活提供了有力的电力保障。
二、全国电力供需形势预测
（一）电力消费预测
预计四季度全社会用电量增速高于三季度，全年增速高于上年。综合考虑宏观经济、上年基数等因素，根据不同预测方法对全社会用电量的预测结果，并结合电力供需形势分析预测专家的预判，综合判断，预计2023年全年全社会用电量9.2万亿千瓦时，同比增长6%左右，高于2022年增速；其中，四季度全社会用电量增速预计超过7%，高于三季度增速。
（二）电力供应预测
预计全年新投产的发电装机规模及非化石能源发电装机规模将再创新高。在新能源发电快速发展带动下，预计2023年全年全国新增发电装机规模将历史上首次突破3.0亿千瓦，其中新增非化石能源发电装机规模超过2.5亿千瓦。2023年底全国发电装机容量预计将达到29亿千瓦，同比增长13%左右。非化石能源发电装机合计15.5亿千瓦，占总装机容量比重上升至53.5%左右；其中，水电4.2亿千瓦、并网风电4.3亿千瓦、并网太阳能发电5.6亿千瓦、核电5846万千瓦、生物质发电4500万千瓦左右。2023年底并网风电和太阳能发电合计装机容量将达到10亿千瓦，占总装机比重超过三分之一，同比提高4.5个百分点左右。
（三）电力供需形势预测
预计迎峰度冬期间全国电力供需总体平衡。当前电煤库存整体处于历史同期较好水平，水电蓄能情况也好于上年同期，综合用电需求和电力供应能力分析，预计迎峰度冬期间全国电力供需形势总体平衡，局部地区电力供需形势偏紧。主要是华东、西南和南方区域中的部分省级电网电力供需偏紧，通过充分发挥大电网资源优化配置、开展余缺互剂后，电力缺口基本可以消除。若遭遇持续大范围极端寒潮、电力燃料短缺等特殊情况，电力供需偏紧的省份将有所增加。
三、有关建议
为确保今冬明春大电网安全稳定，守好民生用电底线，推动经济社会高质量发展，结合电力供需形势和行业发展趋势，提出以下几点建议：
（一）做好上下协同，保障今冬明春能源电力安全供应
一是做好电煤供应保障。继续执行煤炭保供政策，加大煤炭先进产能释放力度；保持进口煤政策稳定，延长煤炭零进口暂定税率实施期限，给予用煤企业平稳长久的政策预期，巩固电力保供基础；抓好港口库存和应急储备，确保电煤价稳、质优、量足，电厂存煤可用天数始终满足国家保供要求。研究完善电煤中长期合同定价机制，调整中长期合同当前“单卡一致”的定价机制，明确遵循“优质优价、低质低价”原则，采取分档级差定价，形成长效机制提升电煤质量。延续煤电保供贷款等优惠金融政策，支持煤电等重要能源领域融资成本持续下降。对于运力紧张的电厂及时帮助协调，提前部署启动东北、华北区域供暖期储煤工作。
二是做好天然气储备、蓄水发电工作及风光资源预测。督促上游企业做好天然气储备工作，严格履约管道气合同。电力企业根据平衡需要，科学安排各电厂月度、月内合同执行计划。制定天然气“压非保民”应急预案，全力保障民生用气。做好蓄水发电工作，科学优化水电调度，积极采取多能互补等有效措施以发挥大水电顶峰发电能力。加强气象会商分析，提升新能源发电预测预警准确度。
三是加强供热设备治理，进一步推动热价政策调整。抓住供热季前窗口期，全力推进老旧设备和管网治理工作，提高设备和管网可靠性。在燃料供应的价格上，给予供热机组一定的政策性保障与优惠。加强国家层面对热价调整的指导，督促地方政府结合所在区域供热企业供热成本及经营情况，及时落实好热价调整与补贴发放，加大对经营困难供热企业的补贴力度。稳妥有序推进热电解耦改造、蓄热调峰、热网热源改造等项目。
四是做好机组发电保障。加强机组管控，挖掘机组顶峰潜力。充分利用秋季用电负荷平稳的有利时机，抓紧有序开展机组检修维护，确保以健康状态进入迎峰度冬供电供暖。加强发电机组常态化管理，继续严控非计划停运和出力受阻规模，确保用电负荷高峰期机组充分有效出力。
五是推进源网荷储协同保供。持续优化峰谷分时电价政策，全面推进居民峰谷电价，挖掘政策协同效果，最大程度调动负荷侧资源积极性。强化对电力负荷资源的市场化管理，多渠道拓宽需求响应补贴资金来源，挖掘需求侧资源潜力。出台专项支持政策，引导培育电动汽车、分布式储能等优质电力负荷资源参与需求响应。明确各类市场主体责任，进一步理顺负荷管理衔接机制。
（二）坚持系统谋划，做好新能源消纳和其他类型电源协调发展
一是及时滚动优化新能源发展规模、布局和时序。合理推进新能源建设进度。加强新能源产业链的供需监测，杜绝原材料价格的无序上涨和恶性竞争，确保产业上下游的有序发展。加大区域可再生能源协同规划、协同开发和联合调度，发挥新能源在能源保供中的作用。
二是有效提升新能源消纳能力。加快推进跨区跨省特高压通道建设，提升东北、西北等电网区域新能源送出能力。统筹新能源项目与配套电网工程建设协同发展，加快改造配电网，提升配电容量，保障分布式发电有效消纳。完善绿证交易机制，畅通购买绿电和绿证的渠道，扩大绿证、绿电交易规模，落实全社会共同推动能源转型的责任。加快出台大基地、沙戈荒的新能源消纳机制政策。
三是提高储能的有效利用率。在推动新能源快速发展的情况下，结合地方消纳形势、网架结构、负荷特性、电源结构、新能源发展等因素，科学滚动测算确定新能源配置储能的比例、规模，统一调度、共享使用，最大程度发挥储能促进新能源消纳、调峰调频、功率支撑等多重作用。
（三）持续深化改革，发挥市场在电力保供中的重要作用
一是加快容量市场和辅助服务市场建设，逐步建立用户侧参与市场机制。加快制定出台煤电“两部制”电价，因地制宜设定辅助服务补偿标准，合理疏导煤电成本，确保煤电机组顶峰保供、系统调节价值得到合理回报。加强在优化辅助服务品种、拓展辅助服务主体、扩大辅助服务资源共享范围方面的研究，推动辅助服务费用向用户侧合理疏导。完善煤电省间优先发电计划电价形成机制，建立健全用户侧参与市场机制，引导激励用户侧资源提供电力平衡调节能力。
二是推动中长期分时交易。建议进一步完善中长期“分时签”机制，细化中长期“分时签”的相关机制设计，推动中长期交易与现货市场更好街接，实现对高峰保供机组和低谷用电用户的经济激励，满足规模化新能源参与中长期市场后各类型市场主体的偏差电量调整需求。
三是完善市场交易机制，科学推进新能源和供热机组参与市场。建立更适应新能源特性的电力市场机制，降低新能源发电企业年度中长期合同签约比例要求，放开对新能源项目参与市场交易的限价或设置合理的价格区间，推动市场主体按照固有的生产特性参与市场。建立在交易时序、颗粒度和频次上适应新能源发电特性、能够衔接现货交易的中长期交易机制，保障新能源电力市场交易、分解落实消纳责任到全体用户，完善考核机制，激发全社会绿电需求。落实国家可再生能源保量保价的保障性收购政策，保障新能源企业的合理投资回报。
来源：中电联
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