行業動態 >> 預計2023年全年新增發電裝機規模將超過2.5億千瓦!

中電聯發布的《2023年一季度全國電力供需形勢分析預測報告》(以下簡稱“《報告》”)指出,在新能源發電快速發展的帶動下,預計2023年全年新增發電裝機規模將達到甚至超過2.5億千瓦。

日前,記者從中電聯獲悉,由于多方面因素疊加,給電力供需形勢帶來不確定性。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。

《報告》顯示,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。3月用電量增速比前兩個月回升較多;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。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%。

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,同比增長9.1%。其中,非化石能源發電裝機容量13.3億千瓦,同比增長15.9%,同比提高3.0個百分點。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,2023年3月底非化石能源發電裝機占總裝機容量比重達到50.5%,首次超過一半。

同時,煤電發電量占全口徑總發電量的比重保持在六成,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。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%。規模以上電廠火電、核電發電量同比分別增長1.7%和4.4%。

此外,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。分類型看,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。水電544小時,同比降低92小時;痣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。

《報告》指出,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,有力保障了電力供應平穩有序。

電力消費方面,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。

電力供應方面,在新能源發電快速發展的帶動下,預計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。

由于多方面因素疊加,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。

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。

為確保迎峰度夏期間電力安全穩定供應,結合電力供需形勢和行業發展趨勢,《報告》建議,一是要保持煤炭穩定供應平衡市場供需;二要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;三是加大對電煤市場價格的監管。

與此同時,應加快推進新增電源項目建設,挖掘現有發電機組潛力、加快度夏前網架補強以及新建電廠的并網工程、加強電力負荷管理,挖掘需求側資源,以提升電力系統調節支撐能力。

在充分發揮市場機制在電力安全保供中的重要作用方面,注重完善跨省跨區電力交易機制,充分發揮大電網平臺作用。并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。此外,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。


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