今年全国最大负荷137亿千瓦！风光将新增200GW！

　　”在京召开。国网能源院经济与能源供需研究所在会上发布《中国电力供需分析报告2023》的研究报告，国家气候中心在会上发布《2022 年我国气候主要特征及2023 年夏季气候预测》研究报告。

　　根据预测，2023年全国最大负荷13.7亿千瓦，比上年增长6.5%，出现在夏季。全年新投产装机规模有望连续第二年创历史新高。预计全国电力供需平衡偏紧，局地高峰时段电力供需紧张。预计2023年汛期（5月至9月）我国气候状况总体为一般到偏差，旱涝并重，暴雨、高温、干旱等极端天气气候事件偏多。

　　预计装机结构将发生历史性转变，火电比重首次低于50%，太阳能、风电跻身装机前三。预计2023年，水电、火电、核电、风电、太阳能装机比重分别为14.9%、49.0%、2.0%、15.3%、18.3%，太阳能、风电装机规模首超水电，分别成为第二大、第三大电源类型。

　　宏观经济方面，受地缘事件和金融风险上升拖累，全球经济增速进一步放缓。疫情防控措施加快优化调整，疫情对经济的影响将显著减小；存量、增量宏观政策叠加发力，加之基数效应明显，预计2023年我国经济运行有望整体明显好转。考虑国际经济、疫情形势、房地产政策效果等不确定因素设置高、中、低三个方案对经济进行预测，预计2023年GDP分别增长5.0%、6.0%、7.0%，两年平均增速分别为4.0%、4.5%、5.0%。中方案下，三次产业增速分别为5.0%、5.9%和6.3%，四个季度GDP增速分别为4.5%、8.1%、5.5%、6.0%，两年平均增速分别为4.6%、4.2%、4.7%、4.8%。

　　重点行业方面，随着宏观经济整体明显好转，四大高耗能行业整体有望实现企稳向好的发展态势。其中，黑色金属行业将保持平稳运行态势，行业用电量6163亿千瓦时，比上年增长1.2%；有色金属行业将持续稳定运行，总体呈现“前低后高”态势,行业用电量7150亿千瓦时，比上年增长2.8%；化工产业供需两端有所好转，总体呈现稳中向好态势，行业用电量5624亿千瓦时，比上年增长1.3%；建材行业运行有望企稳，但改善空间有限，行业用电量4115亿千瓦时，比上年增长2.5%。

　　新型基础设施建设加速推进，为电力需求增长提供有力支撑。预计2023年在运5G基站同比多增60%，全年新增电量有望超过400亿kW·h；数据中心在用规模达到700万机架，全年新增电量有望超过1500亿千瓦时；电动汽车规模有望突破2000万辆大关，全年新增电量增长超过50%，约为460亿千瓦时。

　　气候气象方面，2023年夏季气温接近常年同期到偏高，但综合强度或不及2022年。从全球气候变暖看，2023年夏季平均气温大概率接近常年同期到偏高，极有可能出现区域性高温天气过程。从历史规律看，我国夏季平均气温总体呈波动上升趋势，但出现多年气温持续上升的概率较小，2023年夏季高温综合强度或不及2022年，负荷增速或较上年有所降低。据测算，日最高气温低于32℃时，全国单位温升负荷约为3125万kW/℃，日最高气温超过32℃时，全国单位温升负荷升至4567万kW/℃。预计度夏期间全国降温负荷最大约为4.6亿kW，降温电量约为3545亿千瓦时。

　　预计2023年冬季出现阶段性强降温过程概率较大。从1961年有完整气象观测记录以来，我国冬季平均气温整体呈上升趋势，季节内气温距平前后不一致的特征在增强。预计冬季气温接近常年同期，可能出现阶段性强降温过程，造成短时电力需求超预期增长。

　　一次能源方面，我国煤炭供需基本平衡，煤价运行在合理区间内。受局地疫情新发多发、清洁能源大发等因素影响，2022年煤炭供需基本平衡。2023年，稳增长政策效应逐步显现、扩大内需战略开始发力，以及清洁能源发电占比进一步上升，预计煤炭消费量比上年增长1%左右。综合来看，煤炭供应增速与需求增速持平，供需基本平衡。叠加煤价调控相关政策要求，预计2023年煤价继续运行在合理区间内，将对煤电保障供应形成有利支撑。

　　我国天然气价格回调利好气电供应保障。受国际天然气价格下降提振，进口量有望较上年有所增加。随着疫情防控政策优化调整提振经济持续复苏，我国天然气消费有望在2023年出现恢复性增长。受此影响，预计2023年天然气供需格局仍表现为紧平衡态势，但考虑国际市场供需对国内价格的传导影响，我国天然气价格中枢有望回调，气电成本有所降低，将为天然气发电供应提供有利条件。

　　电能替代从重量转向重质，统筹能源安全和低碳转型双目标。随着“双碳”战略的持续推进，终端能源电气化转型已逐步成为社会各界共识。电能替代工作不再追求替代规模，而是以能源安全为出发点，从替代规模转向替代质量，更加聚焦经济替代、高效替代、清洁替代、智能替代等，促进电能替代的高质量发展。

　　业扩净增容量较快增长，为用电增长提供有力支撑。2022年，国家电网公司经营区域累计完成业扩净增容量5.8亿千伏安，比上年增长9.1%。根据历年业扩净增容量与次年全国全社会用电量的关系，2023年全国全社会用电量有望保持良好的增长态势。

　　2023年全国全社会用电量将突破9万亿千瓦时。结合宏观、中观、微观各视角下影响电力需求的因素来看，疫情防控优化、经济恢复向好、气温正常偏高等成为支撑用电较快增长的有利条件，预计2023年全国全社会用电量为9.16万亿～9.33万亿千瓦时，比上年增长6.0%～8.0%。中方案下，预计2023年全国全社会用电量为9.25万亿kW·h，比上年增长7.0%。

　　分季度看，预计2023年各季度全国全社会用电量增速分别为3.6%、9.4%、5.1%、10.3%，受上年基数影响，第二、四季度用电增速显著高于第一、三季度用电增速。

　　预计第二、第三产业用电量增速较上年显著反弹。预计2023年三次产业和居民生活用电量增速分别为9.9%、7.3%、11.9%、0.3%，第二、第三产业用电量增速较上年显著反弹，居民生活用电量增速较上年显著回落。三次产业和居民生活用电量对全社会用电量增长的贡献率分别为1.9%、68.5%、29.1%、0.6%。

　　华北、华东、南方电网区域是用电增长主要拉动区域。2023年，预计华北(含蒙西)、华东、华中、东北、西北、西南、南方电网区域全社会用电量比上年分别增长6.8%、6.5%、6.5%、5.6%、9.6%、8.6%、6.9%，西北电网区域用电增速最高，各区域用电增速均较上年不同程度反弹。预计华北(含蒙西)、华东、南方电网区域是拉动用电增长的主要区域，合计贡献率超过60%。

　　全国最大负荷增速接近电量增速，夏冬双高峰特征明显。预计2023年，全国最大负荷13.7亿千瓦，比上年增长6.5%，出现在夏季。冬季全国最大负荷12.8亿千瓦左右，出现在12月。

　　新投产装机规模有望连续第二年创历史新高。预计2023年全国新投产发电装机容量2.8亿千瓦，比上年增长40.3%，连续两年创历史新高。其中，水电新投产904万千瓦，比上年减少62.1%；火电新投产6300万千瓦，为2016年以来新高，比上年增长40.9%；核电新投产198万千瓦，比上年减少13.1%；风电新投产7061万千瓦，比上年增长87.6%，新投产装机容量仅次于2020年；太阳能新投产1.3亿千瓦，比上年增长44.3%，创历史新高；新型储能新投产954万千瓦，比上年增长约1.5倍。

　　预计电源装机保持快速增长，新能源高速增长。预计到2023年底，全国发电装机容量将达到28.4亿千瓦，比上年增长10.8%。其中，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，分别比上年增长2.2%、4.5%、3.6%、19.3%、32.1%。

　　预计装机结构将发生历史性转变，火电比重首次低于50%，太阳能、风电跻身装机前三。预计2023年，水电、火电、核电、风电、太阳能装机比重分别为14.9%、49.0%、2.0%、15.3%、18.3%，太阳能、风电装机规模首超水电，分别成为第二大、第三大电源类型。

　　预计电源装机主要分布于“三华”、南方及西北电网区域。分区域看，华北、华东、南方、西北、华中电网区域装机占全国的比重依次为23.0%、17.7%、17.2%、15.9%、12.6%；东北、西南电网区域装机比重较小，分别为7.9%、5.7%。

　　全国发电量稳步增长，火电发电量比重持续下降。2023年，预计全国发电量为9.3万亿千瓦时，比上年增长7.2%。其中，水电、火电、核电、风电、太阳能发电量占比分别为15.5%、64.8%、4.5%、9.3%、5.8%，较上年分别变化-0.1、-1.1、-0.3、0.5、0.9个百分点，对发电增长的贡献率分别为14.8%、49.3%、0.5%、16.7%、18.7%。预计全国发电设备平均利用小时数为3651小时，比上年下降约37小时，其中，水电、火电利用小时数比上年分别上升138、55小时，核电、风电、太阳能利用小时数比上年分别减少约66、11、27小时。

　　预计全国电力供需平衡偏紧，局地高峰时段电力供需紧张。综合电力需求、电力供应情况，并考虑备用容量、机组检修/受阻、跨省跨区互济等因素，预计2023年全国电力供需平衡偏紧，局地高峰时段电力供需紧张。若出现燃料供应不足、极端天气等情况，用电高峰时段电力缺口将进一步扩大。

　　对于电力供需平衡地区，建议：一是跟踪经济、气候气象、一次能源等因素发展动态，研判各因素变化趋势；二是加强灵活性调节能力建设，提高新能源消纳能力。

　　对于电力供需偏紧地区，建议：一是加强经济、气候气象、一次能源等因素分析监测，针对风险因素提前预警；二是严格落实机组检修计划，加强机组运行维护；三是合理安排电网运行方式，减少输电断面受阻；四是引导各类用户积极参与需求响应。

　　对于电力供需紧张地区，建议：一是加强煤炭、天然气、气温、来水等因素信息沟通会商，针对极端情况做好应对预案；二是统筹协调各类电源供应能力，确保保障性、支撑性电源应发尽发；三是利用大电网地域差、时间差、温度差等特性灵活开展跨省跨区电力支援，最大限度缓解电力供需紧张；四是按照“需求响应优先、有序用电保底、节约用电助力”的原则，加强需求侧管理，确保有序用电方案刚性执行。

　　预计2023年夏季（6-8月），我国降水呈南北两条多雨带，长江中游降水偏少明显；全国大部地区气温较常年同期偏高，长江中游等地高温热浪偏多。

　　东北南部、华北东部、华东北部、西南西部、东部、青海南部等地100米风速较常年同期偏大；全国其余地区100米风速接近常年同期到偏小。内蒙古中部、华东中部、华中中部、西南地区东北部、新疆北部等地水平面总辐照量较常年同期偏大，其中湖北、重庆等地偏大5%～10%；全国其余地区水平面总辐照量接近常年同期到偏小。