“預計我國四季度全社會用電量增速高于三季度，全年增速高于上年。綜合考慮宏觀經濟、上年基數等因素，預計2023年全年全社會用電量9.2萬億千瓦時，同比增長6%左右，高于2022年增速，其中，四季度全社會用電量增速預計超過7%，高于三季度增速?！苯?，中國電力企業(yè)聯(lián)合會（以下簡稱“中電聯(lián)”）在《2023年三季度全國電力供需形勢分析預測報告》（以下簡稱《報告》）中對2023年全年全社會用電量進行預測。

在預測電力供應時，《報告》指出，全年新投產的發(fā)電裝機規(guī)模及非化石能源發(fā)電裝機規(guī)模將再創(chuàng)新高。在新能源發(fā)電快速發(fā)展帶動下，預計2023年全年全國新增發(fā)電裝機規(guī)模將首次突破3.0億千瓦，其中新增非化石能源發(fā)電裝機規(guī)模超過2.5億千瓦。

2023年底，全國發(fā)電裝機容量預計將達到29億千瓦，同比增長13%左右。非化石能源發(fā)電裝機將合計達15.5億千瓦，占總裝機容量比重上升至53.5%左右。其中，水電4.2億千瓦，并網風電4.3億千瓦，并網太陽能發(fā)電5.6億千瓦，核電5846萬千瓦，生物質發(fā)電4500萬千瓦左右。2023年底并網風電和太陽能發(fā)電合計裝機容量將達到10億千瓦，占總裝機比重超過1/3，同比提高4.5個百分點左右。

“當前電煤庫存整體處于歷史同期較好水平，水電蓄能情況也好于上年同期，綜合用電需求和電力供應能力分析，預計迎峰度冬期間全國電力供需形勢總體平衡，局部地區(qū)電力供需形勢偏緊?！痹趯θ觌娏┬栊蝿葸M行預測時，《報告》指出，華東、西南和南方區(qū)域中的部分省級電網電力供需偏緊，通過充分發(fā)揮大電網資源優(yōu)化配置、開展余缺互劑后，電力缺口基本可以消除。若遭遇持續(xù)大范圍極端寒潮、電力燃料短缺等特殊情況，電力供需偏緊的省份將有所增加。

為確保今冬明春大電網安全穩(wěn)定，守好民生用電底線，推動經濟社會高質量發(fā)展，結合電力供需形勢和行業(yè)發(fā)展趨勢，《報告》提出三大建議。

一是做好上下協(xié)同，保障今冬明春能源電力安全供應。

做好電煤供應保障。繼續(xù)執(zhí)行煤炭保供政策，加大煤炭先進產能釋放力度；保持進口煤政策穩(wěn)定，延長煤炭零進口暫定稅率實施期限，給予用煤企業(yè)平穩(wěn)長久的政策預期，鞏固電力保供基礎；抓好港口庫存和應急儲備，確保電煤價穩(wěn)、質優(yōu)、量足，電廠存煤可用天數始終滿足國家保供要求。研究完善電煤中長期合同定價機制，調整中長期合同當前“單卡一致”的定價機制，明確遵循“優(yōu)質優(yōu)價、低質低價”原則，采取分檔級差定價，形成長效機制提升電煤質量。延續(xù)煤電保供貸款等優(yōu)惠金融政策，支持煤電等重要能源領域融資成本持續(xù)下降。對于運力緊張的電廠及時幫助協(xié)調，提前部署啟動東北、華北區(qū)域供暖期儲煤工作。

做好天然氣儲備、蓄水發(fā)電工作及風光資源預測。督促上游企業(yè)做好天然氣儲備工作，嚴格履約管道氣合同。電力企業(yè)根據平衡需要，科學安排各電廠月度、月內合同執(zhí)行計劃。制定天然氣“壓非保民” 應急預案，全力保障民生用氣。做好蓄水發(fā)電工作，科學優(yōu)化水電調度，積極采取多能互補等有效措施以發(fā)揮大水電頂峰發(fā)電能力。加強氣象會商分析，提升新能源發(fā)電預測預警準確度。

加強供熱設備治理，進一步推動熱價政策調整。抓住供熱季前窗口期，全力推進老舊設備和管網治理工作，提高設備和管網可靠性。在燃料供應的價格上，給予供熱機組一定的政策性保障與優(yōu)惠。加強國家層面對熱價調整的指導，督促地方政府結合所在區(qū)域供熱企業(yè)供熱成本及經營情況，及時落實好熱價調整與補貼發(fā)放，加大對經營困難供熱企業(yè)的補貼力度。穩(wěn)妥有序推進熱電解耦改造、蓄熱調峰和熱網熱源改造等項目。

做好機組發(fā)電保障。加強機組管控，挖掘機組頂峰潛力。充分利用秋季用電負荷平穩(wěn)的有利時機，抓緊有序開展機組檢修維護，確保以健康狀態(tài)進入迎峰度冬供電供暖。加強發(fā)電機組常態(tài)化管理，繼續(xù)嚴控非計劃停運和出力受阻規(guī)模，確保用電負荷高峰期機組充分有效出力。

推進源網荷儲協(xié)同保供。持續(xù)優(yōu)化峰谷分時電價政策，全面推進居民峰谷電價，挖掘政策協(xié)同效果，最大程度調動負荷側資源積極性。強化對電力負荷資源的市場化管理，多渠道拓寬需求響應補貼資金來源，挖掘需求側資源潛力。出臺專項支持政策，引導培育電動汽車、分布式儲能等優(yōu)質電力負荷資源參與需求響應。明確各類市場主體責任，進一步理順負荷管理銜接機制。

二是堅持系統(tǒng)謀劃，做好新能源消納和其他類型電源協(xié)調發(fā)展。

及時滾動優(yōu)化新能源發(fā)展規(guī)模、布局和時序。合理推進新能源建設進度。加強新能源產業(yè)鏈的供需監(jiān)測，杜絕原材料價格的無序上漲和惡性競爭，確保產業(yè)上下游的有序發(fā)展。加大區(qū)域可再生能源協(xié)同規(guī)劃、協(xié)同開發(fā)和聯(lián)合調度，發(fā)揮新能源在能源保供中的作用。

有效提升新能源消納能力。加快推進跨區(qū)跨省特高壓通道建設，提升東北、西北等電網區(qū)域新能源送出能力。統(tǒng)籌新能源項目與配套電網工程建設協(xié)同發(fā)展，加快改造配電網，提升配電容量，保障分布式發(fā)電有效消納。完善綠證交易機制，暢通購買綠電和綠證的渠道，擴大綠證、綠電交易規(guī)模，落實全社會共同推動能源轉型的責任。加快出臺大基地、沙戈荒的新能源消納機制政策。

提高儲能的有效利用率。在推動新能源快速發(fā)展的情況下，結合地方消納形勢、網架結構、負荷特性、電源結構和新能源發(fā)展等因素，科學滾動測算確定新能源配置儲能的比例、規(guī)模，統(tǒng)一調度、共享使用，最大程度發(fā)揮儲能促進新能源消納、調峰調頻、功率支撐等多重作用。

三是持續(xù)深化改革，發(fā)揮市場在電力保供中的重要作用。

加快容量市場和輔助服務市場建設，逐步建立用戶側參與市場機制。加快制定出臺煤電“兩部制”電價，因地制宜設定輔助服務補償標準，合理疏導煤電成本，確保煤電機組頂峰保供、系統(tǒng)調節(jié)價值得到合理回報。加強在優(yōu)化輔助服務品種、拓展輔助服務主體、擴大輔助服務資源共享范圍方面的研究，推動輔助服務費用向用戶側合理疏導。完善煤電省間優(yōu)先發(fā)電計劃電價形成機制，建立健全用戶側參與市場機制，引導激勵用戶側資源提供電力平衡調節(jié)能力。

推動中長期分時交易。建議進一步完善中長期“分時簽”機制，細化中長期“分時簽”的相關機制設計，推動中長期交易與現貨市場更好街接，實現對高峰保供機組和低谷用電用戶的經濟激勵，滿足規(guī)?；履茉磪⑴c中長期市場后各類型市場主體的偏差電量調整需求。

完善市場交易機制，科學推進新能源和供熱機組參與市場。建立更適應新能源特性的電力市場機制，降低新能源發(fā)電企業(yè)年度中長期合同簽約比例要求，放開對新能源項目參與市場交易的限價或設置合理的價格區(qū)間，推動市場主體按照固有的生產特性參與市場。建立在交易時序、顆粒度和頻次上適應新能源發(fā)電特性、能夠銜接現貨交易的中長期交易機制，保障新能源電力市場交易、分解落實消納責任到全體用戶，完善考核機制，激發(fā)全社會綠電需求。落實國家可再生能源保量保價的保障性收購政策，保障新能源企業(yè)的合理投資回報。（林  楚）