形势预测

电力消费预测。宏观经济、外贸出口和气候是影响电力消费的主要因素。随着工业生产恢复至常态化水平、外贸投资缓中走稳，加之罕见的高温天气，预计2023年下半年我国经济有望总体回升，随之也将带旺电力消费。根据2022年全年电力消费趋势预测，2023年全国全社会用电量可能将超过9万亿千瓦时，比2022年增长6%左右。结合2023年1~6月用电量趋势和持续高温预警，预测8月用电量将持续增加，再创历史新高。

电力供应预测。今年以来，在碳达峰碳中和目标统筹下，电力系统持续推进绿色低碳转型，大力发展风电光伏基地建设、重大水电项目和抽水蓄能建设等，可再生能源装机规模持续增长。按此趋势，预计2023年新投产的总发电装机以及非化石能源发电装机规模将再创新高。据中国电力企业联合会预测，2023年底全国发电装机容量将超过28亿千瓦，其中非化石能源发电装机比重超过50%。分类型看，太阳能发电及风电装机规模将同比增长15%~25%，水电装机规模同比增幅2.4%，核电和生物质装机规模平均增长5%左右。煤电仍是当前我国电力供应的最主要电源，随着可再生能源的快速发展，火电占比将进一步下降。

电力供需形势分析。受极端天气、工业、经济及城乡居民生活质量提高等多种因素交织叠加影响，给电力供需形势带来诸多不确定性。综合考虑新投产装机容量、跨省跨区电力交换、备用电力等因素，结合2022年电力供需关系变化规律，预计今年迎峰度夏期间，全国电力供需总体呈紧平衡状态。南方、华东、华中等地区电力供需形势偏紧，用电高峰时段可能存在电力缺口；而东北、华北、西北等区域电力供需基本平衡。

具体来看，煤电作为我国发电支柱性能源，整体将呈现供需平衡的态势。随着近期电煤价格逐渐回归合理区间，再加上国内产量的提高、进口零关税政策的延续及中澳关系的改善等原因，煤炭库存将维持高位，预计今年煤炭市场供需将保持基本平衡。但考虑到经济修复力度和节奏的不确定性、气候尚难判断等因素，加之煤电建设积极性仍存在不足，部分新增规划煤电项目尚未落实，电力保障基础仍不牢固。

作为能源转型最佳“过渡能源”，天然气发电投资处于加速增长时期。受国家政策扶持，我国气电装机规模第一大省——广东省在“十四五”期间规划的新增气电装机容量高达3600万千瓦。但考虑到我国资源基础薄弱，气价偏高、气源供应不稳定、燃气轮机等核心技术尚未完全掌握等因素，气电作为调峰发电的主力，灵活性调节作用还有待进一步加强。

随着可再生能源装机规模的持续增长，其在迎峰度夏保障能源供应中发挥的作用也日益明显。截至6月底，全国可再生能源发电装机容量达13.1亿千瓦，占近一半席位。其中，水电表现欠佳，眼下长江流域虽已全面进入主汛期，但水电发电量情况并没有好转，反而同比降幅持续扩大。相反，太阳能、风力发电表现出色，预计发电装机规模有望达9.2亿千瓦，将成为稳住今夏能源供应“大盘”的主力军。但整体来说，新能源发电主要“靠天吃饭”，且新增电源投产速度远低于用电需求增速，其电力供需仍存在较大的不确定性。