中电联近日发布《2023年一季度全国电力供需形势分析预测报告》。

报告显示，一季度，全国电力系统安全稳定运行，电力供需总体平衡，电力行业绿色低碳转型成效显著，2023年3月底非化石能源发电装机占总装机容量比重达到50.5%，首次超过一半。

一季度全国电力供需情况

一季度，全国电力系统安全稳定运行，电力供需总体平衡。受来水持续偏枯、电煤供应紧张、取暖负荷增长等因素叠加影响，贵州、云南等少数省份电力供需形势紧张，通过加强省间余缺互济、实施负荷侧管理等措施，有力保障电力供应平稳有序，守牢了民生用电安全底线。

一季度，全国全社会用电量2.12万亿千瓦时，同比增长3.6%，比上年四季度增速提高1.1个百分点，电力消费增速稳中有升。全国共有26个省份用电量正增长，西部地区用电量增速领先。一季度，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长2.5%、2.0%、6.4%、3.0%。一季度，全国共有26个省份用电量正增长，其中，宁夏（14.6%）、青海（12.2%）、甘肃（10.9%）、西藏（10.3%）4个省份同比增速超过10%；此外，内蒙古和广西用电量增速超过8%。

一季度，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量13235亿千瓦时，同比增长6.8%，占全社会用电量比重为62.4%，同比提高1.7个百分点。全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为10622亿千瓦时，同比增长4.4%。

全国电力供需形势预测

预计2023年全国电力供需总体紧平衡，部分区域用电高峰时段电力供需偏紧。其中，二季度南方区域电力供需形势偏紧。迎峰度夏期间，华东、华中、南方区域电力供需形势偏紧，华北、东北、西北区域电力供需基本平衡。

相关建议

中电联提出四点建议：一是全力保障迎峰度夏期间电力燃料安全稳定供应，二是加快重点电源电网工程建设，三是提升电力系统调节支撑能力，四是充分发挥市场机制在电力安全保供中的重要作用。

完善跨省跨区电力交易机制，充分发挥大电网平台作用。加快理顺跨省跨区送受电价格机制，按照受端基准价水平建立“基准价+浮动机制”。加强省内省间市场衔接。丰富省间交易品种，提高省间交易计划执行率，公平分摊省内省间偏差结算责任。完善峰谷分时电价政策，适度拉大峰谷价差，通过价格信号引导用户削峰填谷，引导储能、虚拟电厂等新兴主体发挥调节性作用。

健全完善市场化电价形成机制。加快建立煤电机组容量补偿和成本回收机制，推动辅助服务费用发电侧和用户侧合理分摊，保障发电企业成本合理回收，激励新增电源投资，提高发电容量长期充裕性，确保电力安全平稳供给。深入研究煤电基准价联动机制与燃煤上网电价浮动机制，结合各省（区）煤价变化情况，统筹考虑本区域内煤电发电利用小时、固定成本、长期贷款利率等因素，开展煤电基准价评估，并建立煤电“基准价”调整制度，科学设置基准价+上下浮动的价格波动区间，发挥价格的供需调节作用，促进电力资源的优化配置，理顺电力与其上下游产业的关系。构建支撑适应大规模可再生能源深度利用的新型电力系统，将明显增加新能源建设、骨干网架建设、消纳等一系列建设和运行成本，新增成本需要在发输配用各环节间科学、公平负担，因此亟需建立更为有效全面的系统成本疏导机制，进一步细分出电力容量价值、灵活性价值和绿色价值，提升系统供电保障能力和灵活调节能力。

加强电力中长期交易监管。加强对各地落实电价政策监管，进一步规范电力交易组织，坚决防范各地对交易价格的不合理干预，真实反映市场供需情况，促进市场健康稳定可持续发展。