21世紀經濟報道記者 繳翼飛 實習生 岳上媛 北京報道

能源電力安全保供是經濟社會穩定運行的基礎保障。入夏以來，全國多地迎來高溫天氣，部分地區打破歷史同期高溫極值紀錄，用電負荷持續走高。今年迎峰度夏期間乃至全年電力的供需形勢都備受關注。

中國電力企業聯合會預計，2023年全年全社會用電量9.15萬億千瓦時，同比增長6%左右，其中下半年全社會用電量同比增長6%-7%。由于國民經濟恢復向好疊加今年夏季全國大部地區氣溫接近常年到偏高，預計夏季全國最高用電負荷比2022年增加8000萬千瓦至1億千瓦，迎峰度夏期間全國電力供需總體緊平衡。

對此，受訪專家建議，接下來應當精細做好電力供需動態監測和分析預警，做好重點區域重點時段電煤保供，加大對煤電企業紓困的政策支持力度，充分發揮煤電的兜底保供作用。

預計全年發電量增長6%左右

7月25日，中電聯召開“2023年上半年全國電力供需形勢分析預測報告會”。中電聯數據顯示，上半年，全國全社會用電量4.31萬億千瓦時，同比增長5.0%增速比上年同期提高2.1個百分點，上半年國民經濟恢復向好，拉動電力消費增速同比提高。分季度看，一、二季度全社會用電量同比分別增長3.6%和6.4%;一、二季度兩年平均增速分別為5.0%和4.3%。其中，第二產業用電量2.87萬億千瓦時，同比增長4.4%，保持中速增長。一、二季度同比分別增長4.2%和4.7%。

中電聯統計與數據中心主任王益烜預測，下半年高技術及裝備制造業用電量增速繼續領先，消費品制造業增速進一步回升向好，四大高載能行業走勢很大程度上取決于房地產走勢，預計仍然維持中低速增長。總體判斷，預計下半年第二產業用電量同比增長5%左右。

此外，從地方情況看，全國共有29個省份用電量正增長，東部和西部地區用電量增速相對領先。上半年，東、中、西部和東北地區全社會用電量同比分別增長5.7%、2.3%、5.7%和4.8%。上半年全國共有29個省份全社會用電量為正增長，其中，海南、內蒙古、青海、廣西、西藏5個省份同比增速超過10%。

中電聯秘書長郝英杰分析，綜合考慮宏觀經濟、夏季氣溫、上年基數等因素，根據不同預測方法對全社會用電量的預測結果，并結合電力供需形勢分析預測專家的預判，預計2023年全年全社會用電量9.15萬億千瓦時，同比增長6%左右，其中下半年全社會用電量同比增長6%-7%。

值得注意的是，上半年，全國新增發電裝機容量1.4億千瓦，同比多投產7186萬千瓦。其中，新增并網太陽能發電裝機容量7842萬千瓦，同比多投產4754萬千瓦，占新增發電裝機總容量的比重達到55.6%

中電聯統計與數據中心副主任蔣德斌預測，2023年底全國發電裝機容量預計將達到28.6億千瓦，同比增長11.5%左右。在新能源發電快速發展帶動下，預計2023年全年全國新增發電裝機規模將有望歷史上首次突破3.0億千瓦，其中新增非化石能源發電裝機規模超過2.3億千瓦。

夏季電力供需總體緊平衡

去年夏季，受持續高溫及干旱少雨影響，水電大省四川歷史上首次出現豐水期電力、電量“雙缺”，四川省內大量工業企業停產或限產，居民用電亦受影響。

隨著近期全國多地氣溫突破40℃，世界氣象組織宣布厄爾尼諾條件形成，今年將成有史以來最熱夏天的概率不斷提升。今年上半年水電發電量依然出現同比下降的情況。“局地供電緊張是否會再現”的問題備受關注。

中電聯數據顯示，上半年，全國規模以上電廠發電量4.17萬億千瓦時，同比增長3.8%。其中，規模以上電廠水電發電量同比下降22.9%，主要水庫蓄水不足以及今年以來降水持續偏少，疊加上年同期高基數等因素，導致今年以來水電發電量同比持續下降，且降幅擴大，5、6月水電發電量同比分別下降32.9%和33.9%。

“根據氣象部門的預測，今年盛夏期間全國水電生產總體形勢大概率好于2022年同期，但自2022年下半年以來，我國主要流域降水持續偏枯，當前部分大中型水電站蓄能值仍處于較低水平，導致水電機組頂峰能力受限。不過，煤電發電量占全口徑總發電量的比重保持在六成，充分發揮兜底保供作用。”蔣德斌告訴21世紀經濟報道，目前煤電發電量占全口徑總發電量比重為58.5%，煤電仍是當前我國電力供應的最主要電源，有效彌補了水電出力的大幅下降，充分發揮了兜底保供作用。

水電出力下降也體現在區域外送電量上，上半年全國完成跨區輸送電量3654億千瓦時，同比增長11.7%，但西南外送電量同比減少10.3%。具體省份中，四川、云南外送電量同比分別減少12.9%和23.2%，主要原因均涉及水電出力下降較多導致外送電量減少。

郝英杰表示，宏觀經濟形勢以及氣溫等均是影響電力消費需求的重要方面。國民經濟恢復向好疊加今年夏季全國大部地區氣溫接近常年到偏高，預計夏季全國最高用電負荷比2022年增加8000萬千瓦至1億千瓦。

蔣德斌指出，近年來我國電力負荷“冬夏”雙高峰特征日趨明顯。全國有10余個省級電網夏季降溫負荷占最高用電負荷比重超過40%，少數省份降溫負荷比重超過50%，氣溫對用電的影響越來越突出。但實際增加的穩定有效供應能力低于用電負荷增加量，此外降水、風光資源、燃料供應等方面存在不確定性。

根據中電聯預測，在來水、燃料供應和機組運行總體正常情況下，預計2023年迎峰度夏期間全國電力供需總體緊平衡。其中，華東、華中、南方區域高峰時段電力供需形勢偏緊，華北、東北、西北區域電力供需基本平衡。

蔣德斌介紹，目前發電集團千方百計抓資源保供應，年度長協合同簽訂實現全覆蓋，狠抓長協履約兌現，履約率不足部分采購市場現貨補充，同時加大進口煤采購。而且今年入夏以來，多項度夏保供電源電網工程按時投產，跨區跨省送電能力同比大幅提升，充分發揮了大電網“中長期為基礎、現貨余缺互濟”的優化資源配置能力，實現了電力平穩運行。

“當前，我國電力系統仍存在調節能力不足、保供壓力大等突出問題。”中電聯規劃部副主任張晶杰表示，在供應側，要適當發展煤電項目，保障電力安全供應；在電網側，要加強網架建設，提升資源大范圍優化配置能力；在需求側，應多方面挖掘需求側響應潛力，推動“源隨荷動”向“源荷互動”轉變。

多家煤電企業盈利轉好

受燃煤價格下降、火電發電量增長較多，以及全國水電發電量降幅較大等因素影響，國家統計局數據顯示，今年前5個月，電力、熱力生產和供應業利潤同比增長45.9%。

目前，多家電力企業公布了業績半年報，整體呈現水電、火電兩極分化的現象。其中，華能國際、中國電力等企業實現扭虧為盈，同比利潤增幅達到兩位數甚至三位數，而黔源電力、三峽水利電力等以水電為主的企業凈利潤則大幅減少。

據中國電力發布的半年報披露，其業績增長的主要原因是公司通過自主開發和收購優質清潔能源資產，加快清潔能源轉型的步伐，疊加風電及光伏發電產能、產量及收入的協同增長，回顧期內利潤大幅上升，很大程度上抵消了上半年降雨量不足導致水電板塊利潤下降的影響。同時，受惠于煤電聯營戰略合作的優勢和煤炭價格的下降，集團煤電板塊業績由虧轉盈。

價政策持續發力，煤電價格全部由市場形成，2023年度中長期合同普遍較當地燃煤基準價上浮20%，而電力中長期合同占交易電量的90%以上，發揮了市場在保供穩價方面的作用。

不過，韓放提醒，煤電企業經營情況尚未實現“扭虧為盈”，大型發電集團煤電虧損面達到50%左右，部分大型發電集團仍整體虧損，煤電企業經營形勢仍需高度關注。當前電廠燃料供應主要以長協煤為主，而長協煤的定價機制決定了長協價格受市場價格影響的關聯程度不高。本輪市場價格回調對火電企業經營情況的改善程度，遠低于北方港口市場的價格波動幅度。

以北方港下水煤為例，6月份全國下水煤長協平倉價為709元/噸，僅環比5月份減少10元/噸。而對應的現貨市場價格，5月31日比4月30日下降了179元/噸。另據中電聯調研，還有一些陸路運輸的長協煤定價為政府確定的合理區間上限，并未隨現貨價格浮動。

價市場化改革政策執行落實還有空間，尤其在‘高耗能企業市場交易電價不受上浮20%限制’的落實上，各地執行不到位的情況較普遍。”韓放表示，當前，電力企業存煤整體充足，對迎峰度夏電力供應形成較強的支撐和保障。電力行業燃料統計口徑電廠日均入廠煤量同比增長12.2%，煤炭庫存基本處于近年高位。

截至7月20日，中電聯燃料統計口徑內燃煤電廠煤炭庫存1.1億噸，同比增長2241萬噸，為近4年以來最高，平均可用天數21.0天，為迎峰度夏電力保供打下了堅實基礎。

“但近幾年電煤供應質量持續下降，電廠耗煤量增速持續高于發電量增速，電廠存煤熱值低、結構差的問題普遍存在，可能一定程度上影響火電機組出力，值得我們關注。”韓放說。