新能源发电增势强劲，全国统一电力市场建设进展加速

近期随着气温上升，用电负荷持续攀升，迎峰度夏电力保供面临考验。

中国电力企业联合会日前发布《中国电力行业年度发展报告2023》。这是中电联连续17年发布年度发展报告。报告预计，2023年全年全社会用电量增速在6%左右，全国电力供需总体紧平衡，部分区域部分时段电力供需偏紧。

中电联建议，全力保障迎峰度夏期间电力燃料安全稳定供应，继续保持煤炭稳定供应。加快重点电源电网工程建设，提升电力系统调节支撑能力，加快度夏前网架补强以及新建电厂的并网工程。充分发挥市场机制在电力保供中的重要作用，进一步完善跨省跨区电力交易机制，健全完善市场化电价形成机制。

新能源发电增势强劲

近年来，我国电力负荷“冬夏”双高峰特征日趋明显，夏季降温及冬季取暖负荷占比越来越大，部分省份夏季降温负荷占最高用电负荷比重达40%～50%。

中电联指出，电力供应和需求多方面因素交织叠加，给电力供需形势带来不确定性。电力供应方面，降水、风光资源、燃料供应等方面存在不确定性；电力消费方面，宏观经济增长、外贸出口形势以及极端天气等则给消费需求带来不确定性。

当前，我国电力系统调节能力不足、保供压力大等问题较为突出。考虑水电、核电等具有可用容量的发电装机建设工期均比较长；风电、太阳能发电等新能源发电具有间歇性、随机性、波动性特征，能够参与电力平衡的有效容量低等，未来一段时期，煤电仍将是提供可用容量的主要电源，发挥兜底保供作用。

今年以来，电力企业持续抓好电煤采购，提升存煤保障能力，电力行业燃料统计口径电厂日均入场煤量同比增长13.1%，煤炭库存基本处于近年高位。截至6月29日，中电联燃料统计口径内燃煤电厂煤炭库存1.2亿吨，同比增长2444万吨，为近4年以来最高，平均可用天数为24.6天。

中电联规划发展部副主任韩放说，煤电作为当前电力系统中的主力电源和电力系统中最经济可靠的调节电源，将加快灵活性改造，更多地参与系统调峰、旋转备用等辅助服务，提升电力系统应急备用能力。

但从长远来看，进一步提升电力系统灵活性，更好地消解用电高峰时段的电网压力，还需要多方发力。近期，国家发改委向社会公布了新修订的《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》和《电力负荷管理办法（征求意见稿）》，鼓励推广新型储能、分布式电源、电动汽车、空调负荷等主体参与需求响应，以期通过制度规定的形式进一步挖掘需求侧调节潜力。

报告发布了2022年中国电力行业基本数据。在电力消费方面，2022年全国全社会用电量86369亿千瓦时，比上年增长3.6%，增速比上年回落6.7个百分点。在电力供需方面，2022年2月少数省份在部分用电高峰时段电力供需平衡偏紧；7、8月，全国有21个省级电网用电负荷创新高，电力保供形势严峻，全国日最大错避峰负荷超过5000万千瓦；12月少数省份电力供需形势较为紧张。

在电力投资与建设方面，新能源发电增势强劲。2022年全国主要电力企业合计完成投资12470亿元，比上年增长15.6%。全国新增发电装机容量20298万千瓦，比上年增长13.3%。风电和太阳能发电合计新增装机继续突破1亿千瓦，占全部新增发电装机比重的62.5%。

报告称，随着新能源占比逐渐提高，煤电逐步向基础保障性和系统调节性电源转型，电源多元化发展是电力系统安全运行的可靠保障。预计碳中和阶段，水电、火电、核电等同步机组容量占最大负荷的80%以上，其中化石能源发电作为基础保障性和系统调节性电源，装机容量7亿～8亿千瓦。未来电力系统将呈现多种新型技术形态并存的格局，大电网将长期作为我国电网的基本形态，分布式微网将成为有效补充。同时，新能源大规模发展需要高度重视系统成本上升问题，加快健全完善体现火电容量价值和新能源绿色价值的成本疏导政策体系。

全国统一电力市场建设进展

报告指出，目前已基本建成“统一市场、协同运作”的电力市场架构，形成衔接省际间、省内，覆盖全国范围、全类型周期、不同交易品种的市场体系。

据中国电力企业联合会秘书长郝英杰介绍，截至2022年底，我国各电力交易平台累计注册经营主体61万家。全国电力市场化交易规模超过5.25万亿千瓦时，同比增长39%，占全社会用电量比重超过60%；2022年，全国跨省跨区市场化交易电量超1万亿千瓦时，电力市场化交易正在成为配置电力资源的最主要方式。

2022年煤电机组计划全面放开，工商业用户通过直接从市场购电或由电网公司代理购电方式全部进入市场，带动电力市场交易规模迅速扩大。其中，省内市场交易电量合计为42181亿千瓦时，比上年增长37.1%；省间市场交易电量（中长期和现货）合计为10362亿千瓦时，比上年增长47.5%；全国燃煤发电机组市场平均交易价格达到0.449元/千瓦时，较全国平均基准电价上浮约18.3%。

电力中长期市场启动连续运营，稳定市场预期的基础作用得到有效发挥，各省中长期交易电量同比持续增长，占总交易电量的比重维持在90%以上，成交价格基本稳定在基准电价上浮8%至20%之间。同时，现货市场建设稳步推进，首批8个电力现货试点均已启动连续结算试运行，第二批6个试点也陆续开展了模拟试运行，初步建立反映实时电力供需的价格机制。在交易机构建设方面，我国已成立北京和广州两个省间电力交易中心和33个省级电力交易中心。

国家能源局称，下一步，将以适应新型能源体系、加快新型电力系统建设为导向，加快建设全国统一电力市场体系。健全多层次统一电力市场体系，稳步推进省(区、市)和区域电力市场建设，提升跨省跨区交易市场化程度，加强市场间衔接。加强电力交易品种间的衔接，持续完善中长期市场和辅助服务市场，积极稳妥推进现货市场建设。培育多元化市场主体，完善新能源和新型市场主体参与电力市场相关机制。