近日，中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）发布《中国电力行业年度发展报告2023》（以下简称“《报告》”）显示，我国电源结构优化调整步伐加快，2022年全国非化石能源发电量31443亿千瓦时，占总发电量的36.2%，比上年提高1.7个百分点，发电装机容量同比增长8.0%，新能源发电增势强劲。发电量平稳增长，煤电发挥了电力供应基础保障作用，煤电占总发电量比重比上年降低1.6个百分点，新能源成为我国新增发电量的主体。
《报告》预测， 2023年全国电力供需总体紧平衡，预计全年全社会用电量增速在6%左右，部分区域部分时段电力供需偏紧。
新能源发电增势强劲
《报告》显示，发电装机容量同比增长8.0%，新能源发电增势强劲。截至2022年底，全国全口径发电装机容量256733万千瓦，比上年增长8.0%，增速比上年提升0.2个百分点。其中，水电41406万千瓦，比上年增长5.9%（抽水蓄能4579万千瓦，比上年增长25.8%）；火电133320万千瓦，比上年增长2.8%（煤电112435万千瓦，比上年增长1.3%；气电11565万千瓦，比上年增长6.2%）；核电5553万千瓦，比上年增长4.3%；并网风电36564万千瓦，比上年增长11.2%；并网太阳能发电39268万千瓦，比上年增长28.1%。
在电力绿色低碳转型方面，截至2022年底，全国全口径非化石能源发电装机容量127548万千瓦，比上年增长14.0%，增速比上年提升0.6个百分点，非化石能源发电占发电总装机容量比重49.7%，比上年提高2.6个百分点。2022年，全国非化石能源发电量31443亿千瓦时，比上年增长8.6%，占总发电量比重36.2%，比上年提高1.7个百分点。2022年，全国6000千瓦及以上火电厂供电标准煤耗300.7克/千瓦时，比上年降低1.0克/千瓦时；全国6000千瓦及以上电厂厂用电率4.49%，比上年增加0.13个百分点；全国线损率4.82%，比上年降低0.43个百分点，电力能效指标持续向好。截至2022年底，全国达到超低排放限值的煤电机组约10.5亿千瓦，占煤电总装机容量比重约94%。截至2022年底，全国碳排放权交易市场（发电行业）碳排放配额（CEA）累计成交量2.30亿吨，累计成交额超过104.75亿元。其中，2022年合计成交量0.51亿吨，合计成交额超过28.1亿元，综合成交均价55.30元/吨。电力碳减排取得显著成效，全国碳市场建设扎实推进。
在电力投资与建设方面，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%。全国电源工程建设完成投资7464亿元，比上年增长27.2%。全国电网工程建设完成投资5006亿元，比上年增长1.8%。电源投资加速释放，电网投资维持较高水平。2022年，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62.5%。
在电力市场建设方面，2022年，经过持续深化电力市场建设，已基本建成了“统一市场、协同运作”的电力市场基本架构，形成了衔接省间、省内，覆盖全国范围、全类型周期、不同交易品种的市场体系，全国统一电力市场体系建设取得重要进展。
中电联规划发展部副主任韩放介绍，我国各电力交易平台累计注册市场主体61万家。2022年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量52543亿千瓦时，比上年增长39.0%，占全社会用电量的60.8%，比上年提高15.4个百分点，市场化程度进一步提高。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。
煤电发挥电力供应基础保障作用
《报告》显示，发电量平稳增长，煤电发挥了电力供应基础保障作用，新能源成为我国新增发电量的主体。2022年，全国全口径发电量86939亿千瓦时，比上年增长3.6%。其中,水电13517亿千瓦时，比上年增长0.9%，占全口径发电量的15.5%；火电57337亿千瓦时，比上年增长1.2%，煤电占全口径发电量的58.4%；核电4178亿千瓦时，比上年增长2.5%，占全口径发电量的4.8%；并网风电7624亿千瓦时，受海上风电发电增长较快的影响，比上年增长16.3%，占全口径发电量的8.8%；并网太阳能发电4276亿千瓦时，比上年增长30.8%，占全口径发电量的4.9%。
? 韩放表示，煤电在迎峰度夏电力保供中发挥着重要作用。2023年1至5月，生产原煤19.1亿吨，同比增长4.8%；进口煤炭1.8亿吨，同比增长89.6%。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24.6天，为迎峰度夏电力保供打下了坚实基础。
韩放表示，在电力行业绿色低碳转型过程中，煤电由传统的电力、电量主体电源，加速向基础保障性和系统调节性电源并重转型。一方面，“十四五”及中长期来看，我国电力需求仍较保持一定增长。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。另一方面，随着新能源快速发展和新型用能设备广泛接入，我国用电需求峰谷差不断扩大，电力系统灵活调节能力建设需求明显增加。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，将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。
全国电力供需总体紧平衡
“电力作为一、二次能源转换的枢纽，在能源体系中居于核心地位，是规划建设新型能源体系的关键。电力的高质量发展，将更好地服务能源绿色转型，助力全社会“双碳”目标的实现。”中电联规划发展部副主任张晶杰表示。
根据《报告》预测， 2023年全国电力供需总体紧平衡，预计全年全社会用电量增速在6%左右，部分区域部分时段电力供需偏紧。终端用能电气化水平持续提升，预计到2030年，我国电气化进程将进入中期转型阶段，带动电能占终端能源消费比重达到35%左右，工业、建筑、交通等终端用能部门电能替代不断加强。
电力绿色低碳转型步伐加快，预计到2030年，非化石能源发电装机占比将达到60%左右，非化石能源发电量占比接近50%，非化石发电量增量占全社会用电量增量比重达到90%左右。电力系统调节能力需求逐步攀升，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，电源多元化发展成为电力系统安全运行的可靠保障。
《报告》指出，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。
张晶杰表示，经过“十四五”两年发展，我国电力工业取得显著成绩，有关重要目标、指标按计划推进或提前、超额完成。然而，在快速发展的过程中，也存在新能源开发非技术成本高、煤电企业承受成本电价两头挤压经营困难、新能源配储能政策不合理利用率不高、系统调节运行成本未能有效疏导等问题，距离高质量发展还有不少差距。
张晶杰表示，为深入贯彻落实二十大精神和党中央决策部署，中电联对“十四五”中期评估及滚动优化提出如下建议：一是充分认识我国电力需求还将保持长期增长。预计未来十年全社会用电量年均增加约4000亿千瓦时，仅新增用电量就相当于世界排名第十位国家的全年用电量总额。二是多措并举，共同保障我国能源电力供应安全。需要有机整合源、网、荷、储各类调节资源，特别是挖掘需求侧调节潜力，通过负荷转移、负荷调控、负荷中断等调节方式以及工艺优化、技术改进、管理提升等手段，加大需求侧管理力度，推动“源随荷动”向“源荷互动”转变，为系统持续稳定运行提供支撑。三是加强统筹协调，规范新能源项目开发。四是完善政策机制，推动存量煤电“三改联动”。五是优化储能配置和调运方式，提升储能利用水平。六是持续完善电价形成机制。
