2023年全国电力供需形势需加快解决弃风弃光。
2月23日，中电联发布《2023年度全国电力供需形势分析**报告》，详细介绍了2023年的电力供需情况，并对2023年的供需进行了**。2023年已经过去，因此本文选取了对2023年**的部分。
1、电力消费仍将保持低速增长。
2023年，宏观经济增速总体将呈现稳中缓降态势，总体判断用电需求仍较低迷。
受低基数等因素影响，预计拉低2023年用电量增长的建材和黑色金属冶炼行业用电量降幅在2023年将收窄；
受经济转型驱动，信息消费、光伏扶贫、城镇化发展等因素也会继续拉动第三产业和居民生活用电量保持较快增长；
工商业销售电价下调以及电力用户直接交易，降低了用电企业生产成本，有助于改善企业经营，增加电力消费；
部分地区推行电能替代既能促进大气污染防治和节能减排，也能促进电力消费增长。
综合判断，在考虑常年气温水平的情况下，预计2023年全社会用电量同比增长1%-2%（在电量低速增长情况下，如果气温波动较大，其对全社会用电量增幅的影响程度可能达到1个百分点左右）。
分产业看，预计：
第一产业用电在常温气候条件下维持2023年中低速增长水平。
第二产业用电受到部分行业尤其是重化工业产能过剩、国家加大节能减排力度、推动传统产业技术升级等综合因素的影响，但考虑到建材、黑色金属冶炼行业用电量降幅收窄，预计第二产业用电量降幅将比2023年收窄。
第三产业在国家转型升级、积极推进“大众创业、万众创新”、培育信息消费，以互联网、大数据等新一代信息技术为主要代表的信息化加快发展等因素带动下，用电继续保持较快增长，预计用电量增速与2023年总体持平。
城乡居民生活用电平稳增长，预计增速与2023年总体持平。
2、电力**能力充足，非化石能源发电装机比重进一步提高。
预计全年新增发电装机1亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机5200万千瓦左右；
年底全国发电装机达到16.1亿千瓦、同比增长6.5%左右，其中水电3.
3亿千瓦、核电3450万千瓦、并网风电1.5亿千瓦、并网太阳能发电5700万千瓦左右，非化石能源发电装机比重提高到36%左右。
3、全国电力**能力总体富余、部分地区过剩。
综合平衡分析，预计全国电力**能力总体富余、部分地区过剩。其中，东北和西北区域电力**能力过剩较多，华北区域电力供需总体平衡、部分省份富裕，华中、华东和南方区域电力供需总体宽松、多个省份富余。按照全社会用电量增速1%-2%的中值测算，预计全年发电设备利用小时3700小时左右，其中火电设备利用小时4000小时左右。
4、有关建议。
1）严格控制电源新开工规模，合理压缩投产规模，优化增量结构，促进电力行业科学发展。
随着我国经济发展进入新常态，能源电力需求增速放缓，预计“十三五”前中期电力供需将延续总体富余、部分地区明显过剩的格局，电力行业发展将面临严峻挑战。必须努力践行创新、协调、绿色、开放、共享五大发展理念，加快转变电力发展方式，做优增量，把行业发展主要依靠外延式扩张转变为主要依靠创新和深化改革来推动。建议：
一是严格控制电源新开工规模，合理压缩投产规模。要结合当前及“十三五”期间电力消费增速向下换挡的实际，科学确定和严格控制电源新开工规模，集中消化好现有过剩能力。相关**部门既要严格控制煤电开工规模，也要适当控制具有明显随机性、间歇性、波动性特征的风电和光伏发电的开发节奏，以避免过快发展造成发电能力过剩加剧、行业资产利用效率下降和可再生能源电价附加上调压力加剧；要坚持地区环保约束、大范围资源优化配置以及市场公开竞价相结合的原则，取消一批不具备核准条件的煤电项目，暂缓一批已核准项目开工，避免进一步加剧发电市场过剩。
发电企业更要严格控制电源新开工规模，尤其在电力过剩明显地区，缓建一批已核准项目，对于部分已开工项目，具备条件的也可研究推迟或停建，合理压缩投产规模，做好风险防控。二是提高调峰电源比重。在严格控制电源开工规模情况下，加快抽水蓄能等调峰电源建设，建议将部分有条件的煤电机组改造为调峰机组（并建立相应调峰辅助服务电价机制），提升电力系统综合调峰能力，既能提高可再生能源发电消纳能力，也能提升高参数大容量煤电机组运行效率，从而提高全行业乃至全社会资产利用效率和效益。
三是优先开工水电和核电项目。相比风电和太阳能风电，水电和核电不仅同样具有良好绿色低碳性能，还有发电成本相对较低和发电容量效用高的比较优势，在严格控制电源总开工规模情况下，可有序开工这两类项目，为拉动和稳定经济增长、促进电力结构绿色转型和低碳发展、保障电力中长期安全经济**发挥作用。四是加快清洁能源基地外送电通道建设以及城乡配电网建设改造。
经济低谷时期电力投资是拉动社会经济增长的重要动力，同时也超前储备了经济发展的电力保障基础条件；清洁能源基地外送电通道以及城乡配电网建设改造，一方面是扩大西部清洁能源在东中部的消纳市场，另一方面，配电网升级建设改造，可以满足人民生活的电能替代需求，兼顾电动汽车、充电桩以及分布式能源快速发展的接入要求。
2）远近结合、多措并举，加快解决“弃水”、“弃风”、“弃光”问题。
电力建设发展具有较长的周期性和路径依赖，要加快解决电力系统运行中存在的突出问题，从行业全局来统筹协调已建发电设施的合理运行问题。从长远看，一方面要强化电力统一规划，真正做到各类电源之间、电源电网之间相协调，区域布局及项目与消纳市场、配套电网以及调峰电源相统筹，健全国家规划刚性实施机制；另一方面要调整新能源发电发展思路，风电和光伏发电发展应坚持集中与分散相结合原则，鼓励中东部地区分散、分布式开发。更重要的是要在电力系统运行中采取综合性解决措施：
一是建设跨区跨省通道，扩大可再生能源发电消纳市场。要结合规划尽快提出云南、四川和“三北”地区等可再生能源基地的跨省区消纳输电通道。二是优化系统调度运行，提高跨省区输电通道利用效率，在更大范围内解决弃水弃风弃光问题。
三是建立系统调峰调频等辅助服务补偿机制或辅助服务市场，调动各类机组参与辅助服务市场的积极性，提高系统对非化石能源发电消纳能力。四是加快实施电能替代，采取灵活电价机制等手段挖掘需求侧潜力，实现电力增供扩销，千方百计提高消纳可再生能源发电能力。
3）坚持开放发展，推动与周边国家的电网互联互通。
一是统筹利用国内国际两种资源、两个市场，加强与“一带一路”周边和沿线国家及地区的电力合作，促进特高压输电以及核电、火电、水电“走出去”，带动相关装备、技术、标准和管理“走出去”。二是在加快建设中国能源互联网的同时，积极推动中国与周边国家的电网互联互通。三是积极参与全球能源电力治理，主动参与相关国际标准制定，加强能源电力信息统计能力建设和电力信息交流。
4）科学推进电力行业节能减排工作。
一是统筹规划减碳、节能、节水、污染物控制目标和措施，注重整体效益的提高。二是加快建立电力排污许可管理制度，进一步规范煤电污染物管控方式。三是持续提高煤炭转换为电力的比重，加快以电代煤、以电代油步伐，进一步降低散烧煤炭对环境的影响。
四是在推进煤电超低排放改造专项行动中，要加快完善超低排放监测、监管、技术标准体系，企业要高度重视超低排放改造的可靠性、稳定性和经济性，因地、因厂、因煤制宜选择环保设施改造技术路线，科学合理安排改造周期，保障环保设施改造质量。
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