中電聯25日發布的《2023年上半年全國電力供需形勢分析預測報告》提出，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%。

與之前發布的預測相較，最新的預測報告中對全年用電量增幅的預測沒有變化。自去年末以來，中電聯的報告中，對2023年全年全社會用電量的增幅預測都是6%。

但從上半年5%的用電增幅，以及下半年6%-7%的預測增幅來看，2023年下半年全國用電增幅有望加大，也就是說電力消費增量將繼續提升，這在水電欠發，新能源發電穩定性較差的情況下，意味著火電出力存在進一步增強的可能。

事實上，從2019年至今的上半年用電增幅情況來看，今年上半年用電量增幅較去年同期擴大了2.1個百分點，盡管未達預期，但經濟復蘇的確定性趨勢沒有改變。

國家能源局數據顯示，2019-2023年，全社會用電量同比增速分別為5.0%、-1.3%、16.2%、2.9%、5.0%。在經歷過疫情三年的波動后，全國用電增速恢復正常軌道，與2019年同期持平。

從這個角度來看，中電聯對下半年用電量增幅的預測還是可信的。中電聯統計與數據中心副主任蔣德斌表示，總體判斷，預計下半年第二產業用電量同比增長5%左右。第三產業方面，服務業延續較快增長勢頭，并疊加去年因疫情形成的低基數，預計下半年第三產業用電量同比增速將超過13%。此外，受上年同期高基數因素影響，預計今年下半年居民生活用電量將中低速增長。

報告還顯示，上半年，水電發電量同比下降22.9%，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。設備利用小時數更能體現火電的托底作用。上半年全國6000千瓦及以上電廠發電設備利用小時1733小時，同比降低44小時。其中水電1239小時，同比降低452小時；火電2142小時，同比提高84小時；核電3770小時，同比提高97小時。并網風電1237小時，同比提高83小時。并網太陽能發電658小時，同比降低32小時。

中電聯規劃發展部副主任張晶杰接受媒體采訪時也表示，近年來新能源持續快速發展，但其固有的隨機性、波動性、間歇性特征，使得高比例接入電力系統后，增加了系統調節壓力。另外，一些地方受來水、溫度等氣象方面的影響用電緊張，迫切需要有機整合源、網、荷、儲各類調節資源，為系統持續穩定運行提供支撐。從供應側看，要適當發展煤電項目，保障電力安全供應。

中電聯還指出，用電負荷方面，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。電力供應方面，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。

因此，報告建議，要保障煤電企業健康發展以發揮煤電保供基礎作用。應分別從三個方面進行：

確保電力燃料的“量”、“質”、“價”；

完善電價形成機制，合理疏導煤電成本；

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。

要持續釋放煤炭先進產能，為煤炭保質穩價提供基礎，同時保持進口煤政策的穩定性，持續將國內煤價穩定在合理區間。調整中長期合同當前“單卡一致”的定價機制，明確遵循“優質優價、低質低價”原則，采取分檔級差定價。研究完善電煤中長期合同定價機制，補充優質優價內容，形成長效機制提升電煤質量，為煤電機組高水平出力提供切實保障。

同時研究建立煤電“基準價”調整制度與燃煤上網電價浮動機制，加快制定出臺煤電“兩部制”電價，并督促各地嚴格落實煤電價格政策，盡快公布高耗能企業能效清單目錄，建立完善高耗能企業差別電價制度。

還要加強西南、華中、華東等地來水、來煤及庫存的監測預警，加大重點地區的鐵路運力和煤炭資源的協調，提前做好主力和骨干煤礦的電煤儲煤量。做好采取需求側管理、網間省間互濟保障的電力保供預案。加大對長周期保供、煤炭資源相對短缺地區的財稅、金融政策支持力度，緩解保供電廠的運營壓力，保障煤電兜底保障作用持續發揮。