中电联25日发布的《2023年上半年全国电力供需形势分析预测报告》提出，预计2023年全年全社会用电量9.15万亿千瓦时，同比增长6%左右，其中下半年全社会用电量同比增长6%-7%。
与之前发布的预测相较，最新的预测报告中对全年用电量增幅的预测没有变化。自去年末以来，中电联的报告中，对2023年全年全社会用电量的增幅预测都是6%。
但从上半年5%的用电增幅，以及下半年6%-7%的预测增幅来看，2023年下半年全国用电增幅有望加大，也就是说电力消费增量将继续提升，这在水电欠发，新能源发电稳定性较差的情况下，意味着火电出力存在进一步增强的可能。
事实上，从2019年至今的上半年用电增幅情况来看，今年上半年用电量增幅较去年同期扩大了2.1个百分点，尽管未达预期，但经济复苏的确定性趋势没有改变。
国家能源局数据显示，2019-2023年，全社会用电量同比增速分别为5.0%、-1.3%、16.2%、2.9%、5.0%。在经历过疫情三年的波动后，全国用电增速恢复正常轨道，与2019年同期持平。
从这个角度来看，中电联对下半年用电量增幅的预测还是可信的。中电联统计与数据中心副主任蒋德斌表示，总体判断，预计下半年第二产业用电量同比增长5%左右。第三产业方面，服务业延续较快增长势头，并叠加去年因疫情形成的低基数，预计下半年第三产业用电量同比增速将超过13%。此外，受上年同期高基数因素影响，预计今年下半年居民生活用电量将中低速增长。
报告还显示，上半年，水电发电量同比下降22.9%，煤电发电量占全口径总发电量的比重保持在六成，充分发挥兜底保供作用。设备利用小时数更能体现火电的托底作用。上半年全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时1733小时，同比降低44小时。其中水电1239小时，同比降低452小时；火电2142小时，同比提高84小时；核电3770小时，同比提高97小时。并网风电1237小时，同比提高83小时。并网太阳能发电658小时，同比降低32小时。
中电联规划发展部副主任张晶杰接受媒体采访时也表示，近年来新能源持续快速发展，但其固有的随机性、波动性、间歇性特征，使得高比例接入电力系统后，增加了系统调节压力。另外，一些地方受来水、温度等气象方面的影响用电紧张，迫切需要有机整合源、网、荷、储各类调节资源，为系统持续稳定运行提供支撑。从供应侧看，要适当发展煤电项目，保障电力安全供应。
中电联还指出，用电负荷方面，国民经济恢复向好叠加今年夏季全国大部地区气温接近常年到偏高，预计夏季全国最高用电负荷比2022年增加8000万千瓦至1亿千瓦。电力供应方面，实际增加的稳定有效供应能力低于用电负荷增加量，此外，降水、风光资源、燃料供应等方面存在不确定性。
因此，报告建议，要保障煤电企业健康发展以发挥煤电保供基础作用。应分别从三个方面进行：
确保电力燃料的“量”、“质”、“价”；
完善电价形成机制，合理疏导煤电成本；
做好重点区域重点时段电煤保供，加大对煤电企业纾困的政策支持力度。
要持续释放煤炭先进产能，为煤炭保质稳价提供基础，同时保持进口煤政策的稳定性，持续将国内煤价稳定在合理区间。调整中长期合同当前“单卡一致”的定价机制，明确遵循“优质优价、低质低价”原则，采取分档级差定价。研究完善电煤中长期合同定价机制，补充优质优价内容，形成长效机制提升电煤质量，为煤电机组高水平出力提供切实保障。
同时研究建立煤电“基准价”调整制度与燃煤上网电价浮动机制，加快制定出台煤电“两部制”电价，并督促各地严格落实煤电价格政策，尽快公布高耗能企业能效清单目录，建立完善高耗能企业差别电价制度。
还要加强西南、华中、华东等地来水、来煤及库存的监测预警，加大重点地区的铁路运力和煤炭资源的协调，提前做好主力和骨干煤矿的电煤储煤量。做好采取需求侧管理、网间省间互济保障的电力保供预案。加大对长周期保供、煤炭资源相对短缺地区的财税、金融政策支持力度，缓解保供电厂的运营压力，保障煤电兜底保障作用持续发挥。
