中國電力企業聯合會近日發布了2023年一季度全國電力供需形勢分析預測報告。報告稱，今年一季度，全國電力系統安全穩定運行，電力供需總體平衡。受來水持續偏枯、電煤供應緊張、取暖負荷增長等因素疊加影響，貴州、云南等少數省份電力供需形勢緊張，通過加強省間余缺互濟、實施負荷側管理等措施，有力保障電力供應平穩有序，守牢了民生用電安全底線。
數據顯示，今年一季度，全國電力系統安全穩定運行，電力供需總體平衡，電力行業綠色低碳轉型成效顯著，2023年3月底非化石能源發電裝機占總裝機容量比重達到50.5%，首次超過一半。一季度，東、中、西部和東北地區全社會用電量同比分別增長2.5%、2.0%、6.4%、3.0%。一季度，全國共有26個省份用電量正增長，其中，寧夏（14.6%）、青海（12.2%）、甘肅（10.9%）、西藏（10.3%）4個省份同比增速超過10%；此外，內蒙古和廣西用電量增速超過8%。
從電力消費需求情況看，一季度，全國全社會用電量2.12萬億千瓦時，同比增長3.6%，比上年四季度增速提高1.1個百分點，電力消費增速穩中有升。一季度第一、二、三產業合計用電量1.78萬億千瓦時，同比增長4.2%。分月份看，1-2月、3月全社會用電量同比分別增長2.3%、5.9%。3月用電量增速比前兩個月回升較多。
報告認為，出現這種情況的原因，一方面有上年同期部分地區疫情形成的低基數因素；另一方面是受當前我國經濟運行企穩回升的拉動。
第一產業用電量265億千瓦時，同比增長9.7%。其中，農業、漁業、畜牧業用電量同比分別增長4.4%、11.6%、15.8%。近年來鄉村生產方式轉型升級、電氣化水平持續提升，拉動第一產業用電量較快增長。
第二產業用電量1.38萬億千瓦時，同比增長4.2%。分月份看，1-2月、3月第二產業用電量同比分別增長2.9%和6.4%。一季度制造業用電量同比增長3.6%。分大類看，四大高載能行業一季度用電量同比增長4.2%，增速比上年四季度提高2.5個百分點。其中，黑色金屬冶煉和壓延加工業、建材行業用電量扭轉了上年以來的持續負增長態勢，一季度用電量同比分別增長2.7%和7.5%。高技術及裝備制造業一季度用電量同比增長4.0%。其中，電氣機械和器材制造業用電量同比增長22.8%，電力建設投資保持高位拉動行業用電量快速增長。醫藥制造業、汽車制造業用電量增速超過5%。消費品制造業一季度用電量同比下降1.7%，降幅比上年四季度收窄2.5個百分點。其中，造紙和紙制品業（3.5%）、食品制造業（2.7%）、酒/飲料及精制茶制造業（2.2%）3個行業用電量為正增長。其他制造業行業一季度用電量同比增長5.2%，其中，石油/煤炭及其他燃料加工業用電量同比增長13.4%。
第三產業用電量3696億千瓦時，同比增長4.1%。一季度增速比上年四季度增速回升1.0個百分點。一季度，信息傳輸/軟件和信息技術服務業、批發和零售業、交通運輸/倉儲和郵政業、租賃和商務服務業用電量增速超過5%，交通運輸/倉儲和郵政業中的鐵路運輸業用電量同比增長11.8%；住宿和餐飲業同比增長4.1%，比上年四季度增速回升7.1個百分點，疫情放開后增速恢復較為明顯。電動汽車高速發展，拉動一季度充換電服務業用電量同比增長63.0%。
城鄉居民生活用電量3424億千瓦時，同比增長0.2%。今年一季度氣溫偏暖是居民生活用電量低速增長的重要原因。1、2、3月全國平均氣溫分別比常年同期偏高0.4、1.6和1.9攝氏度，其中3月氣溫為1961年以來歷史同期第3高。一季度，湖南、新疆、天津、安徽、江西、上海、廣西7個省份城鄉居民生活用電量同比下降超過5%。3月，安徽、河南、湖南、重慶、云南5個省份城鄉居民生活用電量同比下降超過20%。
一季度，全國新增發電裝機容量5900萬千瓦，其中新增并網太陽能發電裝機容量3366萬千瓦。截至2023年3月底，全國全口徑發電裝機容量26.2億千瓦，同比增長9.1%。報告稱，從分類型投資、發電裝機增速及結構變化等情況看，電力行業綠色低碳轉型成效顯著。
電力投資同比增長34.6%，非化石能源發電投資占電源投資比重達到90.2%。一季度，重點調查企業電力完成投資1932億元，同比增長34.6%。分類型看，電源完成投資1264億元，同比增長55.2%，其中非化石能源發電投資1140億元，同比增長62.8%，占電源投資的比重達到90.2%。太陽能發電、核電、風電、火電投資同比分別增長177.6%、53.5%、15.0%和3.7%；水電投資同比下降7.8%，主要是常規水電投資減少，抽水蓄能投資同比增長21.3%。電網完成投資668億元，同比增長7.5%。
非化石能源發電裝機容量占比上升至50.5%。一季度，全國新增發電裝機容量5900萬千瓦，同比多投產2726萬千瓦；其中，新增非化石能源發電裝機容量5166萬千瓦，占新增發電裝機總容量的比重為87.6%。截至3月底，全國全口徑發電裝機容量26.2億千瓦；其中，非化石能源發電裝機容量13.3億千瓦，同比增長15.9%，占總裝機容量比重為50.5%，首次超過總裝機容量的一半，同比提高3.0個百分點。
分類型看，水電4.2億千瓦，其中抽水蓄能4699萬千瓦；核電5676萬千瓦；并網風電3.76億千瓦，其中，陸上風電3.45億千瓦、海上風電3089萬千瓦；并網太陽能發電4.3億千瓦。火電13.4億千瓦，占總發電裝機容量的比重為51.1%，同比降低3.0個百分點，其中煤電11.3億千瓦，占總發電裝機容量的比重為43.0%，同比降低3.1個百分點。
全口徑非化石能源發電量同比增長8.9%，煤電發電量占全口徑總發電量的比重保持在六成。一季度，全國規模以上電廠發電量2.07萬億千瓦時，同比增長2.4%。
其中，規模以上電廠水電發電量同比下降8.3%，主要水庫蓄水不足以及今年以來降水持續偏少，疊加上年同期高基數等因素，是今年一季度水電發電量同比下降的主要原因。規模以上電廠火電、核電發電量同比分別增長1.7%和4.4%。全口徑并網風電發電量同比增長24.5%。全口徑非化石能源發電量同比增長8.9%，占總發電量比重為33.6%，同比提高1.6個百分點。全口徑煤電發電量同比增長0.8%，占全口徑總發電量的比重為61.0%，同比降低1.8個百分點。煤電仍是當前我國電力供應的最主要電源，在來水明顯偏枯時可以較好地彌補水電出力的下降，充分發揮兜底保供作用。
風電、核電、太陽能發電設備利用小時同比分別提高61、17、3小時。一季度，全國6000千瓦及以上電廠發電設備利用小時868小時，同比降低31小時。分類型看，水電544小時，同比降低92小時。火電1097小時，同比降低18小時；其中煤電1158小時，同比降低11小時；氣電550小時，同比降低25小時。核電1864小時，同比提高17小時。并網風電615小時，同比提高61小時。并網太陽能發電303小時，同比提高3小時。
2022年夏季，水電大省四川遭遇極端天氣，面臨歷史同期最高極端高溫、最少降雨量、最高電力負荷、缺電時間歷史最長的“四最”疊加局面，電力供需嚴重失衡，歷史同期首次出現電力電量“雙缺”，對經濟社會發展帶來較大沖擊。對于今年是否會重演去年情形，報告中提到：“氣象部門預計今年夏季（6月至8月）西南地區東部及華中中部降水偏少、氣溫偏高，湖北大部、湖南北部、重慶東部、四川東北部等地降水偏少2-5成，可能出現區域性氣象干旱，將會對當地電力供應以及電力外送產生影響。”
“預計2023年全國電力供需總體緊平衡，部分區域用電高峰時段電力供需偏緊。其中，二季度南方區域電力供需形勢偏緊。迎峰度夏期間，華東、華中、南方區域電力供需形勢偏緊，華北、東北、西北區域電力供需基本平衡。”報告認為，正常氣候情況下，預計全國最高用電負荷13.7億千瓦左右，比2022年增加8000萬千瓦左右；若出現長時段大范圍極端氣候，則全國最高用電負荷可能比2022年增加1億千瓦左右。
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