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中电联发布《2023年上半年全国电力供需形势分析预测报告》

时间：2023-08-02 阅读量：556

7月25日，中国电力企业联合会召开2023年上半年电力供需形势新闻发布会，中电联新闻发言人、秘书长郝英杰发布《2023年上半年全国电力供需形势分析预测报告》。　报告指出，上半年，国民经济恢复向好拉动电力消费增速同比提高，全国全社会用电量4.31万亿千瓦时，同比增长5.0%。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%。　　新华社、央视总台、中国日报等媒体参加本次发布会。　　以下为分析预测报告全文。2023年上半年全国电力供需形势分析预测报告　　上半年，电力行业认真贯彻落实党中央、国务院关于能源电力安全保供各项决策部署，以实际行动践行“人民电业为人民”宗旨，弘扬“忠诚担当、求实创新、追求卓越、奉献光明”的电力精神，经受住了来水持续偏枯、多轮高温等考验，为经济社会发展和人民美好生活提供了有力的电力保障。电力供应安全稳定，电力消费增速稳中向好，电力供需形势总体平衡。　　一、2023年上半年全国电力供需情况　　（一）电力消费需求情况　　上半年，全国全社会用电量4.31万亿千瓦时，同比增长5.0%，增速比上年同期提高2.1个百分点，上半年国民经济恢复向好拉动电力消费增速同比提高。分季度看，一、二季度全社会用电量同比分别增长3.6%和6.4%；一、二季度两年平均增速分别为5.0%和4.3%。　　一是第一产业用电量577亿千瓦时，同比增长12.1%，保持快速增长势头。分季度看，一、二季度第一产业用电量同比分别增长9.7%和14.2%。分行业看，农业、渔业、畜牧业上半年用电量同比分别增长7.9%、11.9%、18.5%。电力企业积极助力乡村振兴，大力实施农网巩固提升工程，推动农业生产、乡村产业各领域电气化改造，拉动第一产业用电量快速增长。　　二是第二产业用电量2.87万亿千瓦时，同比增长4.4%，保持中速增长。其中，一、二季度同比分别增长4.2%和4.7%。上半年制造业用电量同比增长4.3%。分大类看，高技术及装备制造业上半年用电量同比增长8.1%，超过制造业整体增长水平3.8个百分点；一、二季度同比分别增长4.0%和11.7%。上半年，电气机械和器材制造业用电量同比增长26.0%，其中光伏设备及元器件制造业用电量同比增长76.7%；汽车制造业、医药制造业用电量同比增速超过10%。在新能源汽车的快速发展带动下，新能源车整车制造上半年用电量同比增长50.7%。四大高载能行业上半年用电量同比增长2.5%，其中，一、二季度同比分别增长4.2%和0.9%；黑色金属冶炼和压延加工业上半年用电量同比下降1.6%，季度增速从一季度增长2.7%转为二季度下降5.6%。消费品制造业上半年用电量同比增长3.0%，季度用电量增速从一季度的下降1.7%转为二季度增长7.1%；食品制造业、酒/饮料及精制茶制造业上半年用电量增速超过5%。其他制造业行业上半年用电量同比增长8.1%，其中，一、二季度同比分别增长5.2%和10.7%；上半年石油、煤炭及其他燃料加工业用电量同比增长13.7%。　　三是第三产业用电量7631亿千瓦时，同比增长9.9%，疫情后恢复较快增长势头。其中，一、二季度同比分别增长4.1%和15.9%，两年平均增速分别为5.3%和7.9%。随着疫情的影响逐步消除，服务业经济呈稳步恢复态势。租赁和商务服务业、住宿和餐饮业、交通运输/仓储和邮政业、批发和零售业上半年用电量同比增速处于13%至15%之间，这四个行业二季度用电量同比增速均超过20%，疫情后恢复态势明显。电动汽车高速发展，拉动充换电服务业上半年用电量增长73.7%。　　四是城乡居民生活用电量6197亿千瓦时，同比增长1.3%，增速较低。其中，一、二季度同比分别增长0.2%和2.6%，气温偏暖以及上年同期高基数是一季度低速增长的主要原因；一、二季度两年平均增速分别为5.9%和5.0%。上半年共有12个省份城乡居民生活用电量同比为负增长，其中，上海、新疆同比分别下降6.4%和5.9%，西藏、湖南、湖北、江苏同比下降幅度超过2%。　　五是全国共有29个省份用电量正增长，东部和西部地区用电量增速相对领先。上半年，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长5.7%、2.3%、5.7%和4.8%。上半年全国共有29个省份全社会用电量为正增长，其中，海南、内蒙古、青海、广西、西藏5个省份同比增速超过10%。　　（二）电力生产供应情况　　上半年，全国新增发电装机容量1.4亿千瓦；截至2023年6月底全国全口径发电装机容量27.1亿千瓦，同比增长10.8%。从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况看，电力行业延续绿色低碳转型趋势。　　一是电力投资同比增长32.2%，非化石能源发电投资占电源投资比重达到88.6%。上半年，重点调查企业电力完成投资5373亿元，同比增长32.2%。分类型看，电源完成投资3319亿元，同比增长53.8%，其中非化石能源发电投资2940亿元，同比增长60.9%，占电源投资的比重达到88.6%。太阳能发电、核电、风电、火电、水电投资同比分别增长113.6%、56.1%、34.3%、13.0%和10.6%。电网工程建设完成投资2054亿元，同比增长7.8%。　　二是新增太阳能发电装机占总新增装机比重达到55.6%，6月底全国累计非化石能源发电装机容量占比上升至51.5%。上半年，全国新增发电装机容量1.4亿千瓦，同比多投产7186万千瓦；其中，新增并网太阳能发电装机容量7842万千瓦，同比多投产4754万千瓦，占新增发电装机总容量的比重达到55.6%。截至6月底，全国全口径发电装机容量27.1亿千瓦；其中，非化石能源发电装机容量13.9亿千瓦，同比增长18.6%，占总装机容量比重为51.5%，同比提高3.4个百分点。分类型看，6月底水电装机4.2亿千瓦，其中，常规水电3.7亿千瓦，抽水蓄能4879万千瓦；核电5676万千瓦；并网风电3.9亿千瓦，其中，陆上风电3.6亿千瓦、海上风电3146万千瓦；并网太阳能发电4.7亿千瓦。火电13.6亿千瓦，其中煤电11.4亿千瓦，占总发电装机容量的比重为42.1%，同比降低3.4个百分点；气电1.2亿千瓦。　　三是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。上半年，全国规模以上电厂发电量4.17万亿千瓦时，同比增长3.8%。其中，规模以上电厂水电发电量同比下降22.9%，主要水库蓄水不足以及今年以来降水持续偏少，叠加上年同期高基数等因素，导致今年以来水电发电量同比持续下降，且降幅扩大，5、6月水电发电量同比分别下降32.9%和33.9%。上半年，规模以上电厂火电、核电发电量同比分别增长7.5%和6.5%。全口径并网风电发电量同比增长21.2%。煤电发电量占全口径总发电量比重为58.5%，煤电仍是当前我国电力供应的最主要电源，有效弥补了水电出力的大幅下降，充分发挥了兜底保供作用。　　四是风电、火电、核电发电设备利用小时同比分别提高83、84、97小时。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。分类型看，水电1239小时，同比降低452小时，其中，常规水电1330小时，同比降低498小时；抽水蓄能612小时，同比提高32小时。火电2142小时，同比提高84小时；其中，煤电2244小时，同比提高104小时；气电1136小时，同比提高47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。　　五是跨区输送电量同比增长11.7%，跨省输送电量同比增长6.1%。上半年，全国新增220千伏及以上输电线路长度1.69万千米，同比多投产314千米；新增220千伏及以上变电设备容量（交流）1.26亿千伏安，同比少投产1027万千伏安。上半年，全国完成跨区输送电量3654亿千瓦时，同比增长11.7%。分区域看，华北外送电量增长50.1%；东北送华北电量增长79.9%；华中外送电量增长2.3%；西北外送电量增长1.9%，占全国跨区送电量的41.8%；西南外送电量同比减少10.3%，主要因水电出力下降较多导致外送电量减少；南方区域外送电量增长16.6%。上半年，全国跨省输送电量8199亿千瓦时，同比增长6.1%，其中，内蒙古外送1388亿千瓦时，占全国跨省输送电量的16.9%，同比增长15.7%；四川、云南外送电量同比分别减少12.9%和23.2%，主要因来水偏枯导致水电出力明显受限以及上年同期基数较高。　　（三）全国电力供需情况　　上半年，电力行业全力以赴保安全、保民生、保重点供电，电力系统安全稳定运行，电力供需总体平衡。受来水偏枯、电煤供应紧张等因素叠加影响，西南地区少数省级电网在部分时段电力供需形势较为紧张，通过供需两端协同发力，守牢了民生用电安全底线。　　二、全国电力供需形势预测　　（一）电力消费预测　　综合考虑宏观经济、夏季气温、上年基数等因素，根据不同预测方法对全社会用电量的预测结果，并结合电力供需形势分析预测专家的预判，综合判断，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%。　　（二）电力供应预测　　在新能源发电快速发展带动下，预计2023年全年全国新增发电装机规模将有望历史上首次突破3.0亿千瓦，其中新增非化石能源发电装机规模超过2.3亿千瓦。2023年底全国发电装机容量预计将达到28.6亿千瓦，同比增长11.5%左右。非化石能源发电装机合计15.1亿千瓦，占总装机容量比重上升至53%左右，同比提高3个百分点；其中，水电4.2亿千瓦、并网风电4.3亿千瓦、并网太阳能发电5.3亿千瓦、核电5846万千瓦、生物质发电4500万千瓦左右。2023年底并网风电和太阳能发电合计装机容量将达到9.6亿千瓦，占总装机比重达到三分之一，同比提高4个百分点左右。　　（三）电力供需形势预测　　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。从供需平衡看，在来水、燃料供应和机组运行总体正常情况下，预计2023年迎峰度夏期间全国电力供需总体紧平衡，其中，华东、华中、南方区域高峰时段电力供需形势偏紧，华北、东北、西北区域电力供需基本平衡。　　三、有关建议　　2023年上半年电力系统经受住了来水持续偏枯、多轮高温等考验，电力运行平稳有序。电力行业认真贯彻落实党中央、国务院决策部署，以“时时放心不下”的责任感，超前谋划，全力以赴做好电力保供工作。为确保用电高峰期间大电网安全稳定，守好民生用电底线，保障经济社会用电需求，报告结合电力供需形势和行业发展趋势，提出以下几点建议：　　（一）综合施策做好用电高峰期电力保供工作　　一是精细做好电力供需动态监测和分析预警。加强气象会商分析，提升新能源发电预测预警准确度。密切跟踪主要流域来水变化，不断强化水情预测，做好蓄水发电工作，科学优化水电调度，积极采取多能互补等有效措施以发挥大水电顶峰发电能力。密切跟踪各地区经济发展和电力消费需求走势变化，滚动研判短期电力电量平衡，及时掌握运行中出现的新情况、新问题。　　二是多措并举提升电力供应保障能力。制定煤矿保供与弹性生产办法，优先组织满足条件的先进产能煤矿按一定系数调增产能，形成煤矿应急生产能力，夯实能源安全保供基础。强化对电煤中长期合同履约监管，做好产运需各方衔接，保障发电用煤安全稳定供应。高度重视安全生产，加强电力设备运维管理，提高设备可靠性，保障机组稳发满发及特高压输电通道安全稳定运行。持续提升跨区跨省线路利用率，加大省间余缺互济力度，最大限度保障电力电量平衡。发挥省间中长期市场、省间现货交易与跨区应急调度作用，以市场手段支持电力保供。统筹应急备用电源管理，保障高峰时段电力供应和负荷中心电源支撑。　　三是加强电力负荷管理，挖掘需求侧资源。健全电力需求响应机制，进一步扩大需求响应资金来源，建立市场主体分摊的长效机制。形成可中断用户清单，确保可中断负荷量满足系统应急响应需求。引导市场主体主动参与电力需求响应，以市场化方式降低高峰时段负荷需求。关注重点区域、重点时段、重点领域电力保供，守好民生用电安全底线。加强空调负荷管理，引导企业和居民节约用电。鼓励企业制定季节性错峰生产计划，引导高耗能企业错峰避峰生产。完善分时电价政策，对已出台分时电价政策的省份，扩大执行规模，推动将选择执行调整为全部执行；对尚未出台分时电价政策的省份，督促尽快出台政策；对执行居民电价“年阶梯”政策的省份，督促调整为执行“月阶梯”电价。　　（二）保障煤电企业健康发展以发挥煤电保供基础作用　　一是确保电力燃料的“量”、“质”、“价”。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。　　二是完善电价形成机制，合理疏导煤电成本。结合各省（区）煤价变化情况，统筹考虑本区域内煤电发电利用小时、固定成本、长期贷款利率等因素，开展煤电基准价评估，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，因地制宜设定辅助服务补偿标准，合理疏导煤电成本，确保煤电机组顶峰保供、系统调节价值得到合理回报。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。　　三是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。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。　　（三）促进新能源高质量发展　　一是科学合理提升新能源消纳空间。滚动优化新能源发展规模、布局和时序，合理推进新能源建设进度，保障大规模可再生能源消纳。落实用户侧消纳责任，完善绿证交易机制，畅通购买绿电和绿证的渠道，扩大绿证、绿电交易规模，落实全社会共同推动能源转型的责任。加大区域可再生能源协同规划、协同开发和联合调度，进一步发挥新能源在能源保供中的作用。　　二是完善新能源市场交易机制，科学推动新能源入市。建立更适应新能源特性的电力市场机制，完善新能源带电力负荷曲线交易机制，进一步增加交易频次和品种，给予新能源主体更大调整空间。放开对新能源项目参与市场交易的限价或设置合理的价格区间，做好现货市场和优先发电保障的有效衔接。强化消纳责任权重的刚性约束，实行消纳责任考核处罚机制，体现新能源绿色环境价值。　　三是推动电力辅助服务市场建设，合理疏导辅助服务费用。完善辅助服务市场机制，加强对优化辅助服务品种，扩大辅助服务资源共享范围、拓展辅助服务主体等方面的探索研究。按照“谁承担、谁受益”的原则，科学设置辅助服务补偿标准和发用分摊比例，推动辅助服务向用户侧疏导。注释：　　1.两年平均增速是以2021年同期值为基数，采用几何平均方法计算。　　2.规模以上电厂发电量统计范围为年主营业务收入2000万元及以上的电厂发电量。　　3.四大高载能行业包括：化学原料和化学制品制造业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼和压延加工业、有色金属冶炼和压延加工业4个行业。　　4.高技术及装备制造业包括：医药制造业、金属制品业、通用设备制造业、专用设备制造业、汽车制造业、铁路/船舶/航空航天和其他运输设备制造业、电气机械和器材制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业、仪器仪表制造业9个行业。　　5.消费品制造业包括：农副食品加工业、食品制造业、酒/饮料及精制茶制造业、烟草制品业、纺织业、纺织服装/服饰业、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋业、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品业、家具制造业、造纸和纸制品业、印刷和记录媒介复制业、文教/工美/体育和娱乐用品制造业12个行业。　　6.其他制造行业为制造业用电分类的31个行业中，除四大高载能行业、高技术及装备制造业、消费品行业之外的其他行业，包括：石油/煤炭及其他燃料加工业、化学纤维制造业、橡胶和塑料制品业、其他制造业、废弃资源综合利用业、金属制品/机械和设备修理业6个行业。　　7.东部地区包括北京、天津、河北、上海、江苏、浙江、福建、山东、广东、海南10个省（市）；中部地区包括山西、安徽、江西、河南、湖北、湖南6个省；西部地区包括内蒙古、广西、重庆、四川、贵州、云南、西藏、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆12个省（市、自治区）；东北地区包括辽宁、吉林、黑龙江3个省。

国家能源局发布1-6月份全国电力工业统计数据

时间：2023-07-24 阅读量：400

7月19日，国家能源局发布1-6月份全国电力工业统计数据。截至6月底，全国累计发电装机容量约27.1亿千瓦，同比增长10.8%。其中，太阳能发电装机容量约4.7亿千瓦，同比增长39.8%；风电装机容量约3.9亿千瓦，同比增长13.7%。1-6月份，全国发电设备累计平均利用1733小时，比上年同期减少44小时。其中，水电1239小时，比上年同期减少452小时；太阳能发电658小时，比上年同期减少32小时；核电3770小时，比上年同期增加97小时；火电2142小时，比上年同期增加84小时；风电1237小时，比上年同期增加83小时。1-6月份，全国主要发电企业电源工程完成投资3319亿元，同比增长53.8%。其中，太阳能发电1349亿元，同比增长113.6%；核电359亿元，同比增长56.1%。电网工程完成投资2054亿元，同比增长7.8%。

生态环境部重要通知事关所有火电厂！

时间：2023-07-18 阅读量：411

7月17日，生态环境部发布《关于全国碳排放权交易市场2021、2022年度碳排放配额清缴相关工作的通知》。全文如下：各省、自治区、直辖市生态环境厅（局），新疆生产建设兵团生态环境局，湖北碳排放权交易中心、上海环境能源交易所：为做好全国碳排放权交易市场（以下简称全国碳市场）2021、2022年度碳排放配额清缴相关工作，保障全国碳市场健康平稳运行，根据《关于做好2021、2022年度全国碳排放权交易配额分配相关工作的通知》（以下简称《配额分配工作通知》）相关规定，有关要求通知如下。一、差异化开展配额分配对全部排放设施关停或淘汰后仍存续的重点排放单位，不予发放预分配配额，在核定阶段统一发放；对因涉法、涉诉、涉债或涉司法冻结等情况存在履约风险的重点排放单位，调整配额发放及履约方式。对以上重点排放单位，在核定阶段，其配额发放至省级生态环境主管部门账户，并由省级生态环境主管部门将履约通知书发放至重点排放单位；在清缴阶段，省级生态环境主管部门委托全国碳排放权注册登记机构（以下简称注登机构）对重点排放单位配额进行强制履约（优先使用当年度配额，剩余部分优先用于另一年度的强制履约），完成履约后剩余部分配额发放至重点排放单位账户，未足额完成履约的应及时督促重点排放单位补足差额、完成履约。对全部排放设施关停或淘汰后不再存续的重点排放单位（以营业执照注销为准），不发放配额，不参与全国碳市场履约。对符合上述情形的重点排放单位，不可预支2023年度配额，省级生态环境主管部门应在全国碳市场管理平台上的“配额核定同步”模块进行添加“特殊说明”操作，在重点排放单位核定配额实际发放汇总表“需特殊说明的事项”一栏中予以明确标记，建立清单。二、组织开展国家核证自愿减排量（CCER）抵销配额清缴组织有意愿使用CCER抵销碳排放配额清缴的重点排放单位抓紧开立账户，尽快完成CCER购买并申请抵销，抵销比例不超过对应年度应清缴配额量的5%。对第一个履约周期出于履约目的已注销但实际未用于抵销清缴的CCER，由重点排放单位申请，可用于抵销2021、2022年度配额清缴。三、2023年度配额预支和个性化纾困方案申报各省级生态环境主管部门应组织满足《配额分配工作通知》要求的重点排放单位申报预支2023年度配额，研究确定预支2023年度配额的企业名单，审核确定其预支配额量，并在重点排放单位核定配额实际发放汇总表中填报。重点排放单位申报材料需上传至全国碳市场管理平台，并于2023年8月4日前通过正式文件报送注登机构，同时抄送我部应对气候变化司。对承担重大民生保障任务且无法完成履约的重点排放单位，各省级生态环境主管部门应组织相关单位提出申请，结合实际情况研究制定相应的纾困方案，并于2023年8月4日前通过正式文件报送我部应对气候变化司，抄送注登机构。我部将统筹考虑纾困措施。四、配额结转重点排放单位持有的2019—2020年度配额、2021年度配额和2022年度配额均可用于2021年度、2022年度清缴履约，也可用于交易。五、保障措施（一）加强组织领导。各省级生态环境主管部门应统筹做好配额交易及履约清缴相关协调工作，建立工作调度机制，加强培训，综合运用多项措施督促重点排放单位积极开展配额清缴，对存在配额缺口的重点排放单位开展专项帮扶，推动有关重点排放单位尽早制定交易计划，确保按时足额履约；不得限制配额跨集团、跨区域流动。注登机构要组织开展履约能力建设专题培训，积极配合省级生态环境主管部门做好配额发放、预支、CCER抵销、清缴等相关工作。我部将定期调度各地工作进展情况并及时通报。（二）加强履约监管。注登机构会同各省级生态环境主管部门研究建立履约风险动态监管机制，建立重点排放单位履约风险指数，定期评估重点排放单位履约风险，将风险提示信息及时推送各省级生态环境主管部门、交易机构。交易机构建立与省级生态环境主管部门的日常协作机制，配合跟踪重点排放单位相关交易活动，于履约截止前1个月，每周向各省级生态环境主管部门通报重点排放单位配额净购入量信息。（三）完善履约机制。对履约截止日期后仍未足额清缴配额的重点排放单位，可继续向省级生态环境主管部门提出履约申请，经省级生态环境主管部门确认后，由注登机构协助重点排放单位继续完成配额清缴。对完成履约的重点排放单位，由注登机构出具履约证明。 2021、2022年度机组核定配额明细表和重点排放单位核定配额实际发放汇总表报送截止时间由2023年7月15日延至8月4日，注登机构应于8月11日前完成配额和履约通知书发放工作。联系人：生态环境部应对气候变化司邓朝阳、邹毅电话：（010）65645635、65645641全国碳排放权注册登记机构陈婷婷、易欣飞电话：18086083240、16715918736全国碳排放权交易机构臧奥乾、樊东星电话：（021）56903000转全国碳市场运营中心北京绿色交易所高原、刘晓嫣电话：（010）57382507、57382590国家气候战略中心刘海燕电话：（010）82268464生态环境部信息中心（管理平台技术咨询）吴海东电话：（010）84665799附件：2021、2022年度全国碳市场重点排放单位使用CCER抵销配额清缴程序生态环境部办公厅2023年7月14日（此件社会公开）抄送：生态环境部信息中心、国家气候战略中心、北京绿色交易所。

国家发改委发布：上半年全社会用电量同比增长5.0%（附发布会全文实录）

时间：2023-07-18 阅读量：394

7月18日上午，国家发展改革委召开7月份新闻发布会。国家发展改革委政策研究室主任金贤东介绍：上半年，全国规模以上工业发电41680亿千瓦时，同比增长3.8%；其中，火电、核电、风电、太阳能发电分别增长7.5%、6.5%、16.0%、7.4%。6月份发电7399亿千瓦时，同比增长2.8%。上半年，全国全社会用电量同比增长5.0%。其中，一产、二产、三产和居民生活用电量分别增长12.1%、4.4%、9.9%和1.3%。分地区看，全国5个省（区、市）用电增速超过10%，16个省（区、市）用电增速超过5%。6月份，全社会用电量同比增长3.9%。发布会全文实录如下金贤东:各位媒体朋友，大家上午好！欢迎参加国家发展改革委2023年7月份新闻发布会。我是国家发展改革委政策研究室主任金贤东，很高兴邀请到国民经济综合司副司长李慧女士共同出席发布会。我先通报五方面情况，之后再与我的同事共同回答大家关心的问题。第一方面，关于上半年经济社会发展总体情况今年以来，面对复杂严峻的国际形势和艰巨繁重的国内改革发展稳定任务，在以习近平同志为核心的党中央坚强领导下，在全国上下共同努力下，经济社会全面恢复常态化运行，国民经济恢复向好，发展质量稳步提高。一是经济呈现回升向好态势。随着疫情防控取得重大决定性胜利、宏观经济政策效应持续显现，上半年国内生产总值同比增长5.5%，比一季度增速提高1.0个百分点。具体来看，消费逐步恢复，社会消费品零售总额增长8.2%，增速比一季度加快2.4个百分点；工业生产稳步恢复，服务业特别是接触型聚集型服务业明显改善，规模以上工业、服务业增加值增速分别比一季度加快0.8个和1.0个百分点；就业物价总体稳定。二是经济结构持续调整优化。从投资看，制造业、高技术产业投资增速比固定资产投资整体增速高2.2个和8.7个百分点；从外贸看，机电产品出口占比同比提升1.4个百分点，对“一带一路”沿线国家进出口增速明显高于整体增速；从区域看，重大战略有序实施，雄安新区进入大规模建设与承接北京非首都功能疏解并重阶段，长江经济带生态环境突出问题整改稳步推进，横琴、前海、南沙合作区加快建设，长三角科创与产业融合发展步伐加快。三是发展动能加快培育壮大。全国统一大市场建设等重点领域和关键环节改革不断深化，上半年新设经营主体及企业数量同比分别增长12.7%、16.3%；实际使用外资规模基本稳定，共建“一带一路”持续推进；创新成果集中涌现，战略科技力量不断强化，战略性新兴产业持续发展，新能源汽车、光伏电池等产品产量分别增长35.0%、54.5%，新旧动能加速转换。四是安全基础不断夯实巩固。夏粮生产再获丰收，秋粮播种面积稳中有增，粮食等农产品市场供应充足、价格保持稳定；能源供应保持稳定，特别是迎峰度夏电力供应保障有力，6月末全国统调电厂存煤达到1.99亿吨的历史新高；重要产业链供应链风险识别、预警、处置机制不断健全，“通道+枢纽+网络”的现代物流运行体系框架基本形成，产业链供应链韧性不断提升。同时，我们也清醒看到，当前经济运行正处于恢复发展和产业升级的关键期，发展环境的复杂性和不确定性依然较大，经济持续恢复发展仍面临需求不足、动能不强、信心偏弱和一些领域风险累积等困难挑战。但我们更要看到的是，中国经济历来都是在披荆斩棘中一路前行、在战胜困难挑战中不断发展壮大，当前我们面临的这些问题都是发展中的问题、前进中的问题，也都能够通过深化改革、扩大开放、推动创新、促进发展的办法来逐步加以解决。下一步，国家发展改革委将认真贯彻党中央、国务院决策部署，坚定信心、迎难而上、开拓进取，紧紧围绕高质量发展首要任务，把稳增长放在更加突出位置，重点办好扩大内需、建设现代化产业体系、深化市场化改革、扩大高水平开放、防范化解重点领域风险、保障改善民生等领域的大事难事急事，全力推动经济结构持续向优、增长动能持续增强、发展态势持续向好。第二方面，关于发用电和投资项目审批情况从发电情况看，上半年，全国规模以上工业发电41680亿千瓦时，同比增长3.8%；其中，火电、核电、风电、太阳能发电分别增长7.5%、6.5%、16.0%、7.4%。6月份发电7399亿千瓦时，同比增长2.8%。从用电情况看，上半年，全国全社会用电量同比增长5.0%。其中，一产、二产、三产和居民生活用电量分别增长12.1%、4.4%、9.9%和1.3%。分地区看，全国5个省（区、市）用电增速超过10%，16个省（区、市）用电增速超过5%。6月份，全社会用电量同比增长3.9%。从投资项目审批情况看，上半年，我委审批核准固定资产投资项目91个，总投资7011亿元，其中审批68个，核准23个，投向主要集中在能源、高技术、交通、水利等行业。第三方面，关于深化经济体制改革进展情况上半年，我委认真贯彻落实党中央、国务院决策部署，持续推动重点领域和关键环节改革取得新进展。一是市场准入制度有序落实。持续完善市场准入负面清单制度，落实海南、深圳、湖北等放宽市场准入特别措施，发布第5批违背市场准入负面清单典型案例通报、通报整改典型案例22个。二是经营主体公平竞争、共同发展的环境持续优化。加强和改进国有经济管理，推动国有经济布局优化和结构调整。不断破除制约民营企业公平参与市场竞争的制度障碍，促进民营经济发展壮大。三是高标准市场体系加快建设。狠抓关于加快建设全国统一大市场的意见的落实，组织各地对妨碍统一市场政策措施开展自查清理，在产权保护、市场准入、公平竞争、社会信用等方面出台了一批配套政策、整治了一批突出问题。深入推进要素市场化改革，压茬推出一批有利于提高资源配置效率、促进经济增长的重点改革举措。四是重点行业领域改革深入推进。健全自然垄断环节监管体制机制，明确自然垄断环节监管的重点任务，围绕提升国家油气安全保障能力深化石油天然气体制改革，以构建新型电力系统为目标深化电力体制改革。下一步，我们将紧密围绕构建高水平社会主义市场经济体制这一目标任务，精心谋划落实改革举措，持续破解制约发展的体制机制障碍，以深化改革的实际行动为高质量发展注入源源不断的新动力。第四方面，关于高质量共建“一带一路”有关情况今年以来，共建“一带一路”继续展现出强大发展韧性，向高质量发展迈出坚实步伐。一是政策沟通更加广泛深入。与洪都拉斯签署共建“一带一路”谅解备忘录，与阿根廷签署共建“一带一路”合作规划；截至6月底，我国已与152个国家、32个国际组织签署了200多份共建“一带一路”合作文件。二是设施联通更加通达通畅。中老铁路累计发送旅客1640万人次、货物2100万吨，雅万高铁开始联调联试，匈塞铁路匈牙利段全面进入铺轨施工阶段。上半年中欧班列开行8641列、运送货物93.6万标箱，同比分别增长16%、30%。三是贸易畅通更加互利互惠。上半年，我国对“一带一路”沿线国家进出口同比增长9.8%，高出整体增速7.7个百分点；前5个月，我国对“一带一路”沿线国家非金融类直接投资增长19.6%。四是资金融通力度不断加大。有序与有关多双边开发机构联合开展业务，发挥政策性金融机构作用，鼓励丝路基金稳步拓展在共建国家投资，基本建立了多元、稳定、可持续的投融资体系，为共建国家发展提供了有力资金支持。五是民心相通取得更显著成效。全球人权治理高端论坛成功举办，“鲁班工坊”、“光明行”、菌草技术等民生合作品牌受到共建国家广泛欢迎，增强了共建国家人民获得感、幸福感。六是新领域合作亮点纷呈。绿色基建、绿色能源、绿色交通、绿色金融等领域务实合作不断深化，与我国建立双边电子商务合作机制的伙伴国已达29个。下一步，我们将坚持稳中求进工作总基调，统筹发展和安全，做好共建“一带一路”十周年相关重点工作，统筹推进“硬联通”“软联通”“心联通”，推进共建“一带一路”高质量发展不断取得新成效。第五方面，关于近期出台政策情况近日，我委会同有关部门印发《黄河国家文化公园建设保护规划》。《规划》提出构建黄河国家文化公园“一廊引领、七区联动、八带支撑”的总体空间布局，分类建设管控保护、主题展示、文旅融合、传统利用等4类重点功能区。下一步，我们将认真落实《规划》明确的强化文化遗产保护传承、深化黄河文化研究发掘、提升环境配套服务设施、促进文化和旅游深度融合、加强数字黄河智慧展现等5大重点任务，深入开展黄河国家文化公园建设，扎实推进黄河流域生态保护和高质量发展，助力提升人民生活品质、增强中华文化认同。近日，我委会同有关部门印发《工业重点领域能效标杆水平和基准水平（2023年版）》，在此前明确的25个重点领域基础上，这次进一步拓展节能降碳改造升级范围，增加规模体量大、能耗强度高、改造提升空间大的11个新领域，推动相关行业企业依据能效水平分类实施改造。下一步，我们将持续优化节能降碳政策体系，研究发布重点领域改造实施指南，强化协同形成合力，加强绿色金融支持，宣传推广典型经验做法，持续抓好工作细化落实，促进制造业绿色转型升级。我的通报就到这里。下面进入提问环节，提问前请通报所代表的媒体。

2023年1-5月份全国电力市场交易简况

时间：2023-07-07 阅读量：400

1-5月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量21909.7亿千瓦时，同比增长8.3%，占全社会用电量比重为62%，同比提高1.7个百分点。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为17532亿千瓦时，同比增长6.1%。　　5月份，全国各电力交易中心组织完成市场交易电量4343.4亿千瓦时，同比增长9.3%。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为3465.2亿千瓦时，同比增长7.8%。　　一、全国各电力交易中心交易情况　　1-5月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量21909.7亿千瓦时，同比增长8.3%，占全社会用电量比重为62%，同比提高1.7个百分点。省内交易电量合计为17675.6亿千瓦时，其中电力直接交易17058.7亿千瓦时（含绿电交易174.3亿千瓦时、电网代理购电3557.9亿千瓦时）、发电权交易568.6亿千瓦时、其他交易48.3亿千瓦时。省间交易电量合计为4234.1亿千瓦时，其中省间电力直接交易473.8亿千瓦时、省间外送交易3731.4亿千瓦时、发电权交易28.8亿千瓦时。　　5月，全国各电力交易中心组织完成市场交易电量4343.4亿千瓦时，同比增长9.3%。省内交易电量合计为3522.1亿千瓦时，其中电力直接交易3363.9千瓦时（含绿电交易50.7亿千瓦时、电网代理购电566.2亿千瓦时）、发电权交易151.4亿千瓦时、其他交易6.8亿千瓦时。省间交易电量合计为821.4亿千瓦时，其中省间电力直接交易101.6亿千瓦时、省间外送交易712.9亿千瓦时、发电权交易6.8亿千瓦时。　　1-5月，国家电网区域各电力交易中心累计组织完成市场交易电量17304.3亿千瓦时，同比增长8.7%，占该区域全社会用电量的比重为61.7%，其中北京电力交易中心组织完成省间交易电量合计为3957.2亿千瓦时，同比增长16.8%；南方电网区域各电力交易中心累计组织完成市场交易电量3492.6亿千瓦时，同比增长1.8%，占该区域全社会用电量的比重为60.4%，其中广州电力交易中心组织完成省间交易电量合计为276.9亿千瓦时，同比下降0.8%；内蒙古电力交易中心累计组织完成市场交易电量1112.8亿千瓦时，同比增长27.1%，占该区域全社会用电量的比重为74.9%。　　二、全国电力市场中长期电力直接交易情况　　1-5月，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为17532亿千瓦时，同比增长6.1%。其中，省内电力直接交易（含绿电、电网代购）电量合计为17058.2亿千瓦时，省间电力直接交易（外受）电量合计为473.8亿千瓦时。　　5月，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为3465.2亿千瓦时，同比增长7.8%。其中，省内电力直接交易（含绿电、电网代购）电量合计为3363.6亿千瓦时，省间电力直接交易（外受）电量合计为101.6亿千瓦时。　　1-5月，国家电网区域中长期电力直接交易电量合计为13499.9亿千瓦时，同比增长6.1%；南方电网区域中长期电力直接交易电量合计为3087.2亿千瓦时，同比增长2.3%；蒙西电网区域中长期电力直接交易电量合计为945亿千瓦时，同比增长19.4%。

稳步推进全国碳市场第二个履约周期

时间：2023-06-29 阅读量：408

截至2023年5月24日，全国碳市场安全运行449个交易日，全国碳市场碳排放配额（CEA）累计成交量2.35亿吨，累计成交额107.86亿元，累计清算共计61350笔，累计清算金额215.71亿元。碳排放权登记结算（武汉）有限责任公司(以下简称“中碳登”)副董事长朱国辉日前表示，经过第一个履约周期的建设和运行，全国碳市场已经建立起基本的框架制度，打通了各关键流程环节，二级市场价格走势平稳，价格水平基本符合预期且贴近减排成本，初步发挥了碳价发现机制作用，有效提升了企业减排温室气体和加快绿色低碳转型的意识与能力，实现了预期目标。记者了解到，作为注册登记结算系统的运维管理机构，为了更好地服务第二个履约周期，中碳登积极推动市场制度设计和法治建设，参与碳排放权登记、交易、结算等管理规则的制定完善，助力《全国碳排放权交易管理办法》尽快出台。同时积极提升系统功能，持续优化业务流程，高效推动新增300余家重点排放单位注册登记账户开立及市场参与工作，与多地生态主管部门合作，协助边远地区和履约困难地区做好能力建设。后续将在账户服务方面持续优化注册登记流程和系统功能，在交易结算方面将加快推进“1+N”结算银行体系建设，在能力建设方面将继续为地方主管部门和控排企业提供更专业辅导。朱国辉透露，中碳登承建的注册登记系统已为行业扩容完成了多项前期准备工作，目前完全具备承接全国碳市场多行业纳入的各项条件。此外，中碳登已与多家行业协会签订战略合作协议，计划共同针对扩容行业企业开展能力建设培训和碳市场模拟实操活动，帮助企业提前熟悉市场系统和规则，提升其参与碳市场的综合能力。全国碳市场第一个履约周期纳入电力行业重点排放单位2162家，涉及29个省市。除了已有试点碳市场的省市企业，其他大部分企业都是第一次参与碳市场，对于企业自身来说，要在市场启动后不到半年的时间内完成所有履约相关工作，对企业的发电机组机改程度、排放数据管理能力、资金分配能力和碳资产管理能力都提出较高要求。在此基础上，全国碳市场首个履约周期依然取得了99.5%的履约率，实属不易。第一个履约周期配额分配方案在确保电力供应的前提下，通过市场机制手段首次在全国范围内将碳减排责任压实到企业，初步实现了对燃气、超超临界、热电联产等高效率低排放机组的正向激励，兼顾了节能减排和行业发展。2020年电力行业单位火电发电量碳排放权强度相较2018年下降1.07%。根据中碳登向2162家重点排放单位发放调查问卷的结果（回收有效问卷735份），第一个履约周期后，超过80%的重点排放单位设置了专职人员负责企业碳资产管理，其中约15%的重点排放单位成立了10人以上的碳资产管理团队。近90%的重点排放单位表示将更加重视数据质量控制计划，积极配合报告核查，并将碳排放数据纳入企业日常监管和统计范畴。通过全国碳市场实现减排收益的重点排放单位中，有45.71%的重点排放单位计划将减排收益资金投入节能减排工作中，20%的重点排放单位计划用于补充生产流动性资金，以碳市场激励企业加大减排投入，反哺行业发展作用初步显现。国家电投湖北电力有限公司是最早试水全国碳市场的发电企业，目前的履约率是100%。该公司副总经理李立新表示，全国碳市场对国家电力投资集团的环境权益类资产及减排收益提供了便捷高效的变现渠道。企业参与全国碳市场前后的排放呈下降趋势。他以荆门掺氢燃烧项目为例介绍了企业在节能减碳、控排减排方面的进展。“从前年开始，我们对荆门燃机的燃气机组进行技术改造与升级，这是我国首次在重型燃机商业机组上实施高比例掺氢燃烧改造试验和科研攻关，也是全球范围内首个在天然气联合循环、热电联供商业机组中进行高比例掺氢燃烧的示范项目。掺氢比例从前年的15%提升到去年的30%，最终目标是实现全氢燃烧的零碳生产。”李立新说。对全国碳市场下一步发展，李立新希望能尽快纳入更多的行业，进一步扩大市场容量，提升交易活跃度，助力企业更加坚定地走清洁绿色发展之路。同时，希望能尽快重启CCER项目申报，让环境权益价值获得更大的市场化空间。此外，期待绿色电力与绿色证书体系能与碳市场更好地融合发展，避免环境权益的重复计算，为各类控排企业提供更多的减排路径选择。（经济日报记者曹红艳）（由配售电中心孙孝文整理）

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