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新能源日内出力波动大。首先，电力电量实时平衡问题，日内、中短期和长期平衡难度都将加大。

风光等新能源发电功率达到装机容量的概率几乎为零，达到50%以上装机容量的概率不足10%。为了使用电力更广泛、更便利，电力系统规模越来越大、结构更加复杂，世界上建成了一些大型的电力系统，比如北美联合电力系统、欧洲电力系统、印度电力系统等，我国电力系统是全球最大、技术最复杂的电力系统。再者，上述变化带来一系列安全性问题。四川锦屏-江苏直流发生双极闭锁故障，当时华东电网用电负荷1.4亿干瓦，锦屏直流送电490万千瓦、仅占华东负荷的3.5%。从周月平衡看，由于连续阴天、无风、寒潮等天气，新能源周出力具有很强的不确定性。

传统电力系统电源以常规火电、水电为主，发电出力连续可控。新情景需要新手段，舒印彪建议增强分析控制能力。迎峰度冬期间，华东、华中、南方、西北区域电力供需偏紧;华北区域电力供需紧平衡;东北区域电力供需基本平衡。

六是市场交易电量同比增长39.0%。三是太阳能发电设备利用小时同比提高56小时，风电、火电、核电、水电同比分别降低9、65、186、194小时。为确保能源电力安全保供，中电联建议：进一步加大电力燃料供应保障能力，继续加大优质产能释放力度，加快推进2023年电煤中长期合同签订工作，加强电煤产运需之间的衔接配合，保障电煤运输畅通。从电力消费需求情况来看，2022年，全国全社会用电量8.64万亿千瓦时，同比增长3.6%。

疏导燃煤发电成本，发挥煤电兜底保供作用。预计2023年底全国发电装机容量28.1亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机合计14.8亿千瓦，占总装机比重上升至52.5%左右。

电力供应方面，在新能源发电快速发展带动下，预计2023年新投产的总发电装机以及非化石能源发电装机规模将再创新高。迎峰度夏期间，华东、华中、南方区域电力供需形势偏紧;华北、东北、西北区域电力供需基本平衡。第一产业用电量1146亿千瓦时，同比增长10.4%。2022年12月，贵州、云南等少数省份受前期来水偏枯导致水电蓄能持续下滑等因素影响，叠加寒潮天气期间取暖负荷快速攀升，电力供需形势较为紧张，通过加强省间余缺互济、实施负荷侧管理等措施，有力保障电力供应平稳有序，守牢了民生用电安全底线。

五是电力投资同比增长13.3%，非化石能源发电投资占电源投资比重达到87.7%。正常气候情况下，预计2023年全国全社会用电量9.15万亿千瓦时，比2022年增长6%左右。具体表现出以下几个特征：一是非化石能源发电装机占总装机容量比重接近50%。一、二、三、四季度，全社会用电量同比分别增长5.0%、0.8%、6.0%和2.5%，受疫情等因素影响，第二、四季度电力消费增速回落。

加快推进跨省跨区特高压输电工程规划建设，强化电网骨干网架，加快智能配电网建设，促进新能源就地就近开发利用。四是跨区输送电量同比增长6.3%，跨省输送电量同比增长4.3%。

2022年7、8月，我国出现了近几十年来持续时间最长、影响范围最广的极端高温少雨天气，叠加经济恢复增长，拉动用电负荷快速增长。全国有21个省级电网用电负荷创新高，华东、华中区域电力保供形势严峻，浙江、江苏、安徽、四川、重庆、湖北等地区电力供需形势紧张。

2022年全国全口径发电装机容量25.6亿千瓦，非化石能源发电装机占总装机容量比重接近50%根据报告，2022年全国电力供需总体紧平衡，部分地区用电高峰时段电力供需偏紧。第二产业中，高技术及装备制造业全年用电量同比增长2.8%引人注目四是跨区输送电量同比增长6.3%，跨省输送电量同比增长4.3%。三是太阳能发电设备利用小时同比提高56小时，风电、火电、核电、水电同比分别降低9、65、186、194小时。二是全口径非化石能源发电量同比增长8.7%，煤电发电量占全口径总发电量的比重接近六成。报告指出，根据电力需求预测，并综合考虑新投产装机、跨省跨区电力交换、发电出力及合理备用等方面，预计2023年全国电力供需总体紧平衡，部分区域用电高峰时段电力供需偏紧。

预计2023年全社会用电量增速6%，全国电力供需总体紧平衡综合考虑新投产装机、跨省跨区电力交换、发电出力及合理备用等方面的因素，中电联预计2023年全国电力供需总体紧平衡，部分区域用电高峰时段电力供需偏紧。2022年7、8月，我国出现了近几十年来持续时间最长、影响范围最广的极端高温少雨天气，叠加经济恢复增长，拉动用电负荷快速增长。

全国有21个省级电网用电负荷创新高，华东、华中区域电力保供形势严峻，浙江、江苏、安徽、四川、重庆、湖北等地区电力供需形势紧张。2022年全国全口径发电装机容量25.6亿千瓦，非化石能源发电装机占总装机容量比重接近50%根据报告，2022年全国电力供需总体紧平衡，部分地区用电高峰时段电力供需偏紧。

疏导燃煤发电成本，发挥煤电兜底保供作用。五是电力投资同比增长13.3%，非化石能源发电投资占电源投资比重达到87.7%。

城乡居民生活用电量1.34万亿千瓦时，同比增长13.8%。迎峰度冬期间，华东、华中、南方、西北区域电力供需偏紧;华北区域电力供需紧平衡;东北区域电力供需基本平衡。水电4.2亿千瓦、并网风电4.3亿千瓦、并网太阳能发电4.9亿千瓦、核电5846万千瓦、生物质发电4500万千瓦左右，太阳能发电及风电装机规模均将在2023年首次超过水电装机规模。第一产业用电量1146亿千瓦时，同比增长10.4%。

从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况进行分析，电力行业绿色低碳转型成效显著。加快推进跨省跨区特高压输电工程规划建设，强化电网骨干网架，加快智能配电网建设，促进新能源就地就近开发利用。

在电力消费方面，中电联2023年预计我国经济运行有望总体回升，拉动电力消费需求增速比2022年有所提高。六是市场交易电量同比增长39.0%。

第二产业中，高技术及装备制造业全年用电量同比增长2.8%引人注目。从电力生产供应情况来看，截至2022年底，全国全口径发电装机容量25.6亿千瓦，同比增长7.8%。

2月，全国多次出现大范围雨雪天气过程，少数省份在部分用电高峰时段电力供需平衡偏紧。强化电力负荷管理，拓展实施能效提升项目，推动消费侧节能降耗提效，引导全社会节约用电。从电力消费需求情况来看，2022年，全国全社会用电量8.64万亿千瓦时，同比增长3.6%。具体表现出以下几个特征：一是非化石能源发电装机占总装机容量比重接近50%。

第三产业用电量1.49万亿千瓦时，同比增长4.4%。预计2023年全年全国新增发电装机规模有望达到2.5亿千瓦左右，其中新增非化石能源发电装机1.8亿千瓦。

加快系统应急保障和调节能力建设，加快技术研发和管理创新，推动新型电力系统建设。为确保能源电力安全保供，中电联建议：进一步加大电力燃料供应保障能力，继续加大优质产能释放力度，加快推进2023年电煤中长期合同签订工作，加强电煤产运需之间的衔接配合，保障电煤运输畅通。

迎峰度夏期间，华东、华中、南方区域电力供需形势偏紧;华北、东北、西北区域电力供需基本平衡。一、二、三、四季度，全社会用电量同比分别增长5.0%、0.8%、6.0%和2.5%，受疫情等因素影响，第二、四季度电力消费增速回落。