与此同时，今年1—2月份的电力数据也陆续披露，国家能源局最新数据显示，1—2月份全社会用电量累计15316亿千瓦时，同比增长11.0%；截至2月底，全国累计发电装机容量约29.7亿千瓦，同比增长14.7%。
在3月26日举办的2024年经济形势与电力发展分析预测会上，中电联党委书记、常务副理事长杨昆指出，1—2月我国全社会用电量总体呈现快速增长态势。预计2024年全国电力供需形势总体紧平衡。2024年新投产发电装机规模将再超3亿千瓦。到2024年底，新能源发电装机规模将达到13亿千瓦左右，首次超过煤电装机规模，占总装机比重上升至40%左右。
新能源发电装机规模将首超煤电
国家能源局数据显示，今年1—2月，全社会用电量累计15316亿千瓦时，同比增长11.0%，其中规模以上工业发电量为14870亿千瓦时。从分产业用电看，第一产业用电量192亿千瓦时，同比增长11.1%；第二产业用电量9520亿千瓦时，同比增长9.7%；第三产业用电量2869亿千瓦时，同比增长15.7%；城乡居民生活用电量2735亿千瓦时，同比增长10.5%。
从具体地方情况来看，今年开年的电力消费情况也是增势良好。
“广东是外贸第一大省，通过对3315家出口企业抽样调查统计，出口企业用电量同比增速正在逐步回升，在去年四季度用电量实现转正，而随着今年1—2月外贸实现开门红，整体用电量增速也重回了3.8%的正增长态势。”广州电力交易中心总经理钟声表示，基于经济复苏前景向好，电力需求预计稳步增长，预计南方区域最高统调负荷2.6亿千瓦，同比增长9.8%，预计南方区域统调发受电量1.6万亿干瓦时，同比增长7.5%。
“1—2月我国全社会用电量总体呈现快速增长态势。随着现代化建设全面推进，今后一个时期电力需求仍将保持刚性增长。”杨昆从全国情况分析，今年的政府工作报告将2024年GDP增速目标设定为5%左右，综合考虑宏观经济、终端用能电气化等因素，预计在电力消费方面，2024年全年全社会用电量将达到9.8万亿千瓦时，比2023年增长6%左右。全国统调最高用电负荷将达到14.5亿千瓦，比2023年增加1亿千瓦左右。
值得注意的是，中国能源结构转变上实现了历史性突破。2023年非化石能源发电装机容量15.7亿千瓦，占总装机容量比重首次突破50%，达到53.9%，同比提高4.4个百分点，而这个比例还将在今年进一步扩大。
《2024年能源工作指导意见》在今年的发展目标中提出，非化石能源发电装机占比提高到55%左右。风电、太阳能发电量占全国发电量的比重达到17%以上。
杨昆预测，2024年新投产发电装机规模将再超3亿千瓦，2024年底，全国发电装机容量将达到32.5亿千瓦，同比增长12%左右。非化石能源发电装机将达到18.6亿千瓦左右，占总装机的比重上升至57%左右，其中，水电4.4亿千瓦、并网风电5.3亿千瓦、并网太阳能发电7.8亿千瓦、核电6191万千瓦、生物质发电4700万千瓦左右。
“尤其是新能源发电装机规模将达到13亿千瓦左右，首次超过煤电装机规模，占总装机比重上升至40%左右。”杨昆强调。
能源的消费结构也随之改变，《指导意见》明确，非化石能源占能源消费总量比重提高到18.9%左右，终端电力消费比重持续提高。并且将科学优化新能源利用率目标，印发2024年可再生能源电力消纳责任权重并落实到重点行业企业，以消纳责任权重为底线，以合理利用率为上限，推动风电光伏高质量发展。
“我国绿色发展水平整体还不够高、基础还比较薄弱，产业结构偏重、能源结构偏煤、能源效率偏低，单位GDP二氧化碳排放强度比世界平均水平高出约30%。”杨昆表示，面临保障电力安全稳定供应、实现“双碳”目标的时间倒逼等形势，必须坚定不移大力发展非化石能源，积极推动行业绿色低碳转型，这既是实现“双碳”目标的内在要求，也是应对外部挑战的迫切需要。
高比例新能源结构催化电力市场改革
随着能源结构的转变，构建新型电力系统以及相关的市场机制改革则更为迫切。
根据联合国政府间气候变化专门委员会（IPCC）的最新报告，极端天气事件在未来将会更加频繁，能源供给与需求两端都会因此受到影响。一方面，受自然条件的限制，可再生能源供给将呈现出更大程度的间歇性和波动性，风力骤减、干旱等极端天气的发生，会造成可再生能源出力的大幅下降。另一方面，极端天气将大幅增加电力需求，加大保供难度。
北京电力交易中心书记、副总经理谢开指出，目前极端高温或低温天气下负荷激增，但新能源出力受阴天、覆冰、极热无风等多重因素影响出现下降，无法有效支撑电力供应保障需求。比如，受光伏电源“午间大发、晚峰为零”特性影响，时段性、局部性电力供应紧张时有发生。与此同时，随着光伏装机大规模增长和发电同质化特征凸显，各地午间调峰能力普遍不足，光伏消纳困难和系统调节能力不足的问题在全网范围内同步显现。
国家电网数据显示，2023年国家电网经营区域光伏发电日内最大波动2.59亿千瓦，系统晚峰保供难度持续增长。特别是度夏、度冬期间，降温、取暖负荷激增，最高约3亿千瓦，最高负荷增速持续高于用电量增速，电力平衡保障难度进一步增加。
《指导意见》提出，今年将进一步提升电力系统稳定调节能力，印发实施指导火电转型发展的相关政策。推动煤炭、煤电一体化联营，合理布局支撑性调节性煤电，加快电力供应压力较大省份已纳规煤电项目建设，力争尽早投产。深入落实《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》，提升配电网支撑保障能力和综合承载能力。
杨昆也表示，随着我国能源转型不断提速，电力体制改革进入“深水期”，多层次电力市场协同关系需进一步明确，各地新能源入市的节奏缺乏统筹，跨省区电力交易壁垒仍然存在，中长期与现货交易有待进一步衔接，批发市场价格信号没有真正向零售用户传导，辅助服务成本科学分摊和疏导的难度仍然较大，新能源的绿色价值，气电、新型储能的灵活调节价值尚未得到合理体现，电—碳市场需要深度融合，全国统一电力市场亟待由大向强、由全向优转变。这些方面，都需要深入研究、持续推动。
谢开建议，高比例新能源下，需要进一步统筹全网电力供应保障和灵活调节能力，依托大电网、大市场，通过省间灵活交易，实现电能量和调峰、备用等资源的大范围余缺互济。同时，推动建立大型风光基地与火电、储能等打捆参与市场的新型交易模式，完善全国统一电力市场输配电价体系机制，探索引入两部制电价机制。
《指导意见》也提出，计划指导推动山西、广东、甘肃、山东、蒙西等先行先试地区持续深化电力市场化改革，稳步推进南方、京津冀、长三角区域电力市场建设。
钟声在会上透露，南方电网公司正在加快南方区域电力市场体系建设，针对新能源随机性大、波动性强的特点，设计更加灵活的短周期交易品种，完善相关交易机制，积极组织相关市场化交易，不断拓展应用场景，2024年年底前实现南方区域电力市场长周期结算试运行，力争2025年实现连续结算运行，为规划建设新型能源体系提供坚实保障。
