完善电力行业稳定工作法规制度体系，强化政策措施的系统性、整体性、协同性。

其中，燃煤机组为保供主力电源，装机规模7094万千瓦，占比58.1%。燃气、生物质等机组装机规模758万千瓦，占比6.2%。

新能源并网发电量207亿千瓦时，同比增长25.2%。全社会用电量同比增长6.7%据介绍，江苏全年电力消费总量由2012年的4581亿千瓦时增长至2022年的7400亿千瓦时。截至目前，江苏境内7条跨区电力输送能源通道已累计引入电量超1万亿千瓦时。为提升对外来电力能源的接受能力，目前江苏电网建有35千伏及以上变电站3354座、输电线路10.9万公里，初步已形成以一交四直特高压混联电网为骨干网架、各级电网协调发展的智能电网

为提升对外来电力能源的接受能力，目前江苏电网建有35千伏及以上变电站3354座、输电线路10.9万公里，初步已形成以一交四直特高压混联电网为骨干网架、各级电网协调发展的智能电网。据介绍，江苏全年电力消费总量由2012年的4581亿千瓦时增长至2022年的7400亿千瓦时。一季度增速比上年四季度增速回升1.0个百分点。

四是城乡居民生活用电量3424亿千瓦时，同比增长0.2%。今年一季度气温偏暖是居民生活用电量低速增长的重要原因。一季度，全国新增发电装机容量5900万千瓦，同比多投产2726万千瓦。（二）加快重点电源电网工程建设，提升电力系统调节支撑能力一是加快推进新增电源项目建设，挖掘现有发电机组潜力。

从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况看，电力行业绿色低碳转型成效显著。（二）电力供应预测在新能源发电快速发展的带动下，2023年全年新增发电装机规模将达到甚至超过2.5亿千瓦，其中非化石能源发电装机投产1.8亿千瓦，新投产的总发电装机规模以及非化石能源发电装机规模将再创历史新高。

其中，新增非化石能源发电装机容量5166万千瓦，占新增发电装机总容量的比重为87.6%。三是第三产业用电量3696亿千瓦时，同比增长4.1%。消费品制造业一季度用电量同比下降1.7%，降幅比上年四季度收窄2.5个百分点。其他制造业行业一季度用电量同比增长5.2%，其中，石油/煤炭及其他燃料加工业用电量同比增长13.4%。

五是跨区输送电量同比增长24.3%，跨省输送电量同比增长13.5%。三是加强电力负荷管理，挖掘需求侧资源。4.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。三是全口径非化石能源发电量同比增长8.9%，煤电发电量占全口径总发电量的比重保持在六成。

全口径并网风电发电量同比增长24.5%。三是加大对电煤市场价格的监管。

全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为10622亿千瓦时，同比增长4.4%。注释：1.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。

电网完成投资668亿元，同比增长7.5%。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。正常气候情况下，预计全国最高用电负荷13.7亿千瓦左右，比2022年增加8000万千瓦左右。正常气候情况下，预计2023年全年全社会用电量9.15万亿千瓦时，比2022年增长6%左右。分区域看，西北输出电量754亿千瓦时，同比增长4.3%，其中西北送华中269亿千瓦时，同比增长21.2%。受上年同期低基数等因素影响，预计今年二季度电力消费增速将明显回升，拉动上半年全社会用电量同比增长6%左右。

核电1864小时，同比提高17小时。其中，规模以上电厂水电发电量同比下降8.3%，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，是今年一季度水电发电量同比下降的主要原因。

电力供应方面，降水、风光资源、燃料供应等方面存在不确定性。其中，电气机械和器材制造业用电量同比增长22.8%，电力建设投资保持高位拉动行业用电量快速增长。

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。此外，煤电企业持续亏损导致技改检修投入不足带来设备风险隐患上升，均增加了电力生产供应的不确定性。

构建支撑适应大规模可再生能源深度利用的新型电力系统，将明显增加新能源建设、骨干网架建设、消纳等一系列建设和运行成本，新增成本需要在发输配用各环节间科学、公平负担，因此亟需建立更为有效全面的系统成本疏导机制，进一步细分出电力容量价值、灵活性价值和绿色价值，提升系统供电保障能力和灵活调节能力。受来水持续偏枯、电煤供应紧张、取暖负荷增长等因素叠加影响，贵州、云南等少数省份电力供需形势紧张，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。全口径煤电发电量同比增长0.8%，占全口径总发电量的比重为61.0%，同比降低1.8个百分点。此外，内蒙古和广西用电量增速超过8%。

二、全国电力供需形势预测（一）电力消费预测宏观经济及气候等均是影响电力消费需求增长的重要方面。气象部门预计今年夏季（6月至8月）西南地区东部及华中中部降水偏少、气温偏高，湖北大部、湖南北部、重庆东部、四川东北部等地降水偏少2～5成，可能出现区域性气象干旱，将会对当地电力供应以及电力外送产生影响。

截至2023年3月底，全国全口径发电装机容量26.2亿千瓦，同比增长9.1%。截至3月底，全国全口径发电装机容量26.2亿千瓦。

其中，黑色金属冶炼和压延加工业、建材行业用电量扭转了上年以来的持续负增长态势，一季度用电量同比分别增长2.7%和7.5%。3.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。

水电投资同比下降7.8%，主要是常规水电投资减少，抽水蓄能投资同比增长21.3%。2.四大高载能行业包括：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。并网太阳能发电303小时，同比提高3小时。推动智能配电网、主动配电网建设，提高配电网接纳新能源和多元化负荷的承载力和灵活性，促进新能源就地就近开发利用。

完善峰谷分时电价政策，适度拉大峰谷价差，通过价格信号引导用户削峰填谷，引导储能、虚拟电厂等新兴主体发挥调节性作用。五是全国共有26个省份用电量正增长，西部地区用电量增速领先。

延续保供政策，保持政策稳定性，保障后续持续增长的发电用煤需求。二是第二产业用电量1.38万亿千瓦时，同比增长4.2%。

东北送华北电量165亿千瓦时，同比增长98.1%。煤电仍是当前我国电力供应的最主要电源，在来水明显偏枯时可以较好地弥补水电出力的下降，充分发挥兜底保供作用。