2299万千瓦！国家能源局公布上半年风电建设和运行情况

北极星风力发电网讯：7月31日，国家能源局召开三季度例行新闻发布会，发布2023年上半年能源形势、可再生能源发展情况，并介绍了2023年上半年全国新型储能装机规模和全国电力市场交易有关情况。

发布会显示，上半年，我国可再生能源继续保持良好发展势头，非化石能源装机达到13.8亿千瓦。上半年，全国可再生能源新增装机1.09亿千瓦，同比增长98.3%，占新增装机的77%。其中，常规水电新增并网206万千瓦，抽水蓄能330万千瓦，风电新增并网2299万千瓦，光伏发电新增并网7842万千瓦，生物质发电新增并网176万千瓦。截至2023年上半年，全国可再生能源装机突破13亿千瓦，达到13.22亿千瓦，同比增长18.2%，历史性超过煤电，约占我国总装机的48.8%，其中，水电装机4.18亿千瓦，风电装机3.89亿千瓦，光伏发电装机4.7亿千瓦，生物质发电装机0.43亿千瓦。风电光伏发电量快速增长。上半年，全国可再生能源发电量达1.34万亿千瓦时，其中，风电光伏发电量达7291亿千瓦时，同比增长23.5%。

风电建设和运行情况：上半年，全国风电新增并网容量2299万千瓦，其中陆上风电2189万千瓦，海上风电110万千瓦。从新增装机分布看，“三北”地区占全国新增装机的70.6%。截至2023年6月底，全国风电累计装机达到3.89亿千瓦，同比增长13.7%，其中陆上风电3.58亿千瓦，海上风电3146万千瓦。2023年上半年，全国风电发电量4628亿千瓦时，同比增长20%。全国风电平均利用率96.7%，同比提升0.9个百分点。

发布会文字实录

综合司副司长、新闻发言人张星：

今天国家能源局召开三季度例行新闻发布会，发布2023年上半年能源形势、可再生能源发展情况，还将向大家介绍2023年上半年全国新型储能装机规模和全国电力市场交易有关情况，并回答记者提问。

参加今天发布会的有国家能源局发展规划司副司长董万成先生、能源节约与科技装备司副司长刘亚芳女士、新能源和可再生能源司副司长王大鹏先生、市场监管司副司长刘刚先生，我是综合司副司长、新闻发言人张星。请相关司负责同志介绍有关情况。

发展规划司副司长董万成：

国内能源供给保障能力稳步提升 能源绿色低碳转型加快推进

各位记者朋友，大家上午好。下面我就上半年全国能源形势作简要介绍。今年以来，能源行业深入贯彻落实党的二十大和中央经济工作会议精神，扎实开展学习贯彻习近平新时代中国特色社会主义思想主题教育，切实落实党中央、国务院关于能源保供稳价等决策部署，着力推动相关政策措施落地见效。上半年，国内能源供给保障能力稳步提升，能源绿色低碳转型加快推进，全国能源供需总体平稳有序，主要呈现以下四个特点：

一是能源消费持续增长。上半年，全社会用电量累计4.3万亿千瓦时，同比增长5.0%。前六个月，第一、二、三产业用电量同比分别增长12.1%、4.4%、9.9%。工业用能整体延续增长态势。煤炭、天然气消费量平稳增长，成品油消费量较快增长。

二是能源生产供应平稳有序。上半年，国内原煤、原油、天然气产量稳步提高，同比分别增长4.4%、2.1%、5.4%。全国发电装机规模达到27.1亿千瓦，同比增长10.8%。全国能源重点项目完成投资额超过1万亿元，同比增长23.9%。国际煤炭、原油、天然气价格明显回落，降幅3~5成左右，我国能源进口较快增长。

三是迎峰度夏能源保供基础进一步夯实。煤炭、煤电兜底保障能力持续增强，支撑性保障性电源并网加快推进。电煤中长期合同履约率保持较高水平，电煤供应平稳有序。电厂存煤保持历史高位，有力满足高峰时段用煤需求。跨省跨区通道输电能力进一步提升，电力互济能力持续增强。各类电源调峰潜力充分挖掘，新型储能装机规模快速增长，电力调节能力逐步提升。

四是能源绿色低碳转型加快推进。上半年，我国可再生能源继续保持良好发展势头，非化石能源装机达到13.8亿千瓦。新型储能装机规模持续快速增长，上半年新增装机规模相当于此前历年装机规模总和。发布《新型电力系统蓝皮书》，首次明确提出建设新型电力系统的总体架构和重点任务，加快构建新型电力系统。积极推动能源科技创新攻关和关键核心技术推广应用，发布新型储能试点示范工作规则，促进新型储能多元化、产业化、市场化发展。

新能源和可再生能源司副司长王大鹏：

可再生能源发展实现新突破

上半年以来，国家能源局深入贯彻落实党的二十大精神，锚定碳达峰碳中和目标，统筹能源安全供应和绿色低碳发展，持续推进大型风电光伏基地、重大水电项目和抽水蓄能建设，可再生能源发展实现了新突破。

可再生能源装机规模实现新突破。上半年，全国可再生能源新增装机1.09亿千瓦，同比增长98.3%，占新增装机的77%。其中，常规水电新增并网206万千瓦，抽水蓄能330万千瓦，风电新增并网2299万千瓦，光伏发电新增并网7842万千瓦，生物质发电新增并网176万千瓦。截至2023年上半年，全国可再生能源装机突破13亿千瓦，达到13.22亿千瓦，同比增长18.2%，历史性超过煤电，约占我国总装机的48.8%，其中，水电装机4.18亿千瓦，风电装机3.89亿千瓦，光伏发电装机4.7亿千瓦，生物质发电装机0.43亿千瓦。

风电光伏发电量快速增长。上半年，全国可再生能源发电量达1.34万亿千瓦时，其中，风电光伏发电量达7291亿千瓦时，同比增长23.5%。

（一）水电建设和运行情况。上半年，全国新增水电并网容量536万千瓦，其中常规水电206万千瓦，抽水蓄能330万千瓦。截至2023年6月底，全国水电累计装机容量达4.18亿千瓦，其中常规水电3.69亿千瓦，抽水蓄能0.49亿千瓦。上半年，全国水电发电量5166亿千瓦时，全国水电平均利用小时数为1239小时。

（二）风电建设和运行情况。上半年，全国风电新增并网容量2299万千瓦，其中陆上风电2189万千瓦，海上风电110万千瓦。从新增装机分布看，“三北”地区占全国新增装机的70.6%。截至2023年6月底，全国风电累计装机达到3.89亿千瓦，同比增长13.7%，其中陆上风电3.58亿千瓦，海上风电3146万千瓦。2023年上半年，全国风电发电量4628亿千瓦时，同比增长20%。全国风电平均利用率96.7%，同比提升0.9个百分点。

（三）光伏发电建设和运行情况。上半年，全国光伏新增并网7842万千瓦，同比增长154%，其中集中式光伏发电3746万千瓦，同比增长234%，分布式光伏发电4096万千瓦，同比增长108%。截至2023年6月底，全国光伏发电装机容量达到4.7亿千瓦，其中集中式光伏2.72亿千瓦，分布式光伏1.98亿千瓦。上半年，全国光伏发电量2663亿千瓦时，同比增长30%。全国光伏发电利用率98.2%，同比提升0.4个百分点。

（四）生物质发电建设和运行情况。上半年，全国生物质发电新增装机176万千瓦，累计装机达4308万千瓦，同比增长9.2%，生物质发电量984亿千瓦时，同比增长10.1%。新增装机排名前五位的省份是河北、广东、江苏、湖北和黑龙江，分别为21.5万千瓦、20.1万千瓦、16.3万千瓦、14.8万千瓦和14.1万千瓦；今年累计发电量排名前五位的省份是广东、山东、浙江、江苏和安徽，分别为112.7亿千瓦时、93.8亿千瓦时、71.6亿千瓦时、70亿千瓦时和63.9亿千瓦时。

能源节约与科技装备司副司长刘亚芳：

半年翻番，全国新型储能装机规模 持续快速增长

随着可再生能源装机规模快速增长，电力系统对各类调节性资源需求迅速增长，新型储能项目加速落地，装机规模持续快速提升。截至2023年6月底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模超过1733万千瓦/3580万千瓦时，平均储能时长2.1小时。1-6月，新投运装机规模约863万千瓦/1772万千瓦时，相当于此前历年累计装机规模总和。从投资规模来看，按当前市场价格测算，新投运新型储能拉动直接投资超过300亿元人民币。

一、技术路线方面，保持多元化发展趋势

锂离子电池储能仍占绝对主导地位，压缩空气储能、液流电池储能、飞轮储能等相对成熟的储能技术保持快速发展，超级电容储能、固态电池储能、钛酸锂电池储能等新技术也已经开始投入工程示范应用，各类新型储能技术发展你追我赶，总体呈现多元化快速发展态势。截至2023年6月底，全钒液流电池储能占1.1%、压缩空气储能占1.0%、铅酸（炭）电池储能占0.9%。

二、部分省区布局装机规模突破百万千瓦

截至2023年6月底，新型储能累计装机规模排名前5的省区分别为：山东294万千瓦/590万千瓦时、湖南264万千瓦/527万千瓦时、宁夏197万千瓦/391万千瓦时、内蒙古165万千瓦/329万千瓦时、新疆122万千瓦/313万千瓦时，装机规模均超过100万千瓦。华北、西北、华中地区合计超过全国总量的80%。其中，华北地区已投运新型储能装机占全国30.0%、西北地区占比26.8%、华中地区占比23.5%。

从2023年上半年新增装机规模来看，排名前5名的省区分别为：湖南200万千瓦/400万千瓦时，山东139万千瓦/272万千瓦时，宁夏107万千瓦/211万千瓦时、内蒙古106万千瓦/210万千瓦时、新疆83万千瓦/228万千瓦时。

三、加强行业规范，注重科学规划和有效调用

国家能源局会同有关部门针对新型储能的科学配置和调度运用持续发力，先后出台《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》《新能源基地送电配置新型储能规划技术导则》等政策规范，规范和指导新能源基地送电配置新型储能相关规划工作，推动新型储能科学优先调度运用和参与电力市场。目前，国家能源局正在组织开展电力领域综合性监管。新型储能项目运行调度、市场交易等情况已纳入重点监管内容，推动新型储能等调节性资源更好地发挥作用，促进风光等可再生能源大规模开发消纳，保障电力安全稳定供应。

市场监管司副司长刘刚：

市场化交易电量规模延续稳步增长态势

国家能源局按照党中央、国务院关于加快建设全国统一大市场有关工作部署，持续推动全国统一电力市场体系建设，2023年上半年市场化交易电量规模延续稳步增长态势。

2023年上半年，全社会用电量累计43076亿千瓦时，同比增长5.0%。全国各电力交易中心累计组织完成市场化交易电量26501亿千瓦时，同比增长6.7%，占全社会用电量比重达61.5%，同比提高0.9个百分点。

从交易范围看，省内交易电量21318亿千瓦时。其中，直接交易20558亿千瓦时，发电合同转让及其他交易760亿千瓦时。跨省跨区交易电量5183亿千瓦时。其中，直接交易584亿千瓦时，“网对网”“点对网”等省间外送交易4557亿千瓦时，发电合同转让交易42亿千瓦时。

从经营区域看，国家电网经营区域市场化交易电量20898亿千瓦时，同比增长7.1%，占该区域全社会用电量比重为61.3%；南方电网经营区域市场化交易电量4268亿千瓦时，同比增长2.2%，占该区域全社会用电量比重为59.3%；内蒙古电网经营区域市场化交易电量1335亿千瓦时，同比增长17%，占该区域全社会用电量比重为74.4%。

综合司副司长、新闻发言人张星：

现在请各位记者提问，由相关司负责同志回答。

《经济日报》记者：

近年来，全国新型储能装机规模持续快速增长的原因是什么？

能源节约与科技装备司副司长刘亚芳：

谢谢你的提问，根据我们的分析，今年上半年，全国新型储能装机规模持续快速增长，主要有以下四个方面原因。

一是贯彻碳达峰碳中和目标，加快建设高比例可再生能源新型电力系统为储能快速发展创造了良好机遇。风电、光伏发电建设规模持续快速扩大，风光发电的间歇性、随机性、波动性，给现有电力系统安全稳定运行带来的挑战迅速增大，要在保障电力安全的前提下，接受、消纳占比迅速提高的风光发电电力电量，亟需大力发展各类储能以弥补电力系统灵活性调节能力缺口。刚才，王大鹏副司长已经介绍了上半年全国风电、光伏发电新增并网装机达1.01亿千瓦，是新型储能快速增长的根本原因。

二是支撑技术产业发展的顶层设计不断完善，为新型储能快速发展奠定了政策基础。近年来，国家出台了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《新型储能项目管理规范（暂行）》《“十四五”新型储能发展实施方案》，以及进一步推动新型储能参与电力市场、科学优先调用和加强储能标准化工作的一系列政策文件，始终坚持市场主导、政策驱动，强调统筹规划、多元发展，鼓励创新示范、先行先试。随着政策体系逐步完善和市场环境不断优化，多种示范引领带动效果凸显，新型储能发展进入了快车道。

三是新型储能特性与传统的储能技术形成优势互补，得到了更广泛的认可，使新型电力系统构建有更多的选择。较之于传统的抽水蓄能，新型储能选址灵活便捷、建设周期短、响应快速灵活、功能特性和应用场景多元，方便在不同的场景中解决新能源接入电力系统时带来的随机性、波动性与间歇性等问题。

四是有关企业、高校、机构和各地政府发展新型储能技术、产业和工程应用的积极性空前高涨，为新型储能快速发展注入了活力。许多地方政府党政主要领导高度关注，建立各部门单位协调工作机制，促进新型储能产学研用联动，制定专项规划或者在相关能源规划中明确新型储能发展目标，通过开展省级试点示范、制定补贴政策等方式大力推动新型储能发展。能源企业、社会资本等各种投资主体对于新型储能的投资热情高涨，加快了新型储能项目建设和落地进度。

《中国电力报》记者：

刚才刘司长介绍了上半年全国电力市场交易规模情况，市场化交易电量占比延续了稳步增长态势，同比增长6.7%，占全社会用电量比重达到61.5%。请问，国家能源局下一步计划从哪些方面加快推动全国统一电力市场体系建设？

市场监管司副司长刘刚：

谢谢你的提问。下一步，我们将继续以加快建设全国统一电力市场体系为目标，重点做好以下三个方面工作。一是组织研究全国统一电力市场发展规划，梳理电力中长期、电力辅助服务、现货市场运行情况及存在的主要问题，研究制定贯彻落实加快建设全国统一电力市场体系的工作举措；二是修订《电力市场运行基本规则》，组织起草相关配套规则，构建全国统一电力市场“1+N”规则体系，促进全国电力市场规则在准入注册、交易组织、信息披露、计量结算、监管措施等方面全面规范统一；三是深化完善南方区域电力市场机制，加快推进长三角、京津冀等区域电力市场建设，进一步强化区域内省间互济协同保障能力，促进资源大范围优化配置。

《人民日报》记者：

习近平总书记指出，能源保障和安全事关国计民生，是须臾不可忽视的“国之大者”。今年上半年，能源领域重点项目投资超过1万亿元。请问上半年能源投资建设有什么特点？

发展规划司副司长董万成：

谢谢你的提问。据监测，今年上半年，全国能源重点项目完成投资额超过1万亿元，同比增长23.9%，有效发挥了稳投资、促增长的作用，也为经济社会高质量发展注入动能和活力。总体上看，上半年能源投资建设具体有以下几个特点。

一是全国能源投资保持较快增长态势。能源领域积极扩大有效投资，有力有序推进重大基础设施和新型基础设施建设，带动投资增速保持较高水平。分地区看，东部、中部、西部地区完成投资同比分别增长24.8%、22.1%和24.2%。分层级看，国家级重大项目投资带动作用持续显现，省级及以下项目投资增势强劲。

二是新能源投资快速增长。新能源完成投资占比接近四成。甘肃、新疆、山西、湖北、云南、广东等地集中式光伏项目建设提速，完成投资额均超过100亿元；山东、河南、浙江加大城镇和乡村分布式光伏布局建设力度，完成投资额均超过120亿元；内蒙古、甘肃持续推进大型风电光伏基地项目建设，集中式风电投资增势不减，山东、广东海上风电项目集中开工建设。此外，湖北、安徽、江西等地一批生物质发电项目加快形成有效投资。

三是能源网络基础设施投资较快增长。电网、油气管网投资较快增长，项目建设加快推进。白鹤滩—浙江特高压直流工程全容量投产，金上—湖北、陇东—山东特高压直流工程进入土建施工阶段，一大批500千伏网架加强工程稳步实施，配电网建设加快推进。西气东输三线中段、西气东输四线处于施工高峰期。

四是新业态投资持续扩大。综合能源、新型储能、充电基础设施投资持续扩大。青海、新疆、内蒙古源网荷储一体化和多能互补投资持续释放，浙江综合智慧能源快速发展，湖南、新疆、甘肃、重庆一批系统独立型和新能源配套新型储能项目建成投产，广西、广东、云南、河南充电桩建设加快推进。

新华社记者：

国家能源局近日批准印发了《新能源基地送电配置新型储能规划技术导则》，请问国家能源局发布此项导则主要出于什么考虑，能够解决什么问题？

能源节约与科技装备司副司长刘亚芳：

谢谢你的提问，“十四五”及中长期我国规划在沙漠、戈壁、荒漠等地区建设多个大型风光发电基地项目，因此未来跨省区输电通道配套电源特性发生颠覆性变化，风电、光伏等随机性、波动性、间歇性强的资源占比将大幅度提升。为保障基地的新能源发电利用率不低于90%和外送新能源电量占比不低于50%等条件下，输电通道能够稳定送电，基地需配建新型储能与新能源协调运行。对于新能源基地配建新型储能的配置规模、方式等提出技术要求，亟待明确相关技术原则和计算方法，迫切需要研究制订有关标准规范。

历经1年多研究论证，近日，我们出台了行业标准《新能源基地送电配置新型储能规划技术导则》。《导则》包含：总则、术语、容量配置、技术选型、布局与接入系统、选址规划、电力系统二次、技术经济分析等章节，明确了新能源基地送电配置新型储能规划工作涉及的配置规模、技术选型、选址规划、建设布局与时序、系统接入、继电保护以及技术经济分析的原则和计算方法。在全世界首次针对新能源大基地输电配置新型储能这一新生事物，回答了“新能源基地配置新型储能应满足哪些功能要求？”“新型储能配置的容量应如何测算？”等关键问题。

《导则》的实施将为我国沙漠、戈壁、荒漠大型新能源基地送电配置新型储能提供技术指导，填补我国标准在该领域的空白。同时，为其他类型新能源项目科学配置新型储能的相关工作提供参考和借鉴，为规划建设新型能源体系，加快构建新型电力系统提供有力支撑，切实促进碳达峰碳中和战略贯彻落实。

《中国能源报》记者：

电力辅助服务市场与新型电力系统建设密切相关，请问国家能源局对于下一步加快推动电力辅助服务市场建设有哪些考虑？

市场监管司副司长刘刚：

谢谢你的提问。电力辅助服务是指为维护电力系统安全稳定运行、保障电能质量、促进新能源消纳，由市场运营机构统一组织采购调用的调峰、调频、备用等系统调节服务。截至6月底，全国发电装机容量约27.1亿千瓦，其中参与电力辅助服务的装机约20亿千瓦。2023年上半年，全国电力辅助服务费用共278亿元，占上网电费1.9%。从结构上看，市场化补偿费用204亿元，占比73.4%；固定补偿费用74亿元，占比26.6%。从类型上看，调峰补偿167亿元，占比60.0%；调频补偿54亿元，占比19.4%；备用补偿45亿元，占比16.2%。从主体来看，火电企业获得补偿254亿元，占比91.4%。

为适应建设新型电力系统需要，下一步我们将做好三个方面工作。一是研究起草《关于优化电力辅助服务分担共享机制 推动用户侧资源参与系统调节的通知》，以市场化机制调动工商业可中断负荷、负荷聚合商、虚拟电厂、新型储能等用户侧资源参与电力辅助服务市场。二是启动编制电力辅助服务市场基本规则，促进全国统一电力市场体系和能源绿色低碳转型。三是深入开展电力领域综合监管和电力系统调节性电源建设运营综合监管，进一步规范电力调度交易行为，切实维护公平公正的市场秩序。

总台央视记者：

今年上半年，全国水电发电量明显偏枯，云南、贵州电力供应紧张。请问今年夏天如何保障西南水电大省的用电需求？

新能源和可再生能源司副司长王大鹏：

谢谢你的提问，今年上半年，全国降水总体偏少且分布不均，主要流域水电基地来水较常年明显偏枯。云南、贵州的水电蓄能在今年初仅为常年平均水平的70%。7月以来，虽然东北、黄淮、贵州等地降水量明显增多，但西南地区降水量仍然偏少，水电大省四川来水较多年平均水平仍偏枯。

针对云南、贵州、四川汛前电力供应紧张问题，今年以来，国家能源局多次召开协调会、周调度会，局负责同志结合主题教育赴实地调研，会同有关方面积极采取煤炭增产增供、电源增发稳发、适当调减西电东送、增购省外电力等措施，全力应对云南、贵州、四川电力供需紧张局面，确保大电网运行安全和供需形势可控、在控。春节以来，贵州电力供需已相对稳定；6月中旬入汛以来，云南统调水电站发电能力大幅提升，电力供需紧张局面逐步缓解；四川省当前水电蓄能比也回升至较为合理水平。

下一步，将持续做好五方面工作，一是密切跟踪西南水电大省主要流域来水情况，强化监测分析和问题协调。二是督促全力提升电力供应，做好水电梯级蓄水保水。继续支持有关省份加大省外购电力度，落实好发电用天然气需求，尽力为水电减发电量和蓄水保水创造空间。三是督促火电稳发满发，储存高热值电煤，减少非计划停运和出力受阻。四是做好极端情况下保供预案，督促地方开展全社会节约用电行动，极端情况下及时启动负荷管理措施。五是编制流域水风光一体化规划，完善体制机制等多种措施，保障电力充足供应。