供给保障能力稳步提升、绿色低碳转型加快推进、供需总体平稳有序——在国家能源局7月31日召开的新闻发布会上，国家能源局发展规划司副司长董万成这样总结今年上半年我国能源发展的总体特征。

        重点项目投资：超过1万亿元

        能源供给保障能力稳步提升

        董万成表示，今年上半年，我国能源生产供应平稳有序。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%。

        具体而言，在原煤、原油、天然气方面，国内产量稳步提高，同比分别增长4.4%、2.1%、5.4%。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。在发电装机方面，1-6月，全国发电装机规模达到27.1亿千瓦，同比增长10.8%。可再生能源领域继续保持良好发展势头，非化石能源装机达到13.8亿千瓦。国家能源局新能源和可再生能源司副司长王大鹏介绍，今年前6个月，全国可再生能源新增装机规模达到1.09亿千瓦，同比增长98.3%，占新增装机的77%。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。同时，全国可再生能源发电量达到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%。

        对于当前迎峰度夏的能源保供工作，董万成指出，我国煤炭、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。

        新型储能：863万千瓦/1772万千瓦时

        上半年新增规模接近历年累计装机总和

        国家能源局能源节约与科技装备司副司长刘亚芳表示，截至今年6月底，我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。今年1-6月，全国新投运新型储能装机规模约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。

        究其原因，刘亚芳表示，新型储能持续快速增长背后的根本原因在于风电、光伏发电建设规模的持续快速扩大。新型储能特性与传统的储能技术形成优势互补，使新型电力系统构建有了更多选择。同时，支撑技术产业发展的顶层设计正在不断完善，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也空前高涨，这些都为新型储能快速发展注入了源源动力。

        刘亚芳指出，具体到技术路线层面，我国新型储能继续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。在地域分布上，部分省区布局装机规模突破百万千瓦。截至今年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、湖南、宁夏、内蒙古和新疆，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%。在加强行业规范方面，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，规范和指导新能源基地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。

        刘亚芳透露，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。

        市场化交易电量：26501亿千瓦时

        持续推动全国统一电力市场体系建设

        2022年4月，《中共中央国务院关于加快建设全国统一大市场的意见》正式发布，并提出健全多层次统一电力市场体系。

        国家能源局市场监管司副司长刘刚表示，今年上半年，我国市场化交易电量规模延续稳步增长态势。今年1-6月，我国全社会用电量累计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%。

        在电力辅助服务方面，刘刚表示，截至今年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。今年上半年，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%。

        刘刚介绍，下一步，国家能源局将组织研究全国统一电力市场发展规划，并梳理电力中长期、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；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，同时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；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。