20 (略) (略) 场经营分析报告

一、 (略) 发电装机容量

自“十二五”以来， (略) 发电装机容量年均增长8.8%，高出全国平均增速0.4个百分点，其中核电机组装机容量位列全国第一，总装机和火电机组排名全国第二，光伏装机增速大幅度提升。

截至2023年上半年，广东统调装机容量17823.9亿千瓦，同比增速8.05%，燃煤机组同比增加309.3万千瓦，增速4.6%。

(略) 各类电源装机情况来看，2023年火电装机仍占据主要份额，且比2022年上半年有所提升。其中，煤电39.2%、气电20.1%、水电5.2%、核电9.1%、风电7.7%、光伏10.7%、蓄能5.10%、其他0.5%。

20 (略) 预计新投产机组1753.6万千瓦，其中燃煤机组468万千瓦，占比26.7%；燃气机组1097.6万千瓦，占比62.5%；海上风电80万千瓦，占比4.6%；光伏108万千瓦，占比6.2%。

二、 (略) 新增机组情况

2024-20 (略) 预计新增燃煤机组1718万千瓦（其中2024年新增470万千瓦，2025年新增1248万千瓦），再加目前能统计到的燃气机组1097.6万千瓦，海上风电80万千瓦，光伏108万千瓦，预计20 (略) 新增发电机组将突破3470万千万，增长20%，广东火电有可能过剩。

(略) 核电投产、在建、筹建机组均居全国首位，至2 (略) 核电装机将达到2113.6万千瓦，占全国核电总装机的30%，年等效减少耗煤量近6000万吨，对广东后续煤电影响较大。

三、 (略) 机组发电情况

(略) 历年2023年 (略) 发购电量3668亿度，其中煤电1560亿度，占比42.52％。西电654亿度，占比17.82%，排名第二。核电526亿度，占比14.33%，排名第三。西电和核电总占比32.15%，因此，对煤电负荷主要受西电和核电冲击较大。进入三季度以来，广东地区高温天气减退，降雨频繁，广东已连续数周西电电量大于煤电电量。

2023年上半年，广东外受电量同比减少19.19%， (略) 外受电量占比趋势来看，整体呈现下降趋势，与此同时，省内煤电电力供应能力提升了15.53%，太阳能发电供应能力提升108.25%， (略) 内机组发电能力有了大幅度攀升，自主供电能力大大加强，更加 (略) 电力保障供应。

四、 (略) 社会用电量情况

2023年上半年， (略) 全社会用电量同比增长7.5%。近年来， (略) 的全社会用电量一直呈波浪式渐进上升状态，稳居全国第一位。2023年 (略) 全社会用电量3823.2亿千瓦时，同比增加267.2亿千瓦时，增幅7.5%。因为疫情原因，2020年上半年较2019年上半年和2022年上半年较2120年上半年环比出现下降，2023年上半年由于高温天数增加，居民用电增加，同时随着社会经济的逐步恢复，工业用电量也稳步提升， (略) 经济向好发展。

五、2023年1- (略) 电煤耗用情况

2023年8月份， (略) 煤炭消耗量约2065万吨，同比下降1.5%，电煤消耗量1255万吨，同比下降13.9%。1- (略) 全省煤炭消耗量约14027万吨，同比增加6.38%，电煤消耗量8888万吨，同比增加12.58%。

20 (略) 电煤耗煤量出现“淡季不淡、旺季不旺”的局面，1-8月份除1月和8月同比下降之外，其余月份均出现同比增长，4、5月份按照以往经验 (略) 场的传统淡季，各家电厂纷纷停机检修，但今年4、5月份电煤耗量不降反增，其中5月份较6月份均出现耗量增加。

六、 (略) 场交易情况

(略) 作为全国首个启动模拟试运行和结算试 (略) 场，并于2021年11月启动连续结算并持续至今，市场运行平稳。

（一） (略) 场交易规模

2023年8月25日，广东电力交易中心发 (略) 场2023年半年报告。其中显示，2023年上半年， (略) 场累计交易电量2599.7亿千瓦时（含市场直接交易1447.4亿千瓦时、电网代购1152.3亿千瓦时）， (略) 场连续平稳运行达20个月，市场秩序规范良好，市场运营活跃平稳。

新冠疫情之前， (略) 场交易规模呈现几何式增长，特别是2020年上半年疫情发生时，交易电量较2019年增幅43.7%。从2021年-2023年上半年处于后疫情时期， (略) 整体经济处于慢慢复苏阶段， (略) 场整体交易规模未见明显起伏，呈现相对平稳运行。2023 (略) 场化交易规模与2022年上半年相比较，有小幅度提升，同比提高2.7%。

（二）售电公司获利情况

1-6月，广东 (略) 累计收益盈利，30家亏损，售电公司总体获利，获利面81.2%，度电平均收益9.5厘/千瓦时，其 (略) 度电收益7.7厘/千瓦时， (略) 度电收益13.5厘/千瓦时， (略) 实现了12.9厘/千瓦时的度电收益。

2023年上半年， (略) 经营情况总体向好。据显示，1- (略) 零售交易电量1446.5亿千瓦时，售电公司平均度电获利9.5厘，以此计算， (略) 总获利为13.74亿元，对比2022年上半年，售电公司平均度电获得减少0.2厘，而由于零售交易电量比2022年同期提高38.5亿千瓦时，故总获利提升0.09亿元。

2023年上半年， (略) (略) 场交易。其中发电背景27家， (略) 129家，电网背景4家。从售 (略) 分布来看，售电公司仍以广州、深圳两地数量居多， (略) 总数的63.05%。

总体来看， (略) 度电平均收益9.5厘，其 (略) 度电收益7.7厘， (略) 度电收益13.5厘， (略) 实现了12.9厘的度电收益。 (略) 的度电收益由去年度电亏损0.9厘转为盈利，并创下史上最高收益纪录。

七、 (略) 场发展规划

到2025年， (略) 能源高质量发展取得重大进展，能源安全保障能力大幅提升，省内电力装机容量达到2.6亿千瓦，其中非化石能源发电装机占比达到44%左右。非化石能源成为能源消费增量的主体，消费比重达到29%左右。电气化水平全国领先，电能占终端能源消费比重提升至40%左右。

（一）大力发展可再生能源

规模化开发海上风电。推动海上风能资源集中连片开发利用，打造广东海上风电基地

积极发展光伏发电。坚持集中式和分布式并举，大力发展分布式光伏，因地制宜建设集中式光伏电站项目。

因地制宜发展*上风电和生物质能。结合资源条件，在远离居民生活区且风能资源较为丰富的区域适度开发集中式*上风电，因地制宜发展分散式*上风电。

推动新能源发电项目能并尽并。统筹新能源发电、配套储能，送出工程同步规划、同步建设、同步投运。到2025年，全省可再生能源发电装机规模达到7900万千瓦。

（二）积极安全有序发展核电。在确保安全的前提下，有序推进现有核电项目建设。到2025年，核电装机规模达到1854万千瓦。

（三）加快布局建设抽水蓄能电站。

积极推进梅州二期、云浮水源山、汕尾*河、肇庆浪江等抽水蓄能电站项目建设。到2025年，抽水蓄能发电装机规模达到968万千瓦，开工建设规模达到980万千瓦以上。

（四）促进新型储能发展。积极拓展新型储能多元化应用场景，推进“新能源+储能”建设，促进新型储能与大数据中心、5G基站、数字电网等新型基础设施融合应用，支持各地开展储能一体化、多能互补、虚拟电厂等试点。到2025年，储能装机容量达到300万千瓦。

（五）加强托底保障电源建设。

推进灵活性气电建设。综合考虑调峰需求、建设条件、天然气资源保障情况，在负荷中心合理规划布局建设调峰气电。到2025年，气电规模达到约5500万千瓦。

（六）合理建设先进支撑煤电。逐步推进煤电从基础性电源向基础保障性和系统调节性电源并重转型。“十四五”期间，按照“先立后改、超超临界、不选新址”的原则，推动新增煤电项目规划建设。对服役期满的煤电机组，结合电力热力供需形势和机组状况，按照延寿运行、“关而不拆”转为应急备用和关停拆除等方式分类处置。推进现有煤电机组节能降耗、供热改造和灵活性改造，推动燃煤自备电厂广泛参与电力调峰，推动煤电机组CCUS技术发展及全流程系统集成和示范应用。

（限于保密性原则，部分核心数据和图表在文中并未展示）

20 (略) (略) 场经营分析报告

一、 (略) 发电装机容量

自“十二五”以来， (略) 发电装机容量年均增长8.8%，高出全国平均增速0.4个百分点，其中核电机组装机容量位列全国第一，总装机和火电机组排名全国第二，光伏装机增速大幅度提升。

截至2023年上半年，广东统调装机容量17823.9亿千瓦，同比增速8.05%，燃煤机组同比增加309.3万千瓦，增速4.6%。

(略) 各类电源装机情况来看，2023年火电装机仍占据主要份额，且比2022年上半年有所提升。其中，煤电39.2%、气电20.1%、水电5.2%、核电9.1%、风电7.7%、光伏10.7%、蓄能5.10%、其他0.5%。

20 (略) 预计新投产机组1753.6万千瓦，其中燃煤机组468万千瓦，占比26.7%；燃气机组1097.6万千瓦，占比62.5%；海上风电80万千瓦，占比4.6%；光伏108万千瓦，占比6.2%。

二、 (略) 新增机组情况

2024-20 (略) 预计新增燃煤机组1718万千瓦（其中2024年新增470万千瓦，2025年新增1248万千瓦），再加目前能统计到的燃气机组1097.6万千瓦，海上风电80万千瓦，光伏108万千瓦，预计20 (略) 新增发电机组将突破3470万千万，增长20%，广东火电有可能过剩。

(略) 核电投产、在建、筹建机组均居全国首位，至2 (略) 核电装机将达到2113.6万千瓦，占全国核电总装机的30%，年等效减少耗煤量近6000万吨，对广东后续煤电影响较大。

三、 (略) 机组发电情况

(略) 历年2023年 (略) 发购电量3668亿度，其中煤电1560亿度，占比42.52％。西电654亿度，占比17.82%，排名第二。核电526亿度，占比14.33%，排名第三。西电和核电总占比32.15%，因此，对煤电负荷主要受西电和核电冲击较大。进入三季度以来，广东地区高温天气减退，降雨频繁，广东已连续数周西电电量大于煤电电量。

2023年上半年，广东外受电量同比减少19.19%， (略) 外受电量占比趋势来看，整体呈现下降趋势，与此同时，省内煤电电力供应能力提升了15.53%，太阳能发电供应能力提升108.25%， (略) 内机组发电能力有了大幅度攀升，自主供电能力大大加强，更加 (略) 电力保障供应。

四、 (略) 社会用电量情况

2023年上半年， (略) 全社会用电量同比增长7.5%。近年来， (略) 的全社会用电量一直呈波浪式渐进上升状态，稳居全国第一位。2023年 (略) 全社会用电量3823.2亿千瓦时，同比增加267.2亿千瓦时，增幅7.5%。因为疫情原因，2020年上半年较2019年上半年和2022年上半年较2120年上半年环比出现下降，2023年上半年由于高温天数增加，居民用电增加，同时随着社会经济的逐步恢复，工业用电量也稳步提升， (略) 经济向好发展。

五、2023年1- (略) 电煤耗用情况

2023年8月份， (略) 煤炭消耗量约2065万吨，同比下降1.5%，电煤消耗量1255万吨，同比下降13.9%。1- (略) 全省煤炭消耗量约14027万吨，同比增加6.38%，电煤消耗量8888万吨，同比增加12.58%。

20 (略) 电煤耗煤量出现“淡季不淡、旺季不旺”的局面，1-8月份除1月和8月同比下降之外，其余月份均出现同比增长，4、5月份按照以往经验 (略) 场的传统淡季，各家电厂纷纷停机检修，但今年4、5月份电煤耗量不降反增，其中5月份较6月份均出现耗量增加。

六、 (略) 场交易情况

(略) 作为全国首个启动模拟试运行和结算试 (略) 场，并于2021年11月启动连续结算并持续至今，市场运行平稳。

（一） (略) 场交易规模

2023年8月25日，广东电力交易中心发 (略) 场2023年半年报告。其中显示，2023年上半年， (略) 场累计交易电量2599.7亿千瓦时（含市场直接交易1447.4亿千瓦时、电网代购1152.3亿千瓦时）， (略) 场连续平稳运行达20个月，市场秩序规范良好，市场运营活跃平稳。

新冠疫情之前， (略) 场交易规模呈现几何式增长，特别是2020年上半年疫情发生时，交易电量较2019年增幅43.7%。从2021年-2023年上半年处于后疫情时期， (略) 整体经济处于慢慢复苏阶段， (略) 场整体交易规模未见明显起伏，呈现相对平稳运行。2023 (略) 场化交易规模与2022年上半年相比较，有小幅度提升，同比提高2.7%。

（二）售电公司获利情况

1-6月，广东 (略) 累计收益盈利，30家亏损，售电公司总体获利，获利面81.2%，度电平均收益9.5厘/千瓦时，其 (略) 度电收益7.7厘/千瓦时， (略) 度电收益13.5厘/千瓦时， (略) 实现了12.9厘/千瓦时的度电收益。

2023年上半年， (略) 经营情况总体向好。据显示，1- (略) 零售交易电量1446.5亿千瓦时，售电公司平均度电获利9.5厘，以此计算， (略) 总获利为13.74亿元，对比2022年上半年，售电公司平均度电获得减少0.2厘，而由于零售交易电量比2022年同期提高38.5亿千瓦时，故总获利提升0.09亿元。

2023年上半年， (略) (略) 场交易。其中发电背景27家， (略) 129家，电网背景4家。从售 (略) 分布来看，售电公司仍以广州、深圳两地数量居多， (略) 总数的63.05%。

总体来看， (略) 度电平均收益9.5厘，其 (略) 度电收益7.7厘， (略) 度电收益13.5厘， (略) 实现了12.9厘的度电收益。 (略) 的度电收益由去年度电亏损0.9厘转为盈利，并创下史上最高收益纪录。

七、 (略) 场发展规划

到2025年， (略) 能源高质量发展取得重大进展，能源安全保障能力大幅提升，省内电力装机容量达到2.6亿千瓦，其中非化石能源发电装机占比达到44%左右。非化石能源成为能源消费增量的主体，消费比重达到29%左右。电气化水平全国领先，电能占终端能源消费比重提升至40%左右。

（一）大力发展可再生能源

规模化开发海上风电。推动海上风能资源集中连片开发利用，打造广东海上风电基地

积极发展光伏发电。坚持集中式和分布式并举，大力发展分布式光伏，因地制宜建设集中式光伏电站项目。

因地制宜发展*上风电和生物质能。结合资源条件，在远离居民生活区且风能资源较为丰富的区域适度开发集中式*上风电，因地制宜发展分散式*上风电。

推动新能源发电项目能并尽并。统筹新能源发电、配套储能，送出工程同步规划、同步建设、同步投运。到2025年，全省可再生能源发电装机规模达到7900万千瓦。

（二）积极安全有序发展核电。在确保安全的前提下，有序推进现有核电项目建设。到2025年，核电装机规模达到1854万千瓦。

（三）加快布局建设抽水蓄能电站。

积极推进梅州二期、云浮水源山、汕尾*河、肇庆浪江等抽水蓄能电站项目建设。到2025年，抽水蓄能发电装机规模达到968万千瓦，开工建设规模达到980万千瓦以上。

（四）促进新型储能发展。积极拓展新型储能多元化应用场景，推进“新能源+储能”建设，促进新型储能与大数据中心、5G基站、数字电网等新型基础设施融合应用，支持各地开展储能一体化、多能互补、虚拟电厂等试点。到2025年，储能装机容量达到300万千瓦。

（五）加强托底保障电源建设。

推进灵活性气电建设。综合考虑调峰需求、建设条件、天然气资源保障情况，在负荷中心合理规划布局建设调峰气电。到2025年，气电规模达到约5500万千瓦。

（六）合理建设先进支撑煤电。逐步推进煤电从基础性电源向基础保障性和系统调节性电源并重转型。“十四五”期间，按照“先立后改、超超临界、不选新址”的原则，推动新增煤电项目规划建设。对服役期满的煤电机组，结合电力热力供需形势和机组状况，按照延寿运行、“关而不拆”转为应急备用和关停拆除等方式分类处置。推进现有煤电机组节能降耗、供热改造和灵活性改造，推动燃煤自备电厂广泛参与电力调峰，推动煤电机组CCUS技术发展及全流程系统集成和示范应用。

（限于保密性原则，部分核心数据和图表在文中并未展示）