一季度，规模以上工业煤油气电等主要能源产品生产均保持同比增长。随着保供稳价政策措施不断落实，国内能源供给稳步增加，进口恢复增长，供应保障能力不断提升。

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供需总体平衡

能源是现代社会的血液，充足稳定、价格可承受的能源供应是实现中国式现代化的内在要求。“今年以来，我国生产生活加快恢复，工业用能增速明显提高，能源消费小幅增长，全国能源供需总体平稳。”国家能源局局长章建华说。

一季度，规模以上工业原煤产量11.5亿吨，同比增长5.5%，有效发挥了兜底保障作用。其中，山西、内蒙古、陕西和新疆原煤产量占比达到81.3%，较上年同期提高0.5个百分点。规模以上工业发电量2.1万亿千瓦时，同比增长2.4%，有力保障了生产生活用电需求。其中，水电、核电、风电和太阳能发电等清洁能源发电增长4.4%，占全部发电量比重较上年同期提高0.5个百分点。

随着用电量不断增长，电力保障能力还需继续提升。安徽省淮北市因煤而建、缘煤而兴，是全国重要的能源基地。国网淮北供电公司总经理、党委副书记郝韩兵介绍，淮北拥有世界上单机容量最大的火力发电机组，预计到2025年，将再建132万千瓦大型火电作为重要的支撑性电源，推动至少500兆瓦时储能投入运行，提升新型电力系统调节能力，保障电能平稳供应。同时，将加快推进安徽东部超高压第三通道建设，进一步提升皖北地区电力送出能力，支援华东地区能源保供。

“十四五”以来，我国能源规划主要目标指标进展顺利，重点任务深入推进，重大工程有序建设，超预期增长的能源需求得到有力保障。章建华表示，必须夯实能源供应保障基础，提升能源产业链供应链韧性和安全水平，以能源可靠供应支撑现代化国家建设。

绿色转型提速

近年来，我国可再生能源发展实现新突破，进入大规模高质量跃升发展新阶段。国家能源局综合司司长梁昌新介绍，“十四五”以来，新能源发展进一步提速，风电、光伏发电新增装机连续3年超过1亿千瓦，新能源年发电量突破1万亿千瓦时，两年增长60%以上。非化石能源在能源消费增量中占比近40%，能源发展扩绿降碳成效显著。

当前，可再生能源发展仍面临挑战。在并网消纳方面，传统电力系统在规划建设、调度运行等方面已不能适应新能源大规模高比例发展要求，局部地区新能源并网消纳压力较大。在消费利用方面，为积极适应能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变的新要求，需要进一步引导提升全社会消费利用可再生能源的主动性。

针对上述问题，国家能源局新能源和可再生能源司司长李创军表示，将统筹电力系统的安全稳定运行，电力可靠供应与新能源消纳利用，全面提升电力系统调节能力和灵活性，保障新能源“发得出、供得上、用得好”。同时，推动形成绿色低碳的生产方式和生活方式。

数字技术已成为新型电力系统的重要支撑。嘉兴特高压密集输电通道是西电东送、三峡送出及皖电东送等国家电力输送大通道的重要组成部分。“依托数字孪生模型，我们能实时掌握输电线路本体状态、通道环境等多维信息，更好开展自主预警及智能处置。”国网嘉兴供电公司输电运维专项职责管理员王晓亮说，比起常规人工地毯式巡检方式，数智化巡检效率大幅提升，巡检质量提升25%、应急响应速度提高60%。

未来一段时间，我国能源消费还将保持刚性增长，新能源安全替代能力还没有完全形成，极端天气对能源稳定供应的影响日益凸显，给能源安全带来了多重压力。

对此，章建华表示，要提升非化石能源安全可靠替代能力，形成风、光、水、生、核、氢等多元化清洁能源供应体系。推进煤电灵活性改造，加快抽水蓄能、调峰气电、新型储能建设，加强配电网改造升级，支撑高比例新能源接入，全力推进碳达峰碳中和。

电力市场体系更健全

随着新一轮电力体制改革深入推进，市场机制在优化资源配置、促进可再生能源消纳和保障电力供应等方面，发挥了重要作用。

一方面，多层次电力市场体系更加健全。目前，省（区、市）市场化交易持续深化，跨省跨区市场化交易稳步推进，省间中长期交易常态化运行、省间现货交易长周期试运行，南方区域电力市场已开展调电试运行。

另一方面，电力市场化交易机制更加完善。中长期和辅助服务市场实现全覆盖，山西等6个电力现货试点地区进入长周期不间断结算试运行。在电力交易机构注册的各类经营主体超过60万家，煤电、气电、核电、可再生能源发电有序参与市场。

去年初，国家发展改革委、国家能源局发布了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》。一年来，市场化交易电量比重进一步提升，全国统一电力市场体系加快构建。2022年市场化交易电量占全社会用电量比重超过60%，比2020年提高20个百分点。

梁昌新表示，下一步，将健全多层次统一电力市场体系，稳步推进省（区、市）和区域电力市场建设，提升跨省跨区交易市场化程度。加强电力交易品种间的衔接，持续完善中长期市场和辅助服务市场，积极稳妥推进现货市场建设。培育多元化经营主体，完善新能源和新型经营主体参与电力市场相关机制。