从经营区域看，卢湾区路规划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%。

虚拟电厂融合了先进的通信、建国中量测、控制技术，可以实现分散资源的集群聚合与优化控制。图卢湾国网上海电力建设了新型电力负荷管理系统虚拟电厂运行管理与监控平台。

区手这个平台就像是统筹聚合商层各自平台的中枢大脑。3月以来，卢湾区路规划国网上海电力加快推进虚拟电厂运营体系深化应用，其中一项重点工作便是提升虚拟电厂的可调容量。早在2016年，建国中国网上海电力便启动了虚拟电厂技术的探索和应用。承上启下，图卢湾用好虚拟电厂聚合商与常规需求响应中客户直接与供电企业发生关联不同的是，图卢湾在虚拟电厂体系中，客户必须通过聚合商接入虚拟电厂可调负荷资源池。虚拟电厂能够整体参与电网调度与电力市场交易，区手通过市场化手段充分调用负荷侧可调资源，提升电力系统灵活调节能力。

配合制定虚拟电厂参与电力服务市场资金疏导机制，卢湾区路规划引导各类市场主体积极参与虚拟电厂系统建设与运营。近年来，建国中他参与了上海虚拟电厂的建设。加大区域可再生能源协同规划、图卢湾协同开发和联合调度，进一步发挥新能源在能源保供中的作用。

其他制造业行业上半年用电量同比增长8.1%，区手其中，一、二季度同比分别增长5.2%和10.7%;上半年石油、煤炭及其他燃料加工业用电量同比增长13.7%。分类型看，卢湾区路规划水电1239小时，同比降低452小时，其中，常规水电1330小时，同比降低498小时;抽水蓄能612小时，同比提高32小时。2023年底并网风电和太阳能发电合计装机容量将达到9.6亿千瓦，建国中占总装机比重达到三分之一，同比提高4个百分点左右。分大类看，图卢湾高技术及装备制造业上半年用电量同比增长8.1%，超过制造业整体增长水平3.8个百分点;一、二季度同比分别增长4.0%和11.7%。

密切跟踪主要流域来水变化，不断强化水情预测，做好蓄水发电工作，科学优化水电调度，积极采取多能互补等有效措施以发挥大水电顶峰发电能力。其中，一、二季度同比分别增长0.2%和2.6%，气温偏暖以及上年同期高基数是一季度低速增长的主要原因;一、二季度两年平均增速分别为5.9%和5.0%。

二、全国电力供需形势预测(一)电力消费预测综合考虑宏观经济、夏季气温、上年基数等因素，根据不同预测方法对全社会用电量的预测结果，并结合电力供需形势分析预测专家的预判，综合判断，预计2023年全年全社会用电量9.15万亿千瓦时，同比增长6%左右，其中下半年全社会用电量同比增长6%～7%。按照谁承担、谁受益的原则，科学设置辅助服务补偿标准和发用分摊比例，推动辅助服务向用户侧疏导。鼓励企业制定季节性错峰生产计划，引导高耗能企业错峰避峰生产。落实用户侧消纳责任，完善绿证交易机制，畅通购买绿电和绿证的渠道，扩大绿证、绿电交易规模，落实全社会共同推动能源转型的责任。

电力企业积极助力乡村振兴，大力实施农网巩固提升工程，推动农业生产、乡村产业各领域电气化改造，拉动第一产业用电量快速增长。(三)促进新能源高质量发展一是科学合理提升新能源消纳空间。一、2023年上半年全国电力供需情况(一)电力消费需求情况上半年，全国全社会用电量4.31万亿千瓦时，同比增长5.0%，增速比上年同期提高2.1个百分点，上半年国民经济恢复向好拉动电力消费增速同比提高。三是加强电力负荷管理，挖掘需求侧资源。

太阳能发电、核电、风电、火电、水电投资同比分别增长113.6%、56.1%、34.3%、13.0%和10.6%。电网工程建设完成投资2054亿元，同比增长7.8%。

截至6月底，全国全口径发电装机容量27.1亿千瓦;其中，非化石能源发电装机容量13.9亿千瓦，同比增长18.6%，占总装机容量比重为51.5%，同比提高3.4个百分点。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，夯实能源安全保供基础。

火电2142小时，同比提高84小时;其中，煤电2244小时，同比提高104小时;气电1136小时，同比提高47小时。二是多措并举提升电力供应保障能力。加快制定出台煤电两部制电价，因地制宜设定辅助服务补偿标准，合理疏导煤电成本，确保煤电机组顶峰保供、系统调节价值得到合理回报。上半年共有12个省份城乡居民生活用电量同比为负增长，其中，上海、新疆同比分别下降6.4%和5.9%，西藏、湖南、湖北、江苏同比下降幅度超过2%。健全电力需求响应机制，进一步扩大需求响应资金来源，建立市场主体分摊的长效机制。(三)电力供需形势预测用电负荷方面，国民经济恢复向好叠加今年夏季全国大部地区气温接近常年到偏高，预计夏季全国最高用电负荷比2022年增加8000万千瓦至1亿千瓦。

消费品制造业上半年用电量同比增长3.0%，季度用电量增速从一季度的下降1.7%转为二季度增长7.1%;食品制造业、酒/饮料及精制茶制造业上半年用电量增速超过5%。上半年，电气机械和器材制造业用电量同比增长26.0%，其中光伏设备及元器件制造业用电量同比增长76.7%;汽车制造业、医药制造业用电量同比增速超过10%。

受来水偏枯、电煤供应紧张等因素叠加影响，西南地区少数省级电网在部分时段电力供需形势较为紧张，通过供需两端协同发力，守牢了民生用电安全底线。并网风电1237小时，同比提高83小时。

上半年，全国新增220千伏及以上输电线路长度1.69万千米，同比多投产314千米;新增220千伏及以上变电设备容量(交流)1.26亿千伏安，同比少投产1027万千伏安。其中，规模以上电厂水电发电量同比下降22.9%，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，导致今年以来水电发电量同比持续下降，且降幅扩大，5、6月水电发电量同比分别下降32.9%和33.9%。

从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况看，电力行业延续绿色低碳转型趋势。二是完善电价形成机制，合理疏导煤电成本。四大高载能行业上半年用电量同比增长2.5%，其中，一、二季度同比分别增长4.2%和0.9%;黑色金属冶炼和压延加工业上半年用电量同比下降1.6%，季度增速从一季度增长2.7%转为二季度下降5.6%。四是风电、火电、核电发电设备利用小时同比分别提高83、84、97小时。

发挥省间中长期市场、省间现货交易与跨区应急调度作用，以市场手段支持电力保供。密切跟踪各地区经济发展和电力消费需求走势变化，滚动研判短期电力电量平衡，及时掌握运行中出现的新情况、新问题。

其中，一、二季度同比分别增长4.1%和15.9%，两年平均增速分别为5.3%和7.9%。督促各地严格落实煤电价格政策，尽快公布高耗能企业能效清单目录，建立完善高耗能企业差别电价制度。

引导市场主体主动参与电力需求响应，以市场化方式降低高峰时段负荷需求。非化石能源发电装机合计15.1亿千瓦，占总装机容量比重上升至53%左右，同比提高3个百分点;其中，水电4.2亿千瓦、并网风电4.3亿千瓦、并网太阳能发电5.3亿千瓦、核电5846万千瓦、生物质发电4500万千瓦左右。

五是全国共有29个省份用电量正增长，东部和西部地区用电量增速相对领先。二是第二产业用电量2.87万亿千瓦时，同比增长4.4%，保持中速增长。分类型看，电源完成投资3319亿元，同比增长53.8%，其中非化石能源发电投资2940亿元，同比增长60.9%，占电源投资的比重达到88.6%。高度重视安全生产，加强电力设备运维管理，提高设备可靠性，保障机组稳发满发及特高压输电通道安全稳定运行。

从供需平衡看，在来水、燃料供应和机组运行总体正常情况下，预计2023年迎峰度夏期间全国电力供需总体紧平衡，其中，华东、华中、南方区域高峰时段电力供需形势偏紧，华北、东北、西北区域电力供需基本平衡。(二)电力生产供应情况上半年，全国新增发电装机容量1.4亿千瓦;截至2023年6月底全国全口径发电装机容量27.1亿千瓦，同比增长10.8%。

二是完善新能源市场交易机制，科学推动新能源入市。预计2023年全年全社会用电量9.15万亿千瓦时，同比增长6%左右，其中下半年全社会用电量同比增长6%～7%。

三是水电发电量同比下降22.9%，煤电发电量占全口径总发电量的比重保持在六成，充分发挥兜底保供作用。三是做好重点区域重点时段电煤保供，加大对煤电企业纾困的政策支持力度。