中电联：截至3月底并网太阳能发电3.2亿千瓦 集中式2.0亿千瓦 分布式1.2亿千瓦

一季度，电力行业认真贯彻党中央、国务院决策部署，落实相关部门要求，采取有力有效措施提升能源电力安全稳定保障能力，全力以赴保民生、保发电、保供热，以实际行动践行“人民电业为人民”宗旨。全国电力系统安全稳定运行，电力供需总体平衡，为疫情防控和经济社会发展提供了坚强电力保障。

一、2022年一季度全国电力供需情况

（一）电力消费需求情况

一季度，全国全社会用电量2.04万亿千瓦时，同比增长5.0%，比2021年同期两年平均增速降低2.0个百分点，比2021年四季度同比增速提高1.7个百分点。分月份看，1-2月，全社会用电量同比增长5.8%，比上年12月增速提高4.8个百分点，逆周期调节措施下宏观经济延续恢复发展态势，2月气温偏冷拉动电力消费增速提高；3月，受多地疫情散发影响，当月全国全社会用电量增速回落至3.5%。

一是第一产业用电量241亿千瓦时，同比增长12.6%。增速比2021年同期两年平均增速低2.0个百分点，比2021年四季度同比增速提高1.2个百分点。乡村振兴全面推进以及近年来乡村用电条件明显改善、电气化水平持续提升、生产方式转型升级，拉动第一产业用电量保持快速增长。第一产业较好的电力消费形势，在一定程度上反映出当前农业农村经济运行态势良好。

二是第二产业用电量1.32万亿千瓦时，同比增长3.0%。增速比2021年同期两年平均增速低4.4个百分点，比2021年四季度同比增速提高1.9个百分点。分月份看，1-2月、3月第二产业用电量同比分别增长3.4%、2.3%，受疫情等因素影响，3月增速有所回落。

一季度，制造业用电量同比增长2.3%。分大类看，四大高载能行业合计用电量同比增长0.5%，其中，黑色金属冶炼行业、建材行业用电量均同比下降，建材中的水泥行业用电量同比下降13.7%，与当前较为低迷的房地产市场相关。高技术及装备制造业合计用电量同比增长5.0%，其中，电气机械和器材制造业、仪器仪表制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业、医药制造业用电量同比增速均超过7%。消费品制造业合计用电量同比增长2.9%，消费品制造业中大部分行业用电量同比增速在2.5%-4.5%。其他制造业行业合计用电量同比增长6.4%，其中，石油/煤炭及其他燃料加工业用电量同比增长10.3%。

三是第三产业用电量3551亿千瓦时，同比增长6.2%。增速比2021年同期两年平均增速回落1.7个百分点，比2021年四季度同比增速回落2.8个百分点。3月，多地疫情散发对部分接触性、聚集性服务业造成较大冲击，第三产业用电量同比增速从1-2月的7.2%回落至3月的4.0%。其中，交通运输/仓储和邮政业用电量同比增速从1-2月的12.4%回落至3月的1.5%，住宿和餐饮业用电量同比增速从1-2月的11.3%回落至3月的1.7%，租赁和商务服务业用电量同比增速从1-2月的11.8%回落至3月的4.8%。一季度，电动汽车高速发展拉动充换电服务业用电量同比增长45.6%。

四是城乡居民生活用电量3417亿千瓦时，同比增长11.8%。增速比2021年同期两年平均增速提高8.0个百分点，比2021年四季度同比增速提高3.8个百分点。分月份看，1-2月、3月用电量同比分别增长13.1%和8.8%，前两个月实现两位数增长主要是受气温偏冷因素影响。

五是中部地区用电量同比增长9.1%，增速领先于其他地区。一季度，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长4.8%、9.1%、3.1%、3.6%，中部地区全社会用电量增速领先。一季度，全国共有29个省份全社会用电量同比实现正增长，其中，西藏、江西、安徽、湖北、海南5个省份全社会用电量增速超过10%。

（二）电力生产供应情况

截至2022年3月底，全国全口径发电装机容量24.0亿千瓦，同比增长7.8%；一季度全国规模以上电厂发电量1.99万亿千瓦时，同比增长3.1%。从分类型投资、发电装机、发电量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。

一是电力投资同比增长7.6%，非化石能源发电投资占电源投资比重为85.9%。一季度，重点调查企业电力完成投资1436亿元，同比增长7.6%。电源完成814亿元，同比增长2.5%，非化石能源发电投资占电源投资的比重为85.9%。电网完成投资621亿元，同比增长15.1%，其中，交流工程投资同比增长8.5%；直流工程投资同比增长57.8%，上年二季度以来新开工了部分特高压直流工程，拉动投资高增长。

二是非化石能源发电装机占总装机容量比重上升至47.6%，煤电装机比重降至46.1%。截至3月底，全国全口径发电装机容量24.0亿千瓦，同比增长7.8%。分类型看，水电3.9亿千瓦。火电13.0亿千瓦，其中，煤电11.1亿千瓦，占总发电装机容量的比重为46.1%。核电5443万千瓦。并网风电3.4亿千瓦，其中，陆上风电3.1亿千瓦，海上风电2665万千瓦。并网太阳能发电3.2亿千瓦，其中，集中式光伏发电2.0亿千瓦，分布式光伏发电1.2亿千瓦，光热发电57万千瓦。全国全口径非化石能源发电装机容量11.4亿千瓦，占总装机容量比重为47.6%，同比提高2.7个百分点。

三是水电和太阳能发电量同比增速超过10%。一季度，全国规模以上电厂发电量1.99万亿千瓦时，同比增长3.1%，其中，规模以上电厂水电、核电、火电发电量同比分别增长12.7%、6.9%和1.3%，今年以来降水形势较好拉动水电发电量快速增长。一季度，全口径并网风电、并网太阳能发电量同比分别增长5.7%和21.7%。一季度，全口径煤电发电量同比增长1.9%，占全口径总发电量比重为62.8%，煤电仍是当前我国电力供应的最主要电源，也是保障我国电力安全稳定供应的基础电源。

四是水电和核电发电设备利用小时同比分别提高36、30小时。一季度，全国发电设备利用小时899小时，同比降低18小时。其中，水电设备利用小时636小时，同比提高36小时；核电1847小时，同比提高30小时；并网风电555小时，同比降低65小时；并网太阳能发电300小时，与上年同期持平。火电1115小时，同比降低2小时，其中，煤电1169小时，同比提高7小时；气电576小时，同比降低45小时。

五是跨区输出电量同比下降0.7%，跨省输出电量同比增长0.5%。一季度，全国完成跨区送电量1500亿千瓦时，同比下降0.7%，其中，西北外送电量703亿千瓦时，同比下降12.6%，占全国跨区送电量的46.8%。全国完成跨省送出电量3539亿千瓦时，同比增长0.5%；云南、四川、福建外送电量同比分别增长43.0%、42.9%、39.3%。

六是市场交易电量同比增长87.5%。一季度，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量14119亿千瓦时，同比增长87.5%。一季度，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为9702亿千瓦时，同比增长58.1%，其中，省内电力直接交易电量合计为9427亿千瓦时，省间电力直接交易（外受）电量合计为275亿千瓦时。

七是电煤价格总体高位上涨，煤电企业仍大面积亏损。一季度，国内进口煤炭5181万吨，同比下降24.2%。国家煤炭增产保供政策措施效果明显，一季度全国原煤产量10.8亿吨，同比增长10.3%。今年以来电煤价格总体呈持续上涨态势，导致一季度全国煤电企业电煤采购成本同比额外增加1300亿元左右。燃料成本大幅上涨，涨幅远高于煤电企业售电价格涨幅，导致大型发电集团仍有超过一半以上的煤电企业处于亏损状态。煤电企业持续大幅亏损，部分企业现金流异常紧张，增加电力安全稳定供应风险。由于热力价格大部分涉及到民生，热价难随燃料成本上涨而疏导，热电联产企业也呈现大面积亏损状态。

（三）全国电力供需平衡情况

一季度，电力企业全力以赴保民生、保发电、保供热，全国电力供需总体平衡。2月，全国多次出现大范围雨雪天气过程，特别是南方地区出现持续低温雨雪天气，拉动用电负荷快速攀升，叠加部分省份风机覆冰停运，江西、湖南、四川、重庆、上海、贵州等地部分时段电力供需平衡偏紧。

二、全国电力供需形势预测

（一）2022年全社会用电量同比增长5%-6%

国务院政府工作报告指出，2022年要统筹疫情防控和经济社会发展，统筹发展和安全，继续做好“六稳”、“六保”工作，着力稳定宏观经济大盘，保持经济运行在合理区间，保持社会大局稳定，迎接党的二十大胜利召开。2022年国内生产总值预期增长目标设定在5.5%左右，为2022年全社会用电量增长提供了最主要支撑。

受国内外疫情、国际局势、夏季和冬季气温等因素影响，电力消费增长存在一定的不确定性。预计4月全社会用电量增速比3月回落；随着多地疫情逐步得到有效控制，5、6月用电量增速有望回升，预计上半年全社会用电量同比增长3.5%-4.5%。下半年，在疫情对经济和社会的影响进一步减弱的情况下，并叠加稳增长政策措施以及2021年前高后低的基数效应，预计下半年全社会用电量增速高于上半年。预计2022年全年全社会用电量同比增长5%-6%。

（二）2022年底非化石能源发电装机占总装机比重有望首次达到50%

在新能源快速发展带动下，2022年基建新增装机规模将创历史新高，预计全年全国基建新增发电装机容量2.3亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机投产1.8亿千瓦左右。预计2022年底全国发电装机容量26亿千瓦，同比增长9%左右。煤电装机容量11.4亿千瓦左右；非化石能源发电装机合计达到13亿千瓦左右，占总装机容量比重首次上升至50%。水电4.1亿千瓦、并网风电3.8亿千瓦、并网太阳能发电4.0亿千瓦、核电5557万千瓦、生物质发电4500万千瓦左右。

（三）全国电力供需总体平衡，迎峰度夏和迎峰度冬期间部分区域电力供需偏紧

国内外疫情、宏观经济、燃料供应、气温、降水，以及煤电企业持续大面积严重亏损等多方面因素交织叠加，给电力供需形势带来较大不确定性。预计2022年全国电力供需总体平衡，迎峰度夏、迎峰度冬期间部分区域电力供需偏紧。

迎峰度夏期间，全国电力供需总体平衡，用电高峰时段电力供需偏紧。其中，东北、西北区域电力供需基本平衡；南方、华东、华中、华北区域用电高峰时段电力供需偏紧。

迎峰度冬期间，全国电力供需总体平衡，用电高峰时段电力供需偏紧。其中，华北、东北区域电力供需基本平衡；南方、华东、华中、西北区域用电高峰时段电力供需偏紧。

三、有关建议

结合当前电力供需形势和行业发展趋势，提出如下建议：

（一）加强监测预警，确保一次能源稳定供应

当前，受地缘政治冲突影响，国际煤油气供应紧张，加大我国进口煤炭、天然气的难度，国内下游煤炭库存处于相对低位，电煤价格高位波动，迎峰度夏期间煤电和气电保供面临潜在风险。针对国内煤炭供应、电煤价格、煤炭中长期合同及产运输等方面，建议：

一是加强宏观调控，持续增加煤炭供应总量。加大产能释放力度，尽快落实近期国常会提出的今年新增煤炭产能3亿吨的目标任务，为疫情后能源电力消费需求快速回升做好准备。督促各地煤矿复工复产，对于未达产的煤矿和地区要进行通报。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，尽快形成煤矿应急备用生产能力。

二是加强政策干预，确保电煤价格落实到位。督促煤炭主产地不折不扣推动煤炭价格机制落地执行，严格执行现货价格窗口指导价，释放强烈的稳定市场价格信号。加大力度推动煤炭中长协的签约履约工作，尽快补足电煤中长期合同，消除全覆盖缺口。加快推进中长期合同履约核查工作，督促签约占比未达要求的责任方企业进行整改，千方百计将电煤价格降低到合理水平。

三是加大与运输部门的衔接，加快电煤夏储工作。加强产运需之间的衔接配合，将运力向电力电量存在硬缺口省份的煤电企业适当倾斜。督促各地方压实责任，加强各环节协调工作，全力保障迎峰度夏的电力稳定供应。

（二）强化统一调度，充分发挥大电网配置资源的优势

近年来，第三产业和居民生活负荷快速增长影响，峰谷差不断加大，部分地区最大日峰谷差达50%左右。与此同时，常规电源装机增长放缓，叠加电力燃料价格高位，机组有效出力下降，对电力平衡带来极大压力。针对提升系统调节能力、系统安全运行及有序用电等方面，建议：

一是推进应急备用和调峰电源建设，提升系统运行弹性。加快新能源富集区和不可中断用户占比高的地区的应急备用和调峰电源建设，科学合理配置比例。出台火电机组技改时序方案，有序推进机组“三改联动”。进一步加大抽水蓄能、新型储能等调节电源的建设力度，同时加强网、源侧储能设施的统一调度，提升系统灵活性调节能力。推动各省已核准的重点支撑性和保障性电源加快建设进度并按期投产，保障迎峰度夏期间电力供应。

二是加强设备运维，释放输电通道和常规电源顶峰能力。加强跨省跨区输电通道、枢纽变电站、换流站等检查巡查，及时消缺；加强机组非计划停运和出力受阻管理，优化计划检修安排，充分保障用电高峰时期各类发电机组应发尽发。优化区域电网之间的开机备用、跨区支援、余缺调剂，全力保障用电高峰期间的电力供需平衡。

三是挖掘需求侧调节能力，加强有序用电执行管控。创新需求响应手段，挖掘优质可调节负荷资源，扩大需求侧参与市场和保供运行规模。优化有序用电方案，最大限度地减少对居民和经济发展影响。按照保民用、保稳定、保重点的原则，充分考虑各类极端情况，建立健全分级有序用电应急管理工作机制。加强相关宣传和解释工作，积极开展舆情引导。

（三）加快全国统一电力市场体系建设，推动新型电力系统建设运行

近年来，跨省跨区输送电力对用电高峰的支持作用越来越大。随着电力供应结构的进一步调整，其重要性还将更加凸显。加快建设全国统一电力市场、发挥大电网优势是提升电力安全保供能力、加快电力结构转型的重要举措。针对统一电力市场建设、市场化电价形成、终端电价疏导及新能源参与市场等方面，建议：

一是加快全国电力市场体系建设。逐步完善统一电力市场体系功能，健全市场交易机制，加快建立和完善现货市场、辅助服务市场和容量市场，给予提供调峰、调频、备用等辅助服务的灵活性电源合理补偿。

二是加快推动形成市场化电价体系，合理疏导产业链上游成本。形成促进新型电力系统建设的市场体系和电价机制，疏导大规模消纳新能源产生所增加的系统运行成本。贯彻落实《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》）（发改价格〔2021〕1439号）要求，尽快将煤电电价调整到位，缓解由于燃料成本高涨导致的电力供应风险。推动高耗能企业进入市场，交易电价不设上限。进一步明确跨省跨区送电交易价格形成机制，外送价格浮动机制按照落地省燃煤发电基准价执行。

三是逐步建立新能源参与电力市场竞争的价格机制。推动构建更加适应新能源发展的物理特性的市场交易机制，缩短交易周期，提升交易频次，推动各类优先发电主体、用户侧共同参与现货市场，建立合理的费用疏导机制。协调绿证市场、绿电市场和碳市场之间的关系，对新能源绿色价值的部分给予正确定价。在开展可再生能源发电补贴自查工作的基础上，加快解决可再生能源补贴拖欠问题；对未收到补贴的可再生能源电费实行缓征所得税、增值税及附加税费政策，缓解新能源企业“借钱缴税”的局面，切实减轻可再生能源企业经营发展资金压力。