一季度，電力行業(yè)認真貫徹黨中央、國務(wù)院決策部署，落實相關(guān)部門要求，采取有力有效措施提升能源電力安全穩(wěn)定保障能力，全力以赴保民生、保發(fā)電、保供熱，以實際行動踐行“人民電業(yè)為人民”宗旨。全國電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，電力供需總體平衡，為疫情防控和經(jīng)濟社會發(fā)展提供了堅強電力保障。

一、2022年一季度全國電力供需情況

(一)電力消費需求情況

一季度，全國全社會用電量2.04萬億千瓦時，同比增長5.0%，比2021年同期兩年平均增速降低2.0個百分點，比2021年四季度同比增速提高1.7個百分點。分月份看，1-2月，全社會用電量同比增長5.8%，比上年12月增速提高4.8個百分點，逆周期調(diào)節(jié)措施下宏觀經(jīng)濟延續(xù)恢復發(fā)展態(tài)勢，2月氣溫偏冷拉動電力消費增速提高;3月，受多地疫情散發(fā)影響，當月全國全社會用電量增速回落至3.5%。

一是第一產(chǎn)業(yè)用電量241億千瓦時，同比增長12.6%。增速比2021年同期兩年平均增速低2.0個百分點，比2021年四季度同比增速提高1.2個百分點。鄉(xiāng)村振興全面推進以及近年來鄉(xiāng)村用電條件明顯改善、電氣化水平持續(xù)提升、生產(chǎn)方式轉(zhuǎn)型升級，拉動第一產(chǎn)業(yè)用電量保持快速增長。第一產(chǎn)業(yè)較好的電力消費形勢，在一定程度上反映出當前農(nóng)業(yè)農(nóng)村經(jīng)濟運行態(tài)勢良好。

二是第二產(chǎn)業(yè)用電量1.32萬億千瓦時，同比增長3.0%。增速比2021年同期兩年平均增速低4.4個百分點，比2021年四季度同比增速提高1.9個百分點。分月份看，1-2月、3月第二產(chǎn)業(yè)用電量同比分別增長3.4%、2.3%，受疫情等因素影響，3月增速有所回落。

一季度，制造業(yè)用電量同比增長2.3%。分大類看，四大高載能行業(yè)合計用電量同比增長0.5%，其中，黑色金屬冶煉行業(yè)、建材行業(yè)用電量均同比下降，建材中的水泥行業(yè)用電量同比下降13.7%，與當前較為低迷的房地產(chǎn)市場相關(guān)。高技術(shù)及裝備制造業(yè)合計用電量同比增長5.0%，其中，電氣機械和器材制造業(yè)、儀器儀表制造業(yè)、計算機/通信和其他電子設(shè)備制造業(yè)、醫(yī)藥制造業(yè)用電量同比增速均超過7%。消費品制造業(yè)合計用電量同比增長2.9%，消費品制造業(yè)中大部分行業(yè)用電量同比增速在2.5%-4.5%。其他制造業(yè)行業(yè)合計用電量同比增長6.4%，其中，石油/煤炭及其他燃料加工業(yè)用電量同比增長10.3%。

三是第三產(chǎn)業(yè)用電量3551億千瓦時，同比增長6.2%。增速比2021年同期兩年平均增速回落1.7個百分點，比2021年四季度同比增速回落2.8個百分點。3月，多地疫情散發(fā)對部分接觸性、聚集性服務(wù)業(yè)造成較大沖擊，第三產(chǎn)業(yè)用電量同比增速從1-2月的7.2%回落至3月的4.0%。其中，交通運輸/倉儲和郵政業(yè)用電量同比增速從1-2月的12.4%回落至3月的1.5%，住宿和餐飲業(yè)用電量同比增速從1-2月的11.3%回落至3月的1.7%，租賃和商務(wù)服務(wù)業(yè)用電量同比增速從1-2月的11.8%回落至3月的4.8%。一季度，電動汽車高速發(fā)展拉動充換電服務(wù)業(yè)用電量同比增長45.6%。

四是城鄉(xiāng)居民生活用電量3417億千瓦時，同比增長11.8%。增速比2021年同期兩年平均增速提高8.0個百分點，比2021年四季度同比增速提高3.8個百分點。分月份看，1-2月、3月用電量同比分別增長13.1%和8.8%，前兩個月實現(xiàn)兩位數(shù)增長主要是受氣溫偏冷因素影響。

五是中部地區(qū)用電量同比增長9.1%，增速領(lǐng)先于其他地區(qū)。一季度，東、中、西部和東北地區(qū)全社會用電量同比分別增長4.8%、9.1%、3.1%、3.6%，中部地區(qū)全社會用電量增速領(lǐng)先。一季度，全國共有29個省份全社會用電量同比實現(xiàn)正增長，其中，西藏、江西、安徽、湖北、海南5個省份全社會用電量增速超過10%。

(二)電力生產(chǎn)供應(yīng)情況

截至2022年3月底，全國全口徑發(fā)電裝機容量24.0億千瓦，同比增長7.8%;一季度全國規(guī)模以上電廠發(fā)電量1.99萬億千瓦時，同比增長3.1%。從分類型投資、發(fā)電裝機、發(fā)電量增速及結(jié)構(gòu)變化等情況看，電力行業(yè)延續(xù)綠色低碳轉(zhuǎn)型趨勢。

一是電力投資同比增長7.6%，非化石能源發(fā)電投資占電源投資比重為85.9%。一季度，重點調(diào)查企業(yè)電力完成投資1436億元，同比增長7.6%。電源完成814億元，同比增長2.5%，非化石能源發(fā)電投資占電源投資的比重為85.9%。電網(wǎng)完成投資621億元，同比增長15.1%，其中，交流工程投資同比增長8.5%;直流工程投資同比增長57.8%，上年二季度以來新開工了部分特高壓直流工程，拉動投資高增長。

二是非化石能源發(fā)電裝機占總裝機容量比重上升至47.6%，煤電裝機比重降至46.1%。截至3月底，全國全口徑發(fā)電裝機容量24.0億千瓦，同比增長7.8%。分類型看，水電3.9億千瓦?；痣?3.0億千瓦，其中，煤電11.1億千瓦，占總發(fā)電裝機容量的比重為46.1%。核電5443萬千瓦。并網(wǎng)風電3.4億千瓦，其中，陸上風電3.1億千瓦，海上風電2665萬千瓦。并網(wǎng)太陽能發(fā)電3.2億千瓦，其中，集中式光伏發(fā)電2.0億千瓦，分布式光伏發(fā)電1.2億千瓦，光熱發(fā)電57萬千瓦。全國全口徑非化石能源發(fā)電裝機容量11.4億千瓦，占總裝機容量比重為47.6%，同比提高2.7個百分點。

三是水電和太陽能發(fā)電量同比增速超過10%。一季度，全國規(guī)模以上電廠發(fā)電量1.99萬億千瓦時，同比增長3.1%，其中，規(guī)模以上電廠水電、核電、火電發(fā)電量同比分別增長12.7%、6.9%和1.3%，今年以來降水形勢較好拉動水電發(fā)電量快速增長。一季度，全口徑并網(wǎng)風電、并網(wǎng)太陽能發(fā)電量同比分別增長5.7%和21.7%。一季度，全口徑煤電發(fā)電量同比增長1.9%，占全口徑總發(fā)電量比重為62.8%，煤電仍是當前我國電力供應(yīng)的最主要電源，也是保障我國電力安全穩(wěn)定供應(yīng)的基礎(chǔ)電源。

四是水電和核電發(fā)電設(shè)備利用小時同比分別提高36、30小時。一季度，全國發(fā)電設(shè)備利用小時899小時，同比降低18小時。其中，水電設(shè)備利用小時636小時，同比提高36小時;核電1847小時，同比提高30小時;并網(wǎng)風電555小時，同比降低65小時;并網(wǎng)太陽能發(fā)電300小時，與上年同期持平?；痣?115小時，同比降低2小時，其中，煤電1169小時，同比提高7小時;氣電576小時，同比降低45小時。

五是跨區(qū)輸出電量同比下降0.7%，跨省輸出電量同比增長0.5%。一季度，全國完成跨區(qū)送電量1500億千瓦時，同比下降0.7%，其中，西北外送電量703億千瓦時，同比下降12.6%，占全國跨區(qū)送電量的46.8%。全國完成跨省送出電量3539億千瓦時，同比增長0.5%;云南、四川、福建外送電量同比分別增長43.0%、42.9%、39.3%。

六是市場交易電量同比增長87.5%。一季度，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量14119億千瓦時，同比增長87.5%。一季度，全國電力市場中長期電力直接交易電量合計為9702億千瓦時，同比增長58.1%，其中，省內(nèi)電力直接交易電量合計為9427億千瓦時，省間電力直接交易(外受)電量合計為275億千瓦時。

七是電煤價格總體高位上漲，煤電企業(yè)仍大面積虧損。一季度，國內(nèi)進口煤炭5181萬噸，同比下降24.2%。國家煤炭增產(chǎn)保供政策措施效果明顯，一季度全國原煤產(chǎn)量10.8億噸，同比增長10.3%。今年以來電煤價格總體呈持續(xù)上漲態(tài)勢，導致一季度全國煤電企業(yè)電煤采購成本同比額外增加1300億元左右。燃料成本大幅上漲，漲幅遠高于煤電企業(yè)售電價格漲幅，導致大型發(fā)電集團仍有超過一半以上的煤電企業(yè)處于虧損狀態(tài)。煤電企業(yè)持續(xù)大幅虧損，部分企業(yè)現(xiàn)金流異常緊張，增加電力安全穩(wěn)定供應(yīng)風險。由于熱力價格大部分涉及到民生，熱價難隨燃料成本上漲而疏導，熱電聯(lián)產(chǎn)企業(yè)也呈現(xiàn)大面積虧損狀態(tài)。

(三)全國電力供需平衡情況

一季度，電力企業(yè)全力以赴保民生、保發(fā)電、保供熱，全國電力供需總體平衡。2月，全國多次出現(xiàn)大范圍雨雪天氣過程，特別是南方地區(qū)出現(xiàn)持續(xù)低溫雨雪天氣，拉動用電負荷快速攀升，疊加部分省份風機覆冰停運，江西、湖南、四川、重慶、上海、貴州等地部分時段電力供需平衡偏緊。

二、全國電力供需形勢預(yù)測

(一)2022年全社會用電量同比增長5%-6%

國務(wù)院政府工作報告指出，2022年要統(tǒng)籌疫情防控和經(jīng)濟社會發(fā)展，統(tǒng)籌發(fā)展和安全，繼續(xù)做好“六穩(wěn)”、“六保”工作，著力穩(wěn)定宏觀經(jīng)濟大盤，保持經(jīng)濟運行在合理區(qū)間，保持社會大局穩(wěn)定，迎接黨的二十大勝利召開。2022年國內(nèi)生產(chǎn)總值預(yù)期增長目標設(shè)定在5.5%左右，為2022年全社會用電量增長提供了最主要支撐。

受國內(nèi)外疫情、國際局勢、夏季和冬季氣溫等因素影響，電力消費增長存在一定的不確定性。預(yù)計4月全社會用電量增速比3月回落;隨著多地疫情逐步得到有效控制，5、6月用電量增速有望回升，預(yù)計上半年全社會用電量同比增長3.5%-4.5%。下半年，在疫情對經(jīng)濟和社會的影響進一步減弱的情況下，并疊加穩(wěn)增長政策措施以及2021年前高后低的基數(shù)效應(yīng)，預(yù)計下半年全社會用電量增速高于上半年。預(yù)計2022年全年全社會用電量同比增長5%-6%。

(二)2022年底非化石能源發(fā)電裝機占總裝機比重有望首次達到50%

在新能源快速發(fā)展帶動下，2022年基建新增裝機規(guī)模將創(chuàng)歷史新高，預(yù)計全年全國基建新增發(fā)電裝機容量2.3億千瓦左右，其中非化石能源發(fā)電裝機投產(chǎn)1.8億千瓦左右。預(yù)計2022年底全國發(fā)電裝機容量26億千瓦，同比增長9%左右。煤電裝機容量11.4億千瓦左右;非化石能源發(fā)電裝機合計達到13億千瓦左右，占總裝機容量比重首次上升至50%。水電4.1億千瓦、并網(wǎng)風電3.8億千瓦、并網(wǎng)太陽能發(fā)電4.0億千瓦、核電5557萬千瓦、生物質(zhì)發(fā)電4500萬千瓦左右。

(三)全國電力供需總體平衡，迎峰度夏和迎峰度冬期間部分區(qū)域電力供需偏緊

國內(nèi)外疫情、宏觀經(jīng)濟、燃料供應(yīng)、氣溫、降水，以及煤電企業(yè)持續(xù)大面積嚴重虧損等多方面因素交織疊加，給電力供需形勢帶來較大不確定性。預(yù)計2022年全國電力供需總體平衡，迎峰度夏、迎峰度冬期間部分區(qū)域電力供需偏緊。

迎峰度夏期間，全國電力供需總體平衡，用電高峰時段電力供需偏緊。其中，東北、西北區(qū)域電力供需基本平衡;南方、華東、華中、華北區(qū)域用電高峰時段電力供需偏緊。

迎峰度冬期間，全國電力供需總體平衡，用電高峰時段電力供需偏緊。其中，華北、東北區(qū)域電力供需基本平衡;南方、華東、華中、西北區(qū)域用電高峰時段電力供需偏緊。

三、有關(guān)建議

結(jié)合當前電力供需形勢和行業(yè)發(fā)展趨勢，提出如下建議：

(一)加強監(jiān)測預(yù)警，確保一次能源穩(wěn)定供應(yīng)

當前，受地緣政治沖突影響，國際煤油氣供應(yīng)緊張，加大我國進口煤炭、天然氣的難度，國內(nèi)下游煤炭庫存處于相對低位，電煤價格高位波動，迎峰度夏期間煤電和氣電保供面臨潛在風險。針對國內(nèi)煤炭供應(yīng)、電煤價格、煤炭中長期合同及產(chǎn)運輸?shù)确矫?，建議：

一是加強宏觀調(diào)控，持續(xù)增加煤炭供應(yīng)總量。加大產(chǎn)能釋放力度，盡快落實近期國常會提出的今年新增煤炭產(chǎn)能3億噸的目標任務(wù)，為疫情后能源電力消費需求快速回升做好準備。督促各地煤礦復工復產(chǎn)，對于未達產(chǎn)的煤礦和地區(qū)要進行通報。制定煤礦保供與彈性生產(chǎn)辦法，優(yōu)先組織滿足條件的先進產(chǎn)能煤礦按一定系數(shù)調(diào)增產(chǎn)能，盡快形成煤礦應(yīng)急備用生產(chǎn)能力。

二是加強政策干預(yù)，確保電煤價格落實到位。督促煤炭主產(chǎn)地不折不扣推動煤炭價格機制落地執(zhí)行，嚴格執(zhí)行現(xiàn)貨價格窗口指導價，釋放強烈的穩(wěn)定市場價格信號。加大力度推動煤炭中長協(xié)的簽約履約工作，盡快補足電煤中長期合同，消除全覆蓋缺口。加快推進中長期合同履約核查工作，督促簽約占比未達要求的責任方企業(yè)進行整改，千方百計將電煤價格降低到合理水平。

三是加大與運輸部門的銜接，加快電煤夏儲工作。加強產(chǎn)運需之間的銜接配合，將運力向電力電量存在硬缺口省份的煤電企業(yè)適當傾斜。督促各地方壓實責任，加強各環(huán)節(jié)協(xié)調(diào)工作，全力保障迎峰度夏的電力穩(wěn)定供應(yīng)。

(二)強化統(tǒng)一調(diào)度，充分發(fā)揮大電網(wǎng)配置資源的優(yōu)勢

近年來，第三產(chǎn)業(yè)和居民生活負荷快速增長影響，峰谷差不斷加大，部分地區(qū)最大日峰谷差達50%左右。與此同時，常規(guī)電源裝機增長放緩，疊加電力燃料價格高位，機組有效出力下降，對電力平衡帶來極大壓力。針對提升系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力、系統(tǒng)安全運行及有序用電等方面，建議：

一是推進應(yīng)急備用和調(diào)峰電源建設(shè)，提升系統(tǒng)運行彈性。加快新能源富集區(qū)和不可中斷用戶占比高的地區(qū)的應(yīng)急備用和調(diào)峰電源建設(shè)，科學合理配置比例。出臺火電機組技改時序方案，有序推進機組“三改聯(lián)動”。進一步加大抽水蓄能、新型儲能等調(diào)節(jié)電源的建設(shè)力度，同時加強網(wǎng)、源側(cè)儲能設(shè)施的統(tǒng)一調(diào)度，提升系統(tǒng)靈活性調(diào)節(jié)能力。推動各省已核準的重點支撐性和保障性電源加快建設(shè)進度并按期投產(chǎn)，保障迎峰度夏期間電力供應(yīng)。

二是加強設(shè)備運維，釋放輸電通道和常規(guī)電源頂峰能力。加強跨省跨區(qū)輸電通道、樞紐變電站、換流站等檢查巡查，及時消缺;加強機組非計劃停運和出力受阻管理，優(yōu)化計劃檢修安排，充分保障用電高峰時期各類發(fā)電機組應(yīng)發(fā)盡發(fā)。優(yōu)化區(qū)域電網(wǎng)之間的開機備用、跨區(qū)支援、余缺調(diào)劑，全力保障用電高峰期間的電力供需平衡。

三是挖掘需求側(cè)調(diào)節(jié)能力，加強有序用電執(zhí)行管控。創(chuàng)新需求響應(yīng)手段，挖掘優(yōu)質(zhì)可調(diào)節(jié)負荷資源，擴大需求側(cè)參與市場和保供運行規(guī)模。優(yōu)化有序用電方案，最大限度地減少對居民和經(jīng)濟發(fā)展影響。按照保民用、保穩(wěn)定、保重點的原則，充分考慮各類極端情況，建立健全分級有序用電應(yīng)急管理工作機制。加強相關(guān)宣傳和解釋工作，積極開展輿情引導。

(三)加快全國統(tǒng)一電力市場體系建設(shè)，推動新型電力系統(tǒng)建設(shè)運行

近年來，跨省跨區(qū)輸送電力對用電高峰的支持作用越來越大。隨著電力供應(yīng)結(jié)構(gòu)的進一步調(diào)整，其重要性還將更加凸顯。加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場、發(fā)揮大電網(wǎng)優(yōu)勢是提升電力安全保供能力、加快電力結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的重要舉措。針對統(tǒng)一電力市場建設(shè)、市場化電價形成、終端電價疏導及新能源參與市場等方面，建議：

一是加快全國電力市場體系建設(shè)。逐步完善統(tǒng)一電力市場體系功能，健全市場交易機制，加快建立和完善現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場和容量市場，給予提供調(diào)峰、調(diào)頻、備用等輔助服務(wù)的靈活性電源合理補償。

二是加快推動形成市場化電價體系，合理疏導產(chǎn)業(yè)鏈上游成本。形成促進新型電力系統(tǒng)建設(shè)的市場體系和電價機制，疏導大規(guī)模消納新能源產(chǎn)生所增加的系統(tǒng)運行成本。貫徹落實《關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》)(發(fā)改價格〔2021〕1439號)要求，盡快將煤電電價調(diào)整到位，緩解由于燃料成本高漲導致的電力供應(yīng)風險。推動高耗能企業(yè)進入市場，交易電價不設(shè)上限。進一步明確跨省跨區(qū)送電交易價格形成機制，外送價格浮動機制按照落地省燃煤發(fā)電基準價執(zhí)行。

三是逐步建立新能源參與電力市場競爭的價格機制。推動構(gòu)建更加適應(yīng)新能源發(fā)展的物理特性的市場交易機制，縮短交易周期，提升交易頻次，推動各類優(yōu)先發(fā)電主體、用戶側(cè)共同參與現(xiàn)貨市場，建立合理的費用疏導機制。協(xié)調(diào)綠證市場、綠電市場和碳市場之間的關(guān)系，對新能源綠色價值的部分給予正確定價。在開展可再生能源發(fā)電補貼自查工作的基礎(chǔ)上，加快解決可再生能源補貼拖欠問題;對未收到補貼的可再生能源電費實行緩征所得稅、增值稅及附加稅費政策，緩解新能源企業(yè)“借錢繳稅”的局面，切實減輕可再生能源企業(yè)經(jīng)營發(fā)展資金壓力。