2022年1月27日，中國電力企業聯合會舉辦新聞發布會，中電聯秘書長、新聞發言人郝英杰發布《2021-2022年度全國電力供需形勢分析預測報告》，中央廣播電視總臺、經濟日報等近20家新聞媒體的記者參加發布會。

報告內容如下：

2021-2022年度全國電力供需形勢分析預測報告

2021年，面對復雜嚴峻的國際環境和國內疫情散發等多重考驗，在以習近平同志為核心的黨中央堅強領導下，各地區各部門認真貫徹落實黨中央、國務院決策部署，堅持穩中求進工作總基調，科學統籌疫情防控，國民經濟持續恢復發展。全年電力消費增速實現兩位數增長，電力裝機結構延續綠色低碳發展態勢。受電煤供應緊張等多重因素影響，9、10月全國電力供需總體偏緊，多地出現有序用電。國家高度重視并出臺一系列能源電力保供措施。電力行業認真貫徹黨中央、國務院決策部署，落實相關部門要求，全力以赴保民生、保發電、保供熱，采取有力有效措施提升能源電力安全穩定保障能力。2021年11月7日起至2021年底，全國有序用電規模基本清零，僅個別省份對部分高耗能、高污染企業主動執行有序用電。

一、2021年全國電力供需情況

（一）電力消費需求情況

2021年，全國全社會用電量8.31萬億千瓦時，同比增長10.3%，用電量快速增長主要受國內經濟持續恢復發展、上年同期低基數、外貿出口快速增長等因素拉動。一、二、三、四季度，全社會用電量同比分別增長21.2%、11.8%、7.6%和3.3%，受同期基數由低走高等因素影響，同比增速逐季回落。2021年，全社會用電量兩年平均增長7.1%，各季度兩年平均增速分別為7.0%、8.2%、7.1%和6.4%，總體保持平穩較快增長。

一是第一產業用電量1023億千瓦時，同比增長16.4%，兩年平均增長14.6%。各季度第一產業用電量同比分別增長26.4%、15.9%、16.4%和12.4%，保持兩位數增長。國家深入推進鄉村振興戰略，農村電網改造升級持續推進，鄉村用電條件持續改善，第一產業電氣化水平逐步提升，多重因素拉動第一產業用電量快速增長。

二是第二產業用電量5.61萬億千瓦時，同比增長9.1%，兩年平均增長6.4%。各季度第二產業用電量同比分別增長24.1%、10.6%、5.1%和1.1%，受上年同期基數逐步提高影響，用電量同比增速逐季回落。各季度第二產業用電量兩年平均增速分別為7.4%、7.3%、6.1%和5.4%，三、四季度增速回落受高載能行業增速回落的影響較大。

2021年，制造業用電量同比增長9.9%，兩年平均增長7.2%。其中，四大高載能行業合計用電量同比增長6.4%，兩年平均增長6.0%，均呈逐季回落態勢，四季度同比增速為-1.9%。2021年，消費品制造業合計用電量同比增長12.6%，兩年平均增長6.1%，低于制造業兩年平均增速1.1個百分點。2021年，其他制造業行業合計用電量同比增長13.9%，兩年平均增長9.0%。2021年，高技術及裝備制造業合計用電量同比增長15.7%，兩年平均增長9.9%，占制造業用電量比重同比提高1.1個百分點；其中部分新興制造業行業用電量高速增長，醫療儀器設備及器械制造用電量同比增長24.9%，風能原動設備制造用電量同比增長25.4%，新能源車整車制造用電量同比增長46.8%，光伏設備及元器件制造用電量同比增長91.3%，反映出制造業延續轉型升級態勢。

三是第三產業用電量1.42萬億千瓦時，同比增長17.8%，兩年平均增長9.5%。第三產業用電量兩年平均增速已基本恢復至疫情前的水平，但存在結構性差異。得益于電動汽車的持續迅猛發展，充換電服務業用電量兩年平均增速達到79.0%。各季度，第三產業用電量同比分別增長28.2%、23.6%、13.1%和9.0%；兩年平均增速分別為7.9%、12.0%、9.4%和8.7%，受多地疫情散發等因素影響，三、四季度的兩年平均增速有所回落。部分接觸型聚集型服務業受疫情的影響相對較大，三、四季度交通運輸/倉儲和郵政業用電量兩年平均增速分別回落至6.7%和4.9%；住宿和餐飲業用電量兩年平均增速分別回落至6.8%和7.3%。

四是城鄉居民生活用電量1.17萬億千瓦時，同比增長7.3%，兩年平均增長7.0%。各季度，城鄉居民生活用電量同比分別增長4.7%、4.2%、11.3%和8.0%；兩年平均增速分別為3.9%、7.9%、8.0%和8.8%。一季度用電量增速偏低，主要受1月中旬之后氣溫偏暖因素影響；二、三、四季度，城鄉居民生活用電量兩年平均增速已基本恢復至近年來的正常增長水平。

五是全國共有19個省份用電量同比增速超過10%，31個省份兩年平均增速均為正增長。2021年，西藏、青海、湖北用電量同比增速分別為22.6%、15.6%和15.3%；江西、四川、福建、浙江、廣東、重慶、陜西、安徽、海南、湖南、寧夏、江蘇、山西、上海、新疆、廣西16個省份用電量同比增速超過10%。2021年，西藏、四川、江西用電量兩年平均增速分別為14.1%、11.5%和10.1%；青海、山東、福建、安徽、云南、新疆、廣東、廣西、浙江、陜西10個省份兩年平均增速位于8%-10%。

（二）電力生產供應情況

截至2021年底，全國全口徑發電裝機容量23.8億千瓦，同比增長7.9%；全國規模以上工業企業發電量8.11萬億千瓦時，同比增長8.1%。

一是電力工程年度完成投資再次超過1萬億元，同比增長2.9%，新增海上風電并網裝機1690萬千瓦。2021年，重點調查企業電力完成投資10481億元，同比增長2.9%。其中，電網完成投資4951億元，同比增長1.1%。電源完成投資5530億元，同比增長4.5%，其中，非化石能源發電投資占電源投資比重達到88.6%。2021年，全國新增發電裝機容量17629萬千瓦，其中，新增非化石能源發電裝機容量13809萬千瓦，占新增發電裝機總容量的比重為78.3%，同比提高5.2個百分點。2021年是國家財政補貼海上風電新并網項目的最后一年，全國全年新增并網海上風電1690萬千瓦，創歷年新高。

二是全口徑非化石能源發電裝機容量達到11.2億千瓦，首次超過煤電裝機規模。截至2021年底，全國全口徑火電裝機容量13.0億千瓦，同比增長4.1%；其中，煤電11.1億千瓦，同比增長2.8%，占總發電裝機容量的比重為46.7%，同比降低2.3個百分點。水電裝機容量3.9億千瓦，同比增長5.6%；其中，常規水電3.5億千瓦，抽水蓄能3639萬千瓦。核電5326萬千瓦，同比增長6.8%。風電3.3億千瓦，同比增長16.6%；其中，陸上風電3.0億千瓦，海上風電2639萬千瓦。太陽能發電裝機3.1億千瓦，同比增長20.9%；其中，集中式光伏發電2.0億千瓦，分布式光伏發電1.1億千瓦，光熱發電57萬千瓦。全口徑非化石能源發電裝機容量11.2億千瓦，同比增長13.4%，占總裝機容量比重為47.0%，同比提高2.3個百分點，歷史上首次超過煤電裝機比重。

三是全口徑非化石能源發電量同比增長12.0%，煤電發電量占總發電量比重為60.0%。2021年，受汛期主要流域降水偏少等因素影響，全國規模以上工業企業水電發電量同比下降2.5%；受電力消費快速增長、水電發電量負增長影響，全國規模以上工業企業火電發電量同比增長8.4%。核電發電量同比增長11.3%。全口徑并網太陽能發電、風電發電量同比分別增長25.2%和40.5%。全口徑非化石能源發電量2.90萬億千瓦時，同比增長12.0%；占全口徑總發電量的比重為34.6%，同比提高0.7個百分點。全口徑煤電發電量5.03萬億千瓦時，同比增長8.6%，占全口徑總發電量的比重為60.0%，同比降低0.7個百分點。無論從裝機規模看還是從發電量看，煤電仍然是當前我國電力供應的最主要電源，也是保障我國電力安全穩定供應的基礎電源。

四是核電、火電和風電發電設備利用小時同比分別提高352、237、154小時。2021年，全國發電設備利用小時3817小時，同比提高60小時。其中，水電設備利用小時3622小時，同比降低203小時。核電7802小時，同比提高352小時。并網風電2232小時，同比提高154小時。并網太陽能發電1281小時，與上年總體持平。火電4448小時，同比提高237小時；其中，煤電4586小時，同比提高263小時；氣電2814小時，同比提高204小時。

五是跨區輸出電量同比增長6.2%，跨省輸出電量同比增長4.8%。2021年，全國完成跨區送電量6876億千瓦時，同比增長6.2%，兩年平均增長12.8%；其中，西北區域外送電量3156億千瓦時，同比增長14.1%，占全國跨區送電量的45.9%。全國完成跨省送出電量1.60萬億千瓦時，同比增長4.8%，兩年平均增長5.4%。

六是電力市場交易電量同比增長20.1%。2021年，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量37787億千瓦時，同比增長19.3%，占全社會用電量比重為45.5%，同比提高3.3個百分點。其中，全國電力市場中長期電力直接交易電量合計為30405億千瓦時，同比增長22.8%。

七是電煤供需階段性失衡，煤炭價格創歷史新高，煤電企業全面虧損。2021年，全國原煤產量同比增長4.7%。3-9月各月原煤產量接近零增長或負增長，四季度原煤產量增速明顯回升，電煤供應緊張局勢得到緩解。全年進口煤炭3.2億噸，同比增長6.6%。煤炭供應緊張導致電煤價格屢創歷史新高。由于電煤價格的非理性上漲，燃料成本大幅上漲，煤電企業和熱電聯產企業持續大幅虧損。大致測算，2021年因電煤價格上漲導致全國煤電企業電煤采購成本額外增加6000億元左右。8月以來大型發電集團煤電板塊整體虧損，8-11月部分集團的煤電板塊虧損面達到100%，全年累計虧損面達到80%左右。2021年底的電煤價格水平仍顯著高于煤電企業的承受能力。

（三）全國電力供需情況

2021年，全國電力供需形勢總體偏緊，年初、迎峰度夏以及9-10月部分地區電力供應緊張。1月，受寒潮天氣等因素影響，江蘇、浙江、蒙西、湖南、江西、安徽、新疆、四川等8個省級電網，在部分用電高峰時段電力供應緊張，采取了有序用電措施。迎峰度夏期間（6-8月），廣東、河南、廣西、云南、湖南、貴州、江西、蒙西、浙江、重慶、陜西、湖北等12個省級電網，在部分用電高峰時段電力供應緊張，采取了有序用電措施。9-10月，受電煤等燃料供應緊張、水電發電量同比減少、電力消費需求較快增長以及部分地區加強“能耗雙控”等多重因素疊加影響，全國電力供需總體偏緊，共有超過20個省級電網采取了有序用電措施，個別地區少數時段出現拉閘限電。國家高度重視并出臺一系列能源電力保供措施，效果顯著，2021年11月7日起至2021年底，全國有序用電規模基本清零，僅個別省份對部分高耗能、高污染企業主動執行有序用電。

二、全國電力供需形勢預測

（一）2022年全社會用電量同比增長5%-6%

中央經濟工作會議強調2022年經濟工作要穩字當頭、穩中求進，各方面要積極推出有利于經濟穩定的政策，為2022年全社會用電量增長提供了最主要支撐。綜合考慮國內外經濟形勢、電能替代等帶動電氣化水平穩步提升、上年基數前后變化等因素，并結合多種方法對全社會用電量的預測，以及電力供需形勢分析預測專家的預判，預計2022年全年全社會用電量8.7萬億千瓦時-8.8萬億千瓦時，同比增長5%-6%，各季度全社會用電量增速總體呈逐季上升態勢。

（二）2022年底非化石能源發電裝機占總裝機比重有望首次達到50%

在新能源快速發展帶動下，預計2022年基建新增裝機規模將創歷年新高，全年基建新增發電裝機容量2.3億千瓦左右，其中非化石能源發電裝機投產1.8億千瓦左右。預計2022年底全口徑發電裝機容量達到26億千瓦左右，其中，非化石能源發電裝機合計達到13億千瓦左右，將有望首次達到總裝機規模的一半。水電4.1億千瓦、并網風電3.8億千瓦、并網太陽能發電4.0億千瓦、核電5557萬千瓦、生物質發電4500萬千瓦左右。煤電裝機容量11.4億千瓦左右。

（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域電力供需偏緊

隨著我國消費結構及產業結構持續調整升級，負荷“冬夏”雙高峰特征逐步呈現常態化。全球疫情仍在持續，外部形勢更加復雜多變，既要保障電力供應，又要積極推動能源轉型。宏觀經濟、燃料供應、氣溫、降水等多方面因素均給電力供需形勢帶來較大的不確定性。根據電力需求預測，基于對氣溫、來水、電煤供應等關鍵要素的分析，并綜合考慮新投產裝機、跨省跨區電力交換、發電出力及合理備用等，預計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域電力供需偏緊。

迎峰度夏期間，電力供需總體平衡，高峰時段電力供需偏緊；其中，華北、東北、西北區域電力供需基本平衡，華東、華中、南方區域電力供需偏緊。迎峰度冬期間，電力供需總體平衡，高峰時段電力供需偏緊；其中，華北、東北區域電力供需基本平衡，華東、華中、西北、南方區域電力供需偏緊。

三、有關建議

針對當前電力供需形勢、電力行業可持續發展等方面提出有關建議如下：

（一）確保電力燃料穩定供應，發揮煤電兜底作用，保障電力供需平衡

一是加強能源安全監測預警。提升對電力燃料運行和發展趨勢的監測能力、對潛在能源供需風險的研判預警能力，關注重點時段重點區域的供需形勢，及時發布監測預警信息，保障能源穩定運行。二是繼續增加國內煤炭供應總量，并形成煤礦應急生產能力。堅定不移增加國內煤炭供應能力，加大優質產能釋放力度，增加煤炭總供給。制定煤礦保供與彈性生產辦法，優先組織滿足條件的先進產能煤礦按一定系數調增產能，形成煤礦應急生產能力。加快推進煤炭儲備能力建設，多措并舉擴大煤炭儲備規模，提升全國儲煤能力。保持進口電力燃料政策的穩定性，通過市場手段調節進口煤供應，充分發揮進口電力燃料的有效作用。三是推進電煤中長協簽訂及履約監管工作。進一步明確煤炭中長期合同采用“基準價+浮動價”價格機制的基本要求，規范合同簽訂，不折不扣貫徹落實國家政策。加強履約監管，明確監管范圍，所有合規中長期合同均應納入政府監管，且標準要求一致；將中長期履約評價納入企業信用體系，建立信用管理常態化機制，對惡意違約、中長期合同履約率過低的責任方企業，實施失信聯合懲戒。四是繼續給予火電企業金融等政策支持，保障企業燃料采購資金。對符合支持條件的煤電、熱電等企業建立快速響應機制，開辟綠色辦貸通道，優先安排貸款審批投放；對符合支持條件的煤電等企業和項目不違規抽貸、斷貸，維持企業資金鏈正常運轉，切實保障企業燃料采購資金到位，避免因資金短缺而出現缺煤缺氣停機問題。

（二）發揮行政和市場兩種調節手段，平抑電力產業鏈波動

一是合理確定電煤中長期合同基準價格。綜合考慮系統安全及發電企業可持續穩定生產，合理確定電煤中長期合同基準價格；強化“基準價+浮動價”機制的唯一性、嚴肅性，嚴禁各區域、各煤礦自行創設指數和定價機制，避免多種價格機制和捆綁搭售引起的價格體系混亂。二是理順市場環境下電價形成機制。進一步完善和落實煤價機制，引導煤價長期穩定在合理區間。督促各地加快落實《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（發改價格〔2021〕1439號）文件中燃煤基準價上下浮動20%的政策，切實有效疏導煤電上網電價。穩定上下游價格，防止產業鏈波動推高終端用能成本，控制燃料及電力成本在社會成本可承受范圍之內，促進經濟健康可持續發展。三是加快全國統一電力市場建設，完善電力市場規則體系。深化電力市場建設，加快建立現貨市場、輔助服務市場和容量補償機制，完善電價形成機制，給予提供調頻、備用等輔助服務的煤電機組合理補償，化解沉沒成本，促進煤電企業可持續發展。進一步明確跨省跨區送電交易價格形成機制。四是深化電力需求側管理，加強有序用電執行管控。推動電力需求側管理向“市場化響應”轉變，拉大峰谷分時電價差，調動各類負荷側資源參與系統調節，提高電力系統運行效率。建立健全分級有序用電應急管理工作機制，強化有序用電工作措施。

（三）加快推進新型電力系統建設，促進能源電力結構轉型

一是加快研發和突破新型電力系統關鍵技術。集中力量開展復雜大電網安全穩定運行和控制、大容量風電、高效光伏、大容量儲能以及低成本CCUS等技術創新。二是科學有序推動大規模新能源建設。持續優化新能源發展布局，因地制宜發展新能源，在東部地區建立多能互補能源體系，在西部北部地區加大風能、太陽能資源規模化、集約化開發力度。針對新能源配置儲能建立“統一調度、共享使用”的協調運行機制，最大程度發揮儲能促進新能源消納、調峰調頻、功率支撐等多重作用。三是科學有序推進煤電清潔轉型，繼續發揮煤電基礎性作用。在推進煤電機組改造升級過程中，建議統籌考慮煤電節能改造、供熱改造、靈活性改造及機組的技術特性，對不同類型的機組采用不同的供電煤耗改造基準線，不“一刀切”。建立合理的電價機制疏導“三改聯動”技改成本。四是加快構建大規模源網荷儲友好互動系統。加大源網荷儲協同互動，對電力柔性負荷進行策略引導和集中控制，充分利用用戶側資源，化解短時電力供需矛盾。將新型電力設備等多類型需求響應資源統籌納入電力運行調度，提高電網的靈活性。

注釋：

兩年平均增長（增速）是以2019年同期值為基數，采用幾何平均方法計算。

四大高載能行業包括：化學原料和化學制品制造業、非金屬礦物制品業、黑色金屬冶煉和壓延加工業、有色金屬冶煉和壓延加工業4個行業。

高技術及裝備制造業包括：醫藥制造業、金屬制品業、通用設備制造業、專用設備制造業、汽車制造業、鐵路/船舶/航空航天和其他運輸設備制造業、電氣機械和器材制造業、計算機/通信和其他電子設備制造業、儀器儀表制造業9個行業。

消費品制造業包括：農副食品加工業、食品制造業、酒/飲料及精制茶制造業、煙草制品業、紡織業、紡織服裝、服飾業、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋業、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品業、家具制造業、造紙和紙制品業、印刷和記錄媒介復制業、文教/工美/體育和娛樂用品制造業12個行業。

其他制造行業為制造業用電分類的31個行業中，除四大高載能行業、高技術及裝備制造業、消費品行業之外的其他行業，包括：石油/煤炭及其他燃料加工業、化學纖維制造業、橡膠和塑料制品業、其他制造業、廢棄資源綜合利用業、金屬制品/機械和設備修理業6個行業。

東部地區包括北京、天津、河北、上海、江蘇、浙江、福建、山東、廣東、海南10個省（市）；中部地區包括山西、安徽、江西、河南、湖北、湖南6個省；西部地區包括內蒙古、廣西、重慶、四川、貴州、云南、西藏、陜西、甘肅、青海、寧夏、新疆12個省（市、自治區）；東北地區包括遼寧、吉林、黑龍江3個省。