核心提示：2021年，電力行業延續綠色低碳發展態勢，新型電力系統建設跨出新步伐。2021年非化石能源裝機占比首次超過煤電，可再生能源裝機突破10億千瓦。全年發電量增長9.8%，新能源年發電量首次突破1萬億千瓦時，可再生能源發電量達到2.48萬億千瓦時，占全社會用電量的比重達到29.8%。全年電力消費實現兩位數增長，受經濟恢復、天氣、煤炭價格上漲等多重因素影響，電力供需總體偏緊。電力改革創新有效激發高質量發展動力活力，全年市場化交易電量約3.5萬億千瓦時。本報告結合近十年電力運行情況，從多角度解析我國電力供需態勢、運行特點、改革進展、發展方向等內容，供參考。

我國電力發展與改革形勢分析(2022)

王雪辰 崔曉利

(中能傳媒能源安全新戰略研究院)

　　2021年是黨和國家歷史上具有里程碑意義的一年。面對百年變局和世紀疫情，我國經濟發展和疫情防控保持全球領先，全面深化改革開放，構建新發展格局邁出新步伐，高質量發展取得新成效。2021年，我國國內生產總值(GDP)比上年增長8.1%，兩年平均增長5.1%;經濟規模突破110萬億元，穩居全球第二大經濟體，我國人均GDP達到80976元(按年平均匯率折算達12551美元)，超過世界人均GDP水平。

　　2021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。電力生產供應能力提升，2021年末全國發電裝機容量達23.8億千瓦，比上年末增長7.9%。發電裝機綠色轉型持續推進，非化石能源裝機占比首次超過煤電，可再生能源裝機突破10億千瓦，風電并網裝機容量已連續12年穩居全球第一，光伏發電并網裝機容量連續7年穩居全球第一，清潔能源消納取得新進展，新型電力系統建設跨出新步伐。2021年我國發電量83768億千瓦時，增長9.8%，新能源年發電量首次突破1萬億千瓦時。電力改革創新有效激發高質量發展動力活力，全年市場化交易電量約3.5萬億千瓦時，輔助服務市場建設不斷深化。

一、電力消費實現兩位數增長，結構日益優化

　　(一)全社會用電量同比增長10.3%

　　2021年，我國電力消費大幅回升。根據中國電力企業聯合會(以下簡稱“中電聯”)數據，2021年，全社會用電量83128億千瓦時，同比增長10.3%，較2019年同期增長14.7%。受經濟整體回暖、外貿出口拉動等因素影響，以及新冠肺炎疫情導致用電量增速低基數效應，電力消費大幅回升。

　　2021年的用電量增速達到近10年來新高，略低于2010年的14.8%和2011年的12.0%。

圖1 2012～2021年全國全社會用電量及增速情況(單位：億千瓦時，%)

　　注：2021年數據來自于中電聯快報，其他來自中電聯歷年電力工業統計數據，增速系計算所得，如無特殊標注，下同。

　　(二)季度用電增速逐季回落

　　2021年各季度全社會用電量總體保持平穩較快增長，一、二、三、四季度，全社會用電量同比分別增長21.2%、11.8%、7.6%、3.3%。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%。

　　主要受到經濟持續穩定恢復和二產用電增長的拉動，一季度全社會用電量較快增長，拉動全年用電量同比增長4.5個百分點，較2019年同期增長14.4%。受能耗雙控和堅決遏制“兩高”項目盲目發展政策、同期基數抬升等因素影響，季度用電增速呈現“前高后底”態勢。通過對比可以看出，從2021年各季度兩年平均增速來看，增速略高于2019年，在2018和2019年之間。

圖2 2018～2021年全國全社會用電量季度增速(單位：%)

　　(三)嚴控“兩高”政策和疫情對產業用電增速影響明顯

　　2021年，第一產業和第三產業用電量實現兩位數增長。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%;第二產業用電量56131億千瓦時，同比增長9.1%，兩年平均增長6.4%;第三產業用電量14231億千瓦時，同比增長17.8%，兩年平均增長9.5%;城鄉居民生活用電量11743億千瓦時，同比增長7.3%，兩年平均增長7.0%。

　　一季度，二產用電成為拉動全社會用電增長的主要動力，同比增長24.1%，較2019年同期增長15.4%，對全社會用電增長的貢獻率達72.8%;三產用電顯著回升，增速逐月提高，累計增速28.2%，較2019年同期大幅增長16.5%;一產用電持續高速增長，增速26.4%，較2019年同期增長31.4%。

　　表1 2012～2021年分產業用電量(單位：億千瓦時)

　　注：2018年3月，國家統計局《關于修訂<三次產業劃分規定(2012)>的通知》明確將“農、林、牧、漁服務業”調整到第三產業后，再更名為“農、林、牧、漁專業及輔助性活動”，電力行業按照最新的標準開展行業統計工作，為保證數據可比，2017年之后的數據已根據新標準重新分類。

圖3 2018～2021年分產業用電量增速情況(單位：%)

　　進入二季度，各產業用電增速較一季度有所回落，然而一產用電量仍保持穩步大幅增長，三產用電量增速回升至2019年同期水平。雖然高技術及裝備制造業用電量增速明顯高于同期制造業平均水平，但是由于國家堅決遏制“兩高”項目盲目發展政策逐步落實，四大高載能行業增速逐步回落，三、四季度第二產業增速受到直接影響，疊加部分地區疫情散發的影響，三、四季度第三產業用電增速回落。

　　從2021年的兩年平均增速來看，僅有一產用電增速高于2018、2019年水平，二產、三產及居民生活用電增速在2018和2019年間。

　　(四)電力消費結構繼續優化，二產用電占比逐年遞減

　　全社會用電量保持平穩增長同時，電力消費結構正日益優化。第二產業用電比重逐步收縮，第一產業、第三產業比重略微擴大。隨著鄉村用電條件持續改善，高技術及裝備制造業、充換電服務業、新興服務業等進一步快速發展和城鄉居民生活水平的提高，用電結構將進一步向一產和三產傾斜。

　　表2 2018～2021年全社會用電結構

二、電力裝機規模持續提升，非化石能源占比首次超過煤電

　　(一)全國電力裝機規模近24億千瓦，同比增長7.9%

　　截至2021年底，全國發電裝機容量約23.8億千瓦，同比增長7.9%，增幅收縮1.7個百分點。

　　近十年來，我國發電裝機容量持續增長。2012～2021年，我國發電裝機累計容量從11.5億千瓦增長到23.8億千瓦。近十年的裝機增速呈波動走勢，2015～2019年，裝機增速呈下降趨勢，至2020年陡然回升，最主要原因是風電、太陽能發電等新能源新增裝機創歷史新高。

圖4 2012～2021年全國電力裝機及增速情況(單位：萬千瓦，%)

　　(二)非化石能源裝機占比首次超過煤電

　　發電裝機綠色轉型持續推進，可再生能源裝機突破10億千瓦。2021年，全國全口徑火電裝機容量13.0億千瓦，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、風電、光伏發電裝機均突破3億千瓦，水電裝機容量3.9億千瓦(常規水電3.5億千瓦，抽水蓄能3639萬千瓦);風電3.3億千瓦(陸上3.0億千瓦，海上2639萬千瓦);太陽能發電裝機3.1億千瓦(集中式2.0億千瓦，分布式1.1億千瓦，光熱57萬千瓦)。風電并網裝機容量已連續12年穩居全球第一，光伏發電并網裝機容量連續7年穩居全球第一，海上風電裝機躍居世界第一。核電5326萬千瓦。生物質發電3798萬千瓦。

　　表3 2012～2021年全國電力裝機結構(單位：萬千瓦)

圖5 2012～2021年全國電力裝機結構

　　非化石能源發電裝機容量首次超過煤電。從十年歷史數據來看，非化石能源裝機比重明顯上升，2021年全口徑非化石能源裝機達11.2億千瓦，同比增長13.4%，占總發電裝機容量比重為47.0%，首次超過煤電裝機規模。2021年可再生能源發電累計裝機容量達到10.3億千瓦，比2015年底實現翻番，占全國發電總裝機容量比重達到43.2%，比2015年底提高10.9個百分點。

　　從裝機增速看，2021年，風電和太陽能發電裝機以超過15%的速度大幅增長，太陽能發電同比增長20.9%，風電同比增長16.6%。核電同比增長6.8%。水電同比增長5.6%。火電同比增長4.1%，其中，煤電同比增長2.8%，占總發電裝機容量的比重同比下降2.3個百分點。

圖6 2016～2021年火電、水電、風電、太陽能發電、核電裝機增速情況

　　(三)全國新增非化石能源發電裝機比重超七成

　　2021年，全國新增發電裝機容量17629萬千瓦。其中，新增火電裝機4628萬千瓦，并網水電、風電2349、4757萬千瓦，核電340萬千瓦，太陽能發電5493萬千瓦，生物質808萬千瓦。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。新增可再生能源裝機1.34億千瓦，占全國新增發電裝機的76.1%。

　　新增發電裝機總規模連續九年過億千瓦，2020年為歷年最高水平。2018、2019年受電力供需形勢變化等因素影響，水電、核電、太陽能發電新增裝機幾乎減半，導致兩年新增裝機規模連續下滑。2020年，在水電、風電、太陽能發電裝機高速增長的帶動下，新增裝機容量大幅提升。2021年受火電、風電新增裝機容量減少18%、34%的影響，整體新增規模同比降低7.9%。

圖7 2012～2021年全國新增電力裝機及增速情況

圖8 2015～2021年全國新增電力裝機結構對比(單位：萬千瓦)

　　2021年新增的各類型發電裝機中，七成以上都是非化石能源。風電、光伏發電新增裝機規模1.02億千瓦，新增并網海上風電創歷年新高，新增光伏發電并網裝機容量連續9年穩居世界第一，新增分布式光伏歷史上首次超過集中式電站。

　　●新增火電裝機

　　2021年新增火電裝機較上一年同期減少1032萬千瓦。全年有多個大型火電機組并網，重點工程包括：國內最大在建項目—國家能源集團國電電力上海廟公司百萬千萬超超臨界1號機組投產發電、華能集團自主研發的世界參數最高和容量最大超臨界二氧化碳循環發電試驗機組投運、國家優質工程金質獎上海漕涇電廠改造完成并網、安徽省首個廚余垃圾沼氣發電項目并網、四川省首臺超超臨界百萬千瓦機組投運、福建羅源灣港儲電一體化電廠工程1號機組投運、獲得世界最高冷卻塔吉尼斯世界記錄的國能勝利電廠一期工程全面建成投產等。

圖9 2012～2021年火電裝機和新增裝機情況(單位：萬千瓦)

　　●新增新能源裝機

　　2021年，全國風電新增并網裝機4757萬千瓦，為“十三五”以來年投產第二多，比第一多的2020年少投產2454萬千瓦。陸上風電新增裝機3067萬千瓦，海上風電新增裝機1690萬千瓦。從新增裝機分布看，中東部和南方地區占比約61%，“三北”地區占39%。由于2021年是海上風電新并網項目獲得國家財政補貼的最后一年，全國全年新增并網海上風電裝機規模創歷年新高，達到1690萬千瓦。我國大型風電光伏基地項目接連開工，2021年10月中下旬近3000萬千瓦大型風電光伏基地項目開工。

　　2021年，全國太陽能發電新增裝機5493萬千瓦，全國光伏新增并網裝機5488萬千瓦，為歷年以來年投產最多，其中，光伏電站2560萬千瓦、分布式光伏2928萬千瓦。分布式光伏新增發電裝機約占全部光伏新增的53%，歷史上首次突破50%，集中式與分布式光伏并舉的發展趨勢明顯。戶用光伏繼2020年首次超過1000萬千瓦后，2021年超過2000萬千瓦。從全國光伏新增裝機布局看，裝機占比較高的區域為華北、華東和華中地區，分別占全國新增裝機的39%、19%和15%。

圖10 2012～2021年新增風電、太陽能發電裝機情況(單位：萬千瓦)

　　2021年，核電新增裝機較上年增加228萬千瓦。主要有“華龍一號”全球首堆示范工程—福清核電5號機組正式投入商業運行，全球首個并網發電的第四代高溫氣冷堆核電項目—石島灣高溫氣冷堆核電站示范工程首次并網發電，田灣核電6號、紅沿河核電5號機組建成投產。

圖11 2012～2021年核電裝機和新增裝機情況(單位：萬千瓦)

　　●新增水電裝機

　　2021年，全國新增水電并網容量為“十三五”以來年投產最多。截至2021年12月底，我國“十四五”開局之年投產發電的超級工程—白鶴灘水電站已有8臺機組投產發電，將與三峽工程、葛洲壩工程，以及金沙江烏東德、溪洛渡、向家壩水電站一起，構成世界最大的清潔能源走廊。雅礱江兩河口水電站5臺機組投產發電。烏東德水電站于6月實現全部12臺85萬千瓦機組投產發電，全面進入運行管理新階段。

圖12 2012～2021年水電裝機和新增裝機情況(單位：萬千瓦)

三、電力供需形勢保持總體偏緊，非化石能源電力供應能力持續提升

　　(一)新能源年發電量首次突破1萬億千瓦時，煤電發電量占比降低

　　2021年，全國全口徑發電量8.38萬億千瓦時，同比增長9.8%。發電結構持續優化。非化石能源發電量2.90萬億千瓦時，同比增長12.0%;占總發電量的比重為34.5%，同比提高0.6個百分點。新能源年發電量首次突破1萬億千瓦時。風電光伏的發電量占比提高了2.2個百分點，并網太陽能發電、風電發電量同比分別增長25.2%和40.5%，風電對全國電力供應的貢獻不斷提升。煤電發電量5.03萬億千瓦時，同比增長8.6%，占總發電量的比重為60.0%，同比降低0.7個百分點。僅有水電受到汛期主要流域降水偏少等因素影響導致發電量下降。

圖13 2016～2021年全國發電量及非化石能源發電占比情況

　　2021年，受工業生產快速恢復、天氣、水電供應不足、煤炭價格上漲等綜合性因素影響，全國部分地區電力供應緊張。尤其是1月、6~10月部分地區電力供應緊張，其中，6~8月，有12個省級電網在部分用電高峰時段電力供應緊張并采取有序用電措施，9~10月，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限電現象。

　　(二)全國發電設備利用小時同比提高60小時，僅水電利用小時數降低

　　2021年，全國發電設備利用小時數為3817小時，同比提高60小時。其中，火電設備利用小時4448小時，其中，煤電4586小時，氣電2814小時。水電設備利用小時3622小時。核電7802小時，并網風電2232小時，并網太陽能發電1281小時。

　　表4 2012～2021年發電設備利用小時數(單位：小時)

圖14 2012～2021年不同電源發電設備利用小時變動情況

　　從全國發電設備平均利用小時來看，近十年總體呈下滑之勢，2015～2021年，全國發電設備平均利用小時數均降至4000小時以內。

　　2021年，全國火電設備利用小時數同比提高237小時，其中，煤電同比提高263小時，氣電同比提高204小時。水電同比降低203小時，核電同比提高352小時，并網風電同比提高154小時，并網太陽能發電與上年總體持平。

　　(三)可再生能源利用水平繼續提升

　　2021年，我國可再生能源發電量達到2.48萬億千瓦時，占全社會用電量的比重達到29.8%。其中，水電、風電、光伏發電和生物質發電量分別占全社會用電量的16.1%、7.9%、3.9%和2%。

　　全年全國風電平均利用率96.9%，同比提升0.4個百分點;尤其是湖南、甘肅和新疆，風電利用率同比顯著提升，湖南風電利用率99%、甘肅風電利用率95.9%、新疆風電利用率92.7%，同比分別提升4.5、2.3、3.0個百分點。北京、天津、上海、江蘇、浙江、安徽、福建、湖北、重慶、四川、西藏、廣東、廣西、海南等14個省(區、市)為風電100%消納，甘肅(95.9%)、河北(95.4%)、新疆(92.7%)、蒙西(91.1%)、青海(89.3%)五省風電利用率低于全國平均水平。

　　全國光伏發電利用率98%，與上年基本持平。新疆、西藏等地光伏消納水平顯著提升，光伏利用率同比分別提升2.8和5.6個百分點。北京、上海、江蘇、浙江、安徽、福建、江西、湖北、湖南、重慶、四川、廣東、廣西、海南等14個省(區、市)為光伏100%消納。蒙西(96.5%)、青海(86.2%)、西藏(80.2%)三個地區光伏利用率低于全國平均水平。

　　廣東、廣西、云南、貴州、海南五省區新增風光等新能源發電裝機1340萬千瓦，同比增長23%，占當年新增電源裝機的55%，新能源裝機占比提升2.4個百分點，全年消納新能源電量1251億千瓦時，同比增加22.5%。風電、光伏發電利用率均達99.8%，區域能源結構轉型成效顯著。

　　表5 2021年各省級區域新能源并網消納情況

　　(來源：全國新能源消納監測預警中心)

　　全國主要流域水能利用率約97.9%，同比提高1.5個百分點;棄水電量約175億千瓦時，較上年同期減少149億千瓦時。2021年上半年棄水主要發生在河南、四川兩省，河南省主要發生在小浪底水利樞紐，主要原因是3月份發電廠房被淹，直到6月所有機組才恢復發電;四川省棄水電量11.60億千瓦時，較上年同期減少25.17億千瓦時;其他省份棄水電量維持較低水平。

四、電網建設規模穩步擴大，增速有所放緩

　　“十四五”開局之年，電網建設穩步推進。重大戰略性工程、特高壓工程順利完成，跨區跨省資源配置能力顯著提升。電力營商環境持續優化，供電服務質效齊升。電網企業發布碳達峰、碳中和路徑圖，并認真落實碳達峰、碳中和與新型電力系統建設等工作要求，多措并舉全力推進電網建設。

　　(一)電網投運總規模平穩增長

　　2021年，全國電網220千伏及以上變電設備容量共49.4億千伏安，同比增長5.0%;220千伏及以上輸電線路回路長度共84萬千米，同比增長3.8%。

　　全國新增220千伏及以上變電設備容量24334萬千伏安，比上年多投產2046萬千伏安，同比增長9.2%;全國新增220千伏及以上輸電線路回路長度3.2萬千米，較上年少投產2809千米，同比減少8%;新增直流換流容量3200萬千瓦，比上年少投產2000萬千瓦，同比下降38.5%。

圖15 2012～2021年220千伏及以上變電設備容量情況

圖16 2012～2021年220千伏及以上輸電線路回路長度情況

　　近五年來，220千伏及以上變電設備容量增速多數在5%~10%之間，220千伏及以上輸電線路回路長度增速為3%~7%。新增規模中，變電設備增量波動幅度不大，近年來均在2~2.5億千伏安，輸電線路回路長度增量大幅下降，2021年為近年來低點。

　　(二)輸電通道建設穩步推進

　　我國重大輸電通道工程建設持續推進，2021年共建成投運3條特高壓工程。6月21日，雅中-江西±800千伏特高壓直流工程竣工投產，這是“十四五”期間首個建成投運的特高壓直流輸電工程。2021年8月6日，陜北-湖北±800千伏特高壓直流工程啟動送電。2021年12月26日，南昌-長沙特高壓交流工程建成投運，這是國家電網有限公司“十四五”開局之年的首個特高壓交流工程。特高壓工程的建成投運，將顯著提升跨區跨省資源配置能力。

　　至2021年底，我國共建成投運33條特高壓線路。其中，15條交流特高壓，均在國網;18條直流特高壓，其中國網14條，南網4條。

　　表6 我國已建成投運特高壓工程

　　根據國家電網公司規劃，“十四五”期間特高壓交直流工程總投資3002億元，新增特高壓交流線路1.26萬千米、變電容量1.74億千伏安，新增直流線路1.72萬千米、換流容量1.63億千瓦，特高壓電網將迎來新一輪的建設高峰期。南方電網公司數據顯示，預計到2025年，骨干網架西電東送受端電力將繼續增長為規劃的5200萬千瓦，年輸入兩廣的清潔電力將超過2350億千瓦時，將取代燃煤消耗7500萬噸。

　　值得注意的是，2021年4月23日，閩粵聯網工程開工建設，計劃于2022年建成投運。該工程將使國家電網和南方電網之間的電力交換能力提高到500萬千瓦。

　　(三)“獲得電力”服務水平持續優化提升

　　2021年8月，國家能源局印發《全面推行電力業務資質許可告知承諾制實施方案》，在全國范圍內辦理電力業務許可及承裝(修、試)電力設施許可事項實行告知承諾制，這是深化“證照分離”改革、優化營商環境的一項重要舉措。《方案》以審批更精簡、監管更高效、服務更優質為目標，以行政許可機關清楚告知、企業和群眾誠信守諾為重點，創新許可服務理念和管理方式，全面推行電力業務資質許可告知承諾制，從制度層面為企業群眾辦事創業提供更大便利，助力能源高質量發展。

　　電力業務資質許可服務質量持續提升。2021年電力業務資質許可“好差評”評價中，“很好”13248件，占96.52%，“好”446件，占3.25%，整體好評率99.77%;“一般”22件，占0.16%;“差”“很差”9件，占0.07%。

　　提升“獲得電力”服務水平是優化營商環境的一項重要內容。2021年以來，全國范圍內通過深化“三零”(零上門、零審批、零投資)和“三省”(省力、省時、省錢)服務等一系列舉措，電力營商環境得到持續優化。2021年，全年為用戶節省辦電成本超650億元。

　　(四)電網企業碳達峰、碳中和路徑圖發布

　　2021年3月1日，國家電網公司發布碳達峰碳中和行動方案，提出加快構建清潔低碳、安全高效能源體系，持續推進碳減排，明確了推動能源電力轉型主要實踐、研究路徑以及行動方案。國家電網提出，加快構建堅強智能電網，推進各級電網協調發展，支持新能源優先就地就近并網消納。在送端，完善西北、東北主網架結構，加快構建川渝特高壓交流主網架，支撐跨區直流安全高效運行。在受端，擴展和完善華北、華東特高壓交流主網架，加快建設華中特高壓骨干網架，構建水火風光資源優化配置平臺，提高清潔能源接納能力。預計2025、2030年，非化石能源占一次能源消費比重將達到20%、25%左右。

　　2021年3月18日，南方電網公司發布服務碳達峰碳中和工作方案，從5個方面提出21項措施，將大力推動供給側能源清潔替代，以“新電氣化”為抓手推動能源消費方式變革，全面建設現代化電網，帶動產業鏈、價值鏈上下游加快構建清潔低碳安全高效的能源體系。方案中提出，到2025年，南方電網將推動南方五省區新能源新增裝機1億千瓦，達到1.5億千瓦。到2030年，推動南方五省區新能源再新增裝機1億千瓦，達到2.5億千瓦;非化石能源裝機占比由2020年的56%提升至65%，發電量占比從2020年的53%提升至61%。

　　此外，電網企業還探索碳減排創新產品，發行碳中和債。2021年2月9日，南方電網等6家企業注冊的首批碳中和債成功發行。募集資金全部用于具有碳減排效益的綠色產業項目，項目領域包括風電、光伏、水電等清潔能源和綠色建筑，募投項目建成運營后預計每年將減少二氧化碳排放合計4164.7萬噸。

　　2021年3月24日，國家電網有限公司2021年第一期綠色中期票據(碳中和債)在銀行間債券市場成功發行。募集資金將有效保障白鶴灘—江蘇±800千伏、南昌—長沙1000千伏、雅中—江西±800千伏等特高壓輸電工程建設，順利達成投產后每年減少約77萬噸碳排放的目標。隨后又發行兩期共105億元綠色中期票據。

　　碳中和債的發行預計將推動信貸、租賃、信托等領域產生更多支持碳減排項目的創新產品，對于探索綠色金融工具和助力國家“雙碳”目標實現具有重要意義。

五、全國電力投資創近十年新高，新能源投資上揚

　　2021年，電力工程投資同比增長2.9%，為近十年最高水平。電力投資結構持續調整，電源投資占比提升。新能源投資上揚，火電投資略有回升，風電投資占據電源投資中的44.8%。

　　(一)電力總投資同比增長2.9%，為近十年最高水平

　　國家能源局數據顯示，2021年全國電力工程投資總額達10481億元，同比增長2.9%。其中，電源基本建設投資完成5530億元，電網基本建設投資完成4951億元。2018年以來，電力工程建設投資額連年增長。

　　表7 2012～2021年全國電力投資情況(單位：億元)

　　從近十年數據來看，電力投資總體呈增長態勢，“十二五”期間年均投資約為7800億元，“十三五”期間年均投資約為8900億元。“十四五”開局之年，電力工程建設投資創下十年來新高。

圖17 2012～2021年全國電力投資總量及增速情況(單位：億元，%)

　　(二)電力投資結構持續調整，電源投資占比提升

　　2021年全國電源基本建設投資占電力投資的比重為52.8%，較上年增加0.9個百分點;電網基本建設投資占電力投資的比重為47.2%，較上年降低0.9個百分點。

　　從近十年數據看，電網投資占比在“十二五”期間整體呈上升趨勢，“十三五”期間整體呈下降趨勢。“十四五”開年持續降低。2018年電網投資接近電源投資2倍，為近十年峰值。隨后電網投資占比持續降低。2021年電網投資完成4951億元，同比降低0.9%，較上年少投55億元。電源投資連續升高。2020年電源投資占比超過電網，2021年占比繼續提升，較電網多投資579億元。

圖18 2012～2021年電網電源投資占比情況

　　(三)新能源投資上揚，火電投資有所回升

　　2021年，全國電源基本建設投資完成5530億元，同比增長4.5%。其中，水電投資988億元，同比減少7.4%，占電源投資的比重為17.9%。火電投資672億元，同比上升18.3%，占電源投資的比重為12.2%。核電投資538億元，同比上升42%，占電源投資的比重為9.7%，扭轉“十三五”期間投資量一直收縮的局面。

　　“十二五”以來，新能源投資力度加大。2019~2021年受平價上網政策影響，風電投資猛增，2020、2021年風電投資占電源總投資的比重分別為50.1%、44.8%。

圖19 2012～2021年不同電源投資情況(單位：億元)

六、主要能耗指標持續下降，碳排放量增長有效減少

　　供電標準煤耗、全國線損率等主要能耗指標持續下降。供電標準煤耗十年累計下降26.5克/千瓦時。燃煤電廠超低排放改造穩步推進，污染物排放下降明顯，電力行業碳排放量增長有效減少。

　　(一)供電標準煤耗持續下降，十年累計下降26.5克/千瓦時

　　據國家能源局數據，2021年全國供電標準煤耗302.5克/千瓦時，同比再降2.4克/千瓦時，較2011年下降了26.5克/千瓦時。

　　2021年10月29日，國家發展改革委、國家能源局發布《全國煤電機組改造升級實施方案》，明確按特定要求新建的煤電機組，除特定需求外，原則上采用超超臨界、且供電煤耗低于270克標準煤/千瓦時的機組。設計工況下供電煤耗高于285克標準煤/千瓦時的濕冷煤電機組和高于300克標準煤/千瓦時的空冷煤電機組不允許新建。到2025年，全國火電平均供電煤耗降至300克標準煤/千瓦時以下。還要求存量煤電機組靈活性改造應改盡改。“十四五”期間完成2億千瓦，增加系統調節能力3000~4000萬千瓦，促進清潔能源消納。“十四五”期間，實現煤電機組靈活制造規模1.5億千瓦。

圖20 2012～2021年供電煤耗和降幅(單位：克/千瓦時)

　　(二)全國線損率保持下降趨勢，2021年為5.26%

　　據國家能源局數據，2021年全國線損率5.26%，同比下降0.34個百分點，保持繼續下降走勢，較2012年下降了1.48個百分點。

　　2021年廠用電率尚未見公開數據，但總體呈現下降趨勢。2020年，全國廠用電率下降至4.65%，比上一年降低0.02個百分點。其中，水電0.25%，比上年升高0.01個百分點，火電5.98%，比上年降低0.03個百分點。

圖21 2012～2021年全國線損率情況

　　表8 2011～2021年6000千瓦及以上電力行業能耗情況

　　(三)超低排放改造穩步推進，污染物排放下降明顯

　　燃煤電廠超低排放改造持續推進，截至2020年底，全國煤電總裝機容量的89%已實現超低排放。據中電聯統計，2020年，全國電力煙塵排放總量約為15.5萬噸，同比降低15.1%。二氧化硫排放量約為78萬噸，同比降低12.7%。氮氧化物排放量約為87.4萬噸，同比下降6.3%。

　　表9 2011～2020年電力行業排放總量情況(單位：萬噸)

　　注：2016年數據來源于國家能源局發布資料，其他數據來自中電聯歷年《中國電力行業年度發展報告》。統計范圍為全國裝機容量6000千瓦及以上火電廠。

　　近十年來，污染物排放下降明顯。煙塵排放總量由2011年的155萬噸下降到2020年的15.5萬噸，單位火電發電量的煙塵排放量由每千瓦時0.4克下降到0.032克;二氧化硫排放總量由2011年的913萬噸下降到2020年的78萬噸，單位火電發電量的二氧化硫排放量由每千瓦時2.3克下降到0.16克;氮氧化物排放總量由2012年的948萬噸下降到2020年的87.4萬噸，單位火電發電量的氮氧化物排放量由2012年每千瓦時2.4克下降到2020年的0.179克。

　　表10 2011～2020年單位火電發電量的排放量(單位：克/千瓦時)

　　注：數據來源于中電聯歷年《中國電力行業年度發展報告》。

　　(四)電力行業碳排放量增長有效減少

　　電力行業碳排放量增長有效減少。據中電聯數據，2020年全國單位火電發電量二氧化碳排放量約為832克/千瓦時，比2005年降低20.6%;單位火電發電量一氧化碳排放量約為565克/千瓦時，比2005年降低34.1%。2006~2020年，通過發展非化石能源、降低供電煤耗和線損率等措施，電力行業累計減少二氧化碳排放約185.3億噸，有效減緩了電力二氧化碳排放總量的增長。

　　全國碳市場建設穩步推進。2021年，《關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》《2030年前碳達峰行動方案》相繼發布。7月16日，全國碳市場正式啟動，第一個履約周期為2021年全年，納入發電行業重點排放單位2162家，覆蓋約45億噸二氧化碳排放量，是全球規模最大的碳市場。至12月31日，全國碳市場累計運行114個交易日，碳排放配額累計成交量1.79億噸，累計成交額76.61億元。

七、電力體制改革深入推進

　　(一)電力市場體系結構逐步完善，市場化交易不斷增長

　　我國已初步形成在空間范圍上覆蓋省間、省內，在時間周期上覆蓋多年、年度、月度、月內的中長期交易及日前、日內現貨交易，在交易標的上覆蓋電能量、輔助服務、合同、可再生能源消納權重等交易品種的全市場體系結構。目前省間、省內中長期市場已較為完善并常態化運行。

　　據中電聯數據顯示，2021年，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量37787.4億千瓦時，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。省內交易電量(僅中長期)合計為30760.3億千瓦時，省間交易電量(中長期和現貨)合計為7027.1億千瓦時。國家電網區域各電力交易中心累計組織完成市場交易電量29171.5億千瓦時，占該區域全社會用電量的比重為44.5%;南方電網區域各電力交易中心累計組織完成市場交易電量6702.8億千瓦時，占該區域全社會用電量的比重為46.6%。

　　市場主體方面，國家電網公司經營區域電力交易平臺已累計注冊各類市場主體36.6萬家，同比增長85%。南方電網區域電力市場注冊的主體共8.98萬家，同比增長39.9%。

　　(二)我國省間電力交易體系已基本建成

　　《北京電力交易中心跨區跨省電力中長期交易實施細則》經多輪修訂后于2021年9月正式印發，成為落實《電力中長期交易基本規則》的操作細則，為市場主體參與跨區跨省電力中長期交易提供依據。細則在年度、月度交易的基礎上，增設月內(周、多日)交易。

　　在2017年7月出臺的《跨區域省間富余可再生能源電力現貨交易試點規則(試行)》下，省間現貨方面，2020年，國家電網公司實現了跨區域省間富余可再生能源電力現貨交易全覆蓋。在此基礎上，2021年11月，國家電網印發了《省間電力現貨交易規則(試行)》，計劃在國家電網公司和內蒙古電力公司范圍內啟動試點交易。此次規則不僅放開售電公司、電網代購、電力用戶參與省間電力現貨交易，市場范圍由跨區域省間擴大到所有省間，還將市場定位在落實省間中長期交易基礎上，利用省間通道剩余輸電能力，開展省間日前、日內電能量交易的省間電力現貨交易。實現覆蓋全國大部分省份的空間維度，覆蓋多種能源的電量交易，對建立完整的電力市場體系起到了重要的銜接和支撐作用。其運行標志著我國完整、統一的省間電力交易體系已經基本建成。

　　(三)電力價格市場化改革走向縱深

　　有序放開全部燃煤發電電量上網電價與工商業用戶用電價格。2021年10月，國家發展改革委印發《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，明確有序放開全部燃煤發電電量上網電價，通過市場交易在“基準價+上下浮動”范圍內形成上網電價，上下浮動原則上均不超過20%，電力現貨價格不受上述幅度限制。有序推動工商業用戶全部進入電力市場，按照市場價格購電，取消工商業目錄銷售電價。居民、農業用電執行現行目錄銷售電價政策。目前尚未進入市場的用戶，10千伏及以上的用戶要全部進入，對暫未直接從電力市場購電的用戶由電網企業代理購電(《國家發展改革委關于企業代理購電工作有關事項的通知》對電網企業代理購電方式流程進行了規范)。此外，為保障燃煤發電上網電價市場化改革，進一步放開各類電源發電計劃，加強與分時電價政策銜接。

　　完善目錄分時電價機制。《關于進一步完善分時電價機制的通知》稱，在保持銷售電價總水平基本穩定的基礎上，進一步完善目錄分時電價機制，建立尖峰電價機制，健全季節性電價機制。據不完全統計，已有24省市出臺完善分時電價機制相關政策25條。

　　輸配電價進入第二監管周期。國家發展改革委2021年4月印發的《關于做好2021年降成本重點工作的通知》稱，平穩執行新核定的2021年輸配電價和銷售電價，進一步清理用電不合理加價，繼續推動降低一般工商業電價。持續推進電力市場化改革，允許所有制造業企業參與電力市場化交易。2021年10月14日，國家發展改革委印發《跨省跨區專項工程輸電價格定價辦法》，對2017年出臺的《跨省跨區專項工程輸電價格定價辦法(試行)》作了修訂。在第一監管周期(2017～2019)的基礎上，考慮到2020年應對疫情降電價(電費)的影響，核定后的各省級電網第二監管周期輸配電價自2021年1月1日起執行。與第一監管周期相比，第二監管周期輸配電價整體下降，其中，五大區域電網兩部制輸電價格中的電量電價，從第一周期的2個電量電價變化為第二周期的5個電價，各區域電網都有所屬的電量電價。此外，自2021年12月2日起，對陜北-湖北、雅中-江西特高壓直流工程執行臨時輸電價格。

　　完善抽水蓄能價格形成機制。國家發展改革委2021年5月發布《進一步完善抽水蓄能價格形成機制》，明確要堅持以兩部制電價政策為主體，進一步完善抽水蓄能價格形成機制，明確以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入輸配電價回收，同時強化與電力市場建設發展的銜接，逐步推動抽水蓄能電站進入市場。中電聯數據顯示，2021年省內抽水蓄能交易117.6億千瓦時。

　　(四)中長期交易落實“六簽”，綠色電力交易方案出臺

　　“六簽”工作要求包括“全簽”“長簽”“分時段簽”“見簽”“規范簽”“電子簽”六方面內容，旨在全面深化電力市場化改革，構建更加完善有序的市場體系和市場結構。中電聯數據顯示，2021年，全國電力市場中長期電力直接交易電量合計為30404.6億千瓦時，同比增長22.8%。其中，省內電力直接交易電量合計為28514.5億千瓦時，省間電力直接交易(外受)電量合計為1890億千瓦時，分別占全國電力市場中長期電力直接交易電量的93.8%和6.2%。此外，廣州電力交易中心已于12月在全國范圍內率先完成2022年電力中長期合同簽訂工作，交易成交規模達2423億千瓦時(落地端)，創歷史新高，超過近三年平均送電規模，市場主體參與率達100%，并首次實現所有“網對網”“點對網”交易全量簽約，還提前鎖定了2022年南方區域跨省區送電安排，其中西電東送電量達2308億千瓦時。

　　《綠色電力交易試點工作方案》稱綠色電力交易將在現有中長期交易框架下，設立獨立的綠色電力交易品種。參與綠色電力交易的市場主體，近期以風電和光伏發電為主，逐步擴大到水電等其他可再生能源，綠色電力交易優先安排完全市場化上網的綠色電力，進一步體現能源的綠色屬性和價值。中電聯數據顯示，2021年省內綠色電力交易6.3億千瓦時。

　　(五)電力現貨試點第二批穩步推進，廣東2022年將開啟整年結算試運行

　　省內電力現貨市場在第一批8個試點均已完成至少一個月以上連續結算試運行的基礎上，甘肅、福建、浙江、四川、山西、廣東陸續啟動連續結算試運行;山東已經啟動5次電力現貨市場結算試運行，自2022年1月1日起進入長周期連續結算試運行;南方(以廣東起步)電力現貨市場原則上自2022年1月1日起進入全年連續結算試運行。

　　第二批電力現貨試點面世。2021年4月發布的《關于進一步做好電力現貨市場建設試點工作的通知》，選擇遼寧、上海、江蘇、安徽、河南、湖北作為第二批現貨試點。此外，上海、江蘇、安徽現貨市場建設應加強與長三角區域市場的統籌與協調;支持開展南方區域電力市場試點，加快研究京津冀電力現貨市場建設、長三角區域電力市場建設的具體方案。江蘇能源監管辦已于11月對《江蘇省電力現貨交易規則(征求意見稿)》展開研討。

　　此外，可再生能源參與市場的新機制在廣東省現貨市場規則中顯現。12月，廣東省能源局發布《南方(以廣東起步)電力現貨市場實施方案》(征求意見稿)，提出建立“中長期+現貨+輔助服務”的電力市場體系，引入有可再生能源電力消納需求的市場化用戶，通過售電公司與集中式風電、光伏和生物質等可再生發電企業開展交易。條件成熟時，研究開展可再生能源電力參與現貨市場交易。

　　(六)持續推進售電側改革

　　國家發展改革委、國家能源局印發的《售電公司管理辦法》用以替代已經執行了5年的《售電公司準入與退出管理辦法》。新版管理辦法明確了售電公司注冊條件、注冊程序及相關權利與義務等內容，共計9章46條。其有三個亮點，一是注冊條件和注冊程序更有針對性，二是更加注重售電公司動態管理和風險管理，三是啟動保底售電服務，銜接電網企業代理購電機制。

　　增量配電業務改革方面，國家發展改革委、國家能源局批復了五批459個增量配電業務改革試點項目。中國能源研究會配售電研究中心與華北電力大學國家能源發展戰略研究院聯合發布的《2021年增量配電發展研究白皮書》顯示，有292個試點完成配電網規劃編制，300個試點確定業主，240個試點業主單位通過工商注冊，224個試點公布股比。共計220個試點確定供電范圍，其中第一批有85個，第二批有50個，第三批有53個，第四批有29個，第五批有3個。共計185個試點取得電力業務許可證(供電類)。

　　(七)新版“兩個細則”的出臺推動運營規則持續完善

　　全國6個區域電網和30個省級電網已啟動電力輔助服務市場，實現各區域、省級輔助服務市場全面覆蓋，電力輔助服務市場體系基本建立。2021年在應對電力緊張的過程中，電力輔助服務發揮了積極作用。全國通過輔助服務市場挖掘調峰能力約9000萬千瓦，增發清潔能源電量約800億千瓦時。

　　2021年輔助服務市場建設速度加快，運營規則持續完善。國家能源局11月發布的《關于強化市場監管 有效發揮市場機制作用促進今冬明春電力供應保障的通知》，要求中長期保供應穩定、輔助服務保安全運行、應急調度保突發處置。激發需求側等第三方響應能力，結合用戶側參與輔助服務市場機制建設，全面推動高載能工業負荷、工商業可調節負荷、新型儲能、自備電廠、電動汽車充電網絡、虛擬電廠、5G基站、負荷聚合商等參與輔助服務市場。國家能源局12月印發了新版“兩個細則”，即《電力輔助服務管理辦法》《電力并網運行管理規定》，對電力輔助服務主體、交易品種以及補償與分攤機制做了補充深化。新增了囊括新能源等發電側主體、新型儲能、負荷側并網主體等并網技術指導及管理要求，新增了轉動慣量、爬坡、穩定切機、穩定切負荷等輔助服務品種，建立用戶參與的分擔共享機制。

　　跨區跨省電力輔助服務機制正在陸續出臺。除了《電力輔助服務管理辦法》明確跨省跨區電力輔助服務機制外，《新型主體參與華中電力調峰輔助服務市場規則(試行)》《川渝一體化電力調峰輔助服務市場運營規則(試行)》相繼發布。國內首個調峰容量市場機制在華北電力調峰容量市場正式啟動。

　　2022年是黨的二十大召開之年，也是推進“十四五”發展的重要年份。國內發展面臨需求收縮、供給沖擊、預期轉弱三重壓力。我國堅持穩中求進工作總基調，堅持以供給側結構性改革為主線，統籌發展和安全，繼續做好“六穩”“六保”工作，著力穩定宏觀經濟大盤，保持經濟運行在合理區間，保持社會大局穩定，頂住經濟下行壓力。全國電力發展堅持穩中求進，先立后破，通盤謀劃。預測電力消費增速放緩，非化石能源裝機占比持續增長，電力供需總體平衡。在“雙碳”目標驅動下，提高能源供應穩定性和彈性，強化煤電支撐作用，發揮好煤炭、煤電在能源供應體系的基礎和兜底保障作用，在確保電力供應安全的基礎上，持續推動電力綠色低碳高質量發展。

　　(本文所引用數據均來自權威部門資料。因統計口徑不同等原因，部分數據存在相互出入問題，個別較去年版本做了修正，或根據實際情況進行了調整。對于不影響總體判斷的數據，保留了原始引用數據。)