一季度，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，采取有力有效措施提升能源電力安全穩定保障能力，全力以赴保民生、保發電、保供熱，以實際行動踐行“人民電業為人民”宗旨。全國電力系統安全穩定運行，電力供需總體平衡，為疫情防控和經濟社會發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，逆周期調節措施下宏觀經濟延續恢復發展態勢，2月氣溫偏冷拉動電力消費增速提高;3月，受多地疫情散發影響，當月全國全社會用電量增速回落至3.5%。

　　一是第一產業用電量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。鄉村振興全面推進以及近年來鄉村用電條件明顯改善、電氣化水平持續提升、生產方式轉型升級，拉動第一產業用電量保持快速增長。第一產業較好的電力消費形勢，在一定程度上反映出當前農業農村經濟運行態勢良好。

　　二是第二產業用電量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月第二產業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，制造業用電量同比增長2.3%。分大類看，四大高載能行業合計用電量同比增長0.5%，其中，黑色金屬冶煉行業、建材行業用電量均同比下降，建材中的水泥行業用電量同比下降13.7%，與當前較為低迷的房地產市場相關。高技術及裝備制造業合計用電量同比增長5.0%，其中，電氣機械和器材制造業、儀器儀表制造業、計算機/通信和其他電子設備制造業、醫藥制造業用電量同比增速均超過7%。消費品制造業合計用電量同比增長2.9%，消費品制造業中大部分行業用電量同比增速在2.5%-4.5%。其他制造業行業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用電量同比增長10.3%。

　　三是第三產業用電量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，多地疫情散發對部分接觸性、聚集性服務業造成較大沖擊，第三產業用電量同比增速從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%，租賃和商務服務業用電量同比增速從1-2月的11.8%回落至3月的4.8%。一季度，電動汽車高速發展拉動充換電服務業用電量同比增長45.6%。

　　四是城鄉居民生活用電量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%，前兩個月實現兩位數增長主要是受氣溫偏冷因素影響。

　　五是中部地區用電量同比增長9.1%，增速領先于其他地區。一季度，東、中、西部和東北地區全社會用電量同比分別增長4.8%、9.1%、3.1%、3.6%，中部地區全社會用電量增速領先。一季度，全國共有29個省份全社會用電量同比實現正增長，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)電力生產供應情況

　　截至2022年3月底，全國全口徑發電裝機容量24.0億千瓦，同比增長7.8%;一季度全國規模以上電廠發電量1.99萬億千瓦時，同比增長3.1%。從分類型投資、發電裝機、發電量增速及結構變化等情況看，電力行業延續綠色低碳轉型趨勢。

　　一是電力投資同比增長7.6%，非化石能源發電投資占電源投資比重為85.9%。一季度，重點調查企業電力完成投資1436億元，同比增長7.6%。電源完成814億元，同比增長2.5%，非化石能源發電投資占電源投資的比重為85.9%。電網完成投資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。火電13.0億千瓦，其中，煤電11.1億千瓦，占總發電裝機容量的比重為46.1%。核電5443萬千瓦。并網風電3.4億千瓦，其中，陸上風電3.1億千瓦，海上風電2665萬千瓦。并網太陽能發電3.2億千瓦，其中，集中式光伏發電2.0億千瓦，分布式光伏發電1.2億千瓦，光熱發電57萬千瓦。全國全口徑非化石能源發電裝機容量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電量同比增速超過10%。一季度，全國規模以上電廠發電量1.99萬億千瓦時，同比增長3.1%，其中，規模以上電廠水電、核電、火電發電量同比分別增長12.7%、6.9%和1.3%，今年以來降水形勢較好拉動水電發電量快速增長。一季度，全口徑并網風電、并網太陽能發電量同比分別增長5.7%和21.7%。一季度，全口徑煤電發電量同比增長1.9%，占全口徑總發電量比重為62.8%，煤電仍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。

　　四是水電和核電發電設備利用小時同比分別提高36、30小時。一季度，全國發電設備利用小時899小時，同比降低18小時。其中，水電設備利用小時636小時，同比提高36小時;核電1847小時，同比提高30小時;并網風電555小時，同比降低65小時;并網太陽能發電300小時，與上年同期持平。火電1115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，煤電企業仍大面積虧損。一季度，國內進口煤炭5181萬噸，同比下降24.2%。國家煤炭增產保供政策措施效果明顯，一季度全國原煤產量10.8億噸，同比增長10.3%。今年以來電煤價格總體呈持續上漲態勢，導致一季度全國煤電企業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售電價格漲幅，導致大型發電集團仍有超過一半以上的煤電企業處于虧損狀態。煤電企業持續大幅虧損，部分企業現金流異常緊張，增加電力安全穩定供應風險。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，熱電聯產企業也呈現大面積虧損狀態。

　　(三)全國電力供需平衡情況

　　一季度，電力企業全力以赴保民生、保發電、保供熱，全國電力供需總體平衡。2月，全國多次出現大范圍雨雪天氣過程，特別是南方地區出現持續低溫雨雪天氣，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測

　　(一)2022年全社會用電量同比增長5%-6%

　　國務院政府工作報告指出，2022年要統籌疫情防控和經濟社會發展，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，迎接黨的二十大勝利召開。2022年國內生產總值預期增長目標設定在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，在疫情對經濟和社會的影響進一步減弱的情況下，并疊加穩增長政策措施以及2021年前高后低的基數效應，預計下半年全社會用電量增速高于上半年。預計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，2022年基建新增裝機規模將創歷史新高，預計全年全國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年底全國發電裝機容量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。

　　(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

　　國內外疫情、宏觀經濟、燃料供應、氣溫、降水，以及煤電企業持續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，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、西北區域電力供需基本平衡;南方、華東、華中、華北區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、東北區域電力供需基本平衡;南方、華東、華中、西北區域用電高峰時段電力供需偏緊。

　　三、有關建議

　　結合當前電力供需形勢和行業發展趨勢，提出如下建議：

　　(一)加強監測預警，確保一次能源穩定供應

　　當前，受地緣政治沖突影響，國際煤油氣供應緊張，加大我國進口煤炭、天然氣的難度，國內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。針對國內煤炭供應、電煤價格、煤炭中長期合同及產運輸等方面，建議：

　　一是加強宏觀調控，持續增加煤炭供應總量。加大產能釋放力度，盡快落實近期國常會提出的今年新增煤炭產能3億噸的目標任務，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，對于未達產的煤礦和地區要進行通報。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，盡快形成煤礦應急備用生產能力。

　　二是加強政策干預，確保電煤價格落實到位。督促煤炭主產地不折不扣推動煤炭價格機制落地執行，嚴格執行現貨價格窗口指導價，釋放強烈的穩定市場價格信號。加大力度推動煤炭中長協的簽約履約工作，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適當傾斜。督促各地方壓實責任，加強各環節協調工作，全力保障迎峰度夏的電力穩定供應。

　　(二)強化統一調度，充分發揮大電網配置資源的優勢

　　近年來，第三產業和居民生活負荷快速增長影響，峰谷差不斷加大，部分地區最大日峰谷差達50%左右。與此同時，常規電源裝機增長放緩，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。針對提升系統調節能力、系統安全運行及有序用電等方面，建議：

　　一是推進應急備用和調峰電源建設，提升系統運行彈性。加快新能源富集區和不可中斷用戶占比高的地區的應急備用和調峰電源建設，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“三改聯動”。進一步加大抽水蓄能、新型儲能等調節電源的建設力度，同時加強網、源側儲能設施的統一調度，提升系統靈活性調節能力。推動各省已核準的重點支撐性和保障性電源加快建設進度并按期投產，保障迎峰度夏期間電力供應。

　　二是加強設備運維，釋放輸電通道和常規電源頂峰能力。加強跨省跨區輸電通道、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，優化計劃檢修安排，充分保障用電高峰時期各類發電機組應發盡發。優化區域電網之間的開機備用、跨區支援、余缺調劑，全力保障用電高峰期間的電力供需平衡。

　　三是挖掘需求側調節能力，加強有序用電執行管控。創新需求響應手段，挖掘優質可調節負荷資源，擴大需求側參與市場和保供運行規模。優化有序用電方案，最大限度地減少對居民和經濟發展影響。按照保民用、保穩定、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急管理工作機制。加強相關宣傳和解釋工作，積極開展輿情引導。

　　(三)加快全國統一電力市場體系建設，推動新型電力系統建設運行

　　近年來，跨省跨區輸送電力對用電高峰的支持作用越來越大。隨著電力供應結構的進一步調整，其重要性還將更加凸顯。加快建設全國統一電力市場、發揮大電網優勢是提升電力安全保供能力、加快電力結構轉型的重要舉措。針對統一電力市場建設、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。逐步完善統一電力市場體系功能，健全市場交易機制，加快建立和完善現貨市場、輔助服務市場和容量市場，給予提供調峰、調頻、備用等輔助服務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，合理疏導產業鏈上游成本。形成促進新型電力系統建設的市場體系和電價機制，疏導大規模消納新能源產生所增加的系統運行成本。貫徹落實《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)要求，盡快將煤電電價調整到位，緩解由于燃料成本高漲導致的電力供應風險。推動高耗能企業進入市場，交易電價不設上限。進一步明確跨省跨區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電基準價執行。

　　三是逐步建立新能源參與電力市場競爭的價格機制。推動構建更加適應新能源發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，推動各類優先發電主體、用戶側共同參與現貨市場，建立合理的費用疏導機制。協調綠證市場、綠電市場和碳市場之間的關系，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電補貼自查工作的基礎上，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“借錢繳稅”的局面，切實減輕可再生能源企業經營發展資金壓力。

　　注釋：

　　1.2021年的兩年平均增速是以2019年同期值為基數，采用幾何平均方法計算。

　　2.規模以上電廠發電量統計范圍為年主營業務收入2000萬元及以上的電廠發電量。

　　3.四大高載能行業包括：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。

　　4.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。

　　5.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。

　　6.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。

　　7.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。