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(huán)境和國內疫情散發(fā)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(qū)各部門認真貫徹落實黨中央、國務院決策部署，堅持穩(wěn)中求進工作總基調，科學統(tǒng)籌疫情防控，國民經濟持續(xù)恢復發(fā)展。全年電力消費增速實現兩位數增長，電力裝機結構延續(xù)綠色低碳發(fā)展態(tài)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(yè)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(fā)電、保供熱，采取有力有效措施提升能源電力安全穩(wěn)定保障能力。2021年11月7日起至2021年底，全國有序用電規(guī)模基本清零，僅個別省份對部分高耗能、高污染企業(yè)主動執(zhí)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(xù)恢復發(fā)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(wěn)較快增長。
一是第一產業(yè)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(yè)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(xiāng)村振興戰(zhàn)略，農村電網改造升級持續(xù)推進，鄉(xiāng)村用電條件持續(xù)改善，第一產業(yè)電氣化水平逐步提升，多重因素拉動第一產業(yè)用電量快速增長。
二是第二產業(yè)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(yè)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(yè)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(yè)增速回落的影響較大。
2021年，制造業(yè)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(yè)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(tài)勢，四季度同比增速為-1.9%。2021年，消費品制造業(yè)合計用電量同比增長12.6%，兩年平均增長6.1%，低于制造業(yè)兩年平均增速1.1個百分點。2021年，其他制造業(yè)行業(yè)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(yè)合計用電量同比增長15.7%，兩年平均增長9.9%，占制造業(yè)用電量比重同比提高1.1個百分點；其中部分新興制造業(yè)行業(yè)用電量高速增長，醫(yī)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(yè)延續(xù)轉型升級態(tài)勢。
三是第三產業(yè)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(yè)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(xù)迅猛發(fā)展，充換電服務業(yè)用電量兩年平均增速達到79.0%。各季度，第三產業(yè)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(fā)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(yè)受疫情的影響相對較大，三、四季度交通運輸/倉儲和郵政業(yè)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(yè)用電量兩年平均增速分別回落至6.8%和7.3%。
四是城鄉(xiāng)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(xiāng)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(xiāng)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(fā)電裝機容量23.8億千瓦，同比增長7.9%；全國規(guī)模以上工業(yè)企業(yè)發(fā)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(yè)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(fā)電投資占電源投資比重達到88.6%。2021年，全國新增發(fā)電裝機容量17629萬千瓦，其中，新增非化石能源發(fā)電裝機容量13809萬千瓦，占新增發(fā)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(chuàng)歷年新高。
二是全口徑非化石能源發(fā)電裝機容量達到11.2億千瓦，首次超過煤電裝機規(guī)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(fā)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(guī)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(fā)電裝機3.1億千瓦，同比增長20.9%；其中，集中式光伏發(fā)電2.0億千瓦，分布式光伏發(fā)電1.1億千瓦，光熱發(fā)電57萬千瓦。全口徑非化石能源發(fā)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(fā)電量同比增長12.0%，煤電發(fā)電量占總發(fā)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(guī)模以上工業(yè)企業(yè)水電發(fā)電量同比下降2.5%；受電力消費快速增長、水電發(fā)電量負增長影響，全國規(guī)模以上工業(yè)企業(yè)火電發(fā)電量同比增長8.4%。核電發(fā)電量同比增長11.3%。全口徑并網太陽能發(fā)電、風電發(fā)電量同比分別增長25.2%和40.5%。全口徑非化石能源發(fā)電量2.90萬億千瓦時，同比增長12.0%；占全口徑總發(fā)電量的比重為34.6%，同比提高0.7個百分點。全口徑煤電發(fā)電量5.03萬億千瓦時，同比增長8.6%，占全口徑總發(fā)電量的比重為60.0%，同比降低0.7個百分點。無論從裝機規(guī)?？催€是從發(fā)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(wěn)定供應的基礎電源。
四是核電、火電和風電發(fā)電設備利用小時同比分別提高352、237、154小時。2021年，全國發(fā)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(fā)電1281小時，與上年總體持平?；痣?448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(qū)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(qū)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(qū)域外送電量3156億千瓦時，同比增長14.1%，占全國跨區(qū)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(chuàng)歷史新高，煤電企業(yè)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(chuàng)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(yè)和熱電聯產企業(yè)持續(xù)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(yè)電煤采購成本額外增加6000億元左右。8月以來大型發(fā)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(yè)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(qū)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(fā)電量同比減少、電力消費需求較快增長以及部分地區(qū)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(qū)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(guī)?；厩辶?，僅個別省份對部分高耗能、高污染企業(yè)主動執(zhí)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(wěn)字當頭、穩(wěn)中求進，各方面要積極推出有利于經濟穩(wěn)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(wěn)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(tài)勢。
（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，預計2022年基建新增裝機規(guī)模將創(chuàng)歷年新高，全年基建新增發(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1.8億千瓦左右。預計2022年底全口徑發(fā)電裝機容量達到26億千瓦左右，其中，非化石能源發(fā)電裝機合計達到13億千瓦左右，將有望首次達到總裝機規(guī)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(fā)電4.0億千瓦、核電5557萬千瓦、生物質發(fā)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(qū)域電力供需偏緊
隨著我國消費結構及產業(yè)結構持續(xù)調整升級，負荷“冬夏”雙高峰特征逐步呈現常態(tài)化。全球疫情仍在持續(xù)，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(qū)電力交換、發(fā)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(qū)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(qū)域電力供需基本平衡，華東、華中、南方區(qū)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(qū)域電力供需基本平衡，華東、華中、西北、南方區(qū)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(yè)可持續(xù)發(fā)展等方面提出有關建議如下：
（一）確保電力燃料穩(wěn)定供應，發(fā)揮煤電兜底作用，保障電力供需平衡
一是加強能源安全監(jiān)測預警。提升對電力燃料運行和發(fā)展趨勢的監(jiān)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(qū)域的供需形勢，及時發(fā)布監(jiān)測預警信息，保障能源穩(wěn)定運行。二是繼續(xù)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(yōu)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(yōu)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(guī)模，提升全國儲煤能力。保持進口電力燃料政策的穩(wěn)定性，通過市場手段調節(jié)進口煤供應，充分發(fā)揮進口電力燃料的有效作用。三是推進電煤中長協(xié)簽訂及履約監(jiān)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(guī)范合同簽訂，不折不扣貫徹落實國家政策。加強履約監(jiān)管，明確監(jiān)管范圍，所有合規(guī)中長期合同均應納入政府監(jiān)管，且標準要求一致；將中長期履約評價納入企業(yè)信用體系，建立信用管理常態(tài)化機制，對惡意違約、中長期合同履約率過低的責任方企業(yè)，實施失信聯合懲戒。四是繼續(xù)給予火電企業(yè)金融等政策支持，保障企業(yè)燃料采購資金。對符合支持條件的煤電、熱電等企業(yè)建立快速響應機制，開辟綠色辦貸通道，優(yōu)先安排貸款審批投放；對符合支持條件的煤電等企業(yè)和項目不違規(guī)抽貸、斷貸，維持企業(yè)資金鏈正常運轉，切實保障企業(yè)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(fā)揮行政和市場兩種調節(jié)手段，平抑電力產業(yè)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(tǒng)安全及發(fā)電企業(yè)可持續(xù)穩(wěn)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(qū)域、各煤礦自行創(chuàng)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(huán)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(wěn)定在合理區(qū)間。督促各地加快落實《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》（發(fā)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(wěn)定上下游價格，防止產業(yè)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(xù)發(fā)展。三是加快全國統(tǒng)一電力市場建設，完善電力市場規(guī)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(yè)可持續(xù)發(fā)展。進一步明確跨省跨區(qū)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(zhí)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(tǒng)調節(jié)，提高電力系統(tǒng)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(tǒng)建設，促進能源電力結構轉型
一是加快研發(fā)和突破新型電力系統(tǒng)關鍵技術。集中力量開展復雜大電網安全穩(wěn)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(chuàng)新。二是科學有序推動大規(guī)模新能源建設。持續(xù)優(yōu)化新能源發(fā)展布局，因地制宜發(fā)展新能源，在東部地區(qū)建立多能互補能源體系，在西部北部地區(qū)加大風能、太陽能資源規(guī)模化、集約化開發(fā)力度。針對新能源配置儲能建立“統(tǒng)一調度、共享使用”的協(xié)調運行機制，最大程度發(fā)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(xù)發(fā)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(tǒng)籌考慮煤電節(jié)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(guī)模源網荷儲友好互動系統(tǒng)。加大源網荷儲協(xié)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(tǒng)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(yè)包括：化學原料和化學制品制造業(yè)、非金屬礦物制品業(yè)、黑色金屬冶煉和壓延加工業(yè)、有色金屬冶煉和壓延加工業(yè)4個行業(yè)。
高技術及裝備制造業(yè)包括：醫(yī)藥制造業(yè)、金屬制品業(yè)、通用設備制造業(yè)、專用設備制造業(yè)、汽車制造業(yè)、鐵路/船舶/航空航天和其他運輸設備制造業(yè)、電氣機械和器材制造業(yè)、計算機/通信和其他電子設備制造業(yè)、儀器儀表制造業(yè)9個行業(yè)。
消費品制造業(yè)包括：農副食品加工業(yè)、食品制造業(yè)、酒/飲料及精制茶制造業(yè)、煙草制品業(yè)、紡織業(yè)、紡織服裝、服飾業(yè)、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋業(yè)、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品業(yè)、家具制造業(yè)、造紙和紙制品業(yè)、印刷和記錄媒介復制業(yè)、文教/工美/體育和娛樂用品制造業(yè)12個行業(yè)。
其他制造行業(yè)為制造業(yè)用電分類的31個行業(yè)中，除四大高載能行業(yè)、高技術及裝備制造業(yè)、消費品行業(yè)之外的其他行業(yè)，包括：石油/煤炭及其他燃料加工業(yè)、化學纖維制造業(yè)、橡膠和塑料制品業(yè)、其他制造業(yè)、廢棄資源綜合利用業(yè)、金屬制品/機械和設備修理業(yè)6個行業(yè)。
東部地區(qū)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(qū)包括山西、安徽、江西、河南、湖北、湖南6個??；西部地區(qū)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?。ㄊ?、自治區(qū)）；東北地區(qū)包括遼寧、吉林、黑龍江3個省。
2021年，面對復雜嚴峻的國際環(huán)境和國內疫情散發(fā)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(qū)各部門認真貫徹落實黨中央、國務院決策部署，堅持穩(wěn)中求進工作總基調，科學統(tǒng)籌疫情防控，國民經濟持續(xù)恢復發(fā)展。全年電力消費增速實現兩位數增長，電力裝機結構延續(xù)綠色低碳發(fā)展態(tài)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(yè)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(fā)電、保供熱，采取有力有效措施提升能源電力安全穩(wěn)定保障能力。2021年11月7日起至2021年底，全國有序用電規(guī)模基本清零，僅個別省份對部分高耗能、高污染企業(yè)主動執(zhí)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(xù)恢復發(fā)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(wěn)較快增長。
一是第一產業(yè)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(yè)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(xiāng)村振興戰(zhàn)略，農村電網改造升級持續(xù)推進，鄉(xiāng)村用電條件持續(xù)改善，第一產業(yè)電氣化水平逐步提升，多重因素拉動第一產業(yè)用電量快速增長。
二是第二產業(yè)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(yè)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(yè)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(yè)增速回落的影響較大。
2021年，制造業(yè)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(yè)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(tài)勢，四季度同比增速為-1.9%。2021年，消費品制造業(yè)合計用電量同比增長12.6%，兩年平均增長6.1%，低于制造業(yè)兩年平均增速1.1個百分點。2021年，其他制造業(yè)行業(yè)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(yè)合計用電量同比增長15.7%，兩年平均增長9.9%，占制造業(yè)用電量比重同比提高1.1個百分點；其中部分新興制造業(yè)行業(yè)用電量高速增長，醫(yī)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(yè)延續(xù)轉型升級態(tài)勢。
三是第三產業(yè)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(yè)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(xù)迅猛發(fā)展，充換電服務業(yè)用電量兩年平均增速達到79.0%。各季度，第三產業(yè)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(fā)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(yè)受疫情的影響相對較大，三、四季度交通運輸/倉儲和郵政業(yè)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(yè)用電量兩年平均增速分別回落至6.8%和7.3%。
四是城鄉(xiāng)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(xiāng)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(xiāng)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(fā)電裝機容量23.8億千瓦，同比增長7.9%；全國規(guī)模以上工業(yè)企業(yè)發(fā)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(yè)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(fā)電投資占電源投資比重達到88.6%。2021年，全國新增發(fā)電裝機容量17629萬千瓦，其中，新增非化石能源發(fā)電裝機容量13809萬千瓦，占新增發(fā)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(chuàng)歷年新高。
二是全口徑非化石能源發(fā)電裝機容量達到11.2億千瓦，首次超過煤電裝機規(guī)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(fā)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(guī)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(fā)電裝機3.1億千瓦，同比增長20.9%；其中，集中式光伏發(fā)電2.0億千瓦，分布式光伏發(fā)電1.1億千瓦，光熱發(fā)電57萬千瓦。全口徑非化石能源發(fā)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(fā)電量同比增長12.0%，煤電發(fā)電量占總發(fā)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(guī)模以上工業(yè)企業(yè)水電發(fā)電量同比下降2.5%；受電力消費快速增長、水電發(fā)電量負增長影響，全國規(guī)模以上工業(yè)企業(yè)火電發(fā)電量同比增長8.4%。核電發(fā)電量同比增長11.3%。全口徑并網太陽能發(fā)電、風電發(fā)電量同比分別增長25.2%和40.5%。全口徑非化石能源發(fā)電量2.90萬億千瓦時，同比增長12.0%；占全口徑總發(fā)電量的比重為34.6%，同比提高0.7個百分點。全口徑煤電發(fā)電量5.03萬億千瓦時，同比增長8.6%，占全口徑總發(fā)電量的比重為60.0%，同比降低0.7個百分點。無論從裝機規(guī)?？催€是從發(fā)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(wěn)定供應的基礎電源。
四是核電、火電和風電發(fā)電設備利用小時同比分別提高352、237、154小時。2021年，全國發(fā)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(fā)電1281小時，與上年總體持平?；痣?448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(qū)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(qū)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(qū)域外送電量3156億千瓦時，同比增長14.1%，占全國跨區(qū)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(chuàng)歷史新高，煤電企業(yè)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(chuàng)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(yè)和熱電聯產企業(yè)持續(xù)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(yè)電煤采購成本額外增加6000億元左右。8月以來大型發(fā)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(yè)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(qū)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(fā)電量同比減少、電力消費需求較快增長以及部分地區(qū)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(qū)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(guī)?；厩辶?，僅個別省份對部分高耗能、高污染企業(yè)主動執(zhí)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(wěn)字當頭、穩(wěn)中求進，各方面要積極推出有利于經濟穩(wěn)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(wěn)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(tài)勢。
（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，預計2022年基建新增裝機規(guī)模將創(chuàng)歷年新高，全年基建新增發(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1.8億千瓦左右。預計2022年底全口徑發(fā)電裝機容量達到26億千瓦左右，其中，非化石能源發(fā)電裝機合計達到13億千瓦左右，將有望首次達到總裝機規(guī)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(fā)電4.0億千瓦、核電5557萬千瓦、生物質發(fā)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(qū)域電力供需偏緊
隨著我國消費結構及產業(yè)結構持續(xù)調整升級，負荷“冬夏”雙高峰特征逐步呈現常態(tài)化。全球疫情仍在持續(xù)，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(qū)電力交換、發(fā)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(qū)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(qū)域電力供需基本平衡，華東、華中、南方區(qū)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(qū)域電力供需基本平衡，華東、華中、西北、南方區(qū)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(yè)可持續(xù)發(fā)展等方面提出有關建議如下：
（一）確保電力燃料穩(wěn)定供應，發(fā)揮煤電兜底作用，保障電力供需平衡
一是加強能源安全監(jiān)測預警。提升對電力燃料運行和發(fā)展趨勢的監(jiān)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(qū)域的供需形勢，及時發(fā)布監(jiān)測預警信息，保障能源穩(wěn)定運行。二是繼續(xù)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(yōu)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(yōu)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(guī)模，提升全國儲煤能力。保持進口電力燃料政策的穩(wěn)定性，通過市場手段調節(jié)進口煤供應，充分發(fā)揮進口電力燃料的有效作用。三是推進電煤中長協(xié)簽訂及履約監(jiān)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(guī)范合同簽訂，不折不扣貫徹落實國家政策。加強履約監(jiān)管，明確監(jiān)管范圍，所有合規(guī)中長期合同均應納入政府監(jiān)管，且標準要求一致；將中長期履約評價納入企業(yè)信用體系，建立信用管理常態(tài)化機制，對惡意違約、中長期合同履約率過低的責任方企業(yè)，實施失信聯合懲戒。四是繼續(xù)給予火電企業(yè)金融等政策支持，保障企業(yè)燃料采購資金。對符合支持條件的煤電、熱電等企業(yè)建立快速響應機制，開辟綠色辦貸通道，優(yōu)先安排貸款審批投放；對符合支持條件的煤電等企業(yè)和項目不違規(guī)抽貸、斷貸，維持企業(yè)資金鏈正常運轉，切實保障企業(yè)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(fā)揮行政和市場兩種調節(jié)手段，平抑電力產業(yè)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(tǒng)安全及發(fā)電企業(yè)可持續(xù)穩(wěn)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(qū)域、各煤礦自行創(chuàng)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(huán)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(wěn)定在合理區(qū)間。督促各地加快落實《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》（發(fā)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(wěn)定上下游價格，防止產業(yè)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(xù)發(fā)展。三是加快全國統(tǒng)一電力市場建設，完善電力市場規(guī)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(yè)可持續(xù)發(fā)展。進一步明確跨省跨區(qū)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(zhí)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(tǒng)調節(jié)，提高電力系統(tǒng)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(tǒng)建設，促進能源電力結構轉型
一是加快研發(fā)和突破新型電力系統(tǒng)關鍵技術。集中力量開展復雜大電網安全穩(wěn)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(chuàng)新。二是科學有序推動大規(guī)模新能源建設。持續(xù)優(yōu)化新能源發(fā)展布局，因地制宜發(fā)展新能源，在東部地區(qū)建立多能互補能源體系，在西部北部地區(qū)加大風能、太陽能資源規(guī)模化、集約化開發(fā)力度。針對新能源配置儲能建立“統(tǒng)一調度、共享使用”的協(xié)調運行機制，最大程度發(fā)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(xù)發(fā)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(tǒng)籌考慮煤電節(jié)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(guī)模源網荷儲友好互動系統(tǒng)。加大源網荷儲協(xié)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(tǒng)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(yè)包括：化學原料和化學制品制造業(yè)、非金屬礦物制品業(yè)、黑色金屬冶煉和壓延加工業(yè)、有色金屬冶煉和壓延加工業(yè)4個行業(yè)。
高技術及裝備制造業(yè)包括：醫(yī)藥制造業(yè)、金屬制品業(yè)、通用設備制造業(yè)、專用設備制造業(yè)、汽車制造業(yè)、鐵路/船舶/航空航天和其他運輸設備制造業(yè)、電氣機械和器材制造業(yè)、計算機/通信和其他電子設備制造業(yè)、儀器儀表制造業(yè)9個行業(yè)。
消費品制造業(yè)包括：農副食品加工業(yè)、食品制造業(yè)、酒/飲料及精制茶制造業(yè)、煙草制品業(yè)、紡織業(yè)、紡織服裝、服飾業(yè)、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋業(yè)、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品業(yè)、家具制造業(yè)、造紙和紙制品業(yè)、印刷和記錄媒介復制業(yè)、文教/工美/體育和娛樂用品制造業(yè)12個行業(yè)。
其他制造行業(yè)為制造業(yè)用電分類的31個行業(yè)中，除四大高載能行業(yè)、高技術及裝備制造業(yè)、消費品行業(yè)之外的其他行業(yè)，包括：石油/煤炭及其他燃料加工業(yè)、化學纖維制造業(yè)、橡膠和塑料制品業(yè)、其他制造業(yè)、廢棄資源綜合利用業(yè)、金屬制品/機械和設備修理業(yè)6個行業(yè)。
東部地區(qū)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(qū)包括山西、安徽、江西、河南、湖北、湖南6個??；西部地區(qū)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?。ㄊ?、自治區(qū)）；東北地區(qū)包括遼寧、吉林、黑龍江3個省。