一季度，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，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，逆周期調節(jié)措施下宏觀經濟延續(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、生產方式轉型升級，拉動第一產業(yè)用電量保持快速增長。第一產業(yè)較好的電力消費形勢，在一定程度上反映出當前農業(yè)農村經濟運行態(tài)勢良好。
二是第二產業(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市場相關。高技術及裝備制造業(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、聚集性服務業(yè)造成較大沖擊，第三產業(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%，租賃和商務服務業(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）電力生產供應情況
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)電量增速及結構變化等情況看，電力行業(yè)延續(xù)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(fā)電投資占電源投資比重為85.9%。一季度，重點調查企業(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。
四是水電和核電發(fā)電設備利用小時同比分別提高36、30小時。一季度，全國發(fā)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(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(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(tǒng)籌疫情防控和經濟社會發(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)定宏觀經濟大盤，保持經濟運行在合理區(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(wěn)增長政策措施以及2021年前高后低的基數(shù)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(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1.8億千瓦左右。預計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
國內外疫情、宏觀經濟、燃料供應、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、有關建議
結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)測預警，確保一次能源穩(wěn)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?shù)确矫?，建議：
一是加強宏觀調控，持續(xù)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(qū)要進行通報。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(shù)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(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)調工作，全力保障迎峰度夏的電力穩(wěn)定供應。
（二）強化統(tǒng)一調度，充分發(fā)揮大電網(wǎng)配置資源的優(yōu)勢
近年來，第三產業(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：
一是推進應急備用和調峰電源建設，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(lián)動”。進一步加大抽水蓄能、新型儲能等調節(jié)電源的建設力度，同時加強網(wǎng)、源側儲能設施的統(tǒng)一調度，提升系統(tǒng)靈活性調節(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(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(jié)能力，加強有序用電執(zhí)行管控。創(chuàng)新需求響應手段，挖掘優(yōu)質可調節(jié)負荷資源，擴大需求側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(tǒng)一電力市場體系建設，推動新型電力系統(tǒng)建設運行
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(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、加快電力結構轉型的重要舉措。針對統(tǒng)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(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(yè)鏈上游成本。形成促進新型電力系統(tǒng)建設的市場體系和電價機制，疏導大規(guī)模消納新能源產生所增加的系統(tǒng)運行成本。貫徹落實《關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(yè)進入市場，交易電價不設上限。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。推動構建更加適應新能源發(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、用戶側共同參與現(xiàn)貨市場，建立合理的費用疏導機制。協(xié)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(fā)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(yè)“借錢繳稅”的局面，切實減輕可再生能源企業(yè)經營發(fā)展資金壓力。
原標題：中電聯(lián)：截至3月底并網(wǎng)太陽能發(fā)電3.2億千瓦 集中式2.0億千瓦 分布式1.2億千瓦
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