2022年以來，電力行業認真貫徹落實黨中央國務院關于能源電力安全保供的各項決策部署，積極落實“雙碳”目標新要求，有效應對極端天氣影響，全力以赴保供電、保民生，為疫情防控和經濟社會發展提供了堅強電力保障。
2022年全國電力供需情況
（一）電力消費需求情況
2022年，全國全社會用電量8.64萬億千瓦時，同比增長3.6%。一、二、三、四季度，全社會用電量同比分別增長5.0%、0.8%、6.0%和2.5%，受疫情等因素影響，第二、四季度電力消費增速回落。
一是第一產業用電量1146億千瓦時，同比增長10.4%。其中，農業、漁業、畜牧業用電量同比分別增長6.3%、12.6%、16.3%。鄉村振興戰略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，拉動第一產業用電量保持快速增長。
二是第二產業用電量5.70萬億千瓦時，同比增長1.2%。各季度增速分別為3.0%、-0.2%、2.2%和-0.1%。2022年制造業用電量同比增長0.9%。其中，高技術及裝備制造業全年用電量同比增長2.8%，其中，電氣機械和器材制造業、醫藥制造業、計算機/通信和其他電子設備制造業全年用電量增速超過5%；新能源車整車制造用電量大幅增長71.1%。四大高載能行業全年用電量同比增長0.3%，其中，化學原料和化學制品制造業、有色金屬冶煉和壓延加工業用電形勢相對較好，用電量同比分別增長5.2%和3.3%；黑色金屬冶煉行業、非金屬礦物制品業用電量同比分別下降4.8%和3.2%，建材中的水泥行業用電量同比下降15.9%。消費品制造業全年用電量同比下降1.7%，其中，造紙和紙制品業以及吃類消費品用電形勢相對較好，食品制造業、農副食品加工業、煙草制品業、酒/飲料及精制茶制造業用電量均為正增長。其他制造業行業全年用電量同比增長3.5%，其中，石油/煤炭及其他燃料加工業、廢棄資源綜合利用業用電量同比分別增長11.7%和9.4%。
三是第三產業用電量1.49萬億千瓦時，同比增長4.4%。各季度用電量同比增速分別為6.2%、0.0%、7.7%和3.1%。第三產業中的8個行業用電量同比均為正增長，其中租賃和商務服務業、公共服務及管理組織、批發零售業用電量增速均超過5.0%。電動汽車行業高速發展，拉動全年充換電服務業用電量同比增長38.1%。
四是城鄉居民生活用電量1.34萬億千瓦時，同比增長13.8%。各季度用電量同比分別增長11.8%、7.0%、19.8%和14.9%。8月，全國出現大范圍持續高溫天氣，全國平均氣溫達到1961年以來歷史同期最高水平，當月居民生活用電量增長33.5%，拉動三季度居民生活用電量快速增長。12月，有4次冷空氣過程影響我國，當月全國平均氣溫為近十年來同期最低，當月居民生活用電量增長35.0%，拉動四季度居民生活用電量快速增長。
五是全國共有27個省份用電量正增長，中部地區用電量增速領先。2022年，東、中、西部和東北地區全社會用電量同比分別增長2.4%、6.7%、4.2%、0.8%。全年共有27個省份用電量正增長，其中，西藏、云南、安徽3個省份用電量增速超過10%，此外，寧夏、青海、河南、湖北、江西、陜西、內蒙古、四川、浙江用電量增速均超過5%。
（二）電力生產供應情況
截至2022年底，全國全口徑發電裝機容量25.6億千瓦，同比增長7.8%。從分類型投資、發電裝機增速及結構變化等情況看，電力行業綠色低碳轉型成效顯著。
一是非化石能源發電裝機占總裝機容量比重接近50%。2022年，全國新增發電裝機容量2.0億千瓦，其中新增非化石能源發電裝機容量1.6億千瓦，新投產的總發電裝機規模以及非化石能源發電裝機規模均創歷史新高。截至2022年底，全國全口徑發電裝機容量25.6億千瓦，其中非化石能源發電裝機容量12.7億千瓦，同比增長13.8%，占總裝機比重上升至49.6%，同比提高2.6個百分點，電力延續綠色低碳轉型趨勢。分類型看，水電4.1億千瓦，其中抽水蓄能4579萬千瓦；核電5553萬千瓦；并網風電3.65億千瓦，其中，陸上風電3.35億千瓦、海上風電3046萬千瓦；并網太陽能發電3.9億千瓦；火電13.3億千瓦，其中，煤電占總發電裝機容量的比重為43.8%。
二是全口徑非化石能源發電量同比增長8.7%，煤電發電量占全口徑總發電量的比重接近六成。2022年，全國規模以上工業企業發電量8.39萬億千瓦時、同比增長2.2%，其中，規模以上工業企業火電、水電、核電發電量同比分別增長0.9%、1.0%和2.5%。2022年，全口徑并網風電、太陽能發電量同比分別增長16.3%和30.8%。全口徑非化石能源發電量同比增長8.7%，占總發電量比重為36.2%，同比提高1.7個百分點。全口徑煤電發電量同比增長0.7%，占全口徑總發電量的比重為58.4%，同比降低1.7個百分點，煤電仍是當前我國電力供應的最主要電源。在來水明顯偏枯的三季度，全口徑煤電發電量同比增長9.2%，較好地彌補了水電出力的下降，充分發揮了煤電兜底保供作用。
三是太陽能發電設備利用小時同比提高56小時，風電、火電、核電、水電同比分別降低9、65、186、194小時。2022年，全國6000千瓦及以上電廠發電設備利用小時3687小時，同比降低125小時。分類型看，水電3412小時，為2014年以來年度最低，同比降低194小時。核電7616小時，同比降低186小時。并網風電2221小時，同比降低9小時。并網太陽能發電1337小時，同比提高56小時。火電4379小時，同比降低65小時；其中煤電4594小時，同比降低8小時；氣電2429小時，同比降低258小時。
四是跨區輸送電量同比增長6.3%，跨省輸送電量同比增長4.3%。2022年，全國新增220千伏及以上輸電線路長度38967千米，同比增加6814千米；全國新增220千伏及以上變電設備容量（交流）25839萬千伏安，同比增加1541萬千伏安。2022年全國完成跨區輸送電量7654億千瓦時，同比增長6.3%，其中8月高溫天氣導致華東、華中等地區電力供應緊張，電網加大了跨區電力支援力度，當月全國跨區輸送電量同比增長17.3%。2022年全國完成跨省輸送電量1.77萬億千瓦時，同比增長4.3%；其中12月部分省份電力供應偏緊，當月全國跨省輸送電量同比增長19.6%。
五是電力投資同比增長13.3%，非化石能源發電投資占電源投資比重達到87.7%。2022年，重點調查企業電力完成投資同比增長13.3%。電源完成投資增長22.8%，其中非化石能源發電投資占比為87.7%；電網完成投資增長2.0%。
六是市場交易電量同比增長39.0%。2022年，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量52543億千瓦時，同比增長39.0%，占全社會用電量比重為60.8%，同比提高15.4個百分點；全國電力市場中長期電力直接交易電量合計為41407億千瓦時，同比增長36.2%。
（三）全國電力供需情況
2022年全國電力供需總體緊平衡，部分地區用電高峰時段電力供需偏緊。2月，全國多次出現大范圍雨雪天氣過程，少數省份在部分用電高峰時段電力供需平衡偏緊。7、8月，我國出現了近幾十年來持續時間最長、影響范圍最廣的極端高溫少雨天氣，疊加經濟恢復增長，拉動用電負荷快速增長。全國有21個省級電網用電負荷創新高，華東、華中區域電力保供形勢嚴峻，浙江、江蘇、安徽、四川、重慶、湖北等地區電力供需形勢緊張。12月，貴州、云南等少數省份受前期來水偏枯導致水電蓄能持續下滑等因素影響，疊加寒潮天氣期間取暖負荷快速攀升，電力供需形勢較為緊張，通過加強省間余缺互濟、實施負荷側管理等措施，有力保障電力供應平穩有序，守牢了民生用電安全底線。
二、2023年全國電力供需形勢預測
（一）電力消費預測
宏觀經濟及氣候等均是影響電力消費需求增長的重要方面。2023年預計我國經濟運行有望總體回升，拉動電力消費需求增速比2022年有所提高。正常氣候情況下，預計2023年全國全社會用電量9.15萬億千瓦時，比2022年增長6%左右。
（二）電力供應預測
在新能源發電快速發展帶動下，預計2023年新投產的總發電裝機以及非化石能源發電裝機規模將再創新高。預計2023年全年全國新增發電裝機規模有望達到2.5億千瓦左右，其中新增非化石能源發電裝機1.8億千瓦。預計2023年底全國發電裝機容量28.1億千瓦左右，其中非化石能源發電裝機合計14.8億千瓦，占總裝機比重上升至52.5%左右。水電4.2億千瓦、并網風電4.3億千瓦、并網太陽能發電4.9億千瓦、核電5846萬千瓦、生物質發電4500萬千瓦左右，太陽能發電及風電裝機規模均將在2023年首次超過水電裝機規模。
（三）電力供需形勢預測
電力供應和需求多方面因素交織疊加，給電力供需形勢帶來不確定性。電力供應方面，降水、風光資源、燃料供應等方面存在不確定性，同時，煤電企業持續虧損導致技改檢修投入不足帶來設備風險隱患上升，均增加了電力生產供應的不確定性。電力消費方面，宏觀經濟增長、外貿出口形勢以及極端天氣等方面給電力消費需求帶來不確定性。
根據電力需求預測，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方面，預計2023年全國電力供需總體緊平衡，部分區域用電高峰時段電力供需偏緊。迎峰度夏期間，華東、華中、南方區域電力供需形勢偏緊；華北、東北、西北區域電力供需基本平衡。迎峰度冬期間，華東、華中、南方、西北區域電力供需偏緊；華北區域電力供需緊平衡；東北區域電力供需基本平衡。
三、2023年重點工作和相關建議
為確保能源電力安全保供，結合電力供需形勢和行業發展趨勢，提出以下重點工作和相關建議。
一是進一步加大電力燃料供應保障能力。繼續加大優質產能釋放力度，加快推進新核增產能各環節相關手續辦理，盡快實現依法合規增產增供。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，以滿足經濟持續復蘇以及季節性氣候變化等對煤炭消費的增長需求。加快推進2023年電煤中長期合同簽訂工作，強化電煤中長期合同嚴肅性，督促各方落實煤炭保供責任。嚴格規范合同簽訂行為，制止各類變相加價、降低兌現熱值等非法牟利行為，釋放穩定市場價格的強烈信號。加強電煤產運需之間的銜接配合，保障電煤運輸暢通。
二是疏導燃煤發電成本，發揮煤電兜底保供作用。科學設置燃料成本與煤電基準價聯動機制，放寬煤電中長期交易價格浮動范圍，及時反映和疏導燃料成本變化。推進容量保障機制建設，加大有償調峰補償力度，彌補煤電企業固定成本回收缺口，進一步提高煤電可持續生存和兜底保供能力。強化機組運維檢修和安全風險防控工作，加大設備健康狀態監測和評估，確保機組安全可靠運行。
三是加快電網規劃投資建設。加快推進跨省跨區特高壓輸電工程規劃建設，提升重要通道和關鍵斷面輸送能力，發揮跨省跨區電網錯峰支援、余缺互濟作用，持續提高大型風電光伏基地外送規模和新能源消納能力。強化電網骨干網架，全力提升重大自然災害等極端條件下電力系統安全穩定運行水平。加快智能配電網建設，促進新能源就地就近開發利用。
四是強化電力負荷管理。完善需求響應價格補償機制，形成可中斷用戶清單，引導各類市場主體主動參與電力需求響應，以市場化方式降低高峰時段負荷需求。加強電動汽車、蓄熱式電采暖、用戶側儲能等可調節資源庫建設，并積極推動市場化運作。拓展實施能效提升項目，推動消費側節能降耗提效，引導全社會節約用電。
五是完善電力交易機制和市場價格形成機制。加快推進適應能源結構轉型的電力市場建設，建立適應新能源特性的市場交易機制和合約調整機制。持續完善綠色電力交易機制，常態化開展綠電、綠證交易，充分發揮電力市場對新型能源體系建設的支撐作用。分階段推動跨省跨區輸電價格由單一制電量電價逐步向容量電價和電量電價的兩部制電價過渡，降低跨省跨區交易的價格壁壘。完善峰谷分時電價政策，適度拉大峰谷價差，通過價格信號引導儲能、虛擬電廠等新興主體發揮調節性作用。
六是持續優化調整電力供應結構。豐富不同種類能源的供應，發揮煤電與新能源發電的特性互補優勢、調劑余缺，實現綠色低碳、安全高效的電力供給。加強風電、太陽能等新能源發電的統籌規劃，在國家層面明確分省新能源規劃目標，引導各地合理優化裝機規模、布局和時序，實現各專項規劃、國家和各省規劃間橫向協同、上下銜接。協調推進新能源開發與配套網源建設，確保新能源能并能發，保障大規模新能源消納，實現大范圍資源優化配置。積極安全有序發展核電，穩步推進東部沿海核電項目建設。
七是加快系統應急保障和調節能力建設。加大政策支持力度，持續推進煤電“三改聯動”及支撐性調節性煤電的建設，提升系統應急保障和調峰能力。加快抽水蓄能電站建設及改造，因地制宜建設中小型抽水蓄能電站。推動已開工的項目盡快投產運行。加快確立抽水蓄能電站獨立市場主體地位，推動電站平等參與電力中長期市場、現貨市場及輔助服務市場交易。推進多元化儲能技術研發與應用，優化儲能布局場景，推動獨立儲能發揮調節作用。
八是加快技術研發和管理創新，推動新型電力系統建設。推動能源電力技術研發與應用向信息化、數字化、智能化轉型。深入研究適應大規模高比例新能源友好并網的先進電網和儲能等新型電力系統支撐技術，開展高比例新能源和高比例電力電子裝備接入電網穩定運行控制技術研究，不斷提升電網安全穩定運行水平。鼓勵電力企業圍繞技術創新鏈開展強強聯合和產學研深度協作，集中突破關鍵核心技術。加大新技術應用示范的支持力度，同時配套提升能源電力技術裝備的安全運維和管理創新水平。
注釋
1.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。
2.四大高載能行業包括：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。
3.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。
4.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。
5.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。
