2022年中国电力行业经济运行报告

2022年中国电力行业经济运行报告 中国电力企业联合会 2022年以来，电力行业认真贯彻落实党中央国务院关于能源电力安全保供的各项决策部署，积极落实“双碳”目标新要求，有效应对极端天气影响，全力以赴保供电、保民生，为疫情防控和经济社会发展提供了坚强电力保障。 一、2022年全国电力供需情况 （一）电力消费需求情况 2022年，全国全社会用电量8.64万亿千瓦时，比上年增长3.6%。一、二、三、四季度，全社会用电量同比分别增长5.0%、0.8%、6.0%和2.5%，受疫情等因素影响，第二、四季度电力消费增速回落。 —是第一产业用电量1146亿千瓦时，比上年增长 10.4%。其中，农业、渔业、畜牧业用电量分别增长6.3%、 12.6%、16.3%。乡村振兴战略全面推进以及近年来乡村用电条件明显改善、电气化水平持续提升，拉动第一产业用电量保持快速增长。 二是第二产业用电量5.70万亿千瓦时，比上年增长 1.2%。各季度增速分别为3.0%、-0.2%、2.2%和-0.1%。2022年制造业用电量增长0.9%。其中，高技术及装备制造业全年用电量增长2.8%，其中，电气机械和器材制造业、医药制造 业、计算机通信和其他电子设备制造业全年用电量增速超过 5%；新能源车整车制造用电量大幅增长71.1%。四大高载能 行业全年用电量比上年增长0.3%，其中，化学原料和化学制品制造业、有色金属冶炼和压延加工业用电形势相对较好， 用电量分别增长5.2%和3.3%；黑色金属冶炼行业、非金属矿物制品业用电量分别下降4.8%和3.2%，建材中的水泥行 业用电量下降15.9%。消费品制造业全年用电量比上年下降 1.7%，其中，造纸和纸制品业以及吃类消费品用电形势相对 较好，食品制造业、农副食品加工业、烟草制品业、酒饮料及精制茶制造业用电量均为正增长。其他制造业行业全年用电量比上年增长3.5%，其中，石油煤炭及其他燃料加工业、废弃资源综合利用业用电量分别增长11.7%和9.4%。 三是第三产业用电量1.49万亿千瓦时，比上年增长4.4%。各季度用电量同比增速分别为6.2%、0.0%、7.7%和 3.1%。第三产业中的8个行业用电量均为正增长，其中租赁和商务服务业、公共服务及管理组织、批发零售业用电量增速均超过5.0%。电动汽车行业高速发展，拉动全年充换电服务业用电量增长38.1%。 四是城乡居民生活用电量1.34万亿千瓦时，比上年增 长13.8%。各季度用电量同比分别增长11.8%、7.0%、19.8%和14.9%。8月，全国出现大范围持续高温天气，全国平均 气温达到1961年以来历史同期最高水平，当月居民生活用电量增长33.5%，拉动三季度居民生活用电量快速增长。12月，有4次冷空气过程影响我国，当月全国平均气温为近十 年来同期最低，当月居民生活用电量增长35.0%，拉动四季度居民生活用电量快速增长。 五是全国共有27个省份用电量正增长，中部地区用电 量增速领先。2022年，东、中、西部和东北地区全社会用电量比上年分别增长2.4%、6.7%、4.2%、0.8%。全年共有27 个省份用电量正增长，其中，西藏、云南、安徽3个省份用电量增速超过10%，宁夏、青海、河南、湖北、江西、陕西、内蒙古、四川、浙江等省份用电量增速超过5%。 （二）电力生产供应情况 截至2022年底，全国全口径发电装机容量25.6亿千瓦，比上年末增长7.8%。从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况看，电力行业绿色低碳转型成效显著。 一是非化石能源发电装机占总装机容量比重接近50%。 2022年，全国新增发电装机容量2.0亿千瓦，其中新增非化 石能源发电装机容量1.6亿千瓦，新投产的总发电装机规模 以及非化石能源发电装机规模均创历史新高。截至2022年 底，全国全口径发电装机容量25.6亿千瓦，其中非化石能源发电装机容量12.7亿千瓦，比上年末增长13.8%，占总装机比重上升至49.6%，提高2.6个百分点，电力延续绿色低碳转型趋势。分类型看，水电4.1亿千瓦，其中抽水蓄能4579 万千瓦；核电5553万千瓦；并网风电3.65亿千瓦，其中， 陆上风电3.35亿千瓦、海上风电3046万千瓦；并网太阳能 发电3.9亿千瓦；火电13.3亿千瓦，其中，煤电占总发电装机容量的比重为43.8%。 二是全口径非化石能源发电量比上年增长8.7%，煤电发 电量占全口径总发电量的比重接近六成。2022年，全国规模以上工业企业发电量8.39万亿千瓦时、比上年增长2.2%， 其中，规模以上工业企业火电、水电、核电发电量分别增长0.9%、1.0%和2.5%。2022年，全口径并网风电、太阳能发电量分别增长16.3%和30.8%。全口径非化石能源发电量比上年增长8.7%，占总发电量比重为36.2%，提高1.7个百分点。全口径煤电发电量增长0.7%，占全口径总发电量的比重为58.4%，降低1.7个百分点，煤电仍是当前我国电力供应的最主要电源。在来水明显偏枯的三季度，全口径煤电发电量同比增长9.2%，较好地弥补了水电出力的下降，充分发挥了煤电兜底保供作用。 三是太阳能发电设备利用小时比上年提高56小时，风 电、火电、核电、水电分别降低9、65、186、194小时。2022年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3687小时， 比上年降低125小时。分类型看，水电3412小时，为2014 年以来年度最低，降低194小时。核电7616小时，降低186 小时。并网风电2221小时，降低9小时。并网太阳能发电 1337小时，提高56小时。火电4379小时，降低65小时； 其中煤电4594小时，降低8小时；气电2429小时，降低258小时。 四是跨区输送电量比上年增长6.3%，跨省输送电量增长 4.3%。2022年，全国新增220千伏及以上输电线路长度38967 千米，比上年增加6814千米；全国新增220千伏及以上变电设备容量（交流）25839万千伏安，增加1541万千伏安。2022年全国完成跨区输送电量7654亿千瓦时，增长6.3%， 其中8月高温天气导致华东、华中等地区电力供应紧张，电网加大了跨区电力支援力度，当月全国跨区输送电量同比增长17.3%。2022年全国完成跨省输送电量1.77万亿千瓦时，比上年增长4.3%；其中12月部分省份电力供应偏紧，当月全国跨省输送电量同比增长19.6%。 五是电力投资比上年增长13.3%，非化石能源发电投资 占电源投资比重达到87.7%。2022年，重点调查企业电力完成投资比上年增长13.3%。电源完成投资增长22.8%，其中 非化石能源发电投资占比为87.7%；电网完成投资增长2.0%。六是市场交易电量比上年增长39.0%。2022年，全国各 电力交易中心累计组织完成市场交易电量52543亿千瓦时，比上年增长39.0%，占全社会用电量比重为60.8%，提高15.4个百分点；全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为41407亿千瓦时，增长36.2%。 （三）全国电力供需情况 2022年全国电力供需总体紧平衡，部分地区用电高峰时段电力供需偏紧。2月，全国多次出现大范围雨雪天气过程，少数省份在部分用电高峰时段电力供需平衡偏紧。7、8月， 我国出现了近几十年来持续时间最长、影响范围最广的极端高温少雨天气，叠加经济恢复增长，拉动用电负荷快速增长。全国有21个省级电网用电负荷创新高，华东、华中区域电力保供形势严峻，浙江、江苏、安徽、四川、重庆、湖北等地区电力供需形势紧张。12月，贵州、云南等少数省份受前期来水偏枯导致水电蓄能持续下滑等因素影响，叠加寒潮天气期间取暖负荷快速攀升，电力供需形势较为紧张，通过加强省间余缺互济、实施负荷侧管理等措施，有力保障电力供应平稳有序，守牢了民生用电安全底线。 二、2023年全国电力供需形势预测 （一）电力消费预测 宏观经济及气候等均是影响电力消费需求增长的重要方面。2023年预计我国经济运行有望总体回升，拉动电力消费需求增速比2022年有所提高。正常气候情况下，预计2023 年全国全社会用电量9.15万亿千瓦时，比2022年增长6%左右。 （二）电力供应预测 在新能源发电快速发展带动下，预计2023年新投产的总发电装机以及非化石能源发电装机规模将再创新高。预计2023年全年全国新增发电装机规模有望达到2.5亿千瓦左 右，其中新增非化石能源发电装机1.8亿千瓦。预计2023 年底全国发电装机容量28.1亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机合计14.8亿千瓦，占总装机比重上升至52.5%左右。 水电4.2亿千瓦、并网风电4.3亿千瓦、并网太阳能发电4.9 亿千瓦、核电5846万千瓦、生物质发电4500万千瓦左右， 太阳能发电及风电装机规模均将在2023年首次超过水电装机规模。 （三）电力供需形势预测 电力供应和需求多方面因素交织叠加，给电力供需形势带来不确定性。电力供应方面，降水、风光资源、燃料供应等方面存在不确定性，同时，煤电企业持续亏损导致技改检修投入不足带来设备风险隐患上升，均增加了电力生产供应的不确定性。电力消费方面，宏观经济增长、外贸出口形势以及极端天气等方面给电力消费需求带来不确定性。 根据电力需求预测，并综合考虑新投产装机、跨省跨区电力交换、发电出力及合理备用等方面，预计2023年全国电力供需总体紧平衡，部分区域用电高峰时段电力供需偏紧。迎峰度夏期间，华东、华中、南方区域电力供需形势偏紧；华北、东北、西北区域电力供需基本平衡。迎峰度冬期间，华东、华中、南方、西北区域电力供需偏紧；华北区域电力供需紧平衡；东北区域电力供需基本平衡。 三、2023年重点工作和相关建议 为确保能源电力安全保供，结合电力供需形势和行业发展趋势，提出以下重点工作和相关建议。 一是进一步加大电力燃料供应保障能力。继续加大优质 产能释放力度，加快推进新核增产能各环节相关手续办理， 尽快实现依法合规增产增供。制定煤矿保供与弹性生产办法优先组织满足条件的先进产能煤矿按一定系数调增产能，形成煤矿应急生产能力，以满足经济持续复苏以及季节性气候变化等对煤炭消费的增长需求。加快推进2023年电煤中长期合同签订工作，强化电煤中长期合同严肃性，督促各方落实煤炭保供责任。加强电煤产运需之间的衔接配合，保障电煤运输畅通。 二是疏导燃煤发电成本，发挥煤电兜底保供作用。科学 设置燃料成本与煤电基准价联动机制，放宽煤电中长期交易价格浮动范围，及时反映和疏导燃料成本变化。推进容量保障机制建设，加大有偿调峰补偿力度，弥补煤电企业固定成本回收缺口，进一步提高煤电可持续生存和兜底保供能力。强化机组运维检修和安全风险防控工作，加大设备健康状态监测和评估，确保机组安全可靠运行。 三是加快电网规划投资建设。加快推进跨省跨区特高压 输电工程规划建设，提升重要通道和关键断面输送能力，发挥跨省跨区电网错峰支援、余缺互济作用，持续提高大型风电光伏基地外送规模和新能源消纳能力。强化电网骨干网架，全力提升重大自然灾害等极端条件下电力系统安全稳定运行水平。加快智能配电网建设，促进新能源就地就近开发利用。 四是强化电力负荷管理。完善需求响应价格补偿机制， 引导各类经营主体主动参与电力需求响应，以市场化方式降 低高峰时段负荷需求。加强电动汽车、蓄热式电采暖、用户侧储能等可调节资源库建设，并积极推动市场化运作。拓展实施能效提升项目，推动消费侧节能降耗提效，引导全社会节约用电。 五是完善电力交易机制和市场价格形成机制。加快推进 适应能源结构转型的电力市场建设，建立适应新能源特性的市场交易机制和合约调整机制。持续完善绿色电力交易机制，常态化开展绿电、绿证交易，充分发挥电力市场对新型能源体系建设的支撑作用。分阶段推动跨省跨区输电价格由单一制电量电价逐步向容量电价和电量电价的两部制电价过渡，降低跨省跨区交易的价格壁垒。完善峰谷分时电价政策，适度拉大峰谷价差，通过价格信号引导储能、虚拟电厂等新兴主体发挥调节性作用。 六是持续优化调整