2021年用电量同比增一成

　　报告称，2021年全国全社会用电量8.31万亿千瓦时，同比增长10.3%。用电量快速增长主要受国内经济持续恢复发展、上年同期低基数、外贸出口快速增长等因素拉动。一、二、三、四季度，全社会用电量同比分别增长21.2%、11.8%、7.6%和3.3%，受同期基数由低走高等因素影响，同比增速逐季回落。

　　2021年，全国电力供需形势总体偏紧，年初、迎峰度夏以及9-10月部分地区电力供应紧张。1月，受寒潮天气等因素影响，江苏、浙江、蒙西等8个省级电网，在部分用电高峰时段电力供应紧张，采取了有序用电措施。迎峰度夏期间（6-8月），广东、河南、广西、云南等12个省级电网，在部分用电高峰时段电力供应紧张，采取了有序用电措施。9-10月，受电煤等燃料供应紧张、水电发电量同比减少、电力消费需求较快增长以及部分地区加强“能耗双控”等多重因素叠加影响，全国电力供需总体偏紧，共有超过20个省级电网采取了有序用电措施，个别地区少数时段出现拉闸限电。国家高度重视并出台一系列能源电力保供措施，效果显著，2021年11月7日起至2021年底，全国有序用电规模基本清零，仅个别省份对部分高耗能、高污染企业主动执行有序用电。

　　中电联表示，中央经济工作会议强调2022年经济工作要稳字当头、稳中求进，各方面要积极推出有利于经济稳定的政策，为2022年全社会用电量增长提供了最主要支撑。综合考虑国内外经济形势、电能替代等带动电气化水平稳步提升、上年基数前后变化等因素，并结合多种方法对全社会用电量的预测，以及电力供需形势分析预测专家的预判，预计2022年全社会用电量达8.7万亿千瓦时-8.8万亿千瓦时，同比增长5%-6%，各季度全社会用电量增速总体呈逐季上升态势。

　　2022年电力供需总体平衡

　　中电联预计，2022年底全口径发电装机容量达到26亿千瓦左右。其中，非化石能源发电装机合计达到13亿千瓦左右，有望首次达到总装机规模的一半。具体来看，水电4.1亿千瓦，并网风电3.8亿千瓦，并网太阳能发电4.0亿千瓦，核电5557万千瓦，生物质发电4500万千瓦左右；煤电装机容量11.4亿千瓦左右。

　　在新能源快速发展带动下，中电联预计2022年基建新增装机规模创历年新高，全年基建新增发电装机容量2.3亿千瓦左右。其中，非化石能源发电装机投产1.8亿千瓦左右。

　　根据电力需求预测，基于对气温、来水、电煤供应等关键要素的分析，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，中电联预计2022年全国电力供需总体平衡，迎峰度夏、迎峰度冬期间部分区域电力供需偏紧。

　　加快推进新型电力系统建设

　　根据报告，截至2021年底，全国全口径发电装机容量达23.8亿千瓦，同比增长7.9%；全国规模以上工业企业发电量达8.11万亿千瓦时，同比增长8.1%。

　　中电联表示，2021年电煤供需阶段性失衡，煤炭价格创历史新高，煤电企业全面亏损。2021年，全国原煤产量同比增长4.7%。3-9月各月原煤产量接近零增长或负增长，四季度原煤产量增速明显回升，电煤供应紧张局势得到缓解。全年进口煤炭3.2亿吨，同比增长6.6%。

　　“煤炭供应紧张导致电煤价格屡创历史新高，燃料成本大幅上涨，煤电企业和热电联产企业持续大幅亏损。大致测算，2021年因电煤价格上涨导致全国煤电企业电煤采购成本额外增加6000亿元左右。8月以来大型发电集团煤电板块整体亏损，8-11月部分集团的煤电板块亏损面达到100%，全年累计亏损面达到80%左右。2021年底的电煤价格水平仍显著高于煤电企业的承受能力。”中电联表示。

　　中电联表示，2022年要加快推进新型电力系统建设，促进能源电力结构转型。一是加快研发和突破新型电力系统关键技术。集中力量开展复杂大电网安全稳定运行和控制、大容量风电、高效光伏、大容量储能以及低成本CCUS等技术创新。二是科学有序推动大规模新能源建设。持续优化新能源发展布局，因地制宜发展新能源，在东部地区建立多能互补能源体系，在西部北部地区加大风能、太阳能资源规模化、集约化开发力度。针对新能源配置储能建立“统一调度、共享使用”的协调运行机制，最大程度发挥储能促进新能源消纳、调峰调频、功率支撑等多重作用。三是科学有序推进煤电清洁转型，继续发挥煤电基础性作用。在推进煤电机组改造升级过程中，建议统筹考虑煤电节能改造、供热改造、灵活性改造及机组的技术特性，对不同类型的机组采用不同的供电煤耗改造基准线，不“一刀切”。建立合理的电价机制疏导“三改联动”技改成本。四是加快构建大规模源网荷储友好互动系统。加大源网荷储协同互动，对电力柔性负荷进行策略引导和集中控制，充分利用用户侧资源，化解短时电力供需矛盾。将新型电力设备等多类型需求响应资源统筹纳入电力运行调度，提高电网的灵活性。