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　　一、2022年前三季度全国电力供需情况
 

　　(一)电力消费需求情况
 

　　前三季度，全国全社会用电量6.49万亿千瓦时，同比增长4.0%。一、二、三季度，全社会用电量同比分别增长5.0%、0.8%、6.0%，三季度在稳经济政策措施逐步落地以及持续大范围极端高温天气等因素拉动下，用电量增速比二季度明显回升。
 

　　一是第一产业用电量858亿千瓦时，同比增长8.4%。其中，农业、渔业、畜牧业用电量同比分别增长4.1%、12.9%、13.5%。第一产业用电量保持较快增长，得益于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。
 

　　二是第二产业用电量4.24万亿千瓦时，同比增长1.6%。其中，一、二、三季度同比分别增长3.0%、-0.2%、2.2%，三季度第二产业运行呈现稳中有升态势，拉动用电量增速回升。
 

　　前三季度，高技术及装备制造业合计用电量同比增长2.3%，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用电量增速均超过5%；在新能源汽车快速普及、销量快速增长的拉动下，新能源车整车制造用电量同比大幅增长74.1%。四大高载能行业合计用电量同比下降0.2%，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，用电量同比分别增长5.1%和3.0%；黑色金属冶炼行业、非金属矿物制品业用电量同比分别下降5.3%和4.2%，建材中的水泥行业用电量同比下降16.5%，受房地产市场下滑的影响较大。消费品制造业合计用电量同比下降0.9%，其中相对刚需的吃类消费品用电形势相对较好，酒/饮料及精制茶制造业、烟草制品业、食品制造业、农副食品加工业用电量增速均高于2%。其他制造业行业合计用电量同比增长3.1%，其中，废弃资源综合利用业、石油/煤炭及其他燃料加工业用电量同比分别增长11.0%和9.7%。
 

　　三是第三产业用电量1.14万亿千瓦时，同比增长4.9%。其中，一、二、三季度同比分别增长6.2%、0.0%、7.7%，三季度用电量增速有较大幅度的回升，除了服务业经济有所复苏外，当季持续高温天气因素也是拉动用电量增速回升的重要原因。前三季度，批发零售业、租赁和商务服务业、公共服务及管理组织用电量增速均超过5%。电动汽车高速发展拉动充换电服务业用电量增长41.9%。
 

　　四是城乡居民生活用电量1.03万亿千瓦时，同比增长13.5%。其中，一、二、三季度同比分别增长11.8%、7.0%和19.8%。8月，全国平均气温达到1961年以来历史同期最高水平，拉动空调降温负荷快速增长，当月居民生活用电量增速高达33.5%，其中，重庆、湖北、四川、浙江、陕西、江西增速均超过50%。
 

　　五是中部地区用电量同比增长8.4%，增速领先。前三季度，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长2.5%、8.4%、4.4%、0.1%。东部和东北地区受疫情等因素影响，前三季度用电量增速偏低。前三季度，全国共有26个省份用电量实现正增长，其中，西藏、云南、安徽、湖北、河南、四川、重庆、江西、青海、山西、宁夏、湖南、陕西、内蒙古等14个省份用电量增速均超过5%。
 

　　(二)电力生产供应情况
 

　　截至2022年9月底，全国全口径发电装机容量24.8亿千瓦，同比增长8.1%。从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况看，电力行业延续绿色低碳转型趋势，非化石能源发电装机占比接近一半。
 

　　一是电力投资同比增长17.4%，非化石能源发电投资占电源投资比重达到86.6%。前三季度，重点调查企业电力完成投资同比增长17.4%。电源完成投资同比增长25.1%，其中非化石能源发电投资占比为86.6%。电网完成投资同比增长9.1%；其中，直流工程投资同比增长32.7%，交流工程投资同比增长7.5%。
 

　　二是非化石能源发电装机占总装机容量比重上升至48.7%。前三季度，全国新增发电装机容量11463万千瓦，其中，新增非化石能源发电装机容量9402万千瓦。截至9月底，全国全口径发电装机容量24.8亿千瓦，其中非化石能源发电装机容量12.1亿千瓦，同比增长15.4%，占总装机比重为48.7%，同比提高3.1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；核电5553万千瓦；并网风电3.5亿千瓦，其中，陆上风电3.2亿千瓦、海上风电2726万千瓦；并网太阳能发电3.6亿千瓦。火电13.1亿千瓦，其中煤电11.1亿千瓦，占总发电装机容量的比重为44.8%，同比降低3.1个百分点。
 

　　三是太阳能发电量增速超过30%，煤电发电量占全口径总发电量的比重接近六成。前三季度，全国规模以上电厂发电量同比增长2.2%，其中规模以上电厂水电、火电、核电发电量同比分别增长5.0%、0.5%和0.5%。8月来水偏少，当月水电发电量同比下降11.0%，当月火电发电量增速上升至14.8%。前三季度，全口径并网风电、太阳能发电量同比分别增长15.6%和32.1%。前三季度全口径煤电发电量同比增长0.6%，其中三季度同比增长9.2%，煤电发电量占全口径总发电量的比重接近六成，煤电仍是当前我国电力供应的最主要电源。
 

　　四是太阳能发电设备利用小时同比提高57小时，风电、火电、水电、核电同比分别降低24、49、64、267小时。前三季度，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时2799小时，同比降低87小时。分类型看，水电设备利用小时2729小时，同比降低64小时。核电5576小时，同比降低267小时。并网风电1616小时，同比降低24小时。并网太阳能发电1063小时，同比提高57小时。火电3295小时，同比降低49小时，同比降低幅度比上半年收窄84小时；其中，煤电3437小时，同比降低18小时；气电1826小时，同比降低248小时。
 

　　五是跨区输送电量同比增长6.0%，跨省输送电量同比增长3.2%。前三季度，全国新增220千伏及以上输电线路长度22265千米；全国新增220千伏及以上变电设备容量(交流)18772万千伏安。前三季度，全国完成跨区输送电量5752亿千瓦时，同比增长6.0%，其中，8月高温天气导致华东、华中等地区电力供应紧张，加大了跨区电力支援力度，当月全国跨区输送电量934亿千瓦时，同比增长17.3%。前三季度，全国完成跨省输送电量1.32万亿千瓦时，同比增长3.2%；其中，8月部分省份电力供应紧张，当月全国跨省输送电量1880亿千瓦时，同比增长9.2%。
 

　　六是市场交易电量同比增长43.5%。前三季度，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量38889亿千瓦时，同比增长43.5%，占全社会用电量比重为59.9%，同比提高16个百分点；全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为31048.5亿千瓦时，同比增长43.1%。
 

　　七是电煤价格水平总体仍居高位，煤电企业持续大面积亏损。今年以来煤电企业采购的电煤综合价始终超过基准价上限，大体测算前三季度全国煤电企业因电煤价格上涨导致电煤采购成本同比额外增加2600亿元左右。大型发电集团到场标煤单价涨幅远高于煤电企业售电价格涨幅，导致大型发电集团仍有超过一半以上的煤电企业处于亏损状态，部分企业现金流紧张。
 

　　(三)全国电力供需情况
 

　　今年以来电力行业全力以赴保民生、保发电、保供热，保障电力安全可靠供应。上半年，全国电力供需总体平衡。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尤为紧张。
 

　　二、全国电力供需形势预测
 

　　(一)电力消费预测
 

　　疫情及宏观经济形势、冬季气温等均是影响四季度电力消费需求增长的重要方面。综合考虑国家稳经济政策措施、当前的疫情情况以及今年冬季气温预判，预计2022年四季度全社会用电量将延续平稳增长态势，预计全年全社会用电量同比增长4%-5%。
 

　　(二)电力供应预测
 

　　预计全年新增发电装机容量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。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，同比增长16%，占总发电装机容量比重上升至50%，将首次达到总装机规模的一半，比2021年底提高3个百分点左右。其中，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5672万千瓦、生物质发电4400万千瓦左右。煤电装机容量11.3亿千瓦左右。
 

　　(三)电力供需形势预测
 

　　根据电力需求预测，综合考虑中长期交易合同边界、新投产装机、跨省跨区电力交换、发电受阻及合理备用等因素，预计迎峰度冬期间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。分区域看，预计迎峰度冬期间华北、东北区域电力供需基本平衡；华东、华中、西北、南方区域电力供需偏紧。
 

　　三、有关建议
 

　　四季度是我国实现全年经济目标的收官期，也是电力行业迎峰度冬的关键期。电力行业要密切跟踪宏观经济走势及电力消费形势，把握天气、燃料变化趋势，综合施策以满足国民经济发展目标以及人民生活用电需求，分阶段有序实现碳达峰碳中和远期目标。结合当前电力供需形势和行业发展趋势，提出如下建议：
 

　　(一)多方合力做好今冬明春电力保供工作
 

　　受到宏观经济、疫情、燃料供应、气温、降水以及煤电企业持续大面积严重亏损等多方面因素交织叠加影响，今冬明春电力保供面临较大挑战，为确保安全平稳度冬，建议：
 

　　一是保障电力燃料可靠供应。继续加大煤炭先进产能释放力度，统筹协调煤炭产能核准、核增审批办理过程中的困难，协助企业依法合规尽快增产增供。优先组织满足条件的先进产能煤矿建立保供“白名单”，鼓励保供煤矿应急增加产能。对煤炭资源大省开展中长期合同签订情况的督查，确保三个100%政策落地，提高长协兑现，确保电煤稳定供应。加强煤质监督管理工作，加大煤质抽查力度，严控劣质煤进入电煤市场。根据热值明确不同的系数对电煤价格进行折算，引导中长期合同履约的煤质提升。加大对迎峰度冬期间电力供应偏紧地区，如云南、贵州、湖南、四川、广东、浙江、上海等地电煤、发电用燃气的合同履约的执行力度，并在铁路运力方面适当倾斜，提高今冬明春的火电顶峰发电能力。
 

　　二是对煤电价格成本的有效疏导给予政策支撑。协调督促各地区严格落实发改价格〔2021〕1439号文件，确保煤电价格切实上浮到位，疏导煤电企业成本。对电价上浮后仍与煤价水平错位的地区，考虑重新核定基准价，尽快缓解企业经营困难形势，提升保供能力。出台涉高耗能企业落实市场交易电价管理清单，禁止对涉高耗能企业开展优惠电价的交易。进一步明确跨省跨区送电交易价格形成机制，外送价格浮动机制按照落地省燃煤发电基准价执行，充分发挥区域间余缺相济作用。
 

　　三是充分发挥电网优化资源配置的作用。强化电网统一调度，严肃调度纪律，科学调度电网运行方式，加强主网稳定管理和运行控制，全力保障用电高峰期间电力供需平衡。充分发挥大电网平台优势，用好省间电力现货市场，加大跨省跨区电网错峰支援、余缺调剂力度。加强与气象、水利部门合作，持续跟踪、关注重点水库的蓄水进度，合理安排水电发电，统筹协调冬季保供和蓄水保水。加快迎峰度冬重点输电通道工程的建设，确保按期投产、发挥作用。推动数字化技术与电网发展深度融合，持续优化电力发输变配用全过程，进一步提升电网传输能力。
 

　　四是保障电力稳定生产。积极对接煤炭生产省份，加快入冬储煤工作。加强在役机组运行管理，减少非计划停机、受阻情况，保障机组稳发满发。上海、浙江、广东等燃气发电占比较大的省份做好燃气资源调配、机组运维等工作，保障燃气发电顶峰能力。四川、云南等水电大省做好蓄水保水工作，为迎峰度冬打好基础。加快重点电源建设进度，提高系统的供应能力。
 

　　五是做好需求侧管理，引导社会提高节能节电意识。完善有序用电管理机制和有序用电方案，确保可调节负荷规模足额覆盖电力供需缺口。尽快出台需求侧响应市场化机制，激励用户主动参与系统调峰、调频等需求响应。大力宣传节能知识，倡导低碳环保生活，增加全民节约意识和生态意识，科学引导社会舆论。
 

　　(二)推动电力行业高质量发展
 

　　随着碳达峰碳中和战略的持续推进，为推动电力行业加快向清洁绿色低碳转型，同时确保经济健康平稳发展，建议：
 

　　一是推动煤电企业可持续发展，发挥煤电机组在保障系统安全运行的基础作用。根据煤电在系统中的作用，因地制宜推动煤电发电能力合理增长，同时积极有序推进煤电“三改联动”，提升煤电兜底保供和系统调节能力。实施煤炭基准价与煤电基准价的联动，畅通电力成本和价格传导机制，疏导企业发电成本，调动发电企业投资建设、增产保供的积极性；对因承担保供责任保持低负荷运行的煤电企业，建立煤电配套调峰的容量补偿机制，完善供热价格形成和调整机制，维持可持续生存和保供能力。探索建立容量成本回收机制，煤电作为安全可靠的保安电源，要合理体现其容量价值，促进煤电企业可持续发展。
 

　　二是加快系统调节能力建设，为构建新型电力系统提供保障。推动煤电灵活性改造、燃气发电、抽蓄电站等灵活性电源建设，加大新型储能、氢能等新型能源设施的建设力度。优化储能布局水平，逐步扩大独立储能/共享储能比例。统筹规划配置各地方储能规模和比例，有序引导独立储能/共享储能建设节奏，避免资源浪费。加快新型储能多技术科技创新，提升储能安全性。加快氢能试点示范项目建设，推动规模化应用，同时在制度体系、政策激励方面对示范项目予以适度倾斜，提升企业投资积极性。开展氢能布局研究，使各产业链有效联动，形成创新合力。加强网、源侧储能设施的统一调度，持续提升系统灵活性调节能力。
 

　　三是完善新能源发展政策机制，为规划建设新型能源体系提供有力支撑。加强规划统筹协调，根据国家层面规划逐级分解，合理制定各地区新能源发电目标和新能源合理利用率，实现新能源有序发展。优化完善新能源参与电力市场有关机制与规则，保持政策的稳定性，在一定时期内保持新能源电价稳定，落实新能源量价保障机制。加强监督和督导力度，规范行业秩序、深化全产业链合作、稳定产业供需，保证新能源上游原材料及组件价格在合理的区间波动。健全指导政策，降低新能源开发过程中的非技术成本，如个别地方政府的配套产业落地、设备本地化、产业基金、基础设施等要求。
 

　　注释：
 

　　1.规模以上电厂发电量统计范围为年主营业务收入2000万元及以上的电厂发电量。
 

　　2.四大高载能行业包括：化学原料和化学制品制造业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼和压延加工业、有色金属冶炼和压延加工业4个行业。
 

　　3.高技术及装备制造业包括：医药制造业、金属制品业、通用设备制造业、专用设备制造业、汽车制造业、铁路/船舶/航空航天和其他运输设备制造业、电气机械和器材制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业、仪器仪表制造业9个行业。
 

　　4.消费品制造业包括：农副食品加工业、食品制造业、酒/饮料及精制茶制造业、烟草制品业、纺织业、纺织服装、服饰业、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋业、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品业、家具制造业、造纸和纸制品业、印刷和记录媒介复制业、文教/工美/体育和娱乐用品制造业12个行业。
 

　　5.其他制造行业为制造业用电分类的31个行业中，除四大高载能行业、高技术及装备制造业、消费品行业之外的其他行业，包括：石油/煤炭及其他燃料加工业、化学纤维制造业、橡胶和塑料制品业、其他制造业、废弃资源综合利用业、金属制品/机械和设备修理业6个行业。
 

　　6.东部地区包括北京、天津、河北、上海、江苏、浙江、福建、山东、广东、海南10个省(市)；中部地区包括山西、安徽、江西、河南、湖北、湖南6个省；西部地区包括内蒙古、广西、重庆、四川、贵州、云南、西藏、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆12个省(市、自治区)；东北地区包括辽宁、吉林、黑龙江3个省。