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供应安全裕度步步收紧，电力保供面临几重考验？

时间：2023-03-27 阅读量：659

携着“大干之年”的热烈氛围，2023年新局已开。中央经济工作会议再度强调“稳字当头、稳中求进”，并统筹部署财政、货币、产业、科技、社会五大政策，释放出把发展放在首要任务，提振各界信心的信号。随着防疫政策调整、消费场景修复、收入增长恢复，以及促消费政策的出台，2023年我国经济运行企稳回升是各界普遍的预期，夺回“失去的三年”成为全社会的期待。当前，各地区、各行业正抢抓窗口期、机遇期奋力攻坚，经济复苏气象尽显。重振经济，能源电力责任重大。1月19日，中国电力企业联合会发布《2023年度全国电力供需形势分析预测报告》，对2023年电力供需作出了基本判断：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；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。从以上预测可判断，保障电力供应仍面临挑战。当前，能源转型进入“深水区”，我国电力供需双侧的变量加大。供应侧方面，新能源未“立”，传统能源已受到“破”的冲击；在需求侧方面，宏观经济增长、极端气候频现、居民用电高速增长、负荷分布格局演化等因素，都对现有的电力供需形势和系统安全运行形成了挑战。在风险和挑战不断加大的当下，更需加强形势研判，备豫不虞。送端省份缺电牵一发而动全身国家统计局公布的1月经济数据显示出经济复苏未负众望：制造业PMI（采购经理指数）50.1%，比上月上升3.1个百分点，升至临界点以上，景气水平明显回升；非制造业商务活动指数为54.4%，比上月上升12.8个百分点，景气水平触底回升。大幅回升的PMI，反映出开年经济修复势头超预期，宏观经济趋稳向好将促进电力消费需求增长。“在政策利好影响下，房地产市场逐步修复将推动钢铁、建材等行业用电量回升，工业部门电气化的实施将拉动传统制造业的用电量增长；疫情防控措施的优化调整，为2023年服务消费、线下消费恢复创造良好条件，三产用电量增速恢复具有较强推动力；同时，农村用电条件得到明显改善，用电潜力得到逐步释放。总体来看，今年电力消费将呈现较快增长的趋势。”中国电力企业联合会统计与数据中心负责人分析道。经济的恢复性增长，对于电力供应提出挑战。“十三五”以来，经济新常态下，国家加快转方式、调结构，重化工业增长放缓，导致电力消费需求增速下降，电力供需处于较为宽松的状态，但自2018年始，我国电力供需形势已从“十三五”初期的“总体宽松”，逐渐转变为“总体平衡，局部地区高峰时段供应偏紧”，进入“十四五”，电力缺口向全国范围逐步扩大，迎峰度夏、迎峰度冬期间有序用电的省份逐渐增多。保持适度超前性，是电力规划和建设一贯秉持的原则，但“十四五”以来的供需形势，显示出电力供应的安全裕度正在一步步收紧。某发电企业人士以浙江南部某煤电厂为例，今年2月某天，因为阴雨、小风，新能源出力低，该煤电厂日负荷率达到99%，日发电量创下了投产以来的纪录。“这是一个非常危险的信号。2月，浙江南部采暖需求并不算很强，今年外贸订单不足，2月份本应该有一定的裕度，但现在机组出力已经拉满，这说明浙江电力系统的裕度已经非常不足了，很难想象夏季负荷高峰期该怎样顶过去。”该人士表示。更为关键的是，电力紧张的现象已从东部蔓延到中西部。2021~2022年，四川、云南、贵州、安徽等送端省份发生有序用电。“西电东送是我国电力发展基本格局，送端省份缺电，牵一发而动全身。”电力从业者陈愚说。在近年来产业转移政策的带动下，高耗能产业加速从东部沿海地区转移至中西部地区，带动了中西部地区电力负荷的快速增长。2022年，全国东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长2.4%、6.7%、4.2%、0.8%，中西部地区用电增速领先。其中全国用电排名第二的云南省，用电增速达到了11.8%。今年，云南也成为最先传出限电消息的省份——2月中旬，云南电解铝行业收到压减用电负荷的限电通知。“自2018年以来，云南大力从外省引入电解铝等高耗能产业，去年夏季，云南全社会用电量增长率超过20%，其中工业用电量占全社会用电量的7成，电解铝行业的用电占工业用电量4成左右。但在负荷快速增长的同时，云南的有效发电供给能力并没有相应地提升。”国网冀北经研院高级工程师岳昊说。西部承接高耗能产业、电力负荷快速增长的同时，东部负荷增长仍未饱和。“东部地区的新兴产业发展势头强劲，如汽车工业、半导体、数字经济、信息技术产业等，都是新的用电增长点，在本地电源发展受限的情况下，东部接受外来电的意愿提升，送端地区电力紧缺将给东部的供应安全带来冲击。”信达证券能源研究团队负责人左前明对记者说。多位业内人士表示，在电力供需总体紧张的局面下，省间调剂、跨区送电、错峰避峰等可用资源或将下降，区域间的供需协调难度加大，对送受两端的电力平衡将产生较大影响。产能释放需要周期2025年或可填补顶峰缺口近年来我国电源投资大幅上涨。数据显示，自2020年以来，我国电源投资额度激增，2020年，全国电源建设完成投资5292亿元，同比增长29.5%；2021年我国电源基本建设投资完成额进一步提高，达5870亿元，同比增长10.9%；2022年，我国电源工程完成投资7208亿元，同比增长22.8%。连年增长的电源投资跟不上负荷需求，个中缘由在于稳定性电源增长不足。“近年来，新能源发电装机持续快速增加，2022年底风电及太阳能发电装机占总装机容量比重接近30%；此外，常规水电装机占总装机比重为14.3%，但其中具有季及以上调节能力的水库电站装机占比远不到一半，具有年或多年调节能力的水库更少。新能源以及一半以上的常规水电均要‘靠天吃饭’，稳定性较差，亟需在送端省份、受端省份均加快建设部分支撑性电源项目，在增加电力供应能力的同时，提高发电出力的稳定性。”中电联统计与数据中心负责人表示。新能源不仅具有波动性、随机性、间歇性特点，还具有反调峰特性。新能源大发的春秋季通常是负荷低谷期，冬夏等负荷高峰期往往是新能源小发时段。换言之，越是负荷高峰时期，风光越不能保证出力。随着新能源逐渐成为电源投资增量主体，近年我国发电机组的顶峰能力增速低于装机容量的增速，也低于负荷峰值增速，这是导致缺电的重要原因之一。2021年，全国最高用电负荷11.92亿千瓦，比上年增长10.8%；2022年，全国负荷峰值为12.68亿千瓦，较之上年增长6.4%。可以预见负荷峰值在未来还会继续上涨，但新能源上得再多也不能保证顶峰。以2021年1月7日的负荷峰值为例。“当日寒潮来袭，晚高峰负荷达到了11.89亿千瓦。2.5亿千瓦的光伏机组没有出力，2.8亿千瓦的风电出力为0.28亿千瓦，冬季是枯水期，我国3.7亿千瓦水电装机有2亿多没有出上力，水风光出力不足2亿千瓦，近10亿千瓦的出力来自煤电、气电、核电、余热余压余气等热发电机组，热发电机组受气候、气温影响小，可稳定出力、顶峰，而煤电是热发电机组的主力。”陈愚说。投资占比较大的风电光伏在负荷峰值时无法保证出力，能顶峰的电源中，水电、抽蓄、核电等建设周期较长；气电投资受限于天然气对外依存度、气价和气量，增量有限；可用顶峰容量的增长主要还是靠煤电。近年来煤电投资腰斩，新增煤电机组不足，是顶峰乏力的主要原因。近期，煤电审批加速放开，2022年3月，国家能源局印发《2022年能源工作指导意见》的通知，提出“保障电力充足供应，电力装机达到26亿千瓦左右，发电量达到9.07万亿千瓦时左右，新增顶峰发电能力8000万千瓦以上。”煤电投资能否顺利落地，对发电侧有效供应能力的提升至关重要，但装机总量的落地不代表区域的供需能够得以匹配。某发电企业人士告诉记者，发电企业在哪里投、投多少，受地方政策的影响较大。目前，已有地方政府采取措施为煤电纾困解难，如出台容量补偿电价、提升煤电电量电价。如果没有好的政策机制，很难吸引到煤电投资。最近，云南省出台《2023年推动经济稳进提质政策措施的通知》，提出加大力度推动新建480万千瓦煤电项目建设，争取国家新增煤电装机指标支持。但多年来，云南煤电量价双低，亏损严重，发电企业很难有积极性在云南继续投资煤电。上述人士进一步分析道：“随着一部分省份率先提高煤电电价，未来煤电在各地的收益情况将高度分化，在各地区价格政策存在较大差异的情况下，区域的供需不平衡或将加剧。”在电力系统成本不断推高、电力供需形势不断收紧、电力转型约束不断加大的复杂局面下，过去“水多了和面，面多了加水”式的边界试探“平衡大法”早已显示出与现实需求的严重滞后。随着新电改和电力市场化的推进，电力规划与政策安排也需逐渐从计划视角转向市场视角，一方面，以市场运行形成的经济性指标作为依据开展更精确的电力规划；另一方面，持续完善市场体系与价格机制，推动电力的能量、可靠性、灵活性等多元价值在市场机制中的体现，从而更高效地引导电源投资。极端气候影响供需两侧负荷峰值期保供难度加大新增电源投产受建设周期制约，存量发电资源的有效利用又存在怎样的变数？中电联统计与数据中心负责人告诉记者，电力供应方面，降水、风光资源、燃料供应等电力保障要素给发电出力带来较大不确定性。在传统的认识中，水电是稳定电源，也是电力清洁转型的中坚力量，但近年来水电大省的缺电，让水电的“确定性”降低。“去年遭遇大旱、电力紧缺时，四川水电应发尽发，主力水电站已达死水位。今年汛期来临前，水库存水量极有可能青黄不接。”陈愚表示。“从去年下半年到今年春季，整个蓄水情况并不是太理想，对于水电全年出力可能带来较大影响，”左前明表示，“水电的发电占比仅次于煤电，一旦水电出力出现较大不确定性，对于煤电的支撑能力将提出更大的考验。”在去年来水明显偏枯的三季度，煤电发电量同比增长9.2%，发挥了煤电兜底保供作用。可以预计，今年负荷高峰期，煤电将依然是保供主力，因此，煤电发电设备保持可用、可调状态对系统安全稳定至关重要。但近年来，煤电企业面临着煤量缺、煤质差、亏损大、非计划停运多等困境，机组往往“带病运行”“应检未检”。“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增加，电煤煤质下降也增加了发电出力的不确定性。”中电联统计与数据中心负责人说。随着新能源的快速发展，煤电机组调节任务加重，机组长期变负荷运行，可靠性下降，叠加部分机组长期吃“杂粮”，进一步加大了设备风险。“部分区域灵活性电源不足，为了尽量提高新能源的消纳率，煤电机组频繁启停，例如华电莱州电厂，今年春节期间7天内8次启停调峰。这种运行方式将影响机组可靠性，一旦顶峰的煤电机组在迎峰度冬/夏时发生故障，将对负荷峰值期的保供带来冲击。”陈愚说。在需求侧，气温因素对电力消费需求的影响日益凸显。伴随着城镇化率及人民生活水平的持续提升，居民生活用电量保持着较快的增速，在电力消费结构中占比提升。中电联统计与数据中心负责人告诉记者：“在居民生活用电中，夏季降温负荷需求及冬季取暖负荷需求占比高，季节性特征显著，近年来极端气候频发，电力负荷季节性峰谷差持续加大。在夏季高温时段，部分城市的空调负荷占城市的总用电负荷比重高达40%以上，如果存在全国大范围、长时段的极端高温天气，对全年的用电量增速影响程度可达到1个百分点左右。冬季的极寒天气也给电力需求带来较大不确定性，如2021年1月我国中东部大部地区遭遇强冷空气寒潮，用电负荷快速攀升，拉动1月全国最大用电负荷同比增长25.6%。”极端天气一方面在需求侧推高居民用电的季节性尖峰，另一方面在供给侧影响新能源的出力，二者叠加，将加剧电力系统供需错配的矛盾，加大负荷峰值期的保供难度。电力系统成本将大幅上涨电力价格机制尚未理顺电力供需棋局胶着，电网侧的落子具有举足轻重的分量。中电联统计与数据中心负责人建议，在加快推动电源建设的同时，深入研究适应大规模高比例新能源友好并网的先进电网。“我国幅员辽阔，各地气候、资源禀赋、发展情况差异较大。西部地区新能源、水能等资源丰富，中东部地区资源相对匮乏，当前及未来仍需继续建设部分特高压输电工程，充分利用不同地区用电高峰的‘时间差’，进一步发挥大电网的资源优化配置作用，继续加强电力跨省区互剂。同时，加快推进现有输电通道的配套电源和电网补强工程建设，进一步挖掘现有跨省区输电通道的送电能力。”中电联统计与数据中心负责人表示。随着东西部负荷差的不断拉平，基于过去的区域电力供需特点所开展的电网布局已经难以适应当前跨省区余缺互济的需求。多年来，我国中西部地区负荷低、消纳能力不足，过去的电力规划中，中西部地区大多以“点对网”的方式向东部地区单向送电。2019年，湖南预见供电趋紧，着手推动鲤鱼江发电厂返送湖南。鲤鱼江发电厂原有两台33万千瓦、两台60万千瓦共计180万千瓦的机组向广东送电，2019年，湖南开始协调鲤鱼江电厂转接湖南，2021年2月转接工程动工，2022年1月，鲤鱼江电厂两台33万千瓦的机组并入湖南电网，使湖南得以新增66万千瓦的供电能力。而在2022年川渝缺电之际，由于其网架结构以输出为主，输入通道负载能力有限，接受外来电的支援受到限制。“基于国家水电大基地的定位，以及四川水电过去丰水期大量富余的情况，过去主要围绕水电外送做电网规划，并未过多地考虑输入通道和外送机组下网承接能力，这在目前的供需形势中确实显现出它的短板。从未来的趋势来看，一方面，电网规划的跨省跨区互联需要立足于新的形势需求，增强跨区互济能力，另一方面要不断推进电力市场化改革和全国统一电力市场体系建设，用市场化的手段促进送受端之间灵活交易。”岳昊分析道。国家电网公司原总工程师张启平认为，国内外电力系统运行的实践表明，不论是应对极端气候灾害导致的大范围缺电，还是加快推进新能源替代行动，大电网的作用都是不可或缺、且效益十分明显的。在电网跨区输电的需求不断加大的背景下，需要重新评估当前跨区电网的输送能力是否足够，并加强交直流电网格局的深入研究。“由于近年来极端气候频发，平衡电力供需越来越依赖于大电网的错峰支援、应急调度，”张启平说，“特高压直流工程在余缺互济中已经发挥了不可替代的作用，但与此同时，交流电网的支撑作用也至关重要，我们要理性看待交流联网的利与弊。着眼于远期，在碳中和的情景下，当新能源发电功率比例经常性地超过了交流系统发电量50%以上时，电力系统的运行特性将发生颠覆性变化，是增加调节电源还是加强联网，哪一种方式更具经济性，需要进一步严格论证。”经济性的考量，已成为构建新型电力系统的核心命题之一。随着新能源的大规模发展，电源投资成本、调节性电源建设成本、火电灵活性改造成本以及配套的电网改造成本将不断上升。在电力系统的转型中，成本上涨已经是不容回避的客观现实。国际权威机构研究表明，新能源电量渗透率超过15%之后，电力系统成本将大幅上涨，德国、英国新能源的快速增长已成为该国消费端电价水平快速上涨的重要原因之一。而我国电力价格机制的“堵点”尚未打通，是供需紧张下的矛盾根源所在。电力的价格管制本意是为保护消费者免受外部价格冲击，但长期的价格抑制制约了电力行业的可持续发展空间，电力“供不应求”所产生的副作用最终将影响到全社会的经济效率。在全球能源价格上涨的趋势中，我国能源电力终端价格仍相对平稳，但这样的状态还能延续多久令人存疑。近期，欧洲飙升的电价引发了有关电力市场改革的争论，在部分国家“消灭高电价”的愿望中，最终正式的改革方案仍然肯定了现存的市场制度的合理性，并保留边际定价机制以确保投资者获得持续投资可再生能源和需求侧管理的长期信号。“保障系统安全裕度和较高的可靠性，需要更大的能源体系的投入来实现，在推进电力市场化改革和全国统一电力市场体系建设过程中，理顺价格机制的本质是下游经济承载力的问题。当前，平衡安全、低碳和经济三重目标的挑战加大，或许需要进一步审视能源转型的节奏与当前的经济承载力是否相匹配。”左前明表示。

国家能源局发布1-2月份全国电力工业统计数据

时间：2023-03-23 阅读量：700

3月21日，国家能源局发布1-2月份全国电力工业统计数据。　　截至2月底，全国累计发电装机容量约26.0亿千瓦，同比增长8.5%。其中，风电装机容量约3.7亿千瓦，同比增长11.0%；太阳能发电装机容量约4.1亿千瓦，同比增长30.8%。　　1-2月份，全国发电设备累计平均利用569小时，比上年同期减少28小时。其中，火电720小时，比上年同期减少39小时；核电1209小时，比上年同期增加14小时；风电401小时，比上年同期增加78小时。　　1-2月份，全国主要发电企业电源工程完成投资676亿元，同比增长43.6%。其中，核电87亿元，同比增长44.8%；太阳能发电283亿元，同比增长199.9%。电网工程完成投资319亿元，同比增长2.2%。

新电改8年 | 以市场之力推动电力国企机制改革

时间：2023-03-23 阅读量：847

2015年3月15日，“中发9号文”的横空出世，为我国电力市场化改革确立了大政方针，改革如火如荼进行，我国电力市场开始由计划运行机制向市场运行机制转变，到如今，电改已经走过了8个年头，一路艰辛的同时，我国电力市场化改革也取得了令人瞩目的成绩。电力市场化改革的目标是为了推进电力行业的市场化进程，通过引入市场机制，提高资源配置效率和市场竞争力，进一步优化能源的生产和利用效率，形成合理的交易价格，引导电力规划促进电力行业各方市场主体进行良性竞争。国有发电企业作为电力市场改革的主要成员，在市场化交易改革的持续推进之中，自身的组织架构和运行机制也发生了不同寻常的变化，可以说市场化交易与企业的机制改革在相互交织影响中相得益彰。（来源：微信公众号“电联新媒” 作者：樊恒武刘连奇）电力市场改革前的国企经营方式我国的电力市场改革主要经历了四个阶段，政企一体时期、厂网一体时期、第一轮电力市场改革厂网分离，竞价上网时期，以及新一轮电力市场改革下的市场化新常态时期。最早的政企一体、厂网一体时期，主要矛盾是为了解决人民的用电问题，这个时候企业更多关注的是建设和生产，营销方式主要依靠国家保障性收购，由电网统购统销。从功能定位上看，发电企业的主要职责是为了满足电力供应的稳定和安全；从投资建设上看，主要是以国家批复项目为主，可以说，指标落在哪里，企业建设就在哪里，建设跟着规划走，企业缺乏投资建设的主观性；从企业管理上看，主要是垂直垄断的计划经济管理模式，一切服务于生产，只要能发电，一切困难就可迎刃而解；从企业的考核方式上来看，更多的是对标生产，而非以盈利为导向；从人才培养和系统建设上来看，主要是倾向于生产技术人员的素质培养以及依赖简单的数学计算模型开展相关工作。这种经营模式在我国经济高速发展带来的对电力旺盛需求时期，起到了非常巨大的作用，有力保障了经济的腾飞发展。但随着我国电力装机容量的扩大，电力供应相对充足，电力供需关系发生了重大变化，电力对我国经济发展的制约基本消除，同时新时期对于绿色、低碳以及企业提质增效的新需求，新一轮的电力市场改革中，还是仅仅依靠统购统销方式显然已经不再适用。电力市场建设对于电力国企转变的必要需求党的二十大提出，高质量发展是全面建设社会主义现代化国家的首要任务，要深化国资国企改革，加快国有经济布局优化和结构调整，推动国有资本和国有企业做强做优做大，提升企业核心竞争力，加快建设世界一流企业。面对着常态化的电力市场改革，作为市场直接参与者的国有企业也必然需要通过转变去逐步适应新的环境。电力市场化改革是确保电力行业良性竞争的有效方式，为了提高电力企业的竞争活力，推动国有企业走向合格的市场主体，国有企业的组织机构、考核制度、技术支持系统需要充分满足新环境下电力市场的需要，这也是电力市场建设对于电力国企转变的一个必要需求。组织机构优化的需求电力市场化改变了电力国企的经营方式，电力价格不再由政府核定而是由市场根据供需情况决定，发电量也不取决于电网调度转变为市场竞争确定，发电企业将改变之前守株待兔式转而采取主动出击到市场中寻找资源的盈利模式，工作重心由发电转向发售一体化，发电企业的模式也有了从生产管理为主向市场营销为主的转变需求，新一轮电改以来，“五大”等发电企业调整重组营销及电力市场研究等部门，成立售电公司，建立报价中心。面对多样化的电力交易品种与交易方式，以及日趋激烈的市场竞争环境，营销人员不仅需要懂专业技术，还要掌握扎实的营销、管理知识，对发电企业的人才培养与专业团队建设提出了更高的要求，通过不断加强对人才的培养和教育，强化自身营销工作、提升自身竞争能力，适应电力市场改革要求。考核制度改进的需求电力企业优化经济效益评价指标体系关乎企业未来发展命运，电力市场化改革之前，大部分发电企业绩效评价指标分为发电计划完成率与利润总额，而计划体制下电价为政府核定，发电企业只需要在控制成本的同时努力争取计划电量指标就能完成好利润指标。市场化改革后发电企业利润与发电量脱钩，为防止发电企业牺牲利润总额以完成电量指标的发生，需要发电企业重新制定适应电力现货市场环境的考核机制，引入竞争性考核标准，考核标准中电量占比应逐步缩小，而逐步扩大经济利润所占比重。电力企业提升绩效管理水平不仅是企业自身市场化水平提高的重要举措，也是我国电力行业市场化进程进一步加深的关键。技术支持系统建设的需求电力市场化改革为电力企业的营销管理带来机遇的同时也带来了更大的挑战，改革的一个重点就是扩大竞争，这既包含了通过扩大市场化交易电量带来的电能量同质性竞争、也包含了扩大市场化交易价格上下浮动范围带来的更大空间议价的竞争，更包含了扩大交易主体范围带来的市场主体之间的竞争，在竞争日益激烈的同时又产生了海量的交易数据，这些数据靠人力进行整理分析决策是不现实的，必须开发组建高效率的技术支持系统，通过开发新的智能技术手段，对生产经济运行管理、现货分析报价决策、售电策略与套餐制定进行全流程优化，促进电力营销业务的信息化、规范化，增强发电企业的核心竞争力。“电改8年”为国企改革带来的重大变化自2015年至今新一轮电力市场化改革的8个年头以来，我国构建出了多层次的电力市场体系，电力中长期交易、现货市场、辅助服务市场协同的新局面，进一步提高了市场化竞争程度和市场竞争性，在功能上实现了电价的能升能降、实现了资源配置的跨行政边界、实现了“双碳”目标下市场化促进新能源消纳的新方向。而与此同时，国有发电企业也悄然发生着内部的自我革新，伴随着电力市场改革建设的发展，电力国企在电力市场发展过程中也逐渐转变、觉醒，转向以发电、售电双轮驱动的新格局，进一步走向发售一体化；转向以市场营销引导投资建设，进一步完善自有资源的最优配置；转向以市场利润为新的经营指标，进一步提高国有企业行业竞争性；转向以人才培养为新的发展方向，进一步提高企业未来的核心能力。电力市场改革对国有企业机构改革、考核制度改革、技术支持系统建设等方面均有所影响和突破。在经营思维上的变化电力市场改革，让国有发电企业从经营思维上更加主动，通过追求市场利润，增强了企业资本管理的意识，使发电企业从传统的车间型管理转变为以市场经济为主体的现代化管理模式，华能集团在2022年工作会议中提出了“把握稳增长主动权，狠抓电力营销，着力降本控费，强化资金资本管理”的要求。新形势下，各发电集团在内控成本的同时，积极参与配售电侧改革，不断向外扩展市场，主动完成角色转变，从发电的“围墙”中走出去直面客户，从客户角度出发寻求市场所需，为市场提供精细化、差异化的优质服务，提升企业的竞争能力，做到发电业务与市场经营两手抓且两手都要硬。在经营中提质增效，不断提高企业效率、释放资本活力，有效解决了长久以来国有企业“呆板”、“固化”“低效”等负面形象的问题，实现了能够与民营企业平等竞争，互相刺激转变的变化。在行业对标上的变化国企发展过程中，经常被提到的一个问题就是“大而不强、快而不优”，主要原因是在传统的发展观念中，国企把重点都放在了做规模、做总量、做扩张方面，确实做到了“大”和“快”，但是却一定程度上忽略了“强”和“优”。电力市场化改革后，通过市场交易能够比较准确地反映出电能量的时间、空间价值，可以明显感受到，大家更多关注到了电能量交易带来的经济利益，一个企业通过不同时段的市场交易可以获取丰厚的利润，同时也能够看出哪些地区实际的经济效益更好或者较差，更加直观地反映出投资价值，项目投资有了更加科学的可研报告作为依据，投资建设更加合理。例如大唐集团在2022年通过调整产业布局，将大型水电和有效益火电工程投资同比增加了12.8%，优化调整电源区域布局。新形势下，各发电集团通过从传统的生产对标转化为市场对标，通过电力市场价格信号引导建设投资，有效解决了国有企业发展过程中大而不强的问题。在技术革新上的变化我国新时代的主要矛盾是人民日益增长的美好生活需要和不平衡不充分的发展之间的矛盾，在电力市场中也同样如此，市场主体基于通过电力市场交易谋求更好发展的美好愿望，受制于技术革新发展不平衡、不充分的主要矛盾，那么既然存在矛盾和需求，必然也伴随着革新和创造，各发电集团加快布局推动技术支持系统开发，助力市场交易分析决策，搭建配售服务体系与平台支撑用户侧业务需求。通过不断开拓研究“虚拟电厂”“微电网”等源网荷储一体化项目推动新型能源体系建设，例如华能浙江公司在2022年就已经正式投产了虚拟电厂等新技术。电力市场交易的变革，促进着国有企业主动引进新的技术，开发新的技术手段，形成电力市场交易全产业链的整体发展，加强了国有企业的科技竞争力。同时加大人才培养，通过人才引进、开展“全国电力行业职业技能竞赛”等方式，有效促进电力交易人才队伍整体能力提升，为电力交易市场发展带来了千帆竞发的蓬勃景象。在考核评价上的变化针对部分国有企业存在的回报水平不优、盈利质量不高、市场竞争力不强、创新能力不足等短板，2023年国资委对国企的考核指标提出了“一利五率”（利润总额、净资产收益率、营业现金比率、全员劳动生产率、研发投入强度、资产负债率）的新变化，在实现传统对规模、质量、安全基础上强调了不断增强盈利质量的要求。在电力市场中，发电量与经济效益脱钩，企业利润由交易决策决定，在低价时段发电还会造成利润损失，而将电量转让给低成本机组或者新能源却会在不发电的同时增加企业利润，相对于对发电量的考核，在当前市场环境，发电企业对交易中的经济指标更加关注，进而在其考核指标设计上能够结合国资委要求，更加科学合理，提质增效的导向也更加明确，考核评价指标转向以市场经济型评价。可以看到，深化电力市场改革有效促进电力国企将安全生产、成本控制、市场营销、投资规划、人才培养、科技创新等工作有机串联起来，在新时期革故鼎新中，加快推动自身体制机制改革，助力市场建设的同时，反哺自身，以市场导向为驱动，谋定后动，笃行致远，在服务大局中走好高质量转型发展之路。

我国电力发展与改革形势分析（2023）（二）

时间：2023-03-20 阅读量：712

五、电力投资持续攀升，电源占比增加2022年，全国电力投资总额持续攀升，同比增长13.3%，为近十年最高水平。电源投资占比有较大幅度增加，火电投资持续回升，占据电源投资的12.6%。（一）电力投资量速均为十年来最高2022年，全国电力工程建设投资完成额达12220亿元，同比增长13.3%。其中，电源基本建设投资完成7208亿元，电网基本建设投资完成5012亿元。表8 2013—2022年全国电力投资情况（单位：亿元）图16 2013—2022年全国电力投资总量及增速情况（单位：亿元，%）2018年以来，电力工程建设投资额连年增长。“十二五”期间年均投资约为7800亿元，“十三五”期间年均投资约为8900亿元。“十四五”以来，电力工程建设连续两年创新高，年均11503亿元。（二）电源投资占比持续提升2022年全国电源基本建设投资占电力投资的比重为59%，较上年增加5.6个百分点；电网基本建设投资占电力投资的比重为41%。从近十年数据看，电网投资占比自“十二五”后期至“十三五”前期均为增长趋势，2018年电网投资接近电源投资2倍。2019年开始，电网投资占比呈下降趋势，电源投资占比连续升高。2020年电源投资首次超过电网，近两年来电源投资占比持续提升，2022年较电网多投资2196亿元，绝对值差距拉大。投资结构占比虽有升降，但从绝对额看，2021年、2022年两者实际投资额均为正增长。图17 2013—2022年电网电源投资占比情况（三）火电投资有所回升2022年全国主要发电企业电源工程建设投资完成7208亿元，同比增长22.8%。其中，水电863亿元，同比下降26.5%；火电909亿元，同比增长28.4%；核电677亿元，同比增长25.7%。“十二五”以来，我国新能源投资力度加大。2019—2021年受平价上网政策影响，风电、太阳能发电投资猛增，2019年、2020年、2021年两者投资占电源投资总额的比重分别为47.4%、61.9%、58.8%。2021年四季度以来，基于火电“压舱石”角色及调峰电源的重要性，火电保供地位凸显，火电核准装机速度明显加快。图18 2013—2022年不同电源投资情况（单位：亿元）六、主要能耗指标持续下降，碳排放量增长有效减少2022年，6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗、全国线损率等主要能耗指标持续下降。燃煤电厂超低排放改造稳步推进，污染物排放下降明显，电力行业碳排放量增长有效减少，碳市场建设相关政策体系不断完善。（一）供电标准煤耗持续下降据中电联快报数据，2022年全国6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗301.5克/千瓦时，同比降低0.1克/千瓦时，较2013年下降了19.5克/千瓦时。图19 2013—2022年供电煤耗和降幅（单位：克/千瓦时）2021年底，国家发展改革委、国家能源局发布《全国煤电机组改造升级实施方案》指出，按特定要求新建的煤电机组，除特定需求外，原则上采用超超临界且供电煤耗低于每千瓦时270克标准煤的机组。到2025年，全国火电平均供电煤耗降至每千瓦时300克标准煤以下。2022年，我国大力推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，改造升级煤电规模超过2.2亿千瓦，促进了煤电的清洁低碳发展。（二）全国线损率持续下降，2022年控制在5%以内据中电联快报数据，2022年全国线损率4.84%，同比下降0.42个百分点，保持继续下降走势，较2013年下降了1.84个百分点。2022年厂用电率尚未见公开数据，但从近十年数据看，总体呈现下降趋势。2021年，全国6000千瓦及以上电厂厂用电率4.36%，比上年降低0.29个百分点。其中，水电0.26%，比上年升高0.01个百分点，火电5.59%，比上年下降0.39个百分点。图20 2013—2022年全国线损率情况表9 2011—2022年6000千瓦及以上电力行业能耗情况（三）超低排放改造稳步推进，污染物排放持续下降目前，我国火电厂超低排放、大型垃圾焚烧、燃煤烟气治理技术装备达到世界领先水平，已建成世界上最大的超低排放火电厂群。据悉，“十三五”以来，得益于技术的进步，我国燃煤电厂超低排放改造了9.5亿千瓦。据中电联统计，2021年，全国火电烟尘排放总量约为12.3万吨，同比降低20.7%。单位火电发电量烟尘排放量约22毫克/千瓦时，比上年下降约为10毫克/千瓦时。全国火电二氧化硫排放量约为54.7万吨，同比降低26.4%。单位火电发电量二氧化硫排放量为101毫克/千瓦时，同比降低59毫克/千瓦时。氮氧化物排放量约为86.2万吨，同比下降1.4%。单位火电发电量氮氧化物排放量约为152毫克/千瓦时，比上年下降约为27毫克/千瓦时。近十年来，污染物排放下降明显。烟尘排放总量由2012年的151万吨下降到2021年的12.3万吨，单位火电发电量的烟尘排放量由每千瓦时0.39克下降到0.022克；二氧化硫排放总量由2012年的883万吨下降到2021年的54.7万吨，单位火电发电量的二氧化硫排放量由每千瓦时2.26克下降到0.101克；氮氧化物排放总量由2012年的948万吨下降到2021年的86.2万吨，单位火电发电量的氮氧化物排放量由2012年每千瓦时2.4克下降到2020年的0.152克。表10 2012—2021年电力行业排放总量情况（单位：万吨）注：2016年数据来源于国家能源局发布资料，其他数据来自中电联历年《中国电力行业年度发展报告》。统计范围为全国装机容量6000千瓦及以上火电厂。表11 2012—2021年单位火电发电量的排放量（单位：克/千瓦时）注：数据来源于中电联历年《中国电力行业年度发展报告》。（四）电力行业碳排放量增长有效减少电力行业碳排放量增长有效减少。据中电联数据，2021年全国单位火电发电量二氧化碳排放量约为828克/千瓦时，比上年降低0.5%，比2005年降低21.0%；单位发电量二氧化碳排放量约为558克/千瓦时，比上年降低1.2%，比2005年降低35.0%。2006—2021年，通过发展非化石能源、降低供电煤耗和线损率等措施，电力行业累计减少二氧化碳排放约215.1亿吨，有效减缓了电力二氧化碳排放总量的增长。全国碳市场建设稳步推进。2022年迈入第二个履约周期，全国碳市场总体运行平稳，碳价较2021年有所上涨。全年共运行50周（242个交易日），碳排放配额年度成交量5088.95万吨，年度成交额28.14亿元，成交均价为45.61元/吨。截至2022年12月31日，全国碳市场碳排放配额（CEA）累计成交量2.30亿吨，累计成交额104.75亿元，每日收盘价在55～62元/吨之间波动。2022年，国家相关部门出台系列政策，推进完善碳市场建设。4月，《中共中央国务院关于加快建设全国统一大市场的意见》中提出建设全国统一的能源市场以及培育发展全国统一的生态环境市场。6月，生态环境部等17部门联合印发《国家适应气候变化战略2035》，生态环境部等7部门印发《减污降碳协同增效实施方案》。8月，科技部等9部门印发《科技支撑碳达峰碳中和实施方案（2022-2030年）》，国家发展改革委、国家统计局、生态环境部联合印发《关于加快建立统一规范的碳排放统计核算体系实施方案》。10月，国家能源局印发《能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划》，市场监管总局等9部门联合印发《建立健全碳达峰碳中和标准计量体系实施方案》。党的二十大报告中提及“完善碳排放统计核算制度，健全碳排放权市场交易制度”。12月，生态环境部办公厅印发《企业温室气体排放核算方法与报告指南发电设施》《企业温室气体排放核查技术指南发电设施》。七、电力体制改革深入推进（一）顶层设计开启全国统一电力市场建设新阶段我国电力市场建设稳步推进，主体多元、竞争有序的电力交易市场体系初步形成。2022年1月18日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，明确到2025年，全国统一电力市场体系初步建成；到2030年，全国统一电力市场体系基本建成。在健全统一电力市场体系的交易机制方面，提出规范统一市场基本交易规则和技术标准，提升电力市场对高比例新能源的适应性，完善适应高比例新能源的市场机制，有序推动新能源参与电力市场交易，到2030年，新能源要全面参与电力市场。此后，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》，并先后批复同意《中国南方区域电力市场工作方案》和《中国南方区域电力市场实施方案》，推动多层次统一电力市场体系加速构建。按交易结算口径统计，2022年全国市场交易电量共5.25万亿千瓦时，同比增长39%，占全社会用电量比重达60.8%，同比提高15.4个百分点。其中，跨省跨区市场化交易电量首次超1万亿千瓦时，同比增长近50%。2022年国家电网经营区域市场交易电量达4.16万亿千瓦时，同比增长42.7%；南方电网经营区域市场交易电量0.85万亿千瓦时，同比增长27.4%；内蒙古电网经营区域市场交易电量0.24万亿千瓦时，同比增长24.9%。在电力交易机构注册的市场主体数量首次超过60万家，同比增长29%。图21 全国市场交易电量、增速及占全社会用电量比重（单位：亿千瓦时，%）（二）全国开展分时电价市场化改革国家发展改革委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》明确了有序放开全部燃煤发电电量上网电价，进一步放开各类电源发电计划，加强与分时电价政策衔接。2022年，全国燃煤发电机组市场平均交易价格达0.449元/千瓦时，较全国平均基准电价上浮约18.3%。全国31个省、市、自治区进行了分时电价改革，平均价差超过0.7元/千瓦时的有16个省市。（三）中长期交易稳步大幅增长，绿电交易细则出台中电联数据显示，2022年，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为41407.5亿千瓦时，同比增长36.2%。其中，省内电力直接交易（含绿电、电网代购）电量合计为40141亿千瓦时，省间电力直接交易（外受）电量合计为1266.5亿千瓦时，分别占全国电力市场中长期电力直接交易电量的96.9%和3.1%。2022年8月，国家发展改革委、国家统计局、国家能源局联合印发《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》，明确将绿色电力证书作为可再生能源电力消费量认定的基本凭证。2月，《南方区域绿色电力交易规则（试行）》发布。5月，《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》发布，详细解释了绿电交易的过程细节。中电联数据显示，2022年全国省内绿色电力交易227.8亿千瓦时。（四）我国省间电力现货市场启动试运行继《北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则》在2021年9月正式印发后，2022年1月，《南方区域跨区跨省电力中长期交易规则》正式发布。国家发展改革委、国家能源局2021年11月正式批复《省间电力现货交易规则（试行）》。2022年1月1日，省间电力现货市场启动试运行。期间市场运行总体平稳，市场主体踊跃参与。国家电网公司数据显示，2022年省间现货市场全年累计交易电量278亿千瓦时，日均成交电量0.88亿千瓦时，单日最大成交电力超1900万千瓦。从售电侧来看，21个地区累计超6000家新能源、火电和水电企业参与省间现货售电，其中，风电、火电主要集中在“三北”地区，光伏主要集中在西北、华北地区，水电集中在西南地区。新能源企业在省间现货市场“报量报价”参与交易。从购电侧来看，25个省级电网企业按照地方政府要求参与省间现货购电。从电源类型来看，全年火电成交量最多，其次是水电、风电、光伏，春季主要以新能源为主，度夏和度冬期间以火电为主，5—6月、10—11月西南水电大发时期以水电为主。从交易均价看，现货市场在夏冬用电高峰时段较高，其余月份均低于中长期市场。2022年全年，省间现货市场清洁能源累计成交电量133.1亿千瓦时，减少风电、光伏弃电47.7亿千瓦时，在新能源装机增长过7000万千瓦的情况下，仍保持了97%以上的利用率。国家发展改革委、国家能源局2022年1月27日正式批复同意《中国南方区域电力市场工作方案》。7月23日，南方区域电力市场启动试运行。当天云南、贵州、广东合计超过157家电厂和用户通过南方区域电力市场交易平台，达成南方区域首次跨省现货交易，全天市场化电量合计达27亿千瓦时。南方区域电力市场对跨省跨区电力直接交易进行了有效探索。首次组织海南发电企业与广东售电公司“点对点”中长期交易0.2亿千瓦时；区域调频市场全年连续平稳运行，市场规模总费用约11.1亿元，累计带动火储联合调频项目投运29个，有效保障了系统频率处于优质水平；区域现货市场于2022年7月23日启动不结算试运行。随着广西、海南纳入，南方区域现货市场进入五省区全模型试运行。12月份首次开展了连续2天调电运行，实现了区域电力现货交易与广东现货、区域调频等在运市场的有序衔接。（五）五个电力现货试点实现全年试运行2022年3月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》，明确加快推进电力现货市场的总体要求，第一批试点地区原则上2022年现货市场长周期连续试运行，第二批试点地区原则上在2022年6月底前启动现货市场试运行。省级现货市场方面，第一批试点长周期结算试运行形成了连续运营的现货市场。其中，国家电网公司经营区已有20个省级电网开展现货市场试运行。山西、甘肃、山东、福建、广东实现2022年现货市场全年试运行，山西、甘肃现货市场已连续结算试运行近2年。山东实现全国首次储能项目参与现货市场，增加调峰能力50万千瓦。第二批六个电力现货试点——上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北，已全部启动模拟试运行。其中江苏完成了交易规则发布、技术支持系统建设、3次模拟试运行和3次结算试运行，各项工作走在全国第二批现货市场试点省份的前列。（六）辅助服务为煤电增加服务收益截至2022年底，我国电力辅助服务实现了6大区域、33个省区电网的全覆盖，统一的辅助服务规则体系基本形成。通过辅助服务市场化机制，2022年全国共挖掘全系统调节能力超过9000万千瓦，年均促进清洁能源增发电量超过1000亿千瓦时；煤电企业因为辅助服务获得补偿收益约320亿元。交易品种方面，除传统调频、调峰市场外，山西增加一次调频辅助服务市场，华北、西北分别建设了调峰容量市场、备用市场等。参与主体方面，除常规电源外，18个网省公司推动储能、虚拟电厂等新型市场主体参与辅助服务市场。此外，川渝一体化辅助服务市场2022年7月6日正式启动。当日通过日前市场交易电量118万千瓦时，川渝两地调峰资源首次实现跨省优化配置。此后，川渝两地水电厂、火电厂等市场主体将在市场化机制的激励下积极参与调峰资源跨省配置。（七）增量配电业务改革试点项目持续推进国家发展改革委、国家能源局印发的《售电公司管理办法》替代已经执行了5年的《售电公司准入与退出管理办法》。新版管理办法明确了售电公司注册条件、注册程序及相关权利与义务等内容，共计9章46条。其有三个亮点，一是注册条件和注册程序更有针对性，二是更加注重售电公司动态管理和风险管理，三是启动保底售电服务，衔接电网企业代理购电机制。增量配电业务改革方面，目前全国有459个增量配电业务改革试点项目。中国能源研究会《2022年度增量配电发展研究白皮书》显示，有328个试点完成配电网规划编制，同比增加36个；358个试点确定业主，同比增加58个；318个试点公布股比，同比增加94个；330个试点业主单位通过工商注册，同比增加90个。共计249个试点确定供电范围，同比增加29个，其中第一批增加1个，第三批增加8个，第四批增加6个，第五批增加11个。共计217个试点取得电力业务许可证（供电类），同比增加32个。（本文所引用数据均来自权威部门资料。因统计口径不同等原因，部分数据存在相互出入问题，个别较去年版本做了修正，或根据实际情况进行了调整。对于不影响总体判断的数据，保留了原始引用数据。）

我国电力发展与改革形势分析（2023）（一）

时间：2023-03-20 阅读量：714

【核心提示】2022年，电力行业推进绿色低碳转型，加大新型电力系统建设步伐。电力投资持续攀升，电源投资占比增加，非化石能源装机占比过半，可再生能源装机历史性超过煤电装机，并成为我国电力新增装机的主体。全年发电量增长3.7%，新能源年发电量首次突破1万亿千瓦时，可再生能源发电量已成为我国新增发电量的主体。电网投运总规模平稳增长，跨区跨省资源配置能力显著提升。电力市场的顶层设计出台，开启全国统一电力市场建设新阶段，全年市场化交易电量约5.25万亿千瓦时，占全社会用电量比重同比提高15.4个百分点。本报告结合近十年电力运行情况，从多角度解析我国电力供需态势、运行特点、改革进展、发展方向等内容，供参考。我国电力发展与改革形势分析（2023）王雪辰崔晓利（中能传媒能源安全新战略研究院）2022年是党和国家历史上极为重要的一年，党的二十大胜利召开，擘画了全面建设社会主义现代化国家、以中国式现代化全面推进中华民族伟大复兴的宏伟蓝图。《2022年国民经济和社会发展统计公报》显示，初步核算，2022年我国国内生产总值（GDP）比上年增长3.0%；经济规模突破120万亿元，人均GDP达到85698元，比上年增长3.0%。全年全国万元国内生产总值能耗比上年下降0.1%。2022年，电力行业展现出稳中有进的良好发展态势。电力消费增速实现平稳增长，电力消费结构继续优化。电力生产供应能力持续提升，2022年末全国发电装机容量达25.6亿千瓦，比上一年增长7.8%。电力装机结构延续绿色低碳转型，非化石能源装机占比近半，可再生能源装机历史性超过煤电装机。2022年我国发电量88487.1亿千瓦时，同比增长3.7%，新能源年发电量首次突破1万亿千瓦时。电力改革创新有效激发高质量发展动力活力，全年市场化交易电量约5.25万亿千瓦时，辅助服务市场建设不断深化。全力保障电力安全稳定供应，布局建设一批支撑性调节性电源。重大工程建设加速推进，为推动经济行稳致远注入持久动力。一、电力消费平稳增长，结构日益优化（一）全社会用电量同比增长3.6%2022年，我国电力消费平稳增长。根据中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）数据，2022年，全社会用电量86372亿千瓦时，同比增长3.6%。受疫情、气候变化等因素影响，2022年用电量增速回落，为近5年来最低，略低于2020年的4.1%。图1 2013—2022年全国全社会用电量及增速情况（单位：亿千瓦时，%）注：2022年数据来自于中电联快报，其他来自中电联历年电力工业统计数据，增速系计算所得，如无特殊标注，下同。（二）季度用电增速波动2022年各季度全社会用电量总体波动明显，一、二、三、四季度，全社会用电量同比分别增长5.0%、0.8%、6.0%、2.5%。受宏观经济延续恢复发展态势及2月气温偏冷影响，电力消费增速提高，一季度电力消费小幅增长。3月和10月多地疫情散发，第二和第四季度用电量滑落。图2 2019—2022年全国全社会用电量季度增速（三）气温变化和疫情对产业用电增速影响明显2022年，第一产业和城乡居民生活用电量实现两位数增长。第一产业用电量1146亿千瓦时，同比增长10.4%；第二产业用电量57001亿千瓦时，同比增长1.2%；第三产业用电量14859亿千瓦时，同比增长4.4%；城乡居民生活用电量13366亿千瓦时，同比增长13.8%。表1 2013—2022年分产业用电量（单位：亿千瓦时）注：2018年3月，国家统计局《关于修订<三次产业划分规定（2012）>的通知》明确将“农、林、牧、渔服务业”调整到第三产业后，再更名为“农、林、牧、渔专业及辅助性活动”，电力行业按照最新的标准开展行业统计工作，为保证数据可比，2017年之后的数据已根据新标准重新分类。表2 2022年分产业用电量季度增速情况一季度，一产、三产用电成为拉动全社会用电增长的主要动力。乡村电气化水平的持续提升，拉动第一产业用电量保持快速增长。受气温偏冷影响，城乡居民生活用电量增速同比提升。3月多地疫情散发，影响二产三产用电量下滑。进入二季度，各产业用电增速较一季度有所下滑，二季度受疫情等因素影响，交通运输/仓储和邮政业、住宿和餐饮业受到冲击，三产用电量下降。8月，全国出现大范围持续高温天气，全国平均气温达到近20年历史同期最高水平，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月受4次冷空气过程影响，当月全国平均气温为近十年来最低，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。电动汽车行业高速发展，全年新能源汽车产量同比增长90.5%，新能源车整车制造用电量大幅增长71.7%，拉动全年充换电服务业用电量同比增长38.1%。（四）电力消费结构继续优化，二产用电占比逐年递减全社会用电量保持平稳增长的同时，电力消费结构正日益优化。第二产业用电比重略有收缩，第一产业、第三产业、城乡居民生活用电比重略微扩大。随着乡村用电条件持续改善，高技术及装备制造业、充换电服务业、新兴服务业等进一步快速发展和城乡居民生活水平的提高，用电结构将进一步向一产、三产和居民倾斜。表3 2018—2022年全社会用电结构二、电力装机规模持续提升，非化石能源占比首次超过煤电（一）全国电力装机规模25.6亿千瓦，同比增长7.8%截至2022年底，全国发电装机容量约25.6亿千瓦，同比增长7.8%，增幅收缩0.1个百分点。我国发电装机容量在近十年内保持中高速增长。2013—2022年，我国发电装机累计容量从12.6亿千瓦增长到25.6亿千瓦。装机增速呈波动走势，2015—2019年，装机增速呈下降趋势，至2020年陡然回升，最主要原因是风电、太阳能发电等新能源新增装机创历史新高。2021—2022年电力装机增速维持相似水平。图3 2013—2022年全国电力装机及增速情况（单位：万千瓦）（二）非化石能源装机占比近半，可再生能源装机历史性超过煤电装机发电装机绿色转型持续推进，可再生能源装机达12.13亿千瓦。2022年，全国全口径火电装机容量13.3亿千瓦，其中，煤电11.2亿千瓦，与去年基本持平，占总发电装机容量的比重为43.8%，同比降低2.9个百分点。水电装机容量突破4亿千瓦，达4.1亿千瓦（常规水电3.68亿千瓦，抽水蓄能4579万千瓦）；并网风电3.65亿千瓦（陆上3.35亿千瓦，海上3046万千瓦）；并网太阳能发电装机3.9亿千瓦（集中式2.3亿千瓦，分布式1.6亿千瓦，光热58.8万千瓦）。核电5553万千瓦。生物质发电3798万千瓦。水电、风电、光伏发电、生物质发电装机规模均已连续多年稳居全球首位。表4 2013—2022年全国电力装机结构（单位：万千瓦）图4 2013—2022年全国电力装机结构非化石能源发电装机规模创历史新高，在全国电力装机容量的占比接近一半。从十年历史数据来看，非化石能源装机比重明显上升，2022年全口径非化石能源装机达12.7亿千瓦，同比增长13.8%，占总发电装机容量比重为49.6%，同比提高2.6个百分点。2022年可再生能源发电累计装机容量达到12.13亿千瓦，在全国发电总装机容量占比达47.3%，较2021年提高2.5个百分点。从装机增速看，2022年，太阳能发电装机以28.1%的速度大幅增长，风电装机增速回落到同2017年相同的11.2%，核电同比增长4.3%，水电同比增长5.8%，火电同比增长2.7%。图5 2016—2021年火电、水电、风电、太阳能发电、核电装机增速情况（三）全国新投产的总发电装机规模创历史新高，可再生能源新增装机成主力2022年，全国新增发电装机容量19974万千瓦，同比增长11.5%，较2021年提高近18个百分点。全年可再生能源新增装机1.52亿千瓦，占全国新增发电装机的76.2%，已成为我国电力新增装机的主体。其中，新增水电、风电、太阳能发电2387、3763、8741万千瓦，核电228万千瓦，生物质334万千瓦，火电装机4471万千瓦。新增非化石能源发电装机容量1.6亿千瓦，占新增发电装机总容量的比重为80.1%。2022年分布式光伏新增装机5111万千瓦，占当年光伏新增装机58%以上。2018、2019两年新增装机规模连续下滑。2020年，在水电、风电、太阳能发电装机高速增长的带动下，新增装机容量大幅提升。2021年受火电、风电新增装机容量减少的影响，整体新增规模同比出现下滑。2022年，在火电、核电、风电新增装机增速负增长情况下，太阳能发电新增装机容量增速达约60%，拉高全年新增装机增速。图6 2013—2022年全国新增电力装机及增速情况（单位：万千瓦）图7 2018—2022年全国新增电力装机结构对比（单位：万千瓦）2022年新增的各类型发电装机中，七成以上都是非化石能源。风电、光伏发电新增装机规模1.25亿千瓦，连续三年突破1亿千瓦，新增分布式光伏历史上首次超过集中式电站。●新增火电装机2022年新增火电装机较上一年同期减少468万千瓦。“十三五”以来，我国已建成全球最大的清洁煤电供应体系。截至2021年底，我国实现超低排放的煤电机组超过10亿千瓦、节能改造规模近9亿千瓦、灵活性改造规模超过1亿千瓦。2022年煤电行业持续淘汰落后产能，煤电机组清洁高效灵活性水平进一步提升。国内在建最大火电项目第三台百万千瓦机组——国家能源集团国电电力上海庙发电公司3号机组正式投入商业运营；国家能源集团福建罗源湾项目2号机组正式投入商业运营；罗源湾项目一期工程两台超超临界百万千瓦火电机组全面建成投产；国内最大煤电CCUS示范工程进入主体施工阶段；首台国产F级50兆瓦重型燃气轮机完工发运。图8 2013—2022年火电装机和新增装机情况（单位：万千瓦）●新增新能源装机以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设进展顺利。2022年，全国风电新增并网装机3763万千瓦，陆上风电新增装机3067万千瓦，海上风电新增装机1690万千瓦。经过2020年的抢装期，风电新增装机增速有所回落，2022年仍为负增长，但是增速回升了13个百分点。2022年，全国太阳能发电新增装机8741万千瓦，全国光伏新增并网装机8740.8万千瓦，其中，集中式光伏电站3629.4万千瓦、分布式光伏5111.4万千瓦。分布式光伏新增发电装机约占全部光伏新增的58%以上，分布式发展成为风电光伏发展主要方式。户用光伏继2020年首次超过1000万千瓦后，2022年达2524.6万千瓦。从全国光伏新增装机布局看，装机占比较高的区域为华北、华东和华中地区。图9 2013—2022年新增风电、太阳能发电装机情况（单位：万千瓦）图10 2013—2022年核电装机和新增装机情况（单位：万千瓦）●新增水电装机2022年，水电建设积极推进，常规水电新增1507万千瓦。抽水蓄能建设明显加快，全国新核准抽水蓄能项目48个，装机6890万千瓦，已超过“十三五”时期全部核准规模，全年新投产880万千瓦，创历史新高。主要有白鹤滩水电站16台机组全部建成投产，至此，长江干流上的6座巨型梯级水电站——乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝、三峡、葛洲坝，形成世界最大“清洁能源走廊”。图11 2013—2022年水电装机和新增装机情况（单位：万千瓦）三、电力供需形势保持总体偏紧，非化石能源电力供应能力持续提升（一）风电、光伏年发电量首次突破1万亿千瓦时，清洁能源发电占比持续提升据国家统计局数据，2022年，全国发电量88487.1亿千瓦时，同比增长3.7%。非化石能源发电量占总发电量的比重为36.2%，同比提高1.7个百分点。火电发电量同比增长1.4%，占总发电量的比重为66.6%，同比降低1.5个百分点。另据国家能源局数据，全国可再生能源发电量2.7万亿千瓦时，占全国发电量的31.3%、占全国新增发电量的81%，已成为我国新增发电量的主体。其中，风电、光伏发电量达到1.19万亿千瓦时。（数据来源：国家统计局）图12 2017—2022年全国发电量及非化石能源发电占比情况（单位：亿千瓦时，%）2022年，受疫情、工业生产快速恢复、气候变化、水电出力不足、煤炭价格上涨多因素综合影响，全国部分地区电力供应紧张。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。4月、5月部分地区受疫情影响，社会用电量负增长。7月、8月，我国出现极端高温少雨天气，叠加经济恢复增长，推动用电负荷快速增长。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。（二）全国发电设备利用小时同比降低126小时，水电利用小时数大幅下降2022年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3687小时。火电设备利用小时4379小时，其中，煤电4594小时，气电2429小时；水电设备利用小时3412小时；核电7616小时；并网风电2221小时；并网太阳能发电1337小时。表5 2013—2022年发电设备利用小时数（单位：小时）从近十年全国发电设备平均利用小时来看，总体呈下降趋势，2015年下降至4000小时内后平稳在3800小时附近。2022年全国发电设备利用小时数同比降低126小时。受来水偏枯影响，水电利用小时数同比减少194小时，为2014年以来年度最低；核电同比降低186小时；并网风电同比降低9小时；并网太阳能发电同比提高56小时；火电利用小时数近五年保持在4300小时上下。图13 2013—2022年不同电源发电设备利用小时变动情况（三）可再生能源保持高利用率水平全年水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源发电量29599亿千瓦时，比上年增长8.5%。全国主要流域水能利用率98.7%、风电平均利用率96.8%、光伏发电平均利用率98.3%。全年风电平均利用率同比降低0.1个百分点。山西、辽宁、青海、蒙西、宁夏和新疆的风电利用率同比分别提升0.8、0.5、3.4、1.8、0.9、2.7个百分点。北京、天津、上海、江苏、浙江、安徽、福建、湖北、重庆、四川、西藏、广西、海南等13个省（区、市）风电100%消纳。河北（95.6%）、蒙西（92.9%）、蒙东（90.0%）、吉林（95.2%）、陕西（95.8%）、甘肃（93.8%）、青海（92.7%）、新疆（95.4%）等八个地区风电利用率低于全国平均水平。全国光伏发电利用率与上年基本持平。蒙西、青海等地光伏消纳水平显著提升，利用率同比分别提升0.9和4.9个百分点。北京、天津、上海、江苏、浙江、安徽、福建、江西、湖北、湖南、重庆、四川、广东、广西、海南等15个省（区、市）光伏100%消纳。河北（98.0%）、蒙西（97.4%）、陕西（97.8%）、青海（91.1%）、宁夏（97.4%）、新疆（97.2%）、西藏（80.0%）七个地区光伏利用率低于全国平均水平。表6 2022年各地区新能源并网消纳情况（来源：全国新能源消纳监测预警中心）四、电网建设规模稳步增加，项目建设提速2022年，电网建设稳步推进。重大战略性工程、特高压工程顺利完成，跨区跨省资源配置能力显著提升。电力营商环境持续优化，供电服务质效齐升。电网企业低碳转型、数字化建设提速。（一）电网投运总规模平稳增长2022年，全国电网220千伏及以上变电设备容量共51.98亿千伏安，同比增长5.2%；220千伏及以上输电线路回路长度共88.2万千米，同比增长4.6%。从新增量看，2022年全国新增220千伏及以上变电设备容量25839万千伏安，比上年多投产1505万千伏安，同比增长6.3%；新增220千伏及以上输电线路长度38967千米，较上年多投产6747千米，同比增长21.2%。图14 2012—2021年220千伏及以上变电设备容量情况（单位：万千伏安，%）图15 2012—2021年220千伏及以上输电线路回路长度情况（单位：千米，%）2021年、2022年，220千伏及以上变电设备容量增速维持在5%左右，220千伏及以上输电线路回路长度增速维持在4%上下。新增规模中，变电设备容量增量位于近十年次高点，输电线路回路长度增量为近十年第三高点。（二）输电通道建设进展明显“十四五”以来，我国重大输电通道工程建设稳步推进，2022年共建成投运5条特高压工程。至2022年底，我国共建成投运36项特高压线路。国家电网建成投运16项交流特高压，16项直流特高压；南方电网建成投运4项直流特高压。其中，南阳-荆门-长沙、驻马店-南阳、荆门-武汉、南昌-长沙构成“E”字型，是华中“日”字型特高压交流环网的重要组成部分。2022年7月1日，白鹤滩-江苏±800千伏特高压直流工程竣工投产，为我国再添一条“西电东送”能源保供大动脉。12月30日，白鹤滩-浙江±800千伏直流特高压工程竣工投产，标志着白鹤滩水电站电力外送通道工程全部竣工投产。两条特高压工程的投运，可进一步满足白鹤滩水电外送需求，填补华东地区电力供应缺口，为区域经济社会发展注入持续动能。表7 我国已建成投运特高压工程(来源：根据公开信息整理，可能与实情略有出入)华中“日”字型特高压交流环网的其他部分也有重要进展。3月24日，驻马店-武汉1000千伏特高压交流工程开工，计划于2023年建成投运。10月25日，武汉-南昌1000千伏特高压交流线路工程（鄂6标）正式进入基础施工阶段。此外，2022年9月，国家“十四五”发展规划重点电力项目——闽粤联网工程正式投运，实现福建和广东电网互联互通、余缺互济、应急互备。该工程是继三峡-广东±500千伏高压直流工程之后，国家电网与南方电网的第二条互联通道。（三）用电营商环境优化提升2022年3月30日，国家能源局召开2022年提升“获得电力”服务水平工作推进会，对“获得电力”工作进行再动员、再部署、再落实，确保《国家发展改革委国家能源局关于全面提升“获得电力”服务水平持续优化用电营商环境的意见》各项目标任务按期完成。5月，国家能源局印发《国家能源局2022年深化“放管服”改革优化营商环境重点任务分工方案》提出，精简整合能源项目投资建设审批流程，在确保工程质量前提下，进一步清理规范项目审批全流程涉及的行政许可、技术审查等事项，公开事项办理流程和条件标准等信息，不在法定条件之外增加前置条件。7月，国家能源局发布《关于进一步加强电力业务资质许可监管有关事项的通知》。《通知》涵盖资质许可“互联网+”监管五个重点环节，融合信用监管三项具体举措，强化闭环监督两个工作要求，进一步健全了资质许可事前事中事后全链条监管机制。《通知》有利于进一步贯彻落实“放管服”改革精神，不断优化营商环境；有利于进一步提升“互联网+”监管水平；有利于进一步完善资质许可管理工作。数据显示，2022年全面完成“获得电力”服务水平主要目标任务，基本实现用电报装“三零”“三省”服务全覆盖，累计为电力用户节省办电投资超过1800亿元。

国家能源局：2月份全社会用电量同比增长11.0%

时间：2023-03-16 阅读量：734

国家能源局发布2月份全社会用电量等数据。2月份，全社会用电量6950亿千瓦时，同比增长11.0%。分产业看，第一产业用电量84亿千瓦时，同比增长8.6%；第二产业用电量4523亿千瓦时，同比增长19.7%；第三产业用电量1235亿千瓦时，同比增长4.4%；城乡居民生活用电量1108亿千瓦时，同比下降9.2%。1~2月，全社会用电量累计13834亿千瓦时，同比增长2.3%。分产业看，第一产业用电量174亿千瓦时，同比增长6.2%；第二产业用电量8706亿千瓦时，同比增长2.9%；第三产业用电量2485亿千瓦时，同比下降0.2%；城乡居民生活用电量2469亿千瓦时，同比增长2.7%。分地区用电情况　　1-2月，东、中、西部和东北地区②全社会用电量分别为6050、2687、4274和823亿千瓦时，增速分别为0.7%、0.8%、5.9%和1.8%。　　1-2月份，全国有22个省份全社会用电量实现正增长，其中17个省份全社会用电量增速超过全国平均水平，依次为：宁夏（16.4%）、云南（16.3%）、青海（12.5%）、甘肃（9.6%）、内蒙古（7.9%）、河北（6.2%）、海南（5.6%）、山西（5.5%）、广西（4.3%）、陕西（3.9%）、新疆（3.6%）、天津（3.4%）、黑龙江（3.4%）、重庆（3.3%）、河南（3.3%）、四川（3.2%）和山东（2.7%）。　　工业和制造业用电情况　　1-2月，全国工业用电量8570亿千瓦时，同比增长3.2%，占全社会用电量的比重为61.9%。　　1-2月，全国制造业用电量6257亿千瓦时，同比增长1.4%。其中，四大高载能行业用电量合计3586亿千瓦时，同比增长3.1%；高技术及装备制造业③用电量1271亿千瓦时，同比增速与去年持平；消费品制造业④用电量707亿千瓦时，同比下降5.9%；其他制造业⑤行业用电量693亿千瓦时，同比增长2.9%。　　高载能行业用电情况　　1-2月，化工行业用电量886亿千瓦时，同比增长0.6%；建材行业用电量479亿千瓦时，同比增长0.4%；黑色金属冶炼行业用电量972亿千瓦时，同比增长1.4%；有色金属冶炼行业用电量1249亿千瓦时，同比增长7.6%。