2021年，面对复杂严峻的国际环境和国内疫情散发等多重考验，我国国民经济持续恢复发展。2021年电力消费增速实现两位数增长，电力装机结构延续绿色低碳发展态势。受电煤供应紧张等多重因素影响，9月、10月全国电力供需总体偏紧，多地出现有序用电。国家高度重视并出台一系列能源电力保供措施。电力行业全力以赴保民生、保发电、保供热，采取有力有效措施提升能源电力安全稳定保障能力。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。

我国电力供需情况

电力消费需求情况

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。各季度，全社会用电量同比依次增长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，全社会用电量两年平均增长7.1%，各季度两年平均增速依次为7.0%、8.2%、7.1%和6.4%，总体保持平稳较快增长。

一是第一产业用电量1023亿千瓦时，同比增长16.4%，两年平均增长14.6%。第一产业电气化水平逐步提升，多重因素拉动第一产业用电量快速增长。

二是第二产业用电量5.61万亿千瓦时，同比增长9.1%，两年平均增长6.4%。各季度第二产业用电量同比依次增长24.1%、10.6%、5.1%和1.1%，受上年同期基数逐步提高影响，用电量同比增速逐季回落。各季度第二产业用电量两年平均增速依次为7.4%、7.3%、6.1%和5.4%，三、四季度增速回落受高载能行业增速回落的影响较大。

2021年，制造业用电量同比增长9.9%，两年平均增长7.2%。其中，四大高载能行业合计用电量同比增长6.4%，两年平均增长6.0%，均呈逐季回落态势，四季度同比下降1.9%。2021年，消费品制造业合计用电量同比增长12.6%，两年平均增长6.1%，低于制造业两年平均增速1.1个百分点。2021年，其他制造业行业合计用电量同比增长13.9%，两年平均增长9.0%。2021年，高技术及装备制造业合计用电量同比增长15.7%，两年平均增长9.9%，占制造业用电量比重同比提高1.1个百分点；其中部分新兴制造业行业用电量高速增长，医疗仪器设备及器械制造用电量同比增长24.9%，风能原动设备制造用电量同比增长25.4%，新能源车整车制造用电量同比增长46.8%，光伏设备及元器件制造用电量同比增长91.3%，反映出制造业延续转型升级态势。

三是第三产业用电量1.42万亿千瓦时，同比增长17.8%，两年平均增长9.5%。第三产业用电量两年平均增速已基本恢复至疫情前的水平，但存在结构性差异。得益于电动汽车的持续迅猛发展，充换电服务业用电量两年平均增速达到79.0%。受多地疫情散发等因素影响，三、四季度的两年平均增速有所回落。部分接触型聚集型服务业受疫情的影响相对较大，三、四季度交通运输/仓储和餐饮业用电量两年平均增速分别回落至6.7%和7.3%。

四是城乡居民生活用电量1.17万亿千瓦时，同比增长7.3%，两年平均增长7.0%。

五是全国共有19个省份用电量同比增速超过10%，31个省份两年平均增速均为正增长。2021年，西藏、青海、湖北用电量同比增速分别为22.6%、15.6%和15.3%。

电力生产供应情况

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

一是电力工程年度完成投资再次超过1万亿元，同比增长2.9%，新增海上风电并网装机1690万千瓦。2021年，全国新增发电装机容量17629万千瓦，其中，新增非化石能源发电装机容量13809万千瓦，占新增发电装机总容量的比重为78.3%，同比提高5.2个百分点。2021年是财政补贴海上风电新并网项目最后一年，全年新增并网海上风电1690万千瓦，创历史新高。

二是全口径非化石能源发电装机容量达到11.2亿千瓦，同比增长13.4%，占总装机容量比重为47.0%，同比提高2.3个百分点，首次超过煤电装机规模。截至2021年底，全国全口径火电装机容量13.0亿千瓦，同比增长4.1%；其中，煤电11.1亿千瓦，同比增长2.8%，占总发电装机容量比重为46.7%，同比降低2.3个百分点。水电装机容量3.9亿千瓦，同比增长5.6%；其中，常规水电3.5亿千瓦，抽水蓄能3639万千瓦。核电5326万千瓦，同比增长6.8%。风电3.3亿千瓦，同比增长16.6%；其中，陆上风电3.0亿千瓦，海上风电2639万千瓦。

三是全口径非化石能源发电量同比增长12.0%，煤电发电量占总发电量比重为60.0%。2021年，受汛期主要流域降水偏少等因素影响，全国规模以上工业企业水电发电量同比下降2.5%；受电力消费快速增长、水电发电量负增长影响，全国规模以上工业企业火电发电量同比增长8.4%。核电发电量同比增长11.3%。全口径并网太阳能发电、风电发电量同比分别增长25.2%和40.5%。全口径非化石能源发电量2.90万亿千瓦时，同比增长12.0%；占全口径总发电量的比重为34.6%，同比提高0.7个百分点。全口径煤电发电量5.03万亿千瓦时，同比增长8.6%，占全口径总发电量的比重为60.0%，同比降低0.7个百分点。无论从装机规模看还是从发电量看，煤电仍然是当前我国电力供应的最主要电源，也是保障我国电力安全稳定供应的基础电源。

四是核电、火电和风电发电设备利用小时同比分别提高352小时、237小时、154小时。2021年，全国发电设备利用小时3817小时，同比提高60小时。其中，水电设备利用小时3622小时，同比降低203小时。核电7802小时，同比提高352小时。并网风电2232小时，同比提高154小时。并网太阳能发电1281小时，同比持平。火电4448小时，同比提高237小时；其中，煤电4586小时，同比提高263小时；气电2814小时，同比提高204小时。

五是跨区输出电量同比增长6.2%，跨省输出电量同比增长4.8%。2021年，全国完成跨区送电量6876亿千瓦时，同比增长6.2%，两年平均增长12.8%；其中，西北区域外送电量3156亿千瓦时，同比增长14.1%，占全国跨区送电量的45.9%。全国完成跨省送出电量1.60万亿千瓦时，同比增长4.8%，两年平均增长5.4%。

六是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月份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。由于电煤价格的非理性上涨，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。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，亏损面达到80%左右。2021年底电煤价格水平仍显著高于煤电企业的承受能力。

全国电力供需情况

2021年，全国电力供需形势总体偏紧，年初、迎峰度夏以及9-10月份部分地区电力供应紧张。1月份，受寒潮天气等因素影响，江苏、浙江等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月份），广东、河南、广西等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月份，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，超过20个省级电网采取有序用电措施，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。

全国电力供需形势预测

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，为全社会用电量增长提供了最主要支撑。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，预测2022年全社会用电量8.7万亿-8.8万亿千瓦时，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年底非化石能源发电装机占比有望达到50%

预计2022年基建新增装机规模将创历年新高，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。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，将有望首次达到总装机规模的一半。水电装机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。

全国电力供需总体平衡

随着我国消费结构及产业结构持续调整升级，负荷“冬夏”双高峰特征逐步常态化。全球疫情仍在持续，外部形势更加复杂多变，既要保障电力供应，又要积极推动能源转型。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，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。

迎峰度夏期间，电力供需总体平衡，高峰时段电力供需偏紧；其中，华北、东北、西北区域电力供需基本平衡，华东、华中、南方区域电力供需偏紧。迎峰度冬期间，电力供需总体平衡，高峰时段电力供需偏紧；其中，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。（中国电力企业联合会）