一季度，电力行业采取有力有效措施提升能源电力安全稳定保障能力，全力以赴保民生、保发电、保供热。全国电力系统安全稳定运行，电力供需总体平衡，为疫情防控和经济社会发展提供了电力保障。

一季度全国电力供需情况

电力消费需求情况

一季度，全国全社会用电量2.04万亿千瓦时，同比增长5.0%，比2021年同期两年平均增速降低2.0个百分点，比2021年四季度同比增速提高1.7个百分点。分月份看，1-2月份，全社会用电量同比增长5.8%，比上年12月份增速提高4.8个百分点，逆周期调节措施下宏观经济延续恢复发展态势，2月份气温偏冷拉动电力消费增速提高；3月份，受多地疫情散发影响，当月全国全社会用电量增速回落至3.5%。从第一产业、第二产业、第三产业的情况来看：

一是第一产业用电量241亿千瓦时，同比增长12.6%。增速比2021年同期两年平均增速低2.0个百分点，比2021年四季度同比增速提高1.2个百分点。乡村振兴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、生产方式转型升级，拉动第一产业用电量保持快速增长。第一产业较好的电力消费形势，在一定程度上反映出当前农业农村经济运行态势良好。

二是第二产业用电量1.32万亿千瓦时，同比增长3.0%。增速比2021年同期两年平均增速低4.4个百分点，比2021年四季度同比增速提高1.9个百分点。分月份看，1-2月份、3月份第二产业用电量同比分别增长3.4%、2.3%，受疫情等因素影响，3月份增速有所回落。

一季度，制造业用电量同比增长2.3%。分大类看，四大高载能行业合计用电量同比增长0.5%，其中，黑色金属冶炼行业、建材行业用电量均同比下降，建材中的水泥行业用电量同比下降13.7%，与当前较为低迷的房地产市场相关。高技术及装备制造业合计用电量同比增长5.0%，其中，电气机械和器材制造业、仪器仪表制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业、医药制造业用电量同比增速均超过7%。消费品制造业合计用电量同比增长2.9%，消费品制造业中大部分行业用电量同比增速在2.5%-4.5%。其他制造业行业合计用电量同比增长6.4%，其中，石油/煤炭及其他燃料加工业用电量同比增长10.3%。

三是第三产业用电量3551亿千瓦时，同比增长6.2%。增速比2021年同期两年平均增速回落1.7个百分点，比2021年四季度同比增速回落2.8个百分点。3月份，多地疫情散发对部分接触性、聚集性服务业造成较大冲击，第三产业用电量同比增速从1-2月份的7.2%回落至3月份的4.0%。其中，交通运输/仓储和邮政业用电量同比增速从1-2月份的12.4%回落至3月份的1.5%，住宿和餐饮业用电量同比增速从1-2月份的11.3%回落至3月份的1.7%，租赁和商务服务业用电量同比增速从1-2月份的11.8%回落至3月份的4.8%。一季度，电动汽车高速发展拉动充换电服务业用电量同比增长45.6%。

四是城乡居民生活用电量3417亿千瓦时，同比增长11.8%。增速比2021年同期两年平均增速提高8.0个百分点，比2021年四季度同比增速提高3.8个百分点。分月份看，1-2月份、3月份用电量同比分别增长13.1%和8.8%，前两个月实现两位数增长主要是受气温偏冷因素影响。

五是中部地区用电量同比增长9.1%，增速领先于其他地区。一季度，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长4.8%、9.1%、3.1%、3.6%，中部地区全社会用电量增速领先。一季度，全国共有29个省份全社会用电量同比实现正增长，其中，西藏、江西、安徽、湖北、海南五个省份全社会用电量增速超过10%。

电力生产供应情况

截至2022年3月底，全国全口径发电装机容量24.0亿千瓦，同比增长7.8%；一季度全国规模以上电厂发电量1.99万亿千瓦时，同比增长3.1%。从分类型投资、发电装机、发电量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。

一是电力投资同比增长7.6%，非化石能源发电投资占电源投资比重为85.9%。一季度，重点调查企业电力完成投资1436亿元，同比增长7.6%。电源完成814亿元，同比增长2.5%，非化石能源发电投资占电源投资的比重为85.9%。电网完成投资621亿元，同比增长15.1%，其中，交流工程投资同比增长8.5%；直流工程投资同比增长57.8%，2021年二季度以来新开工了部分特高压直流工程，拉动投资高增长。

二是非化石能源发电装机占总装机容量比重上升至47.6%，煤电装机比重降至46.1%。截至3月底，全国全口径发电装机容量24.0亿千瓦，同比增长7.8%。分类型看，水电3.9亿千瓦。火电13.0亿千瓦，其中，煤电11.1亿千瓦，占总发电装机容量的比重为46.1%。核电5443万千瓦。并网风电3.4亿千瓦，其中，陆上风电3.1亿千瓦，海上风电2665万千瓦。并网太阳能发电3.2亿千瓦，其中，集中式光伏发电2.0亿千瓦，分布式光伏发电1.2亿千瓦，光热发电57万千瓦。全国全口径非化石能源发电装机容量11.4亿千瓦，占总装机容量比重为47.6%，同比提高2.7个百分点。

三是水电和太阳能发电量同比增速超过10%。一季度，全国规模以上电厂发电量1.99万亿千瓦时，同比增长3.1%，其中，规模以上电厂水电、核电、火电发电量同比分别增长12.7%、6.9%和1.3%，今年以来降水形势较好拉动水电发电量快速增长。一季度，全口径并网风电、并网太阳能发电量同比分别增长5.7%和21.7%。一季度，全口径煤电发电量同比增长1.9%，占全口径总发电量比重为62.8%，煤电仍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。

四是水电和核电发电设备利用小时同比分别提高36小时、30小时。一季度，全国发电设备利用小时899小时，同比降低18小时。其中，水电设备利用小时636小时，同比提高36小时；核电1847小时，同比提高30小时；并网风电555小时，同比降低65小时；并网太阳能发电300小时，与上年同期持平。火电1115小时，同比降低2小时，其中，煤电1169小时，同比提高7小时；气电576小时，同比降低45小时。

五是跨区输出电量同比下降0.7%，跨省输出电量同比增长0.5%。一季度，全国完成跨区送电量1500亿千瓦时，同比下降0.7%，其中，西北外送电量703亿千瓦时，同比下降12.6%，占全国跨区送电量的46.8%。全国完成跨省送出电量3539亿千瓦时，同比增长0.5%；云南、四川、福建外送电量同比分别增长43.0%、42.9%、39.3%。

六是市场交易电量同比增长87.5%。一季度，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量14119亿千瓦时，同比增长87.5%。一季度，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为9702亿千瓦时，同比增长58.1%，其中，省内电力直接交易电量合计为9427亿千瓦时，省间电力直接交易（外受）电量合计为275亿千瓦时。

七是电煤价格总体高位上涨，煤电企业仍大面积亏损。一季度，国内进口煤炭5181万吨，同比下降24.2%。国家煤炭增产保供政策措施效果明显，一季度全国原煤产量10.8亿吨，同比增长10.3%。今年以来电煤价格总体呈持续上涨态势，导致一季度全国煤电企业电煤采购成本同比额外增加1300亿元左右。燃料成本大幅上涨，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。煤电企业持续大幅亏损，部分企业现金流异常紧张，增加电力安全稳定供应风险。由于热力价格大部分涉及到民生，热价难随燃料成本上涨而疏导，热电联产企业也呈现大面积亏损状态。

全国电力供需平衡情况

一季度，电力企业全力以赴保民生、保发电、保供热，全国电力供需总体平衡。2月份，全国多次出现大范围雨雪天气过程，特别是南方地区出现持续低温雨雪天气，拉动用电负荷快速攀升，叠加部分省份风机覆冰停运，江西、湖南、四川、重庆、上海、贵州等地部分时段电力供需平衡偏紧。

全国电力供需形势预测

2022年全社会用电量同比增长5%-6%

2022年国内生产总值预期增长目标设定在5.5%左右，为2022年全社会用电量增长提供了最主要支撑。

受国内外疫情、国际局势、夏季和冬季气温等因素影响，电力消费增长存在一定的不确定性。预计4月份全社会用电量增速比3月份回落；随着多地疫情逐步得到有效控制，5-6月份用电量增速有望回升，预计上半年全社会用电量同比增长3.5%-4.5%。下半年，在疫情对经济和社会的影响进一步减弱的情况下，并叠加稳增长政策措施以及2021年前高后低的基数效应，预计下半年全社会用电量增速高于上半年。预计2022年全年全社会用电量同比增长5%-6%。

2022年底非化石能源发电装机占总装机比重有望首次达到50%

在新能源快速发展带动下，2022年基建新增装机规模将创历史新高，预计全年全国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年底全国发电装机容量26亿千瓦，同比增长9%左右。煤电装机容量11.4亿千瓦左右；非化石能源发电装机合计达到13亿千瓦左右，占总装机容量比重首次上升至50%。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。

全国电力供需总体平衡

国内外疫情、宏观经济、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，给电力供需形势带来较大不确定性。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，全国电力供需总体平衡，用电高峰时段电力供需偏紧。其中，东北、西北区域电力供需基本平衡；南方、华东、华中、华北区域用电高峰时段电力供需偏紧。

迎峰度冬期间，全国电力供需总体平衡，用电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；南方、华东、华中、西北区域用电高峰时段电力供需偏紧。（中国电力企业联合会）