2022年全社会用电量增速将总体呈逐季上升态势

“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。”《报告》预计，2022年全年全社会用电量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年供需总体平衡

《报告》预计，在新能源快速发展带动下，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将达2.3亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机将投产1.8亿千瓦左右。“预计2022年底全口径发电装机容量将达到26亿千瓦左右，其中，非化石能源发电装机合计将达到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。”

在预测2022年全国电力供需形势时，《报告》指出，一方面，随着我国消费结构及产业结构持续调整升级，负荷“冬夏”双高峰特征逐步呈现常态化。另一方面，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，再加上宏观经济、燃料供应、气温、降水等多方面因素均给电力供需形势带来较大的不确定性。“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。”

《报告》进一步指出，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。

三大建议

针对当前电力供需形势，如何保证电力行业健康可持续发展，《报告》提出了三大建议。第一，确保电力燃料稳定供应，发挥煤电兜底作用，保障电力供需平衡。

一是加强能源安全监测预警。提升对电力燃料运行和发展趋势的监测能力、对潜在能源供需风险的研判预警能力，关注重点时段重点区域的供需形势，及时发布监测预警信息，保障能源稳定运行。

二是继续增加国内煤炭供应总量，并形成煤矿应急生产能力。加快推进煤炭储备能力建设，多措并举扩大煤炭储备规模，提升全国储煤能力。保持进口电力燃料政策的稳定性，通过市场手段调节进口煤供应，充分发挥进口电力燃料的有效作用。

三是推进电煤中长协签订及履约监管工作。进一步明确煤炭中长期合同采用“基准价+浮动价”价格机制的基本要求，规范合同签订，不折不扣贯彻落实国家政策。

四是继续给予火电企业金融等政策支持，保障企业燃料采购资金。对符合支持条件的煤电、热电等企业建立快速响应机制，开辟绿色办贷通道，优先安排贷款审批投放；对符合支持条件的煤电等企业和项目不违规抽贷、断贷，维持企业资金链正常运转，切实保障企业燃料采购资金到位，避免因资金短缺而出现缺煤缺气停机问题。

第二，发挥行政和市场两种调节手段，平抑电力产业链波动。

一是合理确定电煤中长期合同基准价格。综合考虑系统安全及发电企业可持续稳定生产，合理确定电煤中长期合同基准价格；强化“基准价+浮动价”机制的唯一性、严肃性，严禁各区域、各煤矿自行创设指数和定价机制，避免多种价格机制和捆绑搭售引起的价格体系混乱。

二是理顺市场环境下电价形成机制。进一步完善和落实煤价机制，引导煤价长期稳定在合理区间。稳定上下游价格，防止产业链波动推高终端用能成本，控制燃料及电力成本在社会成本可承受范围之内，促进经济健康可持续发展。

三是加快全国统一电力市场建设，完善电力市场规则体系。深化电力市场建设，加快建立现货市场、辅助服务市场和容量补偿机制，完善电价形成机制，给予提供调频、备用等辅助服务的煤电机组合理补偿，化解沉没成本，促进煤电企业可持续发展。进一步明确跨省跨区送电交易价格形成机制。

四是深化电力需求侧管理，加强有序用电执行管控。推动电力需求侧管理向“市场化响应”转变，拉大峰谷分时电价差，调动各类负荷侧资源参与系统调节，提高电力系统运行效率。建立健全分级有序用电应急管理工作机制，强化有序用电工作措施。

第三，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。（杨  歌）