年度重磅 | 中國能源大數據報告（2022）

一 電力生產

1.全國發電量同比增長9.7%，全口徑非化石能源發電量同比增長12.0%

2021年全國電力生產供應能力進一步提高，供需總體平衡，結構進一步優化。根據國家統計局發布的國民經濟和社會發展統計公報，2021年，全國發電量85342.5億千瓦時1，同比增長9.7%，較上年提高6個百分點。其中，火電發電量58058.7億千瓦時2，同比增長8.9%；水電發電量13390億千瓦時，同比降低1.2%；核電發電量4075.2億千瓦時，同比增長11.3%。另據中電聯全口徑統計，風電、太陽能發電量分別為6556億千瓦時、3270億千瓦時，同比分別增長40.5%、25.2%。生物質發電量1637億千瓦時，同比增長23.6%。

注：數據來自國家統計局歷年國民經濟和社會發展統計公報，增速系計算所得

（數據來源：國家統計局）

圖5-1 2012-2021年全國發電量及增速

發電結構持續優化。2021年，全口徑非化石能源發電量2.9萬億千瓦時，同比增長12.0%；占全口徑總發電量的比重為34.6%，同比提高0.7個百分點。風電和太陽能發電對全國電力供應的貢獻不斷提升。全口徑煤電發電量5.03萬億千瓦時，同比增長8.6%，占全口徑總發電量的比重為60.0%，同比降低0.7個百分點。

2.全國電力總裝機容量近24億千瓦，同比增長7.9%

截至2021年底，全國新增發電裝機容量17629萬千瓦，同比降低7.9%；全國發電裝機容量約23.8億千瓦，同比增長7.9%，增幅收縮1.7個百分點。

近十年來，我國發電裝機容量持續增長，新增發電裝機總規模連續九年超過億千瓦。總裝機增速呈波動走勢，2017-2019年連續下降，特別是2018、2019年受電力供需形勢變化等因素影響，新增水電、核電、太陽能發電裝機幾乎減半，導致兩年新增裝機規模連續下滑。2020年，在水電、風電、太陽能發電裝機高速增長的帶動下，新增裝機容量大幅提升，帶動全年裝機增速陡然回升。2021年受火電、風電新增裝機容量減少18%、34%的影響，整體新增規模同比降低7.9%。

注：2021年數據來自中電聯快報，其他來自中電聯歷年電力工業統計數據，增速系計算所得，如無特殊標注，下同

（數據來源：中電聯，下同）

圖5-2 2012-2021年全國發電裝機及增速

3.新增非化石能源發電裝機比重近八成，非化石能源總裝機規模首次超過煤電

2021年，新增火電裝機4628萬千瓦，并網水電、風電分別為2349萬千瓦、4757萬千瓦，太陽能發電5493萬千瓦，核電340萬千瓦，生物質發電808萬千瓦。新增非化石能源發電裝機容量13809萬千瓦，占新增發電裝機總容量的比重為78.3%，同比提高5.2個百分點。

圖5-3 2017-2021年全國分類型發電裝機增速

截至2021年底，全國全口徑火電裝機容量13.0億千瓦，同比增長4.1%，其中，煤電11.1億千瓦，同比增長2.8%，占總發電裝機容量的比重為46.7%，同比降低2.3個百分點。2021年全口徑非化石能源裝機達11.2億千瓦，同比增長13.4%，占總發電裝機容量比重為47%，首次超過煤電裝機規模。水電、風電、太陽能發電裝機均突破3億千瓦。其中，水電裝機容量3.9億千瓦（常規水電3.5億千瓦，抽水蓄能3639萬千瓦）；風電3.3億千瓦（陸上3.0億千瓦，海上2639萬千瓦）；太陽能發電裝機3.1億千瓦（集中式2.0億千瓦，分布式1.1億千瓦，光熱57萬千瓦）。風電并網裝機容量已連續12年穩居全球第一，太陽能發電并網裝機容量連續7年穩居全球第一，海上風電裝機躍居世界第一。核電5326萬千瓦。生物質發電3798萬千瓦。

從裝機增速看，2021年，風電和太陽能發電裝機以超過15%的速度大幅增長，太陽能發電同比增長20.9%，風電同比增長16.6%。核電同比增長6.8%。水電同比增長5.6%。火電同比增長4.1%，其中，煤電同比增長2.8%，占總發電裝機容量的比重同比下降2.3個百分點。

圖5-4 2012-2021年全國電力裝機結構

圖5-5 2012-2021年不同電源發電設備利用小時數

4.全國發電設備利用小時同比提高60小時

2021年，全國發電設備利用小時數為3817小時，同比提高60小時。火電設備利用小時4448小時，同比提高237小時；其中，煤電4586小時，同比提高263小時；氣電2814小時，同比提高204小時。水電3622小時，同比降低203小時。核電7802小時，同比提高352小時。并網風電2232小時，同比提高154小時。并網太陽能發電1281小時，與上年總體持平。

二電力消費

1.全社會用電量同比增長10.3%，增速逐季回落

根據國家能源局發布數據，2021年，全社會用電量83128億千瓦時，同比增長10.3%，較2019年同期增長14.7%，兩年平均增長7.1%。受經濟整體回暖、外貿出口拉動等因素影響，以及新冠肺炎疫情導致用電量增速低基數效應，電力消費大幅回升。2021年全社會用電量增速達到近十年來新高，略低于2010年的14.8%和2011年的12.0%。

圖5-6 2012-2021年全國全社會用電量及增速

2021年各季度全社會用電量總體保持平穩較快增長，一、二、三、四季度，全社會用電量同比分別增長21.2%、11.8%、7.6%、3.3%，同比增速逐季明顯回落。

圖5-7 2018-2021年全社會用電量季度增速

圖5-8 2018-2021年分產業用電量增速

一季度，全社會用電量拉動全年用電量同比增長4.5個百分點，較2019年同期增長14.4%。其中，二產用電成為拉動全社會用電增長的主要動力，同比增長24.1%，較2019年同期增長15.4%，對全社會用電增長的貢獻率達72.8%。進入二季度，各產業用電增速較一季度有所回落，然而一產用電量仍保持穩步大幅增長，三產用電量增速回升至2019年同期水平。雖然高技術及裝備制造業用電量增速明顯高于同期制造業平均水平，但是由于國家堅決遏制“兩高”項目盲目發展政策逐步落實，四大高載能行業增速逐步回落，三、四季度第二產業增速受到直接影響，疊加部分地區受到疫情影響，三、四季度第三產業用電增速回落。2021年，全社會用電量兩年平均增長7.1%，各季度兩年平均增速分別為7.0%、8.2%、7.1%和6.4%，總體保持平穩增長。

2.電力消費結構繼續優化，二產用電占比逐年遞減

2021年，全社會用電量保持平穩增長的同時，電力消費結構日益優化。第一產業用電量1023億千瓦時，同比增長16.4%，兩年平均增長14.6%；第二產業用電量56131億千瓦時，同比增長9.1%，兩年平均增長6.4%；第三產業用電量14231億千瓦時，同比增長17.8%，兩年平均增長9.5%；城鄉居民生活用電量11743億千瓦時，同比增長7.3%，兩年平均增長7.0%。

圖5-9 2012-2021年全社會用電結構

第二產業用電比重逐步收縮，第一產業、第三產業比重略微擴大。隨著鄉村用電條件持續改善，高技術及裝備制造業、充換電服務業、新興服務業等進一步快速發展和城鄉居民生活水平的提高，用電結構將進一步向一產和三產傾斜。

3.主要能耗指標持續下降，碳排放量有效減少

全國供電標準煤耗持續下降。根據國家能源局數據，2021年全國供電標準煤耗302.5克/千瓦時，同比再降2.4克/千瓦時，較2012年下降了22.5克/千瓦時。

全國線損率保持下降趨勢。2021年全國線損率5.26%，同比下降0.34個百分點，保持繼續下降走勢，較2012年下降了1.48個百分點。

2021年廠用電率尚未見公開數據，但總體呈現下降趨勢。2020年，全國廠用電率下降至4.65%，比上一年降低0.02個百分點。其中，水電0.25%，比上年升高0.01個百分點，火電5.98%，比上年降低0.03個百分點。

表5-1 2012-2021年6000千瓦及以上電力行業能耗情況

燃煤電廠超低排放改造穩步推進，污染物排放下降明顯。截至2020年底，全國煤電總裝機容量的89%已實現超低排放。據中電聯統計，2020年，全國電力煙塵排放總量約為15.5萬噸，同比降低15.1%。二氧化硫排放量約為78萬噸，同比降低12.7%。氮氧化物排放量約為87.4萬噸，同比下降6.3%。

圖5-10 2011-2020年污染物排放總量和排放績效

電力行業碳排放量有效減少。根據中電聯數據，2020年全國單位火電發電量二氧化碳排放量約為832克/千瓦時，比2005年降低20.6%；單位火電發電量一氧化碳排放量約為565克/千瓦時，比2005年降低34.1%。2006-2020年，通過發展非化石能源、降低供電煤耗和線損率等措施，電力行業累計減少二氧化碳排放約185.3億噸，有效減緩了電力行業二氧化碳排放總量的增長。

全國碳市場建設穩步推進。2021年，《關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》《2030年前碳達峰行動方案》相繼發布。7月16日，全國碳市場正式啟動，第一個履約周期為2021年全年，納入發電行業重點排放單位2162家，覆蓋約45億噸二氧化碳排放量，是全球規模最大的碳市場。至12月31日，全國碳市場累計運行114個交易日，碳排放配額累計成交量1.79億噸，累計成交額76.61億元。

三電力基建

1.全國電力投資創近十年新高，投資結構再次調整

國家能源局數據顯示，2021年全國電力工程投資總額達10481億元，同比增長2.9%。其中，電源基本建設投資完成5530億元，電網基本建設投資完成4951億元。2018年以來，電力工程建設投資額連年增長。

網源投資差距繼續縮小。2021年全國電源基本建設投資占電力投資的比重為52.8%，較上年增加0.9個百分點；電網基本建設投資占電力投資的比重為47.2%，較上年降低0.9個百分點。

從近十年數據來看，電力投資總體呈增長態勢。“十二五”期間年均投資約為7800億元，“十三五”期間年均投資約為8900億元。“十四五”開局之年，電力工程建設投資創下十年來新高。電網投資占比在“十二五”期間整體呈上升趨勢，“十三五”期間整體呈下降趨勢。“十四五”開年持續降低。

圖5-11 2012-2021年全國電力投資及增速

2.新能源投資大幅上揚，火電投資連續五年下滑

2021年，全國電源基本建設投資完成5530億元，同比增長4.5%。其中，水電投資988億元，同比減少7.4%，占電源投資的比重為17.9%。火電投資672億元，同比上升18.3%，占電源投資的比重為12.2%。核電投資538億元，同比上升42%，占電源投資的比重為9.7%，扭轉“十三五”期間投資量一直收縮的局面。

“十二五”以來，新能源投資力度加大。2019-2021年受平價上網政策影響，風電投資猛增，2020、2021年風電投資占電源總投資的比重分別為50.1%、44.8%。

圖5-12 2012-2021年分類型電源投資

3.電網投資同比增長1.1%，投運總規模平穩增長

2021年全國電網基本建設投資完成4951億元，同比增長1.1%。從近十年數據看，電網投資占比在“十二五”期間整體呈上升趨勢，“十三五”期間整體呈下降趨勢。“十四五”開年繼續降低。

電網投運總規模平穩增長。2021年，全國新增220千伏及以上變電設備容量24334萬千伏安，比上年多投產2046萬千伏安，同比增長9.2%；全國新增220千伏及以上輸電線路回路長度3.2萬千米，較上年少投產2809千米，同比減少8%；新增直流換流容量3200萬千瓦，比上年少投產2000萬千瓦，同比下降38.5%。截至2021年底，全國220千伏及以上變電設備容量共49.4億千伏安，同比增長5.0%；220千伏及以上輸電線路回路長度共84萬千米，同比增長3.8%。

輸電通道建設穩步推進，跨區跨省資源配置能力提升。2021年，全國共建成投運2條特高壓工程。6月21日，雅中-江西±800千伏特高壓直流工程竣工投產，成為“十四五”期間首個建成投運的特高壓直流輸電工程。12月26日，南昌-長沙特高壓交流工程建成投運，成為國家電網“十四五”開局之年的首個特高壓交流工程。截至2021年底，全國共建成投運32條特高壓線路。其中，15條交流特高壓，均在國家電網；17條直流特高壓，國家電網13條，南方電網4條。

電力業務資質許可服務質量和“獲得電力”服務水平持續提升。2021年電力業務資質許可“好差評”評價中，“很好”13248件，占96.52%，“好”446件，占3.25%，整體好評率99.77%；“一般”22件，占0.16%；“差”“很差”9件，占0.07%。2021年以來，全國范圍內通過深化“三零”（零上門、零審批、零投資）和“三省”（省力、省時、省錢）服務等一系列舉措，電力營商環境得到持續優化。2021年全年為用戶節省辦電成本超650億元。

圖5-13 2012-2021年220千伏及以上變電設備容量及增長情況

圖5-14 2012-2021年220千伏及以上輸電線路回路長度及增長情況

四電力體制改革形勢與政策

1.電力市場體系結構逐步完善，市場化交易不斷增長

我國已初步形成在空間范圍上覆蓋省間、省內，在時間周期上覆蓋多年、年度、月度、月內的中長期交易及日前、日內現貨交易，在交易標的上覆蓋電能量、輔助服務、合同、可再生能源消納權重等交易品種的全市場體系結構。目前省間、省內中長期市場已較為完善并常態化運行。

根據中電聯數據，2021年，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量37787.4億千瓦時，同比增長19.3%，占全社會用電量比重為45.5%，同比提高3.3個百分點。省內交易電量（僅中長期）合計為30760.3億千瓦時，省間交易電量（中長期和現貨）合計為7027.1億千瓦時。國家電網區域各電力交易中心累計組織完成市場交易電量29171.5億千瓦時，占該區域全社會用電量的比重為44.5%；南方電網區域各電力交易中心累計組織完成市場交易電量6702.8億千瓦時，占該區域全社會用電量的比重為46.6%。

市場主體方面，國家電網經營區域電力交易平臺已累計注冊各類市場主體36.6萬家，同比增長85%；南方電網區域電力市場注冊的主體共8.98萬家，同比增長39.9%。

2.我國省間電力交易體系已基本建成

《北京電力交易中心跨區跨省電力中長期交易實施細則》經多輪修訂后于2021年9月正式印發，成為落實《電力中長期交易基本規則》的操作細則，為市場主體參與跨區跨省電力中長期交易提供依據。細則在年度、月度交易的基礎上，增設月內（周、多日）交易。

在2017年7月出臺的《跨區域省間富余可再生能源電力現貨交易試點規則（試行）》下，省間現貨方面，2020年，國家電網實現了跨區域省間富余可再生能源電力現貨交易全覆蓋。在此基礎上，2021年11月，國家電網印發了《省間電力現貨交易規則（試行）》，計劃在國家電網公司和內蒙古電力公司范圍內啟動試點交易。此次規則不僅放開售電公司、電網代購、電力用戶參與省間電力現貨交易，市場范圍由跨區域省間擴大到所有省間，還將市場定位在落實省間中長期交易基礎上，利用省間通道剩余輸電能力，開展省間日前、日內電能量交易的省間電力現貨交易。實現覆蓋全國大部分省份的空間維度，覆蓋多種能源的電量交易，對建立完整的電力市場體系起到了重要的銜接和支撐作用。其運行標志著我國完整、統一的省間電力交易體系已經基本建成。

3.電力價格市場化改革走向縱深

有序放開全部燃煤發電電量上網電價與工商業用戶用電價格。2021年10月，國家發展改革委印發《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，明確有序放開全部燃煤發電電量上網電價，通過市場交易在“基準價+上下浮動”范圍內形成上網電價，上下浮動原則上均不超過20%，電力現貨價格不受上述幅度限制。有序推動工商業用戶全部進入電力市場，按照市場價格購電，取消工商業目錄銷售電價。居民、農業用電執行現行目錄銷售電價政策。目前尚未進入市場的用戶，10千伏及以上的用戶要全部進入，對暫未直接從電力市場購電的用戶由電網企業代理購電（《國家發展改革委關于企業代理購電工作有關事項的通知》對電網企業代理購電方式流程進行了規范）。此外，為保障燃煤發電上網電價市場化改革，進一步放開各類電源發電計劃，加強與分時電價政策銜接。

完善目錄分時電價機制。《關于進一步完善分時電價機制的通知》稱，在保持銷售電價總水平基本穩定的基礎上，進一步完善目錄分時電價機制，建立尖峰電價機制，健全季節性電價機制。據不完全統計，已有24省市出臺完善分時電價機制相關政策25條。

輸配電價進入第二監管周期。國家發展改革委2021年4月印發的《關于做好2021年降成本重點工作的通知》稱，平穩執行新核定的2021年輸配電價和銷售電價，進一步清理用電不合理加價，繼續推動降低一般工商業電價。持續推進電力市場化改革，允許所有制造業企業參與電力市場化交易。2021年10月14日，國家發展改革委印發《跨省跨區專項工程輸電價格定價辦法》，對2017年出臺的《跨省跨區專項工程輸電價格定價辦法（試行）》作了修訂。在第一監管周期（2017-2019）的基礎上，考慮到2020年應對疫情降電價（電費）的影響，核定后的各省級電網第二監管周期輸配電價自2021年1月1日起執行。與第一監管周期相比，第二監管周期輸配電價整體下降，其中，五大區域電網兩部制輸電價格中的電量電價，從第一周期的2個電量電價變化為第二周期的5個電價，各區域電網都有所屬的電量電價。此外，自2021年12月2日起，對陜北-湖北、雅中-江西特高壓直流工程執行臨時輸電價格。

完善抽水蓄能價格形成機制。國家發展改革委2021年5月發布《進一步完善抽水蓄能價格形成機制》，明確要堅持以兩部制電價政策為主體，進一步完善抽水蓄能價格形成機制，明確以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入輸配電價回收，同時強化與電力市場建設發展的銜接，逐步推動抽水蓄能電站進入市場。

4.中長期交易落實“六簽”，綠色電力交易方案出臺

“六簽”工作要求包括“全簽”“長簽”“分時段簽”“見簽”“規范簽”“電子簽”六方面內容，旨在全面深化電力市場化改革，構建更加完善有序的市場體系和市場結構。中電聯數據顯示，2021年，全國電力市場中長期電力直接交易電量合計為30404.6億千瓦時，同比增長22.8%。其中，省內電力直接交易電量合計為28514.5億千瓦時，省間電力直接交易（外受）電量合計為1890億千瓦時，分別占全國電力市場中長期電力直接交易電量的93.8%和6.2%。此外，廣州電力交易中心已于12月在全國范圍內率先完成2022年電力中長期合同簽訂工作，交易成交規模達2423億千瓦時（落地端），創歷史新高，超過近三年平均送電規模，市場主體參與率達100%，并首次實現所有“網對網”“點對網”交易全量簽約，還提前鎖定了2022年南方區域跨省區送電安排，其中西電東送電量達2308億千瓦時。

《綠色電力交易試點工作方案》稱綠色電力交易將在現有中長期交易框架下，設立獨立的綠色電力交易品種。參與綠色電力交易的市場主體，近期以風電和光伏發電為主，逐步擴大到水電等其他可再生能源，綠色電力交易優先安排完全市場化上網的綠色電力，進一步體現能源的綠色屬性和價值。中電聯數據顯示，2021年省內綠色電力交易6.3億千瓦時。

5.電力現貨試點第二批穩步推進，廣東2022年將開啟整年結算試運行

省內電力現貨市場在第一批8個試點均已完成至少一個月以上連續結算試運行的基礎上，甘肅、福建、浙江、四川、山西、廣東陸續啟動連續結算試運行；山東已經啟動5次電力現貨市場結算試運行，自2022年1月1日起進入長周期連續結算試運行；南方（以廣東起步）電力現貨市場原則上自2022年1月1日起進入全年連續結算試運行。

第二批電力現貨試點面世。2021年4月發布的《關于進一步做好電力現貨市場建設試點工作的通知》，選擇遼寧、上海、江蘇、安徽、河南、湖北作為第二批現貨試點。此外，上海、江蘇、安徽現貨市場建設應加強與長三角區域市場的統籌與協調；支持開展南方區域電力市場試點，加快研究京津冀電力現貨市場建設、長三角區域電力市場建設的具體方案。江蘇能源監管辦已于11月對《江蘇省電力現貨交易規則（征求意見稿）》展開研討。

此外，可再生能源參與市場的新機制在廣東省現貨市場規則中顯現。12月，廣東省能源局發布《南方（以廣東起步）電力現貨市場實施方案》（征求意見稿），提出建立“中長期+現貨+輔助服務”的電力市場體系，引入有可再生能源電力消納需求的市場化用戶，通過售電公司與集中式風電、光伏和生物質等可再生發電企業開展交易。條件成熟時，研究開展可再生能源電力參與現貨市場交易。

6.持續推進售電側改革

國家發展改革委、國家能源局印發的《售電公司管理辦法》用以替代已經執行了5年的《售電公司準入與退出管理辦法》。新版管理辦法明確了售電公司注冊條件、注冊程序及相關權利與義務等內容，共計9章46條。其有三個亮點，一是注冊條件和注冊程序更有針對性，二是更加注重售電公司動態管理和風險管理，三是啟動保底售電服務，銜接電網企業代理購電機制。

增量配電業務改革方面，國家發展改革委、國家能源局批復了五批459個增量配電業務改革試點項目。中國能源研究會配售電研究中心與華北電力大學國家能源發展戰略研究院聯合發布的《2021年增量配電發展研究白皮書》顯示，有292個試點完成配電網規劃編制，300個試點確定業主，240個試點業主單位通過工商注冊，224個試點公布股比。共計220個試點確定供電范圍，其中第一批有85個，第二批有50個，第三批有53個，第四批有29個，第五批有3個。共計185個試點取得電力業務許可證（供電類）。

7.新版“兩個細則”的出臺推動運營規則持續完善

全國6個區域電網和30個省級電網已啟動電力輔助服務市場，實現各區域、省級輔助服務市場全面覆蓋，電力輔助服務市場體系基本建立。2021年在應對電力緊張的過程中，電力輔助服務發揮了積極作用。全國通過輔助服務市場挖掘調峰能力約9000萬千瓦，增發清潔能源電量約800億千瓦時。

2021年輔助服務市場建設速度加快，運營規則持續完善。國家能源局11月發布的《關于強化市場監管 有效發揮市場機制作用促進今冬明春電力供應保障的通知》，要求中長期保供應穩定、輔助服務保安全運行、應急調度保突發處置。激發需求側等第三方響應能力，結合用戶側參與輔助服務市場機制建設，全面推動高載能工業負荷、工商業可調節負荷、新型儲能、自備電廠、電動汽車充電網絡、虛擬電廠、5G基站、負荷聚合商等參與輔助服務市場。國家能源局12月印發了新版“兩個細則”，即《電力輔助服務管理辦法》《電力并網運行管理規定》，對電力輔助服務主體、交易品種以及補償與分攤機制做了補充深化。新增了囊括新能源等發電側主體、新型儲能、負荷側并網主體等并網技術指導及管理要求，新增了轉動慣量、爬坡、穩定切機、穩定切負荷等輔助服務品種，建立用戶參與的分擔共享機制。

跨區跨省電力輔助服務機制正在陸續出臺。除了《電力輔助服務管理辦法》明確跨省跨區電力輔助服務機制外，《新型主體參與華中電力調峰輔助服務市場規則（試行）》《川渝一體化電力調峰輔助服務市場運營規則（試行）》相繼發布。國內首個調峰容量市場機制在華北電力調峰容量市場正式啟動。

1.國家統計局發電量數據統計口徑為全部工業企業，與中電聯采用全口徑統計存在數據差異。

2.火電包括燃煤發電量，燃油發電量，燃氣發電量，余熱、余壓、余氣發電量，垃圾焚燒發電量，生物質發電量。