中电联发布《2022年三季度全国电力供需形势分析预测报告》，预计全年全社会用电量同比增长4%-5%。《报告》显示，前三季度，全国全社会用电量6.49万亿千瓦时，同比增长4.0%。一、二、三季度，全社会用电量同比分别增长5.0%、0.8%、6.0%，三季度在稳经济政策措施逐步落地以及持续大范围极端高温天气等因素拉动下，用电量增速比二季度明显回升。

进入“十三五”末期，相对宽松的供需局面已然逆转，摆在面前的是史无前例的全球能源危机、风云突变的国际格局，以及只争朝夕的“双碳”大计。内外部变量复杂交织，市场建设所承载的诉求与期盼更为多元。在电力现货的战场不断扩大的当下，亟需审视当前行业发展的忧患、目标与任务，从战略层面进一步明晰市场的功能与定位。

一、2022年前三季度全国电力供需情况

（一）电力消费需求情况

前三季度，全国全社会用电量6.49万亿千瓦时，同比增长4.0%。一、二、三季度，全社会用电量同比分别增长5.0%、0.8%、6.0%，三季度在稳经济政策措施逐步落地以及持续大范围极端高温天气等因素拉动下，用电量增速比二季度明显回升。

一是第一产业用电量858亿千瓦时，同比增长8.4%。其中，农业、渔业、畜牧业用电量同比分别增长4.1%、12.9%、13.5%。第一产业用电量保持较快增长，得益于乡村振兴战略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。

二是第二产业用电量4.24万亿千瓦时，同比增长1.6%。其中，一、二、三季度同比分别增长3.0%、-0.2%、2.2%，三季度第二产业运行呈现稳中有升态势，拉动用电量增速回升。

前三季度，高技术及装备制造业合计用电量同比增长2.3%，其中，电气机械和器材制造业、医药制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业用电量增速均超过5%；在新能源汽车快速普及、销量快速增长的拉动下，新能源车整车制造用电量同比大幅增长74.1%。四大高载能行业合计用电量同比下降0.2%，其中，化学原料和化学制品制造业、有色金属冶炼和压延加工业用电形势相对较好，用电量同比分别增长5.1%和3.0%；黑色金属冶炼行业、非金属矿物制品业用电量同比分别下降5.3%和4.2%，建材中的水泥行业用电量同比下降16.5%，受房地产市场下滑的影响较大。消费品制造业合计用电量同比下降0.9%，其中相对刚需的吃类消费品用电形势相对较好，酒/饮料及精制茶制造业、烟草制品业、食品制造业、农副食品加工业用电量增速均高于2%。其他制造业行业合计用电量同比增长3.1%，其中，废弃资源综合利用业、石油/煤炭及其他燃料加工业用电量同比分别增长11.0%和9.7%。

三是第三产业用电量1.14万亿千瓦时，同比增长4.9%。其中，一、二、三季度同比分别增长6.2%、0.0%、7.7%，三季度用电量增速有较大幅度的回升，除了服务业经济有所复苏外，当季持续高温天气因素也是拉动用电量增速回升的重要原因。前三季度，批发零售业、租赁和商务服务业、公共服务及管理组织用电量增速均超过5%。电动汽车高速发展拉动充换电服务业用电量增长41.9%。

四是城乡居民生活用电量1.03万亿千瓦时，同比增长13.5%。其中，一、二、三季度同比分别增长11.8%、7.0%和19.8%。8月，全国平均气温达到1961年以来历史同期最高水平，拉动空调降温负荷快速增长，当月居民生活用电量增速高达33.5%，其中，重庆、湖北、四川、浙江、陕西、江西增速均超过50%。

五是中部地区用电量同比增长8.4%，增速领先。前三季度，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长2.5%、8.4%、4.4%、0.1%。东部和东北地区受疫情等因素影响，前三季度用电量增速偏低。前三季度，全国共有26个省份用电量实现正增长，其中，西藏、云南、安徽、湖北、河南、四川、重庆、江西、青海、山西、宁夏、湖南、陕西、内蒙古等14个省份用电量增速均超过5%。

（二）电力生产供应情况

截至2022年9月底，全国全口径发电装机容量24.8亿千瓦，同比增长8.1%。从分类型投资、发电装机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，非化石能源发电装机占比接近一半。

一是电力投资同比增长17.4%，非化石能源发电投资占电源投资比重达到86.6%。前三季度，重点调查企业电力完成投资同比增长17.4%。电源完成投资同比增长25.1%，其中非化石能源发电投资占比为86.6%。电网完成投资同比增长9.1%；其中，直流工程投资同比增长32.7%，交流工程投资同比增长7.5%。

二是非化石能源发电装机占总装机容量比重上升至48.7%。前三季度，全国新增发电装机容量11463万千瓦，其中，新增非化石能源发电装机容量9402万千瓦。截至9月底，全国全口径发电装机容量24.8亿千瓦，其中非化石能源发电装机容量12.1亿千瓦，同比增长15.4%，占总装机比重为48.7%，同比提高3.1个百分点，电力延续绿色低碳转型趋势。分类型看，水电4.1亿千瓦；核电5553万千瓦；并网风电3.5亿千瓦，其中，陆上风电3.2亿千瓦、海上风电2726万千瓦；并网太阳能发电3.6亿千瓦。火电13.1亿千瓦，其中煤电11.1亿千瓦，占总发电装机容量的比重为44.8%，同比降低3.1个百分点。

三是太阳能发电量增速超过30%，煤电发电量占全口径总发电量的比重接近六成。前三季度，全国规模以上电厂发电量同比增长2.2%，其中规模以上电厂水电、火电、核电发电量同比分别增长5.0%、0.5%和0.5%。8月来水偏少，当月水电发电量同比下降11.0%，当月火电发电量增速上升至14.8%。前三季度，全口径并网风电、太阳能发电量同比分别增长15.6%和32.1%。前三季度全口径煤电发电量同比增长0.6%，其中三季度同比增长9.2%，煤电发电量占全口径总发电量的比重接近六成，煤电仍是当前我国电力供应的最主要电源。

四是太阳能发电设备利用小时同比提高57小时，风电、火电、水电、核电同比分别降低24、49、64、267小时。前三季度，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时2799小时，同比降低87小时。分类型看，水电设备利用小时2729小时，同比降低64小时。核电5576小时，同比降低267小时。并网风电1616小时，同比降低24小时。并网太阳能发电1063小时，同比提高57小时。火电3295小时，同比降低49小时，同比降低幅度比上半年收窄84小时；其中，煤电3437小时，同比降低18小时；气电1826小时，同比降低248小时。

五是跨区输送电量同比增长6.0%，跨省输送电量同比增长3.2%。前三季度，全国新增220千伏及以上输电线路长度22265千米；全国新增220千伏及以上变电设备容量（交流）18772万千伏安。前三季度，全国完成跨区输送电量5752亿千瓦时，同比增长6.0%，其中，8月高温天气导致华东、华中等地区电力供应紧张，加大了跨区电力支援力度，当月全国跨区输送电量934亿千瓦时，同比增长17.3%。前三季度，全国完成跨省输送电量1.32万亿千瓦时，同比增长3.2%；其中，8月部分省份电力供应紧张，当月全国跨省输送电量1880亿千瓦时，同比增长9.2%。

六是市场交易电量同比增长43.5%。前三季度，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量38889亿千瓦时，同比增长43.5%，占全社会用电量比重为59.9%，同比提高16个百分点；全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为31048.5亿千瓦时，同比增长43.1%。

七是电煤价格水平总体仍居高位，煤电企业持续大面积亏损。今年以来煤电企业采购的电煤综合价始终超过基准价上限，大体测算前三季度全国煤电企业因电煤价格上涨导致电煤采购成本同比额外增加2600亿元左右。大型发电集团到场标煤单价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，部分企业现金流紧张。

（三）全国电力供需情况

今年以来电力行业全力以赴保民生、保发电、保供热，保障电力安全可靠供应。上半年，全国电力供需总体平衡。7、8月，我国出现了近几十年来持续时间最长、影响范围最广的极端高温天气，叠加经济恢复增长，拉动用电负荷快速增长。全国有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尤为紧张。

二、完善市场体系 支撑多元价值

在“双碳”目标的战略部署下，建设与新型电力系统运行相适应的电力市场，是电力市场化改革的题中之义。构建新型电力系统需要怎样的技术和资源，投入这些技术与资源会遇到怎样的现实挑战，是深化现货市场建设面对的首要问题。

“当前新能源已经成为电源增量的主体，未来成为存量主体也只是时间问题。在高比例新能源的电力系统中，电力的充裕性、稳定性和灵活性价值凸显，但当前的市场机制并没有为以上价值提供足够的激励。当然，这也并不仅仅是中国面临的问题，而是全球面临的共同挑战。”冯永晟表示。

以煤电为例。近年来，煤电为电力保供和系统平衡作出了突出贡献，随着新能源发电的大幅增长，煤电企业在被挤占生存空间的同时承担了更多的系统平衡责任，但其收益主要来自于电量交易和限定在发电侧的辅助服务补偿，其灵活调节、容量保障、应急备用等多维价值无法兑现经济收益。在国内外频频限电的现实挑战下，容量资源成为电力系统中最急迫的需求之一。但煤电作为当前能源市场里仍居主导地位、功能作用无可取代的电源之一，在市场中却难以获得合理的激励回报，严重影响到电力系统的容量充裕度。

而未来电力系统中的主角新能源，仍然在进与不进市场之间艰难抉择。《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）针对新能源入市已经提出了明确的时间表，留给新能源的时间已经不多。但新能源进入市场，尤其是现货市场，将面临着收益下降的风险。

在现货市场中，机组报价策略科学、调节性能好的电源主体占有竞争优势，机组报价粗放、存在出力受阻或缺陷的机组相对居于劣势。新能源靠天吃饭，发电具有间歇性、随机性、波动性特点，不仅存在曲线履约难、偏差风险大等问题，还将面临着市场高价时难出力、市场低价时电量大发的窘境。从近几年各地新能源参与市场的情况来看，新能源入市后收益均显著降低。

作为构建新型电力系统所必备的核心技术和电源类型，新能源大规模、高质量发展是刚性目标，在新能源市场竞争力相对不足的现状下，仍然需要政策发力，市场驱动，保障新能源合理收益，增强新能源持续投资的市场信心。“我认为激发绿证消费市场是新能源进入现货市场的前提条件，如果新能源的绿色属性无法产生经济效益，仅仅依靠电力市场中的收益将难以可持续发展，但我国当前绿证交易采取自愿原则，成交比例低，没有形成应有的市场规模。”韩放表示，“促进绿证交易的关键是出台强制配额制度。没有强制配额，绿证交易就无法形成具有持续性的市场。”

容量保障、灵活调节、绿色低碳……支撑新型电力系统的多种价值需要不同的市场主体来提供，而以上价值的提供者，也应获得合理的长效激励。如果缺乏相应的多元价值激励机制的支撑，孤立的现货市场难以深入推进。受访专家认为，需要按照“谁受益、谁承担”的原则开展辅助服务市场、同步建立容量补偿机制、落实强制绿证制度等，促使市场形成一个完整的有机体，从而鼓励各种类型的发电资源投资，帮助参与现货的发电企业收回固定成本，科学疏导建设新型电力系统的成本，保证系统可靠性。

冯永晟强调，在电力发展与体制机制改革的任何时期，都不能放松对容量保障的重视程度。回顾我国二十年电改的历史路径，其政策导向和制度安排具有鲜明的容量激励特征。“我国电力行业最初就是围绕解决缺电难题而发展起来的，电力体制改革的内核聚焦于协调电力容量投资和经济增长需求之间的关系，从而创造了电力大国的辉煌成就。随着‘十三五’经济发展进入新常态，在供给侧结构性改革的背景下，对容量激励的引导有一些忽视，对电力系统变化的预判以及能源安全形势的把握不够准确，使得当前容量投资受到冲击。”冯永晟说，“现货市场的建设，填补了我国长期缺失的短期价格信号发现机制，但同时也需要合理保留容量投资激励的长效机制，推进现货市场配套机制建设，使多种市场交互衔接，这更加需要加强顶层设计，以系统思维构建电力市场体系，以适应电力系统变化特征、保障能源安全、满足经济增长与低碳转型对于电力行业的需求。”

文章来源： chinapower电力网，电联新媒