这两年，中国能源的绿色低碳转型正在不断创造历史和荣光。
数据显示，2021年，非化石能源发电装机容量上半年首超10亿千瓦，下半年首超煤电；2022年，非化石能源发电装机占总装机比重有望首次达到50%。
1月27日，中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）发布《2021-2022年度全国电力供需形势分析预测报告》，报告显示，截至2021年年底，全国全口径发电装机容量为23.8亿千瓦，全口径非化石能源发电装机容量达到11.2亿千瓦，首次超过煤电装机规模（11.1亿千瓦）。
中电联秘书长、新闻发言人郝英杰介绍， 2021年，全国全社会用电量为8.31万亿千瓦时，同比增长10.3%；预计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%。
值得关注的是，2022年我国非化石能源发电装机占总装机比重有望首次达到50%。具体来看，2022年将新增发电装机容量2.3亿千瓦左右（非化石能源发电装机投产约1.8亿千瓦），全口径发电装机容量达到26亿千瓦左右。届时非化石能源发电装机合计将达到13亿千瓦左右，有望首次达到总装机规模的一半，其中，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。
报告显示，2021年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。一、二、三、四季度，全社会用电量同比分别增长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分别为7.0%、8.2%、7.1%和6.4%，总体保持平稳较快增长。
从行业来看，部分新兴制造业行业用电量高速增长，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。在第三产业，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%。
当下，全球疫情仍在持续，外部形势更加复杂多变，能源电力行业既要保障电力供应，又要积极推动能源转型。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。中电联提出有关建议如下：
首先，要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。坚定不移增加国内煤炭供应能力，加大优质产能释放力度，增加煤炭总供给。制定煤矿保供与弹性生产办法，优先组织满足条件的先进产能煤矿按一定系数调增产能，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。加强履约监管，明确监管范围，所有合规中长期合同均应纳入政府监管，且标准要求一致；将中长期履约评价纳入企业信用体系，建立信用管理常态化机制，对恶意违约、中长期合同履约率过低的责任方企业，实施失信联合惩戒。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。
其次，要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。督促各地加快落实《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）文件中燃煤基准价上下浮动20%的政策，切实有效疏导煤电上网电价。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。
最后，要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。
