中國儲能網(wǎng)訊：2021年，電力行業(yè)延續(xù)綠色低碳發(fā)展態(tài)勢，新型電力系統(tǒng)建設跨出新步伐。2021年非化石能源裝機占比首次超過煤電，可再生能源裝機突破10億千瓦。全年發(fā)電量增長9.8%，新能源年發(fā)電量首次突破1萬億千瓦時，可再生能源發(fā)電量達到2.48萬億千瓦時，占全社會用電量的比重達到29.8%。全年電力消費實現(xiàn)兩位數(shù)增長，受經(jīng)濟恢復、天氣、煤炭價格上漲等多重因素影響，電力供需總體偏緊。電力改革創(chuàng)新有效激發(fā)高質量發(fā)展動力活力，全年市場化交易電量約3.5萬億千瓦時。本報告結合近十年電力運行情況，從多角度解析我國電力供需態(tài)勢、運行特點、改革進展、發(fā)展方向等內(nèi)容，供參考。
我國電力發(fā)展與改革形勢分析（2022）
王雪辰 崔曉利
（能源安全新戰(zhàn)略研究院）
2021年是黨和國家歷史上具有里程碑意義的一年。面對百年變局和世紀疫情，我國經(jīng)濟發(fā)展和疫情防控保持全球領先，全面深化改革開放，構建新發(fā)展格局邁出新步伐，高質量發(fā)展取得新成效。2021年，我國國內(nèi)生產(chǎn)總值（GDP）比上年增長8.1%，兩年平均增長5.1%；經(jīng)濟規(guī)模突破110萬億元，穩(wěn)居全球第二大經(jīng)濟體，我國人均GDP達到80976元（按年平均匯率折算達12551美元），超過世界人均GDP水平。
2021年電力消費增速實現(xiàn)兩位數(shù)增長，電力裝機結構延續(xù)綠色低碳發(fā)展態(tài)勢。電力生產(chǎn)供應能力提升，2021年末全國發(fā)電裝機容量達23.8億千瓦，比上年末增長7.9%。發(fā)電裝機綠色轉型持續(xù)推進，非化石能源裝機占比首次超過煤電，可再生能源裝機突破10億千瓦，風電并網(wǎng)裝機容量已連續(xù)12年穩(wěn)居全球第一，光伏發(fā)電并網(wǎng)裝機容量連續(xù)7年穩(wěn)居全球第一，清潔能源消納取得新進展，新型電力系統(tǒng)建設跨出新步伐。2021年我國發(fā)電量83768億千瓦時，增長9.8%，新能源年發(fā)電量首次突破1萬億千瓦時。電力改革創(chuàng)新有效激發(fā)高質量發(fā)展動力活力，全年市場化交易電量約3.5萬億千瓦時，輔助服務市場建設不斷深化。
一、電力消費實現(xiàn)兩位數(shù)增長，結構日益優(yōu)化
（一）全社會用電量同比增長10.3%
2021年，我國電力消費大幅回升。根據(jù)中國電力企業(yè)聯(lián)合會（以下簡稱“中電聯(lián)”）數(shù)據(jù)，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%。受經(jīng)濟整體回暖、外貿(mào)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(shù)效應，電力消費大幅回升。
2021年的用電量增速達到近10年來新高，略低于2010年的14.8%和2011年的12.0%。
圖1 2012～2021年全國全社會用電量及增速情況（單位：億千瓦時，%）
注：2021年數(shù)據(jù)來自于中電聯(lián)快報，其他來自中電聯(lián)歷年電力工業(yè)統(tǒng)計數(shù)據(jù)，增速系計算所得，如無特殊標注，下同。
（二）季度用電增速逐季回落
2021年各季度全社會用電量總體保持平穩(wěn)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%。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%。
主要受到經(jīng)濟持續(xù)穩(wěn)定恢復和二產(chǎn)用電增長的拉動，一季度全社會用電量較快增長，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%。受能耗雙控和堅決遏制“兩高”項目盲目發(fā)展政策、同期基數(shù)抬升等因素影響，季度用電增速呈現(xiàn)“前高后低”態(tài)勢。通過對比可以看出，從2021年各季度兩年平均增速來看，增速略高于2019年，在2018和2019年之間。
圖2 2018～2021年全國全社會用電量季度增速（單位：%）
（三）嚴控“兩高”政策和疫情對產(chǎn)業(yè)用電增速影響明顯
2021年，第一產(chǎn)業(yè)和第三產(chǎn)業(yè)用電量實現(xiàn)兩位數(shù)增長。第一產(chǎn)業(yè)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(chǎn)業(yè)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(chǎn)業(yè)用電量14231億千瓦時，同比增長17.8%，兩年平均增長9.5%；城鄉(xiāng)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%。
一季度，二產(chǎn)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%；三產(chǎn)用電顯著回升，增速逐月提高，累計增速28.2%，較2019年同期大幅增長16.5%；一產(chǎn)用電持續(xù)高速增長，增速26.4%，較2019年同期增長31.4%。
表1 2012～2021年分產(chǎn)業(yè)用電量（單位：億千瓦時）
注：2018年3月，國家統(tǒng)計局《關于修訂<三次產(chǎn)業(yè)劃分規(guī)定（2012）>的通知》明確將“農(nóng)、林、牧、漁服務業(yè)”調(diào)整到第三產(chǎn)業(yè)后，再更名為“農(nóng)、林、牧、漁專業(yè)及輔助性活動”，電力行業(yè)按照最新的標準開展行業(yè)統(tǒng)計工作，為保證數(shù)據(jù)可比，2017年之后的數(shù)據(jù)已根據(jù)新標準重新分類。
圖3 2018～2021年分產(chǎn)業(yè)用電量增速情況（單位：%）
進入二季度，各產(chǎn)業(yè)用電增速較一季度有所回落，然而一產(chǎn)用電量仍保持穩(wěn)步大幅增長，三產(chǎn)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(yè)用電量增速明顯高于同期制造業(yè)平均水平，但是由于國家堅決遏制“兩高”項目盲目發(fā)展政策逐步落實，四大高載能行業(yè)增速逐步回落，三、四季度第二產(chǎn)業(yè)增速受到直接影響，疊加部分地區(qū)疫情散發(fā)的影響，三、四季度第三產(chǎn)業(yè)用電增速回落。
從2021年的兩年平均增速來看，僅有一產(chǎn)用電增速高于2018、2019年水平，二產(chǎn)、三產(chǎn)及居民生活用電增速在2018和2019年間。
（四）電力消費結構繼續(xù)優(yōu)化，二產(chǎn)用電占比逐年遞減
全社會用電量保持平穩(wěn)增長同時，電力消費結構正日益優(yōu)化。第二產(chǎn)業(yè)用電比重逐步收縮，第一產(chǎn)業(yè)、第三產(chǎn)業(yè)比重略微擴大。隨著鄉(xiāng)村用電條件持續(xù)改善，高技術及裝備制造業(yè)、充換電服務業(yè)、新興服務業(yè)等進一步快速發(fā)展和城鄉(xiāng)居民生活水平的提高，用電結構將進一步向一產(chǎn)和三產(chǎn)傾斜。
表2 2018～2021年全社會用電結構
二、電力裝機規(guī)模持續(xù)提升，非化石能源占比首次超過煤電
（一）全國電力裝機規(guī)模近24億千瓦，同比增長7.9%
截至2021年底，全國發(fā)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(fā)電裝機容量持續(xù)增長。2012～2021年，我國發(fā)電裝機累計容量從11.5億千瓦增長到23.8億千瓦。近十年的裝機增速呈波動走勢，2015～2019年，裝機增速呈下降趨勢，至2020年陡然回升，最主要原因是風電、太陽能發(fā)電等新能源新增裝機創(chuàng)歷史新高。
圖4 2012～2021年全國電力裝機及增速情況（單位：萬千瓦，%）
（二）非化石能源裝機占比首次超過煤電
發(fā)電裝機綠色轉型持續(xù)推進，可再生能源裝機突破10億千瓦。2021年，全國全口徑火電裝機容量13.0億千瓦，其中，煤電11.1億千瓦，同比增長2.8%，占總發(fā)電裝機容量的比重為46.7%，同比降低2.3個百分點。水電、風電、光伏發(fā)電裝機均突破3億千瓦，水電裝機容量3.9億千瓦（常規(guī)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(fā)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(wǎng)裝機容量已連續(xù)12年穩(wěn)居全球第一，光伏發(fā)電并網(wǎng)裝機容量連續(xù)7年穩(wěn)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(fā)電3798萬千瓦。
表3 2012～2021年全國電力裝機結構（單位：萬千瓦）
圖5 2012～2021年全國電力裝機結構
非化石能源發(fā)電裝機容量首次超過煤電。從十年歷史數(shù)據(jù)來看，非化石能源裝機比重明顯上升，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(fā)電裝機容量比重為47.0%，首次超過煤電裝機規(guī)模。2021年可再生能源發(fā)電累計裝機容量達到10.3億千瓦，比2015年底實現(xiàn)翻番，占全國發(fā)電總裝機容量比重達到43.2%，比2015年底提高10.9個百分點。
從裝機增速看，2021年，風電和太陽能發(fā)電裝機以超過15%的速度大幅增長，太陽能發(fā)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%?；痣娡仍鲩L4.1%，其中，煤電同比增長2.8%，占總發(fā)電裝機容量的比重同比下降2.3個百分點。
圖6 2016～2021年火電、水電、風電、太陽能發(fā)電、核電裝機增速情況
（三）全國新增非化石能源發(fā)電裝機比重超七成
2021年，全國新增發(fā)電裝機容量17629萬千瓦。其中，新增火電裝機4628萬千瓦，并網(wǎng)水電、風電2349、4757萬千瓦，核電340萬千瓦，太陽能發(fā)電5493萬千瓦，生物質808萬千瓦。新增非化石能源發(fā)電裝機容量13809萬千瓦，占新增發(fā)電裝機總容量的比重為78.3%，同比提高5.2個百分點。新增可再生能源裝機1.34億千瓦，占全國新增發(fā)電裝機的76.1%。
新增發(fā)電裝機總規(guī)模連續(xù)九年過億千瓦，2020年為歷年最高水平。2018、2019年受電力供需形勢變化等因素影響，水電、核電、太陽能發(fā)電新增裝機幾乎減半，導致兩年新增裝機規(guī)模連續(xù)下滑。2020年，在水電、風電、太陽能發(fā)電裝機高速增長的帶動下，新增裝機容量大幅提升。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(guī)模同比降低7.9%。
圖7 2012～2021年全國新增電力裝機及增速情況
圖8 2015～2021年全國新增電力裝機結構對比（單位：萬千瓦）
2021年新增的各類型發(fā)電裝機中，七成以上都是非化石能源。風電、光伏發(fā)電新增裝機規(guī)模1.02億千瓦，新增并網(wǎng)海上風電創(chuàng)歷年新高，新增光伏發(fā)電并網(wǎng)裝機容量連續(xù)9年穩(wěn)居世界第一，新增分布式光伏歷史上首次超過集中式電站。
●新增火電裝機
2021年新增火電裝機較上一年同期減少1032萬千瓦。全年有多個大型火電機組并網(wǎng)，重點工程包括：國內(nèi)最大在建項目—國家能源集團國電電力上海廟公司百萬千萬超超臨界1號機組投產(chǎn)發(fā)電、華能集團自主研發(fā)的世界參數(shù)最高和容量最大超臨界二氧化碳循環(huán)發(fā)電試驗機組投運、國家優(yōu)質工程金質獎上海漕涇電廠改造完成并網(wǎng)、安徽省首個廚余垃圾沼氣發(fā)電項目并網(wǎng)、四川省首臺超超臨界百萬千瓦機組投運、福建羅源灣港儲電一體化電廠工程1號機組投運、獲得世界最高冷卻塔吉尼斯世界記錄的國能勝利電廠一期工程全面建成投產(chǎn)等。
圖9 2012～2021年火電裝機和新增裝機情況（單位：萬千瓦）
●新增新能源裝機
2021年，全國風電新增并網(wǎng)裝機4757萬千瓦，為“十三五”以來年投產(chǎn)第二多，比第一多的2020年少投產(chǎn)2454萬千瓦。陸上風電新增裝機3067萬千瓦，海上風電新增裝機1690萬千瓦。從新增裝機分布看，中東部和南方地區(qū)占比約61%，“三北”地區(qū)占39%。由于2021年是海上風電新并網(wǎng)項目獲得國家財政補貼的最后一年，全國全年新增并網(wǎng)海上風電裝機規(guī)模創(chuàng)歷年新高，達到1690萬千瓦。我國大型風電光伏基地項目接連開工，2021年10月中下旬近3000萬千瓦大型風電光伏基地項目開工。
2021年，全國太陽能發(fā)電新增裝機5493萬千瓦，全國光伏新增并網(wǎng)裝機5488萬千瓦，為歷年以來年投產(chǎn)最多，其中，光伏電站2560萬千瓦、分布式光伏2928萬千瓦。分布式光伏新增發(fā)電裝機約占全部光伏新增的53%，歷史上首次突破50%，集中式與分布式光伏并舉的發(fā)展趨勢明顯。戶用光伏繼2020年首次超過1000萬千瓦后，2021年超過2000萬千瓦。從全國光伏新增裝機布局看，裝機占比較高的區(qū)域為華北、華東和華中地區(qū)，分別占全國新增裝機的39%、19%和15%。
圖10 2012～2021年新增風電、太陽能發(fā)電裝機情況（單位：萬千瓦）
2021年，核電新增裝機較上年增加228萬千瓦。主要有“華龍一號”全球首堆示范工程—福清核電5號機組正式投入商業(yè)運行，全球首個并網(wǎng)發(fā)電的第四代高溫氣冷堆核電項目—石島灣高溫氣冷堆核電站示范工程首次并網(wǎng)發(fā)電，田灣核電6號、紅沿河核電5號機組建成投產(chǎn)。
圖11 2012～2021年核電裝機和新增裝機情況（單位：萬千瓦）
●新增水電裝機
2021年，全國新增水電并網(wǎng)容量為“十三五”以來年投產(chǎn)最多。截至2021年12月底，我國“十四五”開局之年投產(chǎn)發(fā)電的超級工程—白鶴灘水電站已有8臺機組投產(chǎn)發(fā)電，將與三峽工程、葛洲壩工程，以及金沙江烏東德、溪洛渡、向家壩水電站一起，構成世界最大的清潔能源走廊。雅礱江兩河口水電站5臺機組投產(chǎn)發(fā)電。烏東德水電站于6月實現(xiàn)全部12臺85萬千瓦機組投產(chǎn)發(fā)電，全面進入運行管理新階段。
圖12 2012～2021年水電裝機和新增裝機情況（單位：萬千瓦）
三、電力供需形勢保持總體偏緊，非化石能源電力供應能力持續(xù)提升
（一）新能源年發(fā)電量首次突破1萬億千瓦時，煤電發(fā)電量占比降低
2021年，全國全口徑發(fā)電量8.38萬億千瓦時，同比增長9.8%。發(fā)電結構持續(xù)優(yōu)化。非化石能源發(fā)電量2.90萬億千瓦時，同比增長12.0%；占總發(fā)電量的比重為34.5%，同比提高0.6個百分點。新能源年發(fā)電量首次突破1萬億千瓦時。風電光伏的發(fā)電量占比提高了2.2個百分點，并網(wǎng)太陽能發(fā)電、風電發(fā)電量同比分別增長25.2%和40.5%，風電對全國電力供應的貢獻不斷提升。煤電發(fā)電量5.03萬億千瓦時，同比增長8.6%，占總發(fā)電量的比重為60.0%，同比降低0.7個百分點。僅有水電受到汛期主要流域降水偏少等因素影響導致發(fā)電量下降。
圖13 2016～2021年全國發(fā)電量及非化石能源發(fā)電占比情況
2021年，受工業(yè)生產(chǎn)快速恢復、天氣、水電供應不足、煤炭價格上漲等綜合性因素影響，全國部分地區(qū)電力供應緊張。尤其是1月、6~10月部分地區(qū)電力供應緊張，其中，6~8月，有12個省級電網(wǎng)在部分用電高峰時段電力供應緊張并采取有序用電措施，9~10月，有超過20個省級電網(wǎng)采取了有序用電措施，個別地區(qū)少數(shù)時段出現(xiàn)限電現(xiàn)象。
（二）全國發(fā)電設備利用小時同比提高60小時，僅水電利用小時數(shù)降低
2021年，全國發(fā)電設備利用小時數(shù)為3817小時，同比提高60小時。其中，火電設備利用小時4448小時，其中，煤電4586小時，氣電2814小時。水電設備利用小時3622小時。核電7802小時，并網(wǎng)風電2232小時，并網(wǎng)太陽能發(fā)電1281小時。
表4 2012～2021年發(fā)電設備利用小時數(shù)（單位：小時）
圖14 2012～2021年不同電源發(fā)電設備利用小時變動情況
從全國發(fā)電設備平均利用小時來看，近十年總體呈下滑之勢，2015～2021年，全國發(fā)電設備平均利用小時數(shù)均降至4000小時以內(nèi)。
2021年，全國火電設備利用小時數(shù)同比提高237小時，其中，煤電同比提高263小時，氣電同比提高204小時。水電同比降低203小時，核電同比提高352小時，并網(wǎng)風電同比提高154小時，并網(wǎng)太陽能發(fā)電與上年總體持平。
（三）可再生能源利用水平繼續(xù)提升
2021年，我國可再生能源發(fā)電量達到2.48萬億千瓦時，占全社會用電量的比重達到29.8%。其中，水電、風電、光伏發(fā)電和生物質發(fā)電量分別占全社會用電量的16.1%、7.9%、3.9%和2%。
全年全國風電平均利用率96.9%，同比提升0.4個百分點；尤其是湖南、甘肅和新疆，風電利用率同比顯著提升，湖南風電利用率99%、甘肅風電利用率95.9%、新疆風電利用率92.7%，同比分別提升4.5、2.3、3.0個百分點。北京、天津、上海、江蘇、浙江、安徽、福建、湖北、重慶、四川、西藏、廣東、廣西、海南等14個省（區(qū)、市）為風電100%消納，甘肅（95.9%）、河北（95.4%）、新疆（92.7%）、蒙西（91.1%）、青海（89.3%）五省風電利用率低于全國平均水平。
全國光伏發(fā)電利用率98%，與上年基本持平。新疆、西藏等地光伏消納水平顯著提升，光伏利用率同比分別提升2.8和5.6個百分點。北京、上海、江蘇、浙江、安徽、福建、江西、湖北、湖南、重慶、四川、廣東、廣西、海南等14個?。▍^(qū)、市）為光伏100%消納。蒙西（96.5%）、青海（86.2%）、西藏（80.2%）三個地區(qū)光伏利用率低于全國平均水平。
廣東、廣西、云南、貴州、海南五省區(qū)新增風光等新能源發(fā)電裝機1340萬千瓦，同比增長23%，占當年新增電源裝機的55%，新能源裝機占比提升2.4個百分點，全年消納新能源電量1251億千瓦時，同比增加22.5%。風電、光伏發(fā)電利用率均達99.8%，區(qū)域能源結構轉型成效顯著。
表5 2021年各省級區(qū)域新能源并網(wǎng)消納情況
（來源：全國新能源消納監(jiān)測預警中心）
全國主要流域水能利用率約97.9%，同比提高1.5個百分點；棄水電量約175億千瓦時，較上年同期減少149億千瓦時。2021年上半年棄水主要發(fā)生在河南、四川兩省，河南省主要發(fā)生在小浪底水利樞紐，主要原因是3月份發(fā)電廠房被淹，直到6月所有機組才恢復發(fā)電；四川省棄水電量11.60億千瓦時，較上年同期減少25.17億千瓦時；其他省份棄水電量維持較低水平。
四、電網(wǎng)建設規(guī)模穩(wěn)步擴大，增速有所放緩
“十四五”開局之年，電網(wǎng)建設穩(wěn)步推進。重大戰(zhàn)略性工程、特高壓工程順利完成，跨區(qū)跨省資源配置能力顯著提升。電力營商環(huán)境持續(xù)優(yōu)化，供電服務質效齊升。電網(wǎng)企業(yè)發(fā)布碳達峰、碳中和路徑圖，并認真落實碳達峰、碳中和與新型電力系統(tǒng)建設等工作要求，多措并舉全力推進電網(wǎng)建設。
（一）電網(wǎng)投運總規(guī)模平穩(wěn)增長
2021年，全國電網(wǎng)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%。
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(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)2000萬千瓦，同比下降38.5%。
圖15 2012～2021年220千伏及以上變電設備容量情況
圖16 2012～2021年220千伏及以上輸電線路回路長度情況
近五年來，220千伏及以上變電設備容量增速多數(shù)在5%~10%之間，220千伏及以上輸電線路回路長度增速為3%~7%。新增規(guī)模中，變電設備增量波動幅度不大，近年來均在2~2.5億千伏安，輸電線路回路長度增量大幅下降，2021年為近年來低點。
（二）輸電通道建設穩(wěn)步推進
我國重大輸電通道工程建設持續(xù)推進，2021年共建成投運3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(chǎn)，這是“十四五”期間首個建成投運的特高壓直流輸電工程。2021年8月6日，陜北-湖北±800千伏特高壓直流工程啟動送電。2021年12月26日，南昌-長沙特高壓交流工程建成投運，這是國家電網(wǎng)有限公司“十四五”開局之年的首個特高壓交流工程。特高壓工程的建成投運，將顯著提升跨區(qū)跨省資源配置能力。
至2021年底，我國共建成投運33條特高壓線路。其中，15條交流特高壓，均在國網(wǎng)；18條直流特高壓，其中國網(wǎng)14條，南網(wǎng)4條。
表6 我國已建成投運特高壓工程
根據(jù)國家電網(wǎng)公司規(guī)劃，“十四五”期間特高壓交直流工程總投資3002億元，新增特高壓交流線路1.26萬千米、變電容量1.74億千伏安，新增直流線路1.72萬千米、換流容量1.63億千瓦，特高壓電網(wǎng)將迎來新一輪的建設高峰期。南方電網(wǎng)公司數(shù)據(jù)顯示，預計到2025年，骨干網(wǎng)架西電東送受端電力將繼續(xù)增長為規(guī)劃的5200萬千瓦，年輸入兩廣的清潔電力將超過2350億千瓦時，將取代燃煤消耗7500萬噸。
值得注意的是，2021年4月23日，閩粵聯(lián)網(wǎng)工程開工建設，計劃于2022年建成投運。該工程將使國家電網(wǎng)和南方電網(wǎng)之間的電力交換能力提高到500萬千瓦。
（三）“獲得電力”服務水平持續(xù)優(yōu)化提升
2021年8月，國家能源局印發(fā)《全面推行電力業(yè)務資質許可告知承諾制實施方案》，在全國范圍內(nèi)辦理電力業(yè)務許可及承裝（修、試）電力設施許可事項實行告知承諾制，這是深化“證照分離”改革、優(yōu)化營商環(huán)境的一項重要舉措。《方案》以審批更精簡、監(jiān)管更高效、服務更優(yōu)質為目標，以行政許可機關清楚告知、企業(yè)和群眾誠信守諾為重點，創(chuàng)新許可服務理念和管理方式，全面推行電力業(yè)務資質許可告知承諾制，從制度層面為企業(yè)群眾辦事創(chuàng)業(yè)提供更大便利，助力能源高質量發(fā)展。
電力業(yè)務資質許可服務質量持續(xù)提升。2021年電力業(yè)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%。
提升“獲得電力”服務水平是優(yōu)化營商環(huán)境的一項重要內(nèi)容。2021年以來，全國范圍內(nèi)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(huán)境得到持續(xù)優(yōu)化。2021年，全年為用戶節(jié)省辦電成本超650億元。
（四）電網(wǎng)企業(yè)碳達峰、碳中和路徑圖發(fā)布
2021年3月1日，國家電網(wǎng)公司發(fā)布碳達峰碳中和行動方案，提出加快構建清潔低碳、安全高效能源體系，持續(xù)推進碳減排，明確了推動能源電力轉型主要實踐、研究路徑以及行動方案。國家電網(wǎng)提出，加快構建堅強智能電網(wǎng)，推進各級電網(wǎng)協(xié)調(diào)發(fā)展，支持新能源優(yōu)先就地就近并網(wǎng)消納。在送端，完善西北、東北主網(wǎng)架結構，加快構建川渝特高壓交流主網(wǎng)架，支撐跨區(qū)直流安全高效運行。在受端，擴展和完善華北、華東特高壓交流主網(wǎng)架，加快建設華中特高壓骨干網(wǎng)架，構建水火風光資源優(yōu)化配置平臺，提高清潔能源接納能力。預計2025、2030年，非化石能源占一次能源消費比重將達到20%、25%左右。
2021年3月18日，南方電網(wǎng)公司發(fā)布服務碳達峰碳中和工作方案，從5個方面提出21項措施，將大力推動供給側能源清潔替代，以“新電氣化”為抓手推動能源消費方式變革，全面建設現(xiàn)代化電網(wǎng)，帶動產(chǎn)業(yè)鏈、價值鏈上下游加快構建清潔低碳安全高效的能源體系。方案中提出，到2025年，南方電網(wǎng)將推動南方五省區(qū)新能源新增裝機1億千瓦，達到1.5億千瓦。到2030年，推動南方五省區(qū)新能源再新增裝機1億千瓦，達到2.5億千瓦；非化石能源裝機占比由2020年的56%提升至65%，發(fā)電量占比從2020年的53%提升至61%。
此外，電網(wǎng)企業(yè)還探索碳減排創(chuàng)新產(chǎn)品，發(fā)行碳中和債。2021年2月9日，南方電網(wǎng)等6家企業(yè)注冊的首批碳中和債成功發(fā)行。募集資金全部用于具有碳減排效益的綠色產(chǎn)業(yè)項目，項目領域包括風電、光伏、水電等清潔能源和綠色建筑，募投項目建成運營后預計每年將減少二氧化碳排放合計4164.7萬噸。
2021年3月24日，國家電網(wǎng)有限公司2021年第一期綠色中期票據(jù)（碳中和債）在銀行間債券市場成功發(fā)行。募集資金將有效保障白鶴灘—江蘇±800千伏、南昌—長沙1000千伏、雅中—江西±800千伏等特高壓輸電工程建設，順利達成投產(chǎn)后每年減少約77萬噸碳排放的目標。隨后又發(fā)行兩期共105億元綠色中期票據(jù)。
碳中和債的發(fā)行預計將推動信貸、租賃、信托等領域產(chǎn)生更多支持碳減排項目的創(chuàng)新產(chǎn)品，對于探索綠色金融工具和助力國家“雙碳”目標實現(xiàn)具有重要意義。
五、全國電力投資創(chuàng)近十年新高，新能源投資上揚
2021年，電力工程投資同比增長2.9%，為近十年最高水平。電力投資結構持續(xù)調(diào)整，電源投資占比提升。新能源投資上揚，火電投資略有回升，風電投資占據(jù)電源投資中的44.8%。
（一）電力總投資同比增長2.9%，為近十年最高水平
國家能源局數(shù)據(jù)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(wǎng)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。
表7 2012～2021年全國電力投資情況（單位：億元）
從近十年數(shù)據(jù)來看，電力投資總體呈增長態(tài)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?！笆奈濉遍_局之年，電力工程建設投資創(chuàng)下十年來新高。
圖17 2012～2021年全國電力投資總量及增速情況（單位：億元，%）
（二）電力投資結構持續(xù)調(diào)整，電源投資占比提升
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(wǎng)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(shù)據(jù)看，電網(wǎng)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?！笆奈濉遍_年持續(xù)降低。2018年電網(wǎng)投資接近電源投資2倍，為近十年峰值。隨后電網(wǎng)投資占比持續(xù)降低。2021年電網(wǎng)投資完成4951億元，同比降低0.9%，較上年少投55億元。電源投資連續(xù)升高。2020年電源投資占比超過電網(wǎng)，2021年占比繼續(xù)提升，較電網(wǎng)多投資579億元。
圖18 2012～2021年電網(wǎng)電源投資占比情況
（三）新能源投資上揚，火電投資有所回升
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%?；痣娡顿Y672億元，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(wǎng)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19 2012～2021年不同電源投資情況（單位：億元）
六、主要能耗指標持續(xù)下降，碳排放量增長有效減少
供電標準煤耗、全國線損率等主要能耗指標持續(xù)下降。供電標準煤耗十年累計下降26.5克/千瓦時。燃煤電廠超低排放改造穩(wěn)步推進，污染物排放下降明顯，電力行業(yè)碳排放量增長有效減少。
（一）供電標準煤耗持續(xù)下降，十年累計下降26.5克/千瓦時
據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)，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2011年下降了26.5克/千瓦時。
2021年10月29日，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布《全國煤電機組改造升級實施方案》，明確按特定要求新建的煤電機組，除特定需求外，原則上采用超超臨界、且供電煤耗低于270克標準煤/千瓦時的機組。設計工況下供電煤耗高于285克標準煤/千瓦時的濕冷煤電機組和高于300克標準煤/千瓦時的空冷煤電機組不允許新建。到2025年，全國火電平均供電煤耗降至300克標準煤/千瓦時以下。還要求存量煤電機組靈活性改造應改盡改。“十四五”期間完成2億千瓦，增加系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力3000~4000萬千瓦，促進清潔能源消納?！笆奈濉逼陂g，實現(xiàn)煤電機組靈活制造規(guī)模1.5億千瓦。
圖20 2012～2021年供電煤耗和降幅（單位：克/千瓦時）
（二）全國線損率保持下降趨勢，2021年為5.26%
據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)，2021年全國線損率5.26%，同比下降0.34個百分點，保持繼續(xù)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(shù)據(jù)，但總體呈現(xiàn)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。
圖21 2012～2021年全國線損率情況
表8 2011～2021年6000千瓦及以上電力行業(yè)能耗情況
（三）超低排放改造穩(wěn)步推進，污染物排放下降明顯
燃煤電廠超低排放改造持續(xù)推進，截至2020年底，全國煤電總裝機容量的89%已實現(xiàn)超低排放。據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)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%。
表9 2011～2020年電力行業(yè)排放總量情況（單位：萬噸）
注：2016年數(shù)據(jù)來源于國家能源局發(fā)布資料，其他數(shù)據(jù)來自中電聯(lián)歷年《中國電力行業(yè)年度發(fā)展報告》。統(tǒng)計范圍為全國裝機容量6000千瓦及以上火電廠。
近十年來，污染物排放下降明顯。煙塵排放總量由2011年的155萬噸下降到2020年的15.5萬噸，單位火電發(fā)電量的煙塵排放量由每千瓦時0.4克下降到0.032克；二氧化硫排放總量由2011年的913萬噸下降到2020年的78萬噸，單位火電發(fā)電量的二氧化硫排放量由每千瓦時2.3克下降到0.16克；氮氧化物排放總量由2012年的948萬噸下降到2020年的87.4萬噸，單位火電發(fā)電量的氮氧化物排放量由2012年每千瓦時2.4克下降到2020年的0.179克。
表10 2011～2020年單位火電發(fā)電量的排放量（單位：克/千瓦時）
注：數(shù)據(jù)來源于中電聯(lián)歷年《中國電力行業(yè)年度發(fā)展報告》。
（四）電力行業(yè)碳排放量增長有效減少
電力行業(yè)碳排放量增長有效減少。據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，2020年全國單位火電發(fā)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(fā)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(fā)展非化石能源、降低供電煤耗和線損率等措施，電力行業(yè)累計減少二氧化碳排放約185.3億噸，有效減緩了電力二氧化碳排放總量的增長。
全國碳市場建設穩(wěn)步推進。2021年，《關于完整準確全面貫徹新發(fā)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(fā)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(fā)電行業(yè)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(guī)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。
七、電力體制改革深入推進
（一）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(nèi)，在時間周期上覆蓋多年、年度、月度、月內(nèi)的中長期交易及日前、日內(nèi)現(xiàn)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(nèi)中長期市場已較為完善并常態(tài)化運行。
據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)顯示，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(nèi)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(xiàn)貨）合計為7027.1億千瓦時。國家電網(wǎng)區(qū)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(qū)域全社會用電量的比重為44.5%；南方電網(wǎng)區(qū)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(qū)域全社會用電量的比重為46.6%。
市場主體方面，國家電網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)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(wǎng)區(qū)域電力市場注冊的主體共8.98萬家，同比增長39.9%。
（二）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(qū)跨省電力中長期交易實施細則》經(jīng)多輪修訂后于2021年9月正式印發(fā)，成為落實《電力中長期交易基本規(guī)則》的操作細則，為市場主體參與跨區(qū)跨省電力中長期交易提供依據(jù)。細則在年度、月度交易的基礎上，增設月內(nèi)（周、多日）交易。
在2017年7月出臺的《跨區(qū)域省間富余可再生能源電力現(xiàn)貨交易試點規(guī)則（試行）》下，省間現(xiàn)貨方面，2020年，國家電網(wǎng)公司實現(xiàn)了跨區(qū)域省間富余可再生能源電力現(xiàn)貨交易全覆蓋。在此基礎上，2021年11月，國家電網(wǎng)印發(fā)了《省間電力現(xiàn)貨交易規(guī)則（試行）》，計劃在國家電網(wǎng)公司和內(nèi)蒙古電力公司范圍內(nèi)啟動試點交易。此次規(guī)則不僅放開售電公司、電網(wǎng)代購、電力用戶參與省間電力現(xiàn)貨交易，市場范圍由跨區(qū)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(nèi)電能量交易的省間電力現(xiàn)貨交易。實現(xiàn)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(tǒng)一的省間電力交易體系已經(jīng)基本建成。
（三）電力價格市場化改革走向縱深
有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價與工商業(yè)用戶用電價格。2021年10月，國家發(fā)展改革委印發(fā)《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》，明確有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價，通過市場交易在“基準價+上下浮動”范圍內(nèi)形成上網(wǎng)電價，上下浮動原則上均不超過20%，電力現(xiàn)貨價格不受上述幅度限制。有序推動工商業(yè)用戶全部進入電力市場，按照市場價格購電，取消工商業(yè)目錄銷售電價。居民、農(nóng)業(yè)用電執(zhí)行現(xiàn)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(wǎng)企業(yè)代理購電（《國家發(fā)展改革委關于企業(yè)代理購電工作有關事項的通知》對電網(wǎng)企業(yè)代理購電方式流程進行了規(guī)范）。此外，為保障燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革，進一步放開各類電源發(fā)電計劃，加強與分時電價政策銜接。
完善目錄分時電價機制?！蛾P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(wěn)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(jié)性電價機制。據(jù)不完全統(tǒng)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(jiān)管周期。國家發(fā)展改革委2021年4月印發(fā)的《關于做好2021年降成本重點工作的通知》稱，平穩(wěn)執(zhí)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(xù)推動降低一般工商業(yè)電價。持續(xù)推進電力市場化改革，允許所有制造業(yè)企業(yè)參與電力市場化交易。2021年10月14日，國家發(fā)展改革委印發(fā)《跨省跨區(qū)專項工程輸電價格定價辦法》，對2017年出臺的《跨省跨區(qū)專項工程輸電價格定價辦法（試行）》作了修訂。在第一監(jiān)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(wǎng)第二監(jiān)管周期輸配電價自2021年1月1日起執(zhí)行。與第一監(jiān)管周期相比，第二監(jiān)管周期輸配電價整體下降，其中，五大區(qū)域電網(wǎng)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(qū)域電網(wǎng)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(zhí)行臨時輸電價格。
完善抽水蓄能價格形成機制。國家發(fā)展改革委2021年5月發(fā)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(fā)展的銜接，逐步推動抽水蓄能電站進入市場。中電聯(lián)數(shù)據(jù)顯示，2021年省內(nèi)抽水蓄能交易117.6億千瓦時。
（四）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(guī)范簽”“電子簽”六方面內(nèi)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(lián)數(shù)據(jù)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(nèi)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(nèi)率先完成2022年電力中長期合同簽訂工作，交易成交規(guī)模達2423億千瓦時（落地端），創(chuàng)歷史新高，超過近三年平均送電規(guī)模，市場主體參與率達100%，并首次實現(xiàn)所有“網(wǎng)對網(wǎng)”“點對網(wǎng)”交易全量簽約，還提前鎖定了2022年南方區(qū)域跨省區(qū)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(xiàn)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(fā)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(yōu)先安排完全市場化上網(wǎng)的綠色電力，進一步體現(xiàn)能源的綠色屬性和價值。中電聯(lián)數(shù)據(jù)顯示，2021年省內(nèi)綠色電力交易6.3億千瓦時。
（五）電力現(xiàn)貨試點第二批穩(wěn)步推進，廣東2022年將開啟整年結算試運行
省內(nèi)電力現(xiàn)貨市場在第一批8個試點均已完成至少一個月以上連續(xù)結算試運行的基礎上，甘肅、福建、浙江、四川、山西、廣東陸續(xù)啟動連續(xù)結算試運行；山東已經(jīng)啟動5次電力現(xiàn)貨市場結算試運行，自2022年1月1日起進入長周期連續(xù)結算試運行；南方（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場原則上自2022年1月1日起進入全年連續(xù)結算試運行。
第二批電力現(xiàn)貨試點面世。2021年4月發(fā)布的《關于進一步做好電力現(xiàn)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(xiàn)貨試點。此外，上海、江蘇、安徽現(xiàn)貨市場建設應加強與長三角區(qū)域市場的統(tǒng)籌與協(xié)調(diào)；支持開展南方區(qū)域電力市場試點，加快研究京津冀電力現(xiàn)貨市場建設、長三角區(qū)域電力市場建設的具體方案。江蘇能源監(jiān)管辦已于11月對《江蘇省電力現(xiàn)貨交易規(guī)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(xiàn)貨市場規(guī)則中顯現(xiàn)。12月，廣東省能源局發(fā)布《南方（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場實施方案》（征求意見稿），提出建立“中長期+現(xiàn)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(fā)電企業(yè)開展交易。條件成熟時，研究開展可再生能源電力參與現(xiàn)貨市場交易。
（六）持續(xù)推進售電側改革
國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)的《售電公司管理辦法》用以替代已經(jīng)執(zhí)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(nèi)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(tài)管理和風險管理，三是啟動保底售電服務，銜接電網(wǎng)企業(yè)代理購電機制。
增量配電業(yè)務改革方面，國家發(fā)展改革委、國家能源局批復了五批459個增量配電業(yè)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(fā)展戰(zhàn)略研究院聯(lián)合發(fā)布的《2021年增量配電發(fā)展研究白皮書》顯示，有292個試點完成配電網(wǎng)規(guī)劃編制，300個試點確定業(yè)主，240個試點業(yè)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(yè)務許可證（供電類）。
（七）新版“兩個細則”的出臺推動運營規(guī)則持續(xù)完善
全國6個區(qū)域電網(wǎng)和30個省級電網(wǎng)已啟動電力輔助服務市場，實現(xiàn)各區(qū)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(fā)揮了積極作用。全國通過輔助服務市場挖掘調(diào)峰能力約9000萬千瓦，增發(fā)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(guī)則持續(xù)完善。國家能源局11月發(fā)布的《關于強化市場監(jiān)管 有效發(fā)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(wěn)定、輔助服務保安全運行、應急調(diào)度保突發(fā)處置。激發(fā)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(yè)負荷、工商業(yè)可調(diào)節(jié)負荷、新型儲能、自備電廠、電動汽車充電網(wǎng)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(fā)了新版“兩個細則”，即《電力輔助服務管理辦法》《電力并網(wǎng)運行管理規(guī)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(fā)電側主體、新型儲能、負荷側并網(wǎng)主體等并網(wǎng)技術指導及管理要求，新增了轉動慣量、爬坡、穩(wěn)定切機、穩(wěn)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(qū)跨省電力輔助服務機制正在陸續(xù)出臺。除了《電力輔助服務管理辦法》明確跨省跨區(qū)電力輔助服務機制外，《新型主體參與華中電力調(diào)峰輔助服務市場規(guī)則（試行）》《川渝一體化電力調(diào)峰輔助服務市場運營規(guī)則（試行）》相繼發(fā)布。國內(nèi)首個調(diào)峰容量市場機制在華北電力調(diào)峰容量市場正式啟動。
2022年是黨的二十大召開之年，也是推進“十四五”發(fā)展的重要年份。國內(nèi)發(fā)展面臨需求收縮、供給沖擊、預期轉弱三重壓力。我國堅持穩(wěn)中求進工作總基調(diào)，堅持以供給側結構性改革為主線，統(tǒng)籌發(fā)展和安全，繼續(xù)做好“六穩(wěn)”“六保”工作，著力穩(wěn)定宏觀經(jīng)濟大盤，保持經(jīng)濟運行在合理區(qū)間，保持社會大局穩(wěn)定，頂住經(jīng)濟下行壓力。全國電力發(fā)展堅持穩(wěn)中求進，先立后破，通盤謀劃。預測電力消費增速放緩，非化石能源裝機占比持續(xù)增長，電力供需總體平衡。在“雙碳”目標驅動下，提高能源供應穩(wěn)定性和彈性，強化煤電支撐作用，發(fā)揮好煤炭、煤電在能源供應體系的基礎和兜底保障作用，在確保電力供應安全的基礎上，持續(xù)推動電力綠色低碳高質量發(fā)展。
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