2022中国能源大数据报告！含电力行业、储能、氢能等领域

中国能源大数据报告（2022）

第五章 电力行业发展

本章作者 王雪辰

一

电力生产

1.全国发电量同比增长9.7%，全口径非化石能源发电量同比增长12.0%

2021年全国电力生产供应能力进一步提高，供需总体平衡，结构进一步优化。根据国家统计局发布的国民经济和社会发展统计公报，2021年，全国发电量85342.5亿千瓦时1，同比增长9.7%，较上年提高6个百分点。其中，火电发电量58058.7亿千瓦时2，同比增长8.9%；水电发电量13390亿千瓦时，同比降低1.2%；核电发电量4075.2亿千瓦时，同比增长11.3%。另据中电联全口径统计，风电、太阳能发电量分别为6556亿千瓦时、3270亿千瓦时，同比分别增长40.5%、25.2%。生物质发电量1637亿千瓦时，同比增长23.6%。

注：数据来自国家统计局历年国民经济和社会发展统计公报，增速系计算所得

（数据来源：国家统计局）

图5-1 2012-2021年全国发电量及增速

发电结构持续优化。2021年，全口径非化石能源发电量2.9万亿千瓦时，同比增长12.0%；占全口径总发电量的比重为34.6%，同比提高0.7个百分点。风电和太阳能发电对全国电力供应的贡献不断提升。全口径煤电发电量5.03万亿千瓦时，同比增长8.6%，占全口径总发电量的比重为60.0%，同比降低0.7个百分点。

2.全国电力总装机容量近24亿千瓦，同比增长7.9%

截至2021年底，全国新增发电装机容量17629万千瓦，同比降低7.9%；全国发电装机容量约23.8亿千瓦，同比增长7.9%，增幅收缩1.7个百分点。

近十年来，我国发电装机容量持续增长，新增发电装机总规模连续九年超过亿千瓦。总装机增速呈波动走势，2017-2019年连续下降，特别是2018、2019年受电力供需形势变化等因素影响，新增水电、核电、太阳能发电装机几乎减半，导致两年新增装机规模连续下滑。2020年，在水电、风电、太阳能发电装机高速增长的带动下，新增装机容量大幅提升，带动全年装机增速陡然回升。2021年受火电、风电新增装机容量减少18%、34%的影响，整体新增规模同比降低7.9%。

注：2021年数据来自中电联快报，其他来自中电联历年电力工业统计数据，增速系计算所得，如无特殊标注，下同

（数据来源：中电联，下同）

图5-2 2012-2021年全国发电装机及增速

3.新增非化石能源发电装机比重近八成，非化石能源总装机规模首次超过煤电

2021年，新增火电装机4628万千瓦，并网水电、风电分别为2349万千瓦、4757万千瓦，太阳能发电5493万千瓦，核电340万千瓦，生物质发电808万千瓦。新增非化石能源发电装机容量13809万千瓦，占新增发电装机总容量的比重为78.3%，同比提高5.2个百分点。

图5-3 2017-2021年全国分类型发电装机增速

截至2021年底，全国全口径火电装机容量13.0亿千瓦，同比增长4.1%，其中，煤电11.1亿千瓦，同比增长2.8%，占总发电装机容量的比重为46.7%，同比降低2.3个百分点。2021年全口径非化石能源装机达11.2亿千瓦，同比增长13.4%，占总发电装机容量比重为47%，首次超过煤电装机规模。水电、风电、太阳能发电装机均突破3亿千瓦。其中，水电装机容量3.9亿千瓦（常规水电3.5亿千瓦，抽水蓄能3639万千瓦）；风电3.3亿千瓦（陆上3.0亿千瓦，海上2639万千瓦）；太阳能发电装机3.1亿千瓦（集中式2.0亿千瓦，分布式1.1亿千瓦，光热57万千瓦）。风电并网装机容量已连续12年稳居全球第一，太阳能发电并网装机容量连续7年稳居全球第一，海上风电装机跃居世界第一。核电5326万千瓦。生物质发电3798万千瓦。

从装机增速看，2021年，风电和太阳能发电装机以超过15%的速度大幅增长，太阳能发电同比增长20.9%，风电同比增长16.6%。核电同比增长6.8%。水电同比增长5.6%。火电同比增长4.1%，其中，煤电同比增长2.8%，占总发电装机容量的比重同比下降2.3个百分点。

图5-4 2012-2021年全国电力装机结构

图5-5 2012-2021年不同电源发电设备利用小时数

4.全国发电设备利用小时同比提高60小时

2021年，全国发电设备利用小时数为3817小时，同比提高60小时。火电设备利用小时4448小时，同比提高237小时；其中，煤电4586小时，同比提高263小时；气电2814小时，同比提高204小时。水电3622小时，同比降低203小时。核电7802小时，同比提高352小时。并网风电2232小时，同比提高154小时。并网太阳能发电1281小时，与上年总体持平。

二

电力消费

1.全社会用电量同比增长10.3%，增速逐季回落

根据国家能源局发布数据，2021年，全社会用电量83128亿千瓦时，同比增长10.3%，较2019年同期增长14.7%，两年平均增长7.1%。受经济整体回暖、外贸出口拉动等因素影响，以及新冠肺炎疫情导致用电量增速低基数效应，电力消费大幅回升。2021年全社会用电量增速达到近十年来新高，略低于2010年的14.8%和2011年的12.0%。

图5-6 2012-2021年全国全社会用电量及增速

2021年各季度全社会用电量总体保持平稳较快增长，一、二、三、四季度，全社会用电量同比分别增长21.2%、11.8%、7.6%、3.3%，同比增速逐季明显回落。

图5-7 2018-2021年全社会用电量季度增速

图5-8 2018-2021年分产业用电量增速

一季度，全社会用电量拉动全年用电量同比增长4.5个百分点，较2019年同期增长14.4%。其中，二产用电成为拉动全社会用电增长的主要动力，同比增长24.1%，较2019年同期增长15.4%，对全社会用电增长的贡献率达72.8%。进入二季度，各产业用电增速较一季度有所回落，然而一产用电量仍保持稳步大幅增长，三产用电量增速回升至2019年同期水平。虽然高技术及装备制造业用电量增速明显高于同期制造业平均水平，但是由于国家坚决遏制“两高”项目盲目发展政策逐步落实，四大高载能行业增速逐步回落，三、四季度第二产业增速受到直接影响，叠加部分地区受到疫情影响，三、四季度第三产业用电增速回落。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%，总体保持平稳增长。

2.电力消费结构继续优化，二产用电占比逐年递减

2021年，全社会用电量保持平稳增长的同时，电力消费结构日益优化。第一产业用电量1023亿千瓦时，同比增长16.4%，两年平均增长14.6%；第二产业用电量56131亿千瓦时，同比增长9.1%，两年平均增长6.4%；第三产业用电量14231亿千瓦时，同比增长17.8%，两年平均增长9.5%；城乡居民生活用电量11743亿千瓦时，同比增长7.3%，两年平均增长7.0%。

图5-9 2012-2021年全社会用电结构

第二产业用电比重逐步收缩，第一产业、第三产业比重略微扩大。随着乡村用电条件持续改善，高技术及装备制造业、充换电服务业、新兴服务业等进一步快速发展和城乡居民生活水平的提高，用电结构将进一步向一产和三产倾斜。

3.主要能耗指标持续下降，碳排放量有效减少

全国供电标准煤耗持续下降。根据国家能源局数据，2021年全国供电标准煤耗302.5克/千瓦时，同比再降2.4克/千瓦时，较2012年下降了22.5克/千瓦时。

全国线损率保持下降趋势。2021年全国线损率5.26%，同比下降0.34个百分点，保持继续下降走势，较2012年下降了1.48个百分点。

2021年厂用电率尚未见公开数据，但总体呈现下降趋势。2020年，全国厂用电率下降至4.65%，比上一年降低0.02个百分点。其中，水电0.25%，比上年升高0.01个百分点，火电5.98%，比上年降低0.03个百分点。

燃煤电厂超低排放改造稳步推进，污染物排放下降明显。截至2020年底，全国煤电总装机容量的89%已实现超低排放。据中电联统计，2020年，全国电力烟尘排放总量约为15.5万吨，同比降低15.1%。二氧化硫排放量约为78万吨，同比降低12.7%。氮氧化物排放量约为87.4万吨，同比下降6.3%。

图5-10 2011-2020年污染物排放总量和排放绩效

电力行业碳排放量有效减少。根据中电联数据，2020年全国单位火电发电量二氧化碳排放量约为832克/千瓦时，比2005年降低20.6%；单位火电发电量一氧化碳排放量约为565克/千瓦时，比2005年降低34.1%。2006-2020年，通过发展非化石能源、降低供电煤耗和线损率等措施，电力行业累计减少二氧化碳排放约185.3亿吨，有效减缓了电力行业二氧化碳排放总量的增长。

全国碳市场建设稳步推进。2021年，《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》《2030年前碳达峰行动方案》相继发布。7月16日，全国碳市场正式启动，第一个履约周期为2021年全年，纳入发电行业重点排放单位2162家，覆盖约45亿吨二氧化碳排放量，是全球规模最大的碳市场。至12月31日，全国碳市场累计运行114个交易日，碳排放配额累计成交量1.79亿吨，累计成交额76.61亿元。

三

电力基建

1.全国电力投资创近十年新高，投资结构再次调整

国家能源局数据显示，2021年全国电力工程投资总额达10481亿元，同比增长2.9%。其中，电源基本建设投资完成5530亿元，电网基本建设投资完成4951亿元。2018年以来，电力工程建设投资额连年增长。

网源投资差距继续缩小。2021年全国电源基本建设投资占电力投资的比重为52.8%，较上年增加0.9个百分点；电网基本建设投资占电力投资的比重为47.2%，较上年降低0.9个百分点。

从近十年数据来看，电力投资总体呈增长态势。“十二五”期间年均投资约为7800亿元，“十三五”期间年均投资约为8900亿元。“十四五”开局之年，电力工程建设投资创下十年来新高。电网投资占比在“十二五”期间整体呈上升趋势，“十三五”期间整体呈下降趋势。“十四五”开年持续降低。

图5-11 2012-2021年全国电力投资及增速

2.新能源投资大幅上扬，火电投资连续五年下滑

2021年，全国电源基本建设投资完成5530亿元，同比增长4.5%。其中，水电投资988亿元，同比减少7.4%，占电源投资的比重为17.9%。火电投资672亿元，同比上升18.3%，占电源投资的比重为12.2%。核电投资538亿元，同比上升42%，占电源投资的比重为9.7%，扭转“十三五”期间投资量一直收缩的局面。

“十二五”以来，新能源投资力度加大。2019-2021年受平价上网政策影响，风电投资猛增，2020、2021年风电投资占电源总投资的比重分别为50.1%、44.8%。

图5-12 2012-2021年分类型电源投资

3.电网投资同比增长1.1%，投运总规模平稳增长

2021年全国电网基本建设投资完成4951亿元，同比增长1.1%。从近十年数据看，电网投资占比在“十二五”期间整体呈上升趋势，“十三五”期间整体呈下降趋势。“十四五”开年继续降低。

电网投运总规模平稳增长。2021年，全国新增220千伏及以上变电设备容量24334万千伏安，比上年多投产2046万千伏安，同比增长9.2%；全国新增220千伏及以上输电线路回路长度3.2万千米，较上年少投产2809千米，同比减少8%；新增直流换流容量3200万千瓦，比上年少投产2000万千瓦，同比下降38.5%。截至2021年底，全国220千伏及以上变电设备容量共49.4亿千伏安，同比增长5.0%；220千伏及以上输电线路回路长度共84万千米，同比增长3.8%。

输电通道建设稳步推进，跨区跨省资源配置能力提升。2021年，全国共建成投运2条特高压工程。6月21日，雅中-江西±800千伏特高压直流工程竣工投产，成为“十四五”期间首个建成投运的特高压直流输电工程。12月26日，南昌-长沙特高压交流工程建成投运，成为国家电网“十四五”开局之年的首个特高压交流工程。截至2021年底，全国共建成投运32条特高压线路。其中，15条交流特高压，均在国家电网；17条直流特高压，国家电网13条，南方电网4条。

电力业务资质许可服务质量和“获得电力”服务水平持续提升。2021年电力业务资质许可“好差评”评价中，“很好”13248件，占96.52%，“好”446件，占3.25%，整体好评率99.77%；“一般”22件，占0.16%；“差”“很差”9件，占0.07%。2021年以来，全国范围内通过深化“三零”（零上门、零审批、零投资）和“三省”（省力、省时、省钱）服务等一系列举措，电力营商环境得到持续优化。2021年全年为用户节省办电成本超650亿元。

图5-13 2012-2021年220千伏及以上变电设备容量及增长情况

图5-14 2012-2021年220千伏及以上输电线路回路长度及增长情况

四

电力体制改革形势与政策

1.电力市场体系结构逐步完善，市场化交易不断增长

我国已初步形成在空间范围上覆盖省间、省内，在时间周期上覆盖多年、年度、月度、月内的中长期交易及日前、日内现货交易，在交易标的上覆盖电能量、辅助服务、合同、可再生能源消纳权重等交易品种的全市场体系结构。目前省间、省内中长期市场已较为完善并常态化运行。

根据中电联数据，2021年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量37787.4亿千瓦时，同比增长19.3%，占全社会用电量比重为45.5%，同比提高3.3个百分点。省内交易电量（仅中长期）合计为30760.3亿千瓦时，省间交易电量（中长期和现货）合计为7027.1亿千瓦时。国家电网区域各电力交易中心累计组织完成市场交易电量29171.5亿千瓦时，占该区域全社会用电量的比重为44.5%；南方电网区域各电力交易中心累计组织完成市场交易电量6702.8亿千瓦时，占该区域全社会用电量的比重为46.6%。

市场主体方面，国家电网经营区域电力交易平台已累计注册各类市场主体36.6万家，同比增长85%；南方电网区域电力市场注册的主体共8.98万家，同比增长39.9%。

2.我国省间电力交易体系已基本建成

《北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则》经多轮修订后于2021年9月正式印发，成为落实《电力中长期交易基本规则》的操作细则，为市场主体参与跨区跨省电力中长期交易提供依据。细则在年度、月度交易的基础上，增设月内（周、多日）交易。

在2017年7月出台的《跨区域省间富余可再生能源电力现货交易试点规则（试行）》下，省间现货方面，2020年，国家电网实现了跨区域省间富余可再生能源电力现货交易全覆盖。在此基础上，2021年11月，国家电网印发了《省间电力现货交易规则（试行）》，计划在国家电网公司和内蒙古电力公司范围内启动试点交易。此次规则不仅放开售电公司、电网代购、电力用户参与省间电力现货交易，市场范围由跨区域省间扩大到所有省间，还将市场定位在落实省间中长期交易基础上，利用省间通道剩余输电能力，开展省间日前、日内电能量交易的省间电力现货交易。实现覆盖全国大部分省份的空间维度，覆盖多种能源的电量交易，对建立完整的电力市场体系起到了重要的衔接和支撑作用。其运行标志着我国完整、统一的省间电力交易体系已经基本建成。

3.电力价格市场化改革走向纵深

有序放开全部燃煤发电电量上网电价与工商业用户用电价格。2021年10月，国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，明确有序放开全部燃煤发电电量上网电价，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价，上下浮动原则上均不超过20%，电力现货价格不受上述幅度限制。有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。居民、农业用电执行现行目录销售电价政策。目前尚未进入市场的用户，10千伏及以上的用户要全部进入，对暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电（《国家发展改革委关于企业代理购电工作有关事项的通知》对电网企业代理购电方式流程进行了规范）。此外，为保障燃煤发电上网电价市场化改革，进一步放开各类电源发电计划，加强与分时电价政策衔接。

完善目录分时电价机制。《关于进一步完善分时电价机制的通知》称，在保持销售电价总水平基本稳定的基础上，进一步完善目录分时电价机制，建立尖峰电价机制，健全季节性电价机制。据不完全统计，已有24省市出台完善分时电价机制相关政策25条。

输配电价进入第二监管周期。国家发展改革委2021年4月印发的《关于做好2021年降成本重点工作的通知》称，平稳执行新核定的2021年输配电价和销售电价，进一步清理用电不合理加价，继续推动降低一般工商业电价。持续推进电力市场化改革，允许所有制造业企业参与电力市场化交易。2021年10月14日，国家发展改革委印发《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》，对2017年出台的《跨省跨区专项工程输电价格定价办法（试行）》作了修订。在第一监管周期（2017-2019）的基础上，考虑到2020年应对疫情降电价（电费）的影响，核定后的各省级电网第二监管周期输配电价自2021年1月1日起执行。与第一监管周期相比，第二监管周期输配电价整体下降，其中，五大区域电网两部制输电价格中的电量电价，从第一周期的2个电量电价变化为第二周期的5个电价，各区域电网都有所属的电量电价。此外，自2021年12月2日起，对陕北-湖北、雅中-江西特高压直流工程执行临时输电价格。

完善抽水蓄能价格形成机制。国家发展改革委2021年5月发布《进一步完善抽水蓄能价格形成机制》，明确要坚持以两部制电价政策为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制，明确以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，同时强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场。

4.中长期交易落实“六签”，绿色电力交易方案出台

“六签”工作要求包括“全签”“长签”“分时段签”“见签”“规范签”“电子签”六方面内容，旨在全面深化电力市场化改革，构建更加完善有序的市场体系和市场结构。中电联数据显示，2021年，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为30404.6亿千瓦时，同比增长22.8%。其中，省内电力直接交易电量合计为28514.5亿千瓦时，省间电力直接交易（外受）电量合计为1890亿千瓦时，分别占全国电力市场中长期电力直接交易电量的93.8%和6.2%。此外，广州电力交易中心已于12月在全国范围内率先完成2022年电力中长期合同签订工作，交易成交规模达2423亿千瓦时（落地端），创历史新高，超过近三年平均送电规模，市场主体参与率达100%，并首次实现所有“网对网”“点对网”交易全量签约，还提前锁定了2022年南方区域跨省区送电安排，其中西电东送电量达2308亿千瓦时。

《绿色电力交易试点工作方案》称绿色电力交易将在现有中长期交易框架下，设立独立的绿色电力交易品种。参与绿色电力交易的市场主体，近期以风电和光伏发电为主，逐步扩大到水电等其他可再生能源，绿色电力交易优先安排完全市场化上网的绿色电力，进一步体现能源的绿色属性和价值。中电联数据显示，2021年省内绿色电力交易6.3亿千瓦时。

5.电力现货试点第二批稳步推进，广东2022年将开启整年结算试运行

省内电力现货市场在第一批8个试点均已完成至少一个月以上连续结算试运行的基础上，甘肃、福建、浙江、四川、山西、广东陆续启动连续结算试运行；山东已经启动5次电力现货市场结算试运行，自2022年1月1日起进入长周期连续结算试运行；南方（以广东起步）电力现货市场原则上自2022年1月1日起进入全年连续结算试运行。

第二批电力现货试点面世。2021年4月发布的《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》，选择辽宁、上海、江苏、安徽、河南、湖北作为第二批现货试点。此外，上海、江苏、安徽现货市场建设应加强与长三角区域市场的统筹与协调；支持开展南方区域电力市场试点，加快研究京津冀电力现货市场建设、长三角区域电力市场建设的具体方案。江苏能源监管办已于11月对《江苏省电力现货交易规则（征求意见稿）》展开研讨。

此外，可再生能源参与市场的新机制在广东省现货市场规则中显现。12月，广东省能源局发布《南方（以广东起步）电力现货市场实施方案》（征求意见稿），提出建立“中长期+现货+辅助服务”的电力市场体系，引入有可再生能源电力消纳需求的市场化用户，通过售电公司与集中式风电、光伏和生物质等可再生发电企业开展交易。条件成熟时，研究开展可再生能源电力参与现货市场交易。

6.持续推进售电侧改革

国家发展改革委、国家能源局印发的《售电公司管理办法》用以替代已经执行了5年的《售电公司准入与退出管理办法》。新版管理办法明确了售电公司注册条件、注册程序及相关权利与义务等内容，共计9章46条。其有三个亮点，一是注册条件和注册程序更有针对性，二是更加注重售电公司动态管理和风险管理，三是启动保底售电服务，衔接电网企业代理购电机制。

增量配电业务改革方面，国家发展改革委、国家能源局批复了五批459个增量配电业务改革试点项目。中国能源研究会配售电研究中心与华北电力大学国家能源发展战略研究院联合发布的《2021年增量配电发展研究白皮书》显示，有292个试点完成配电网规划编制，300个试点确定业主，240个试点业主单位通过工商注册，224个试点公布股比。共计220个试点确定供电范围，其中第一批有85个，第二批有50个，第三批有53个，第四批有29个，第五批有3个。共计185个试点6个区域电网和30个省级电网已启动电力辅助服务市场，实现各区域、省级辅助服务市场坡、稳定切机、稳定切负荷等辅助服务品种，建立用户参与的分担共享机制。

跨区跨省电力辅助服务机制正在陆续出台。除了《电力辅助服务管理办法》明确跨省跨区电力辅助服务机制外，《新型主体参与华中电力调峰辅助服务市场规则（试行）》《川渝一体化电力调峰辅助服务市场运营规则（试行）》相继发布。国内首个调峰容量市场机制在华北电力调峰容量市场正式启动。

1.国家统计局发电量数据统计口径为全部工业企业，与中电联采用全口径统计存在数据差异。

2.火电包括燃煤发电量，燃油发电量，燃气发电量，余热、余压、余气发电量，垃圾焚烧发电量，生物质发电量。

中国能源大数据报告（2022）

第六章 非化石能源发展

本章作者 伍梦尧

一、总体发展概况

1.全口径非化石能源发电量2.9万亿千瓦时，同比增长12.0%

根据中电联发布数据，2021年，全口径非化石能源发电量2.9万亿千瓦时，同比增长12.0%；占全口径总发电量的比重为34.6%，同比提高0.7个百分点。

其中，风电、太阳能发电、生物质发电创历史新高，发电量分别达6556亿千瓦时、3270亿千瓦、1637亿千瓦时，同比分别增长40.5%、25.2%、23.6%。核电发电量4075亿千瓦时，同比增长11.3%。水电发电量13401亿千瓦时，同比下降1.1%。

注：占比系计算所得

（数据来源：中电联、国家能源局）

图6-1 2021年非化石能源发电量结构

2.非化石能源发电装机容量突破11亿千瓦，历史上首次超过煤电装机比重

截至2021年底，全国全口径非化石能源发电装机容量突破11亿千瓦，达111720万千瓦，同比增长13.4%，占总发电装机容量比重约为47%，比上年提高2.3个百分点，历史上首次超过煤电装机比重。

其中，水电装机容量3.9亿千瓦。风电、太阳能发电装机容量突破3亿千瓦，分别达3.3亿千瓦、3.1亿千瓦。核电装机容量突破5000万千瓦，达5326万千瓦。生物质发电装机容量3798万千瓦。

注：占比系计算所得

（数据来源：中电联、国家能源局）

图6-2 截至2021年底非化石能源发电装机结构

3.非化石能源新增装机占新增装机总量近八成

2021年，我国全力增加清洁电力供应，推动非化石能源新增装机容量保持较快增长。新增非化石能源发电装机容量13809万千瓦，占新增发电装机总容量的比重为78.3%，同比提高5.2个百分点。其中，新增水电装机2349万千瓦，创2014年以来年新增容量新高；新增风电装机4757万千瓦，为“十三五”以来年投产第二多；太阳能发电、生物质发电年度新增装机容量创历史新高，分别达5493万千瓦、808万千瓦；新增核电装机340万千瓦。

4.核电投资额创“十三五”新高

2021年，全国电力投资10481亿元，同比增长2.9%，非化石能源发电投资占电源投资比重达到88.6%。其中，水电投资988亿元，同比下降7.4%；核电投资538亿元，同比提升41.8%，创“十三五”以来历史新高；风电投资2478亿元，同比下降6.6%。

注：占比系计算所得

（数据来源：中电联、国家能源局）

图6-2 截至2021年底非化石能源发电装机结构

3.非化石能源新增装机占新增装机总量近八成

2021年，我国全力增加清洁电力供应，推动非化石能源新增装机容量保持较快增长。新增非化石能源发电装机容量13809万千瓦，占新增发电装机总容量的比重为78.3%，同比提高5.2个百分点。其中，新增水电装机2349万千瓦，创2014年以来年新增容量新高；新增风电装机4757万千瓦，为“十三五”以来年投产第二多；太阳能发电、生物质发电年度新增装机容量创历史新高，分别达5493万千瓦、808万千瓦；新增核电装机340万千瓦。

4.核电投资额创“十三五”新高

2021年，全国电力投资10481亿元，同比增长2.9%，非化石能源发电投资占电源投资比重达到88.6%。其中，水电投资988亿元，同比下降7.4%；核电投资538亿元，同比提升41.8%，创“十三五”以来历史新高；风电投资2478亿元，同比下降6.6%。

（数据来源：中电联）

图6-4 2012-2021年水电装机及增速

自2013年以来，我国水电新增装机增速连续多年持续下降，2020年重新呈现上升趋势。截至2021年12月底，白鹤滩水电站已有8台机组投产发电，雅砻江两河口水电站5台机组投产发电。

2.水电年发电量创近十年来第二高

2021年，受汛期主要流域降水偏少等因素影响，全国规模以上工业企业水电发电量同比下降。2021年水电发电量13401亿千瓦时，为近十年来年发电量第二高，同比降低1.1%，为近十年来首次下降。

（数据来源：中电联）

图6-5 2012-2021年水电发电量及增速

3.水电设备利用小时数五年来首次下降

2021年，水电设备利用小时数3622小时，比上年减少203小时，为五年来首次下降。

（数据来源：中电联）

图6-6 2012-2021年6000千瓦及以上水电设备利用小时数

4.水能利用率持续提升，弃水电量较上年同期减少149亿千瓦时

弃水状况持续缓解。2021年，全国主要流域水能利用率约97.9%，同比提高1.5个百分点；弃水电量约175亿千瓦时，较上年同期减少149亿千瓦时。

三、风电

1.风电年度新增并网装机4757万千瓦，为“十三五”以来第二高

截至2021年底，全国风电累计装机容量突破3亿千瓦，达3.28亿千瓦，同比增长16.6%。其中，陆上风电累计装机3.02亿千瓦；海上风电累计装机突破千万千瓦，达2639万千瓦，跃居世界第一。

（数据来源：中电联）

图6-7 2012-2021年风电装机及增速

2021年，全国风电新增并网装机4757万千瓦，为“十三五”以来年投产第二多，其中陆上风电新增装机3067万千瓦、海上风电新增装机1690万千瓦。2021年是国家财政补贴海上风电新并网项目的最后一年，全国年度新增并网海上风电规模几乎达到此前累计建成总规模的1.8倍，创历年新高。从新增装机分布看，中东部和南方地区占比约61%，“三北”地区占39%，风电布局进一步优化。

2.风电发电量同比增长40.5%，创十年新高

2021年，全国风电发电量6556亿千瓦时，同比增长40.5%，创近十年新高。

（数据来源：中电联）

图6-8 2012-2021年风电发电量及增速

3.风电设备利用小时数创近十年新高

2021年，风电设备利用小时数2232小时，较上年提高154小时，创近十年新高。利用小时数较高的地区中，福建达2836小时、蒙西达2626小时、云南达2618小时。

（数据来源：中电联）

图6-9 2012-2021年6000千瓦及以上风电设备利用小时数

4.风电进入后补贴时代

2021年6月7日，国家发展改革委印发《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》明确，2021年起，对新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网；新核准（备案）海上风电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成。表6-1 2009-2021年风电上网电价（单位：元/千瓦时，含税）

（数据来源：国家发展改革委）

5.风电平均利用率持续提升至96.9%

2021年，全国风电平均利用率96.9%，同比提高0.4个百分点。湖南、甘肃和新疆，风电利用率同比显著提升。其中，湖南风电利用率99%、甘肃风电利用率95.9%、新疆风电利用率92.7%，同比分别提高4.5、2.3、3.0个百分点。

（数据来源：国家能源局）

图6-10 2012-2021年风电弃风率

四、太阳能发电

1.太阳能发电新增装机5493万千瓦，创历史新高

截至2021年底，太阳能发电累计装机容量突破3亿千瓦，达3.1亿千瓦，同比增长20.9%。其中，集中式光伏发电2.0亿千瓦，分布式光伏发电1.1亿千瓦，光热发电57万千瓦。

（数据来源：中电联）

图6-11 2012-2021年太阳能发电装机及增速

2021年，全国太阳能发电新增装机5493万千瓦，创历史新高。其中，集中式电站2560万千瓦、分布式电站2928万千瓦。从新增装机布局看，装机占比较高的区域为华北、华东和华中地区，分别占全国新增装机的39%、19%和15%。

2.太阳能发电量3270亿千瓦时，创历史新高

2021年，全国太阳能发电量3270亿千瓦时，创历史新高，同比增长25.2%。

（数据来源：中电联）

图6-12 2012-2021年太阳能发电量及增速

3.太阳能发电设备利用小时数与上年持平

2021年，太阳能发电设备利用小时数1281小时，与上年总体持平。利用小时数较高的地区分别为东北地区、华北地区，利用小时数分别为1471小时、1229小时。利用率最高的省份依次为内蒙1558小时、吉林1536小时和四川1529小时。

（数据来源：中电联）

图6-13 2012-2021年6000千瓦及以上太阳能发电设备利用小时数

4.集中式电站、工商业分布式项目进入平价上网时代

5月，国家能源局印发《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》明确，2021年给予户用光伏发电项目国家财政补贴5亿元，由电网企业保障电量并网消纳。

6月，国家发展改革委印发《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》明确，2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目，中央财政不再补贴，实行平价上网。

表6-2 2011-2021年太阳能发电上网电价（单位：元/千瓦时，含税）

（数据来源：国家发展改革委）

5.太阳能发电利用率98%，消纳水平持续提升

2021年，全国太阳能发电利用率98%，与上年基本持平。新疆、西藏等地太阳能发电消纳水平显著提升，利用率同比分别提高2.8和5.6个百分点。

五、核电

1.核电新增装机340万千瓦，比上年增加228万千瓦

截至2021年底，全国核电装机容量突破5000万千瓦，达5326万千瓦，同比增长6.8%。

2021年，全国核电新增装机340万千瓦，比上年增加228万千瓦。“华龙一号”全球首堆示范工程——福清核电站5号机组正式投入商业运行，全球首个并网发电的第四代高温气冷堆核电项目——石岛湾高温气冷堆核电站示范工程首次并网发电，田湾核电6号、红沿河核电5号机组建成投产。随着国内第二台“华龙一号”机组——福清核电站6号机组于2022年1月并网发电，我国并网核电机组达53台，继续位居世界第三位。

（数据来源：中电联）

图6-14 2012-2021年核电装机及增速

《“十四五”现代能源体系规划》明确，到2025年，全国核电运行装机容量达到7000万千瓦左右。

2.核电发电量4075亿千瓦时，创历史新高

2021年，核电发电量4075亿千瓦时，创历史新高，同比增长11.3%，增速经短暂放缓后重新回到二位数。

（数据来源：中电联）

图6-15 2012-2021年核电发电量及增速

3.核电利用小时数持续提升，创近十年来第三高

2021年，核电利用小时数7802小时，比上年提升352小时，创近十年来第三高。

（数据来源：中电联）

图6-16 2012-2021年6000千瓦及以上核电设备利用小时数

六、生物质发电

1.生物质发电新增装机808万千瓦，创历史新高

截至2021年底，生物质发电累计装机达3798万千瓦，同比增长28.66%，增速创“十三五”以来新高。累计装机排名前五位的省份是山东、广东、浙江、江苏和安徽，分别为395.6万千瓦、376.6万千瓦、291.7万千瓦、288万千瓦和239.1万千瓦。

（数据来源：国家能源局）

图6-17 2016-2021年生物质发电装机及增速

2021年，生物质发电新增装机808万千瓦，创历史新高。新增装机排名前五位的省份是河北、河南、黑龙江、山东和浙江，分别为91.8万千瓦、78.7万千瓦、72.3万千瓦、61.1万千瓦和58.1万千瓦。

2.生物质发电量突破1500亿千瓦时

2021年，生物质发电量突破1500亿千瓦时，达1637亿千瓦时。广东省年发电量突破200亿千瓦时，达206.6亿千瓦时，位列全国之首。其后分别是山东、浙江、江苏、安徽和黑龙江，年发电量分别为180.2亿千瓦时、143.8亿千瓦时、133.9亿千瓦时、117.4亿千瓦时和79.7亿千瓦时。

（数据来源：国家能源局）

图6-18 2016-2021生物质发电量及增速

七、非化石能源政策

1.强化可再生能源电力消纳责任权重引导机制

根据2019年印发的《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，我国将建立健全可再生能源电力消纳保障机制，按省级行政区域确定消纳责任权重（含总量消纳责任权重和非水电消纳责任权重），并按年度设定最低消纳责任权重和激励性消纳责任权重，以建立促进可再生能源持续健康发展的长效机制。

《2021年能源工作指导意见》明确，发布2021年各省（区、市）可再生能源电力消纳责任权重，加强评估和考核，增强清洁能源消纳能力。

随后，国家能源局于2021年5月发布《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》，明确强化可再生能源电力消纳责任权重引导机制。国家不再下达各省（区、市）的年度建设规模和指标，而是坚持目标导向，测算下达各省年度可再生能源电力消纳责任权重，引导各地据此安排风电、光伏发电项目建设，推进跨省跨区风光电交易。同月，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于2021年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》明确，从2021年起，每年初滚动发布各省权重，同时印发当年和次年消纳责任权重。其中，当年权重为约束性指标，各省按此进行考核评估，次年权重为预期性指标，各省按此开展项目储备。同时，各省可以根据各自经济发展需要、资源禀赋和消纳能力等，相互协商采取灵活有效的方式，共同完成消纳责任权重。对超额完成激励性权重的，在能源双控考核时按国家有关政策给予激励。

2.引导新能源陆续开展平价上网

2021年，国家发展改革委、国家能源局等部门多措并举，引导风电、太阳能发电等新能源陆续开展平价上网。

5月，国家能源局发布的《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》明确，2021年给予户用光伏发电项目国家财政补贴5亿元，由电网企业保障电量并网消纳，以稳步推进户用光伏发电建设。

6月，国家发展改革委发布的《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》明确，2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，上网电价按当地燃煤发电基准价执行，也可自愿通过参与市场化交易形成上网电价；新核准（备案）海上风电项目、光热发电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成。

3.积极推进乡村能源低碳转型

2021年，我国为支持革命老区全面巩固拓展脱贫攻坚成果衔接推进乡村振兴发布多项政策，为社会主义现代化建设提供坚实支撑。

1月，国家能源局发布的《关于因地制宜做好可再生能源供暖工作的通知》要求，在乡村振兴战略实施过程中，将可再生能源作为满足乡村取暖需求的重要方式之一，因地制宜推广地热能、生物质能、太阳能、风能等各类可再生能源供暖技术，在具备条件的地区开展试点示范工作和重大项目建设，做好可再生能源供暖支持政策保障。

11月，国家发展改革委、农业农村部、国家乡村振兴局、国家能源局等15个部门联合印发的《“十四五”支持革命老区巩固拓展脱贫攻坚成果衔接推进乡村振兴实施方案》明确，支持陕甘宁、太行等革命老区建设清洁能源基地，支持大别山、川陕、湘鄂渝黔、湘赣边、浙西南等革命老区大力发展清洁能源产业，支持左右江革命老区加快建设清洁能源基地，支持革命老区积极推进整县分布式光伏开发试点，以推进农业农村现代化，为社会主义现代化建设提供坚实支撑。

中国能源大数据报告（2022）

第七章 储能氢能发展

本章作者 罗曼

储能

1.储能累计装机4610万千瓦，同比增长30%

2021年是我国储能产业政策密集出台的一年，也是储能行业从商业化初期向规模化发展转变的第一年。根据中国能源研究会储能专委会/中关村储能产业技术联盟（CNESA）全球储能项目库不完全统计，2021年，我国已投运电力储能项目累计装机4610万千瓦，占全球市场总规模的22%，同比增长30%。其中，抽水蓄能累计装机3980万千瓦，同比增长25%；新型储能累计装机572.97万千瓦，同比增长75%。

（数据来源：CNESA全球储能项目库）

图7-1 2017-2021年已投运电力储能项目累计装机及增速

2021年，新增投运电力储能项目装机规模首次突破1000万千瓦，达到1050万千瓦。其中，抽水蓄能新增800万千瓦，同比增长437%；新型储能新增240万千瓦，同比增长54%。新型储能中，压缩空气储能实现跨越式增长，新增17万千瓦，接近2020年底累计装机规模的15倍。

（数据来源：CNESA全球储能项目库）

图7-2 截至2021年底电力储能市场装机结构

2.储能技术多元化发展，电化学储能增长潜力大

储能技术路径主要分为机械储能、电磁储能、电化学储能和其他储能。其中机械储能中的抽水蓄能由于技术成熟，是目前储能市场上应用广、占比高的技术，但其对地理条件依赖度高。电化学储能是目前市场上关注度最高的储能技术，主要分为锂离子电池、铅酸电池、液流电池、钠系高温电池和金属-空气电池等。其中锂离子电池技术较为成熟，已进入规模化量产阶段，是目前发展快、占比较高的电化学储能技术。根据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会数据，2021年，我国新增储能项目146个。其中，抽水蓄能项目5个，电化学储能项目131个。在电化学储能项目中，锂离子电池储能项目高达120个。

2021年，在我国电化学储能应用市场中，“新能源+储能”应用场景装机规模位居首位，为83.75万千瓦，电源侧辅助服务和电网侧储能紧随其后，分别为53.23万千瓦、40.10万千瓦。各类应用场景中，分布式及微网项目个数居首，为42个，其次为“新能源+储能”，为40个。

（数据来源：中国化学与物理电源行业协会储能应用分会）

图7-3 2021年新增电化学储能各应用场景装机功率及项目数量

3.新型储能项目遍地开花，企业创新力不断提升

从分布区域来看，2021年新型储能新增项目遍布全国30多个省（自治区、直辖市）。其中，山东依托“共享储能”创新模式引领全国储能市场发展；江苏、广东延续用户侧储能先发优势，叠加江苏二期电网侧储能项目投运，以及广东辅助服务项目，进一步保持领先优势；湖南利用装备制造和材料领域特别是电化学储能材料领域的基础优势，打造储能产业高地；内蒙古因乌兰察布电网友好绿色电站示范等新能源配储项目，首次进入全国新型储能市场前五之列。

（数据来源：CNESA全球储能项目库）

图7-4 2019-2021年新型储能市场前五位省（区）装机情况

从参与企业来看，2021年，我国新增投运的新型储能项目中，装机规模排名前五位的储能技术提供商依次为：宁德时代、中储国能、亿纬动力、鹏辉能源、南都电源。全球市场中，储能电池（不含基站、数据中心备电电池）出货量排名前五的中国储能技术提供商依次为：宁德时代、鹏辉能源、比亚迪、亿纬动力、派能科技。

4.打出政策“组合拳”，支持储能行业健康有序发展

一是从国家层面要求新能源配储能，储能市场主体地位得以确认。2021年8月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，对可再生能源发电企业自建、合建、购买调峰和储能能力的挂钩比例进行了量化确认：超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上，下同）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。同样，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照15%的挂钩比例购买调峰能力，鼓励按照20%以上挂钩比例购买。10月，国务院发布的《2030年前碳达峰行动方案》提出，积极发展“新能源+储能”、源网荷储一体化和多能互补，支持分布式新能源合理配置储能系统。优化新型基础设施用能结构，采用直流供电、分布式储能、“光伏+储能”等模式，探索多样化能源供应，提高非化石能源消费比重。12月，国家能源局印发《电力辅助服务管理办法》《电力并网运行管理规定》，明确将电化学、压缩空气、飞轮等新型储能纳入并网主体管理。鼓励新型储能、可调节负荷等并网主体参与电力辅助服务。

二是明确装机规模目标。2021年7月，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出，到2025年，新型储能装机规模达3000万千瓦以上；到2030年，实现全面市场化发展。9月，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，明确到2025年，抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上；到2030年，投产总规模1.2亿千瓦左右。

三是完善储能价格机制。2021年3月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，明确主要通过完善市场化电价机制，调动市场主体积极性，引导电源侧、电网侧、负荷侧和独立储能等主动作为、合理布局、优化运行，实现科学健康发展。5月，国家发展改革委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，提出将坚持以两部制电价政策为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制。以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，同时强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场。同月，国家发展改革委发布《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》，提出持续深化燃煤发电、燃气发电、水电、核电等上网电价市场化改革，完善风电、光伏发电、抽水蓄能价格形成机制，建立新型储能价格机制。7月，国家发展改革委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求完善峰谷电价机制，合理确定峰谷电价价差，提出上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1，其他地方原则上不低于3:1，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。充分发挥电价信号作用，将推动储能在更大空间上发展。

四是规范管理储能项目。2021年9月，国家能源局发布《新型储能项目管理规范（暂行）》。《规范》明确了新型储能项目的适用范围，并要求电网企业应根据新型储能发展规划，统筹开展配套电网规划和建设。对于新型储能项目，电网要公平无歧视为新型储能项目提供电网接入服务。《规范》的出台将更进一步推动新型储能项目的落地和并网。

氢能

1.氢气产量全球第一，化石能源制氢占比大

近年来，我国氢气产量保持连续增长，已成为世界第一产氢大国，氢气产能约4000万吨/年，2021年产量达3300万吨。

（数据来源：中国煤炭工业协会、中国氢能联盟）

图7-5 2012-2021年氢气产量及增速

我国氢气制取主要由化石能源制氢和工业副产氢构成，煤制氢和天然气制氢占比近八成，焦炉煤气、氯碱、丙烷脱氢等工业副产氢占比约两成，可再生能源制氢规模还很小。据中国标准化研究院不完全统计，目前我国煤制氢占比约62%，天然气重整制氢占比约19%，焦炉煤气、氯碱尾气等工业副产提纯制氢和石油制氢占比约18%，电解水制氢等约占1%。2021年以来，在国家和各地政府鼓励下，国企、民企、外企对发展氢能产业都展现了极大的热情，长三角、粤港澳大湾区、环渤海三大区域的氢能产业呈现集群化发展态势。在氢能制备方面，可再生能源制氢项目在华北和西北等地积极推进，电解水制氢成本稳中有降。

（数据来源：中国电动汽车百人会）

图7-6 煤制氢成本随煤炭价格变化趋势

2.高压气态储运氢气为主流，液态储运和管道运输尚未成熟

现阶段，我国氢气储运主要以高压气态长管拖车运输为主，常用的高压气态长管拖车氢气储存压力为20兆帕，单车运载量约300千克氢气。液氢运输和管道运输的基础尚不成熟，液态储运、固态储运均处于小规模试验阶段，目前氢气管道里程约400千米，在用管道仅100千米左右。预计到2025年，液态储运和管道储运的方式有初步发展，到2035年，高压气氢储运、液体储运和管道储运等多种氢气储运形式将实现并存。

表7-1 储运氢技术对比

（数据来源：中国氢能联盟、前瞻产业研究院）

3.加氢站数量全球第一，下游需求仍有提升空间

目前，我国已累计建成加氢站超过250座，约占全球总数的40%，加氢站数量位居世界第一，35兆帕智能快速加氢机和70兆帕一体式移动加氢站技术获得突破。现有加氢站的日加注能力主要分布在500～1000千克区间，大于1000千克的规模化加氢站仍待进一步布局建设。

多元应用方面，除传统化工、钢铁等工业领域，氢能在交通、能源、建筑等领域逐步开展试点应用。在交通领域，我国现阶段以客车和重卡为主，正在运营的氢燃料电池车辆超过6000辆，约占全球运营总量的12%。

随着燃料电池汽车市场的增长及国家政策的扶持，我国燃料电池装机规模呈明显增长态势，但氢燃料电池行业尚未进入商业化阶段。据高工产业研究院（GGII）不完全统计，2021年我国氢燃料电池装机17.29万千瓦，同比增长118.31%。

（数据来源：GGII）

图7-7 2017-2021年氢燃料电池装机及增速

4.政策赋能产业，氢能推动绿色发展

2021年，氢能产业战略地位进一步提升。2月，国务院发布《关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见》，对推动氢能在能源体系绿色低碳转型中的应用、加强加氢等配套基础设施建设提出了要求。

3月颁布的《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》提出，要发展壮大战略性新兴产业，在类脑智能、量子信息、基因技术、未来网络、深海空天开发、氢能与储能等前沿科技和产业变革领域，组织实施未来产业孵化与加速计划，这将赋予我国氢能发展更多新任务和新机遇。

6月，围绕新型电力系统、新型储能、氢能与燃料电池、碳捕集利用与封存（CCUS）、能源系统数字化智能化、能源系统安全等重点领域，国家能源局发布《关于组织开展“十四五”第一批国家能源研发创新平台认定工作的通知》，将氢能与燃料电池纳入国家能源研发创新重点领域，明确了氢能在国家能源技术创新体系中的重要地位。

10月，国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》，在推动工业领域碳达峰行动、交通运输绿色低碳行动、绿色低碳科技创新行动等重点任务中，均提及氢能领域的发展和应用。

11月，国家发展改革委等十部门印发的《“十四五”全国清洁生产推行方案》提出通过绿氢炼化、氢能冶金等手段加快燃料原材料的清洁替代和清洁生产技术应用示范。

同月，工业和信息化部印发《“十四五”工业绿色发展规划》，明确提出要加快氢能技术创新和基础设施建设，推动氢能多元利用。

12月，财政部、工业和信息化部、科技部、国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于启动新一批燃料电池汽车示范应用工作的通知》，张家口牵头的河北城市群、郑州牵头的河南城市群申报获批，我国初步形成北京、上海、广东、河北、河南五大燃料电池汽车政策支持示范城市群，推动加氢站建设和氢燃料电池汽车产业规模化发展。

（转自：中能传媒研究院）