2022年我国能源领域深入贯彻落实党中央、国务院关于能源保供各项决策部署，能源保供能力不断提升。随着稳经济一揽子政策和接续政策措施的推进落实，国民经济延续恢复发展态势，能源消费同比增长2.5%-2.6%，全社会用电量增长3.8%左右。预计2023年，经济稳步回升，能源消费总量持续增长，全社会用电量增长5.5%。

2022年能源生产与消费分析

（一）国内经济呈现回稳向上态势

受疫情反弹影响，今年前三季度我国经济呈现二次探底、再回升的“V”型变化特点。面对2021年年底的经济下行压力，宏观政策前置发力，一季度经济增速有所回升。4月，受新冠肺炎疫情和俄乌克冲突影响，我国多项经济指标大幅走弱。5月，疫情防控形势总体好转，主要宏观指标降幅收窄。在疫情缓和与更多稳定经济大盘的政策措施落地作用下，6月份主要经济指标企稳回升，供需两端加快恢复。7-9月，疫情防控形势总体稳定，稳增长政策持续落地，主要经济指标持续恢复。今年四季度，外需拉动趋弱，疫情多发散发拖累消费，但随着我国将继续推动稳经济一揽子政策措施全面落地、充分显效，巩固和拓展了经济回稳向上态势，后续经济恢复的预期和信心持续增强。

（二）能源生产保持稳定，能源消费持续增长

《2022年能源工作指导意见》中明确全国能源生产总量达到44.1亿吨标准煤左右，近三年每年能源净进口量10亿吨标准煤左右（2021年11亿吨标准煤）。根据1-10月份进口情况，预计2022年进口量约为10亿吨标准煤左右。

根据初步测算，前三季度能源消费总量同比增长2.5%。预计全年能源消费总量同比增长2.5%-2.6%，为53.7亿吨标准煤左右，非化石能源消费占比同比提高0.6个百分点，为17.3%左右。煤炭占比提高0.4个百分点，石油下降0.7个百分点，天然气下降0.3个百分点。

（三）煤炭生产同比减少，电煤库存处于高位

国内生产方面，煤炭企业扎实做好煤炭增产增供工作，在确保安全的前提下继续挖潜增产，煤炭产能稳步释放，煤矿开工率维持高位，煤炭产量同比快速增长。1-10月，生产原煤36.9亿吨，同比增长10.0%。进口方面，受全球能源供需紧张影响，进口煤和内贸煤价格倒挂，煤炭进口意愿受到抑制，1-10月我国进口煤炭2.3亿吨，同比下降10.5%。

煤价高位运行，但总体在合理区间。2月25日，国家发改委发布《进一步完善煤炭市场价格形成机制》的通知，设定了煤炭中长期交易价格合理区间。秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长期交易价格每吨570-770元（含税）较为合理。山西地区热值5500千卡的煤价合理区间为370-570元/吨，陕西为320-520元/吨，蒙西为260-460元/吨，蒙东为200-300元/吨。现货价格上限不超过中长期价格上限的50%。由于国家采取了加强中长期合同履约率监管等一系列保供稳价措施，今年以来煤价总体运行在合理区间。

电煤库存处于历史高位。在保供稳价政策引导下，全国电厂库存水平同比大幅增长。迎峰度夏前，全国统调电厂存煤达到1.6亿吨以上，同比增加5000多万吨，可用天数32天。迎峰度夏期间（6-8月），电煤供需两旺，电煤库存充足，处于历史最高水平。9月以来，电煤供应持续向好，全国统调电厂存煤保持在1.7亿吨以上，比去年同期增加了约1倍。

（四）油、气生产同比增长，价格震荡下行

原油生产同比上升、进口同比下降，国际原油震荡下行。1-10月，生产原油17098万吨，同比增长3.0%；进口原油41353万吨，同比下降2.7%。截至11月20日，布伦特原油现货离岸价格为87.41美元/桶，较今年高点已下降约34%。

天然气生产同比上升、进口同比下降，天然气价格下降。1-10月，生产天然气1785亿立方米，同比增长6.0%；进口天然气8874万吨，同比下降10.4%。国内天然气价格下降，11月上旬，国内液化天然气（LNG）价格为6154元/吨，环比下降10.4%；液化石油气（LPG）价格为5323元/吨，环比下降0.4%。

（五）电力供应较快增长，全社会用电量同比增长3.8%

1-10月，从电力需求看，全国全社会用电量同比增长3.8%，逐月增速波动较大。分产业看，三次产业和城乡居民生活用电量增速分别为9.9%、1.7%、4.2%、12.6%，受极端高温天气影响，居民生活用电两位数增长，成为用电增长主要拉动力。从电力供应看，截至10月底，装机容量为25.0亿千瓦，同比增长8.3%。从电力供需平衡看，受高温干旱天气影响，迎峰度夏期间全国电力供需平衡面临空前严峻挑战，山东、上海、江苏、浙江、安徽、湖北、湖南、河南、江西、陕西、四川、重庆等省市先后执行负荷管理措施，川渝地区首次在汛期出现“电力电量双缺”。

立足全年，从电力需求来看，经济方面，稳增长政策持续发力，四季度经济增速继续回升；气温方面，国家气候中心预计今冬明春气温较常年同期略偏高，但仍可能发生阶段性强降温过程，采暖电量将平稳增长，预计2022年我国全社会用电量增长3.8%左右。从电力供应看，预计全国新增发电装机总规模约2.8亿千瓦，年底装机容量为26.4亿千瓦，比上年增长11.1%。从电力供需平衡看，预计今冬明春全国电力供需总体平衡偏紧，华东、华中、西南电网电力供需紧张。

2023年能源供需形势研判

（一）经济稳步回升，能源消费总量持续增长。

总体来看，2023年，国际环境和新冠肺炎疫情仍存在不确定性。全球经济下行风险加大，外需动能减弱，我国出口难以保持较快增长。国内疫情管控更加科学，疫情对经济的影响逐步减弱，国内消费、投资成为国内经济平稳增长的主要动力，消费的支撑作用增强。政策持续支撑，投资保持平稳。先进制造业投资增速提升，新型基础设施投资快速增长，稳地产政策下房地产投资恢复性增长。疫情防控更加精准，疫情对消费及服务业活动影响进一步减小，消费增速将显著回升。参照权威机构预测结果，预计2023年全国GDP增速为5.0%左右，三次产业对GDP增长的贡献分别为5.8%、41.0%和53.2%。综合考虑经济发展、能耗双控考核方式调整、新基建发展、能效提升、能源替代等因素，预计2023年能源消费总量达到55亿吨标准煤左右，增速达3%左右，单位GDP能耗持续下降，非化石能源占比达到18%以上。

（二）煤炭供需基本平衡，煤价逐渐进入合理区间。

2023年大概率煤炭产量同比上升、进口同比减少，产能投放力度和供应能力增量较大。今年上半年煤炭需求较弱，明年煤炭需求主要受“保交楼”政策、疫情、国际形势的影响。目前来看，稳住基本盘最有效、最见效的手段还是基础设施建设，预计明年传统经济对煤炭的需求比今年5-9月中旬的情况要强，但是全年整体需求与今年基本持平。电力行业主要决定了需求的总量，随着风光核发电占比上升，预计明年电煤需求增幅较小。综合来看，供给侧增速较快，需求侧增速较低，煤炭供需朝宽松方向发展，叠加油气价格高位运行挤压进口量，明年煤炭供需基本平衡，煤价逐渐进入合理区间。

（三）油气供需博弈加剧，价格持续高位震荡。

欧盟对俄罗斯原油的禁令临近，且OPEC收紧原油供给端，但出于对经济衰退的担忧，近期原油市场疲软。中短期，原油价格仍将围绕80-100美元/桶高位震荡，甚至仍有上涨的可能性。当前美国天然气库存持续维持历史较低水平，受地缘政治影响，欧洲或持续维持增加LNG 进口以减少对俄罗斯管道气依赖，而美国为欧洲LNG 进口主要供应国，不能排除2023年全球天然气荒的可能性。在当前全球供需格局下，叠加地缘政治的影响尚未消退，油气价格仍将在未来一段时期处于高位震荡区间，我国进口量可能进一步缩减。

（四）电力需求稳步增长，供需平衡偏紧。

从电力需求来看，经济方面，稳增长政策持续发力，国内经济逆势上行，但仍落后于潜在增长水平；气温方面，根据国家气候中心预测，当前拉尼娜事件将延续到2023年冬季，通常发生拉尼娜事件后，我国大部地区冬季气温将较常年同期偏低；加之全球变暖背景下，夏季气温较常年同期大概率偏高，气温因素仍将在2023年用电增长中发挥正向作用，预计2023年我国全社会用电量增长5.5%。从电力供应看，预计全国新增发电装机约3.2亿千瓦，年底装机容量为29.6亿千瓦，比上年增长12.2%。从电力供需平衡看，迎峰度夏和迎峰度冬期间，预计全国电力供需平衡偏紧，华北、华东、华中、西南高峰时段电力供需紧张。

能源形势应对建议 

一是做好极端天气下能源供需形势分析研究。气象因素对能源电力系统的影响日益增大，极端天气下能源供应难以保障。今年夏季受罕见高温干旱天气影响，四川部分主力水电厂水库相继见底，8月中旬四川水电日发电量较7月初断崖式下降5成左右。预计2023年夏季气温接近常年同期到偏高，大概率出现大范围持续性高温天气，亟需建立极端天气下能源供需分析的研究框架和方法理论，提高能源供需预测准确度。

 二是构建能源安全预警体系。建立健全能源安全信息沟通制度，加强煤炭、石油、天然气等能源供、耗、存监测，加强水情跟踪监测，提升水情预报准确性。加强能源安全应急保障制度建设，针对安全警戒线下的供应主体企业进行必要的监督考核，保障能源安全供应和国民经济稳定运行。

三是提高新能源消纳能力。加强风电、太阳能等新能源发展规划，进一步明确新能源新增建设规模、装机布局和开发时序，深化水新联动柔性调度机制应用，推动风电、光伏电站按需求配置储能装置，引导社会资本有序参与建设储能电站，不断拓展清洁能源消纳空间。