2022年我國能源領域深入貫徹落實黨中央、國務院關于能源保供各項決策部署，能源保供能力不斷提升。隨著穩經濟一攬子政策和接續政策措施的推進落實，國民經濟延續恢復發展態勢，能源消費同比增長2.5%-2.6%，全社會用電量增長3.8%左右。預計2023年，經濟穩步回升，能源消費總量持續增長，全社會用電量增長5.5%。
2022年能源生產與消費分析
（一）國內經濟呈現回穩向上態勢
受疫情反彈影響，今年前三季度我國經濟呈現二次探底、再回升的“V”型變化特點。面對2021年年底的經濟下行壓力，宏觀政策前置發力，一季度經濟增速有所回升。4月，受新冠肺炎疫情和俄烏克沖突影響，我國多項經濟指標大幅走弱。5月，疫情防控形勢總體好轉，主要宏觀指標降幅收窄。在疫情緩和與更多穩定經濟大盤的政策措施落地作用下，6月份主要經濟指標企穩回升，供需兩端加快恢復。7-9月，疫情防控形勢總體穩定，穩增長政策持續落地，主要經濟指標持續恢復。今年四季度，外需拉動趨弱，疫情多發散發拖累消費，但隨著我國將繼續推動穩經濟一攬子政策措施全面落地、充分顯效，鞏固和拓展了經濟回穩向上態勢，后續經濟恢復的預期和信心持續增強。
（二）能源生產保持穩定，能源消費持續增長
《2022年能源工作指導意見》中明確全國能源生產總量達到44.1億噸標準煤左右，近三年每年能源凈進口量10億噸標準煤左右（2021年11億噸標準煤）。根據1-10月份進口情況，預計2022年進口量約為10億噸標準煤左右。
根據初步測算，前三季度能源消費總量同比增長2.5%。預計全年能源消費總量同比增長2.5%-2.6%，為53.7億噸標準煤左右，非化石能源消費占比同比提高0.6個百分點，為17.3%左右。煤炭占比提高0.4個百分點，石油下降0.7個百分點，天然氣下降0.3個百分點。
（三）煤炭生產同比減少，電煤庫存處于高位
國內生產方面，煤炭企業扎實做好煤炭增產增供工作，在確保安全的前提下繼續挖潛增產，煤炭產能穩步釋放，煤礦開工率維持高位，煤炭產量同比快速增長。1-10月，生產原煤36.9億噸，同比增長10.0%。進口方面，受全球能源供需緊張影響，進口煤和內貿煤價格倒掛，煤炭進口意愿受到抑制，1-10月我國進口煤炭2.3億噸，同比下降10.5%。
煤價高位運行，但總體在合理區間。2月25日，國家發改委發布《進一步完善煤炭市場價格形成機制》的通知，設定了煤炭中長期交易價格合理區間。秦皇島港下水煤（5500千卡）中長期交易價格每噸570-770元（含稅）較為合理。山西地區熱值5500千卡的煤價合理區間為370-570元/噸，陜西為320-520元/噸，蒙西為260-460元/噸，蒙東為200-300元/噸?，F貨價格上限不超過中長期價格上限的50%。由于國家采取了加強中長期合同履約率監管等一系列保供穩價措施，今年以來煤價總體運行在合理區間。
電煤庫存處于歷史高位。在保供穩價政策引導下，全國電廠庫存水平同比大幅增長。迎峰度夏前，全國統調電廠存煤達到1.6億噸以上，同比增加5000多萬噸，可用天數32天。迎峰度夏期間（6-8月），電煤供需兩旺，電煤庫存充足，處于歷史最高水平。9月以來，電煤供應持續向好，全國統調電廠存煤保持在1.7億噸以上，比去年同期增加了約1倍。
（四）油、氣生產同比增長，價格震蕩下行
原油生產同比上升、進口同比下降，國際原油震蕩下行。1-10月，生產原油17098萬噸，同比增長3.0%；進口原油41353萬噸，同比下降2.7%。截至11月20日，布倫特原油現貨離岸價格為87.41美元/桶，較今年高點已下降約34%。
天然氣生產同比上升、進口同比下降，天然氣價格下降。1-10月，生產天然氣1785億立方米，同比增長6.0%；進口天然氣8874萬噸，同比下降10.4%。國內天然氣價格下降，11月上旬，國內液化天然氣（LNG）價格為6154元/噸，環比下降10.4%；液化石油氣（LPG）價格為5323元/噸，環比下降0.4%。
（五）電力供應較快增長，全社會用電量同比增長3.8%
1-10月，從電力需求看，全國全社會用電量同比增長3.8%，逐月增速波動較大。分產業看，三次產業和城鄉居民生活用電量增速分別為9.9%、1.7%、4.2%、12.6%，受極端高溫天氣影響，居民生活用電兩位數增長，成為用電增長主要拉動力。從電力供應看，截至10月底，裝機容量為25.0億千瓦，同比增長8.3%。從電力供需平衡看，受高溫干旱天氣影響，迎峰度夏期間全國電力供需平衡面臨空前嚴峻挑戰，山東、上海、江蘇、浙江、安徽、湖北、湖南、河南、江西、陜西、四川、重慶等省市先后執行負荷管理措施，川渝地區首次在汛期出現“電力電量雙缺”。
立足全年，從電力需求來看，經濟方面，穩增長政策持續發力，四季度經濟增速繼續回升；氣溫方面，國家氣候中心預計今冬明春氣溫較常年同期略偏高，但仍可能發生階段性強降溫過程，采暖電量將平穩增長，預計2022年我國全社會用電量增長3.8%左右。從電力供應看，預計全國新增發電裝機總規模約2.8億千瓦，年底裝機容量為26.4億千瓦，比上年增長11.1%。從電力供需平衡看，預計今冬明春全國電力供需總體平衡偏緊，華東、華中、西南電網電力供需緊張。
2023年能源供需形勢研判
（一）經濟穩步回升，能源消費總量持續增長。
總體來看，2023年，國際環境和新冠肺炎疫情仍存在不確定性。全球經濟下行風險加大，外需動能減弱，我國出口難以保持較快增長。國內疫情管控更加科學，疫情對經濟的影響逐步減弱，國內消費、投資成為國內經濟平穩增長的主要動力，消費的支撐作用增強。政策持續支撐，投資保持平穩。先進制造業投資增速提升，新型基礎設施投資快速增長，穩地產政策下房地產投資恢復性增長。疫情防控更加精準，疫情對消費及服務業活動影響進一步減小，消費增速將顯著回升。參照權威機構預測結果，預計2023年全國GDP增速為5.0%左右，三次產業對GDP增長的貢獻分別為5.8%、41.0%和53.2%。綜合考慮經濟發展、能耗雙控考核方式調整、新基建發展、能效提升、能源替代等因素，預計2023年能源消費總量達到55億噸標準煤左右，增速達3%左右，單位GDP能耗持續下降，非化石能源占比達到18%以上。
（二）煤炭供需基本平衡，煤價逐漸進入合理區間。
2023年大概率煤炭產量同比上升、進口同比減少，產能投放力度和供應能力增量較大。今年上半年煤炭需求較弱，明年煤炭需求主要受“保交樓”政策、疫情、國際形勢的影響。目前來看，穩住基本盤最有效、最見效的手段還是基礎設施建設，預計明年傳統經濟對煤炭的需求比今年5-9月中旬的情況要強，但是全年整體需求與今年基本持平。電力行業主要決定了需求的總量，隨著風光核發電占比上升，預計明年電煤需求增幅較小。綜合來看，供給側增速較快，需求側增速較低，煤炭供需朝寬松方向發展，疊加油氣價格高位運行擠壓進口量，明年煤炭供需基本平衡，煤價逐漸進入合理區間。
（三）油氣供需博弈加劇，價格持續高位震蕩。
歐盟對俄羅斯原油的禁令臨近，且OPEC收緊原油供給端，但出于對經濟衰退的擔憂，近期原油市場疲軟。中短期，原油價格仍將圍繞80-100美元/桶高位震蕩，甚至仍有上漲的可能性。當前美國天然氣庫存持續維持歷史較低水平，受地緣政治影響，歐洲或持續維持增加LNG 進口以減少對俄羅斯管道氣依賴，而美國為歐洲LNG 進口主要供應國，不能排除2023年全球天然氣荒的可能性。在當前全球供需格局下，疊加地緣政治的影響尚未消退，油氣價格仍將在未來一段時期處于高位震蕩區間，我國進口量可能進一步縮減。
（四）電力需求穩步增長，供需平衡偏緊。
從電力需求來看，經濟方面，穩增長政策持續發力，國內經濟逆勢上行，但仍落后于潛在增長水平；氣溫方面，根據國家氣候中心預測，當前拉尼娜事件將延續到2023年冬季，通常發生拉尼娜事件后，我國大部地區冬季氣溫將較常年同期偏低；加之全球變暖背景下，夏季氣溫較常年同期大概率偏高，氣溫因素仍將在2023年用電增長中發揮正向作用，預計2023年我國全社會用電量增長5.5%。從電力供應看，預計全國新增發電裝機約3.2億千瓦，年底裝機容量為29.6億千瓦，比上年增長12.2%。從電力供需平衡看，迎峰度夏和迎峰度冬期間，預計全國電力供需平衡偏緊，華北、華東、華中、西南高峰時段電力供需緊張。
能源形勢應對建議
一是做好極端天氣下能源供需形勢分析研究。氣象因素對能源電力系統的影響日益增大，極端天氣下能源供應難以保障。今年夏季受罕見高溫干旱天氣影響，四川部分主力水電廠水庫相繼見底，8月中旬四川水電日發電量較7月初斷崖式下降5成左右。預計2023年夏季氣溫接近常年同期到偏高，大概率出現大范圍持續性高溫天氣，亟需建立極端天氣下能源供需分析的研究框架和方法理論，提高能源供需預測準確度。
二是構建能源安全預警體系。建立健全能源安全信息溝通制度，加強煤炭、石油、天然氣等能源供、耗、存監測，加強水情跟蹤監測，提升水情預報準確性。加強能源安全應急保障制度建設，針對安全警戒線下的供應主體企業進行必要的監督考核，保障能源安全供應和國民經濟穩定運行。
三是提高新能源消納能力。加強風電、太陽能等新能源發展規劃，進一步明確新能源新增建設規模、裝機布局和開發時序，深化水新聯動柔性調度機制應用，推動風電、光伏電站按需求配置儲能裝置，引導社會資本有序參與建設儲能電站，不斷拓展清潔能源消納空間。