3月24日，中国电力企业联合会召开2022年经济形势与电力发展分析预测会。会议以“聚焦新形势 服务碳达峰”为主题，邀请有关专家学者研讨宏观经济形势、财政金融政策、能源转型发展、电力形势分析预测、电力市场建设与交易等方面内容。
2021年，我国全社会用电量8.31万亿千瓦时，同比增长10.3%。分产业看，我国第一、二、三产业用电增速分别达到16.4%、9.1%、17.8%。在电力需求大幅度增长的同时，2021年下半年全国多个地区出现了较为严重的拉闸限电现象。从全年来看，2021年全国电力供需形势总体偏紧。
2022年的国内外宏观经济形势依然不太乐观。从国际来看，全球疫情依然在持续蔓延，导致经济复苏动力不足。在地缘政治等因素的影响下，大宗商品价格始终在高位波动。中国经济发展的外部环境复杂严峻且充满不确定性。从国内来看，国内需求持续收缩，供给压力较大，因此经济增长的预期转弱。与此同时，近期国内疫情反复，部分地区疫情较为严重，这也会极大的影响国内宏观经济形势。
而能源电力行业也面临着“双碳”目标推进、新能源快速发展、能源转型不断深化、电力系统运行成本持续增加、电力供需平衡难度加大等一系列问题。
根据中电联预测，预计2022年全年全社会用电量大约为8.7—8.8万亿千瓦时，同比增长5%—6%。预计到2025年，全社会用电量9.5万亿千瓦时。而电力供应方面预计全年新增发电装机2.3亿千瓦左右，非化石能源发电装机将达到13亿千瓦，首次达到总装机规模的一半。
然而电力装机的增加也并不能环节电力安全保障的压力。根据中电联预测，2022年全国电力供需总体平衡，部分时段部分区域电力供需偏紧。迎峰度夏期间，华东、华中、南方区域电力供需偏紧。迎峰度冬期间，华东、华中、西北、南方区域电力供需偏紧。保障电力安全供应，任务仍然十分艰巨。
不仅仅是2022年，整个“十四五”期间的电力供需偏紧都不容小时。刚刚发布的《“十四五”现代能源体系规划》明确提出要“加强重点区域能源供给保障和互济能力建设，着力解决东北和“两湖一江”（湖北、湖南、江西）等地区煤炭、电力时段性供需紧张问题。”除了“两湖一江”，东北地区也要积极推进非化石能源开发和多元化利用，完善中俄东线配套支线管网，减缓东北三省煤炭产量下降速度，建设蒙东煤炭供应保障基地，提高滨洲线、集通线运煤能力，结合电力、热力需求有序安排煤电项目建设，加强冬季用煤用电保障。其他地区，加强能源供需衔接，有效解决区域性、时段性供需紧张等问题。
持续高速增长的新能源装机可以更多的满足电量增长和电量结构的变化，但是难以满足电力负荷的需求。新能源发电与用电负荷在时间上不匹配，在空间上也并不完全匹配。因此从保供的角度来看，不仅需要新能源的增长，也需要传统电源的增长。
无论是中央，还是行业内，都开始逐渐认识到了煤电作为保障新能源消纳和电网稳定的压舱石作用。3月22日，中共中央政治局常委、国务院副总理韩正在北京主持召开煤炭清洁高效利用工作专题座谈会。会议明确“切实发挥煤炭的兜底保障作用，确保国家能源电力安全保供。”
即便是到了2060年，中国已经全面实现碳中和，火电等传统电源依然需要发挥一定作用。根据国家电网预测，未来传统的交流同步电源装机占比下降，但仍然占据相当比例。预计2060年同步电源（水、火、核、生物质、光热）装机容量达到25.5亿千瓦，占比36%；发电量7.8万一千瓦时，占比49%。出力占总负荷的25%~79%；出力占比高于40%的累计时长达到全年的84%，高于50%的市场将达到53%。
在明确了煤电的地位和作用的情况下，煤电的发展会从主题电源逐渐稳步地向调节型电源转变。煤电机组应尽可能按照“增机减量”的思路安排运行，增加装机满足电力平衡要求，减少发电量，尽可能利用清洁能源发电，减少碳排放。
作为调节型电源，煤电机组无疑需要更多的灵活性改造。但这同时也需要完善电力市场辅助服务补偿与交易等政策，让煤电企业能够获得足够收益，引导煤电充分发挥容量效应和灵活性优势。做好煤电的延寿管理。
当然，肯定煤电的兜底作用也是建立在电源结构全面清洁转型的基础之上。根据中电联预测，到2025年、2030年，全国风电装机将分别达到4亿千瓦、5.8亿千瓦，太阳能发电装机将分别达到5亿千瓦、7.8亿千瓦。
电源结构变化的同时电网结构和电力市场也要有着相应变化。目前国内电力市场存在体系不完整、消纳不健全、规则不统一、机制不完善、交易不畅通、风险意识不足等问题。需要全行业准确把握电力市场发展规律，深入完善电力市场运行机制，加快推进全国统一电力市场建设。
以新能源为主体的新型电力系统建设需要大力推动技术创新，进一步优化电网结构，提升电力系统数字化水平。在新型电力系统建设逐渐完善的同时，全面提高全社会电气化水、大力实施电能替代，持续提升城乡电气化水平。
