电力行业发展趋势及市场现状如何?2021年全国全社会用电量8.31万亿千瓦时，同比增长10.3%，用电量快速增长主要受国内经济持续恢复发展、上年同期低基数、外贸出口快速增长等因素拉动。一、二、三、四季度，全社会用电量同比分别增长21.2%、11.8%、7.6%和3.3%，受同期基数由低走高等因素影响，同比增速逐季回落。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%，总体保持平稳较快增长。

　　2021年，全国电力供需形势总体偏紧，年初、迎峰度夏以及9-10月部分地区电力供应紧张。1月，受寒潮天气等因素影响，江苏、浙江、蒙西、湖南、江西、安徽、新疆、四川等8个省级电网，在部分用电高峰时段电力供应紧张，采取了有序用电措施。迎峰度夏期间(6-8月)，广东、河南、广西、云南、湖南、贵州、江西、蒙西、浙江、重庆、陕西、湖北等12个省级电网，在部分用电高峰时段电力供应紧张，采取了有序用电措施。9-10月，受电煤等燃料供应紧张、水电发电量同比减少、电力消费需求较快增长以及部分地区加强“能耗双控”等多重因素叠加影响，全国电力供需总体偏紧，共有超过20个省级电网采取了有序用电措施，个别地区少数时段出现拉闸限电。国家高度重视并出台一系列能源电力保供措施，效果显著，2021年11月7日起至2021年底，全国有序用电规模基本清零，仅个别省份对部分高耗能、高污染企业主动执行有序用电。

　　中国电力工业高速发展，技术和管理有了长足的进步，比如特高压技术和超临界已经达到世界先进行列，从规划还是到建设以及运营维护管理水平，都有较大提升。但是由于近些年经济常态化，电力发电装机容量逐年下降，加之火电的政策、弃风、弃光的状况加剧，中国电力企业逐步开拓海外市场。

　　在“一带一路”倡议的带动下，中国对非洲电力投资的规模持续扩大，中非双方的合作领域不断拓展，面临诸多前所未有的新机遇，同时也涉及更多政治、经济、社会议题，遭遇到来自各方面的严峻风险。

　　专家表示，由于电力行业与国民经济息息相关，属于牵一发而动全身的关键性部门，因而改革既需要慎重，也需要大胆。煤价电价挂钩联动，将逐步打开我国电价上浮空间，利好煤电企业，同时也将倒逼高耗能产业的转型升级。电价市场化改革，涉及到如何有效解决电力成本与价格倒挂，如何加快中长期市场与现货市场的建设，如何逐步打破跨省区电力交易壁垒，如何设计有效的保底用户用电机制等方方面面的问题，这些问题需要在真正执行以后，各地去不断探索破解。

　　随着新能源加速发展和用电特性的变化，系统对调峰容量的需求将不断提高。我国具有调节能力的水电站少，气电占比低，煤电是当前最经济可靠的调峰电源，煤电市场定位将由传统的提供电力、电量的主体电源，逐步转变为提供可靠容量、电量和灵活性的调节型电源，煤电利用小时数将持续降低，预2030年将降至4000小时以下。