2021年一季度全国电力供需形势分析预测报告
类别：市场趋势发布时间：2021-07-01 浏览人次：3923
一季度，面对冬春疫情考验和外部环境的不确定性，在以习近平同志为核心的党中央坚强领导下，全国上下认真贯彻落实党中央、国务院决策部署，巩固拓展疫情防控和经济社会发展成果，科学精准实施宏观政策，经济运行稳中加固、稳中向好，国民经济开局良好。电力行业为疫情防控和经济社会发展提供坚强电力保障，用电量快速增长，经济社会发展对电力的消费需求恢复至疫情前的平稳较快增长水平。
一、2021年一季度全国电力供需情况
（一）电力消费需求情况
一季度，全国全社会用电量1.92万亿千瓦时，同比增长21.2%，上年同期疫情形成的低基数是用电量高速增长的最主要原因。与2019年一季度相比，全社会用电量增长14.4%，两年平均增长7.0%，增速比2019年同期提高1.5个百分点。分月看，1-2月、3月全社会用电量同比分别增长22.2%、19.4%，两年平均增速分别为6.7%、7.6%。全社会用电量同比增速及两年平均增速情况反映出我国经济呈现稳定恢复态势。
一是第一产业用电量同比增长26.4%，两年平均增长14.6%。一季度，第一产业用电量210亿千瓦时，同比增长26.4%，两年平均增长14.6%，增速比2019年同期提高7.8个百分点。第一产业用电量实现快速增长，一方面是近年来国家持续加大农网改造升级力度，乡村用电条件明显改善，促进第一产业用电潜力释放；另一方面是脱贫攻坚成果巩固拓展，乡村振兴全面推进，乡村经济发展带动用电增长。
二是第二产业用电量同比增长24.1%，两年平均增长7.4%。一季度，第二产业用电量1.26万亿千瓦时，同比增长24.1%，两年平均增长7.4%，增速比2019年同期提高4.4个百分点。制造业用电量同比增长26.6%，两年平均增长7.8%，其中，高技术及装备制造业、消费品制造业、其他制造业行业、四大高载能行业用电量增速分别为44.0%、34.7%、30.7%、18.9%，两年平均增速分别为10.3%、5.7%、9.0%、7.1%。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，连续三个季度保持两位数增长，是当前工业高质量发展中展现出来的一大亮点。
三是第三产业用电量同比增长28.2%，两年平均增长7.9%。一季度，第三产业用电量3331亿千瓦时，同比增长28.2%，两年平均增长7.9%，增速比2019年同期低2.2个百分点。受上年同期低基数影响，租赁和商务服务业（42.5%）、批发和零售业（41.7%）、住宿和餐饮业（40.7%）、房地产业（30.5%）用电量同比增速超过30%。依托大数据、云计算、物联网等新技术快速推广应用，信息传输/软件和信息技术服务业延续快速增长势头，两年平均增长26.5%。得益于电动汽车的迅猛发展，充换电服务业持续保持高速增长，两年平均增速达到92.2%。
四是城乡居民生活用电量同比增长4.7%，两年平均增长3.9%。一季度，城乡居民生活用电量3053亿千瓦时，同比增长4.7%，两年平均增长3.9%，受1月中旬以来气温明显偏暖因素影响，居民生活用电量增速明显低于往年水平，两年平均增速比2019年同期低7.2个百分点。
五是各地区同比增速均超过10%，西部和东部地区两年平均增速相对领先。一季度，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长24.5%、22.3%、18.1%、10.4%；两年平均增速分别为7.1%、4.8%、8.7%、4.7%。29个省份全社会用电量同比增速超过10%，其中，湖北、西藏、浙江、广东、云南5个省份用电量同比增速超过30%；31个省份全社会用电量两年平均增速均为正增长，其中，云南、西藏、山东、广西4个省份两年平均增速超过10%。
（二）电力生产供应情况
截至3月底，全国全口径发电装机容量22.3亿千瓦，同比增长9.4%。全国全口径非化石能源发电装机10.0亿千瓦，占总装机容量的比重为44.9%，同比提高3.0个百分点；全口径煤电装机容量10.9亿千瓦，占总装机容量比重自2020年底首次降至50%以下（49.1%）后，今年3月底进一步降至48.8%，在碳达峰、碳中和目标下，电力行业绿色低碳转型趋势明显。一季度，全国规模以上电厂发电量为1.91万亿千瓦时，同比增长19.0%；全国发电设备平均利用小时915小时，同比提高97小时。
一是电力投资同比增长37.6%，非化石能源发电投资占电源投资比重达到91%。一季度，重点调查企业电力完成投资1335亿元，同比增长37.6%，两年平均增长21.2%。其中，电源完成投资795亿元，同比增长31.3%，两年平均增长39.9%，非化石能源发电投资占电源投资的比重高达91%；电网完成投资540亿元，同比增长48.0%，两年平均增长3.7%。
二是非化石能源发电装机占总装机容量比重上升至44.9%，煤电装机比重降至48.8%。一季度，全国新增发电装机容量2351万千瓦，同比增加996万千瓦。截至3月底，全国全口径水电装机容量3.7亿千瓦、火电12.6亿千瓦、核电5104万千瓦、并网风电2.9亿千瓦、并网太阳能发电装机2.6亿千瓦。全国全口径非化石能源发电装机容量10.0亿千瓦，占总装机容量的比重为44.9%，同比提高3.0个百分点；全口径煤电装机容量10.9亿千瓦，占总装机容量比重进一步降至48.8%。
三是发电量同比增长19.0%。一季度，全国规模以上电厂发电量为1.91万亿千瓦时，同比增长19.0%；其中，规模以上电厂水电、火电、核电发电量分别为1959、14379、926亿千瓦时，同比分别增长0.5%、21.1%、18.8%。全口径并网风电和并网太阳能发电量分别为1737和694亿千瓦时，同比分别增长50.6%和29.9%。
四是水电外的其他发电设备利用小时均同比提高，核电、风电、太阳能发电同比分别提高218、69、10小时。一季度，全国发电设备平均利用小时915小时，同比提高97小时。水电设备利用小时600小时，同比降低21小时；核电设备利用小时1817小时，同比提高218小时；火电设备利用小时1116小时，同比提高165小时，其中煤电1160小时，同比提高187小时；并网风电设备利用小时为619小时，同比提高69小时；太阳能发电设备利用小时300小时，同比提高10小时。
五是跨区输出电量同比增长22.9%，跨省输出电量同比增长24.6%。一季度，全国完成跨区送电量1470亿千瓦时，同比增长22.9%，两年平均增长18.1%；其中，西北区域外送电量788亿千瓦时，同比增长36.5%，是外送电量规模最大、增长最快的区域。全国完成跨省送出电量3499亿千瓦时，同比增长24.6%，两年平均增长8.3%；其中，内蒙古外送电量549亿千瓦时，是外送电量规模最大的省份，同比增长23.8%。
六是市场交易电量同比增长86%。一季度，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量7530亿千瓦时，同比增长86%。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为6135亿千瓦时，同比增长93%，占全社会用电量比重为31.9%，同比提高11.7个百分点。
七是原煤产量同比增速比同期煤电发电量增速低6.0个百分点，电煤市场价格高位剧烈波动。一季度，全国原煤产量9.7亿吨，同比增长16.0%，比同期全口径煤电发电量增速低6.0个百分点。市场电煤价格高位剧烈波动，加大了电煤采购及保供工作难度，煤电企业燃料成本明显上涨。
（三）全国电力供需情况
一季度，全国电力供需总体平衡。1月6-8日，我国中东部大部地区遭遇强冷空气寒潮袭击，用电负荷快速攀升，导致部分地区局部时段电力供应紧张，采取了有序用电措施；1月份全国最大用电负荷达到11.89亿千瓦，同比增长25.6%，两年平均增长11.3%。分区域看，一季度，华中区域用电高峰时段电力供应偏紧，南方区域电力供应持续处于紧平衡，华北、华东区域电力供需总体平衡。分省份看，江苏、浙江、湖南、江西、四川、蒙西等省级电网采取了有序用电或需求响应措施。
二、全国电力供需形势预测
（一）2021年全社会用电量增速将明显超过上年
今年是中国共产党成立100周年，也是我国“十四五”规划开局之年。综合考虑国内外经济形势、上年低基数、电能替代等因素，以及外部环境存在的不确定性，预计2021年全社会用电量增速前高后低，全年全社会用电量增长7%-8%，若夏季出现长时段大范围高温天气，则全社会用电量增速将很可能突破8%，用电量增速将明显超过上年。
（二）非化石能源发电装机比重继续提高
预计2021年全国基建新增发电装机容量1.8亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机投产1.4亿千瓦左右。预计2021年底全国发电装机容量23.7亿千瓦，其中，非化石能源发电装机容量达到11.2亿千瓦左右，占总装机容量比重上升至47.3%，非化石能源发电装机规模及比重将有望首次超过煤电。
（三）全国电力供需总体平衡，局部地区电力供应偏紧
预计2021年全国电力供需总体平衡、局部地区高峰时段电力供应偏紧。分区域看，预计东北、西北电力供应存在一定富余；华北、华东区域电力供需总体平衡；华中、南方区域用电高峰时段电力供需偏紧。蒙西、湖南、湖北、广东、云南、广西等省级电网在部分用电高峰时段电力供应偏紧，预计将需要采取有序用电或需求响应措施。
三、有关建议
在国家碳达峰、碳中和目标下，电力作为国民经济发展的基础性产业，在保障电力安全可靠供应，以满足国民经济发展目标以及人民生活用电需求的同时，还要加快构建以新能源为主体的新型电力系统，加快清洁低碳转型，实现碳减排目标。结合当前电力供需形势和行业发展现状，提出如下建议：
（一）密切跟踪用电形势，保障迎峰度夏期间电力安全运行
今年以来，生产生活逐渐恢复常态，经济形势稳中向好，对电力的消费需求较快回升，叠加近年来用电结构变化带来的负荷峰谷差加大趋势，对电力供应保障提出更高的要求。为保障迎峰度夏期间电力供应，就负荷预测、优化共享备用、加快提升需求响应能力等方面提出以下建议：
一是加强高峰时段负荷分析和电力供需形势预测。相关部门及电网企业密切跟踪各地区经济发展和电力消费需求走势变化，结合气象预报，滚动更新短期电力电量平衡，同时加大对大用户用电负荷尤其是在建大项目投产进度的跟踪，提前做好应对措施，减少高峰时段电力供应缺口。
二是进一步提高跨省跨区互济能力。加强电网统一调度，统筹送受端调峰资源，优化跨省跨区域电网间的开机备用、跨区支援、余缺调剂；充分发挥现有输电通道能力和地区间错峰效益，强化跨省跨区交易组织保障，用好跨省跨区交易通道；电力企业加强设备运行维护和错峰检修，精细安排运行方式，确保留足备用容量。
三是进一步加强需求侧管理。对于电力硬缺口的省份，加快电源及通道建设的后续项目安排。对于短期、局部的结构性缺电，应加强需求侧管理，及早制定有序用电方案，落实好民生、保重点客户、保居民生活的各项措施，同时向社会公布电力供需形势，提升全社会对电力需求侧管理的认知度、参与度和积极性。加强源网荷储协同互动，对电力柔性负荷进行策略引导和集中控制，扩大负荷参与需求响应规模。创新电力需求响应机制，建立和完善电力需求响应价格激励政策，以市场化手段引导用户合理用电。
（二）切实保障电力燃料供应，引导电煤市场价格回归绿色区间
当前，煤电发电量占我国总发电量的比重仍然高达64%，煤电仍是我国主体电源，保障电力燃料供应是确保电力安全稳定供应的关键。针对部分时段电煤供应偏紧，电煤价格剧烈波动等问题提出以下建议：
一是加大先进煤炭产能的释放力度。国家有关部门协调主产区政府，取缔或放宽煤管票等地方政策限制，在确保安全和符合国家政策的前提下，按照最大产能安排生产计划，有效增加煤炭供给；推进重点保供煤矿、优质产能煤矿、联合试运转到期煤矿、核增产能煤矿等完善相关手续办理，推进依法合规生产。进一步增加国内煤炭产能储备，以应对经济持续复苏以及季节性气候变化等对煤炭消费需求的增加。总结近年来电煤保供经验，加快迎峰度夏电厂电煤库存提升工作，提前谋划下半年重点地区的电煤供应。
二是充分发挥进口煤的补充作用。进口煤在补充沿海电煤供应、平衡供需关系、稳定市场价格等方面发挥了重要作用，应充分利用好国际国内“两个市场、两种资源”，适当增加进口煤配额指标，并允许异地报关；保障进口煤政策的稳定性，使用煤企业能够制定科学合理的采购计划，合理把控进口煤节奏，最大程度发挥好进口煤的补充作用。
三是引导市场电煤价格回归绿色区间。针对当前动力煤期货交割以5500大卡为基准，不符合发电企业耗用电煤热值普遍低于5000大卡的特点，建议相关机构完善期货交割条款及相关交易规则，正确发挥期货市场作用，减少市场炒作行为，助力维护市场稳定。加强煤炭市场监管，打击囤积居奇和恶意炒作等行为，维护煤炭市场秩序。继续发挥中长期合同稳定器作用,加大电煤中长期合同履约执行监管力度。
（三）围绕碳达峰、碳中和目标，推进新能源健康可持续发展
在碳达峰、碳中和目标的推动下，电力发展绿色转型进一步加快，也相应带来新能源消纳压力的明显加大。同时，新能源补贴拖欠金额越来越大，导致新能源企业资金紧张、企业财务费用大幅上升、融资难融资贵、上下游“三角债”等问题日益突出。为更好促进新能源高质量发展，就促进新型电力系统构建、保障新能源消纳和解决新能源补贴提出以下几点建议：
一是加快研发满足高比例新能源为主体的新型电力系统相关技术。支持依托电力企业建设绿色低碳创新中心，实施储能、氢能、碳捕集等核心关键技术研发与重大示范工程，定点突破“卡脖子”技术。针对关键技术，联合企业、高校、科研院所形成能源电力创新共同体，推动关键环节和领域的技术研发。突出企业创新主体地位，制定和落实鼓励企业技术创新的各项政策，引导企业加大研发力度，并加强科技创新的财政资金投入和优惠力度。
二是多措并举保障大规模新能源消纳。电力企业合理安排新能源新增装机布局与并网时序，优先安排有消纳空间与送出通道的新能源投产并网。各方形成合力充分提高现有特高压输电通道利用效率，并加快在建跨省区电力通道建设，持续提升新能源外送能力。研究促进火电灵活性改造的政策措施和市场机制，进一步加强电力系统灵活性电源建设。加快出台退役煤电机组转为应急备用电源，以及煤电机组延寿运行管理办法。推进电力现货市场建设和辅助服务补偿机制建设，并充分考虑电—碳市场的协同作用，发挥市场调节在促进新能源消纳中的作用。
三是加快解决可再生能源补贴欠费问题，促进新能源行业、企业健康发展。进一步加快补贴资金的拨付到位，维护企业资金链安全。有关部门尽快针对《关于引导加大金融支持力度促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知》出台具体细则，明确金融机构向风光企业发放补贴确权贷款的条件，贷款额度、期限、利率的具体核定标准；通过核发绿色电力证书方式弥补补贴确权贷款利息成本的具体措施，以及对风光企业存量项目融资办理展期、续贷的条件，争取尽快落实对风光项目的信贷支持政策，缓解企业资金紧张问题，促进行业健康发展。
注释：
两年平均增长（增速）是以2019年同期值为基数，采用几何平均方法计算。
四大高载能行业包括：化学原料和化学制品制造业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼和压延加工业、有色金属冶炼和压延加工业4个行业。
高技术及装备制造业包括：医药制造业、金属制品业、通用设备制造业、专用设备制造业、汽车制造业、铁路/船舶/航空航天和其他运输设备制造业、电气机械和器材制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业、仪器仪表制造业9个行业。
消费品制造业包括：农副食品加工业、食品制造业、酒/饮料及精制茶制造业、烟草制品业、纺织业、纺织服装、服饰业、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋业、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品业、家具制造业、造纸和纸制品业、印刷和记录媒介复制业、文教/工美/体育和娱乐用品制造业12个行业。
其他制造行业为制造业用电分类的31个行业中，除四大高载能行业、高技术及装备制造业、消费品行业之外的其他行业，包括：石油/煤炭及其他燃料加工业、化学纤维制造业、橡胶和塑料制品业、其他制造业、废弃资源综合利用业、金属制品/机械和设备修理业6个行业。
东部地区包括北京、天津、河北、上海、江苏、浙江、福建、山东、广东、海南10个省（市）；中部地区包括山西、安徽、江西、河南、湖北、湖南6个省；西部地区包括内蒙古、广西、重庆、四川、贵州、云南、西藏、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆12个省（市、自治区）；东北地区包括辽宁、吉林、黑龙江3个省。
一、2021年一季度全国电力供需情况
（一）电力消费需求情况
一季度，全国全社会用电量1.92万亿千瓦时，同比增长21.2%，上年同期疫情形成的低基数是用电量高速增长的最主要原因。与2019年一季度相比，全社会用电量增长14.4%，两年平均增长7.0%，增速比2019年同期提高1.5个百分点。分月看，1-2月、3月全社会用电量同比分别增长22.2%、19.4%，两年平均增速分别为6.7%、7.6%。全社会用电量同比增速及两年平均增速情况反映出我国经济呈现稳定恢复态势。
一是第一产业用电量同比增长26.4%，两年平均增长14.6%。一季度，第一产业用电量210亿千瓦时，同比增长26.4%，两年平均增长14.6%，增速比2019年同期提高7.8个百分点。第一产业用电量实现快速增长，一方面是近年来国家持续加大农网改造升级力度，乡村用电条件明显改善，促进第一产业用电潜力释放；另一方面是脱贫攻坚成果巩固拓展，乡村振兴全面推进，乡村经济发展带动用电增长。
二是第二产业用电量同比增长24.1%，两年平均增长7.4%。一季度，第二产业用电量1.26万亿千瓦时，同比增长24.1%，两年平均增长7.4%，增速比2019年同期提高4.4个百分点。制造业用电量同比增长26.6%，两年平均增长7.8%，其中，高技术及装备制造业、消费品制造业、其他制造业行业、四大高载能行业用电量增速分别为44.0%、34.7%、30.7%、18.9%，两年平均增速分别为10.3%、5.7%、9.0%、7.1%。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，连续三个季度保持两位数增长，是当前工业高质量发展中展现出来的一大亮点。
三是第三产业用电量同比增长28.2%，两年平均增长7.9%。一季度，第三产业用电量3331亿千瓦时，同比增长28.2%，两年平均增长7.9%，增速比2019年同期低2.2个百分点。受上年同期低基数影响，租赁和商务服务业（42.5%）、批发和零售业（41.7%）、住宿和餐饮业（40.7%）、房地产业（30.5%）用电量同比增速超过30%。依托大数据、云计算、物联网等新技术快速推广应用，信息传输/软件和信息技术服务业延续快速增长势头，两年平均增长26.5%。得益于电动汽车的迅猛发展，充换电服务业持续保持高速增长，两年平均增速达到92.2%。
四是城乡居民生活用电量同比增长4.7%，两年平均增长3.9%。一季度，城乡居民生活用电量3053亿千瓦时，同比增长4.7%，两年平均增长3.9%，受1月中旬以来气温明显偏暖因素影响，居民生活用电量增速明显低于往年水平，两年平均增速比2019年同期低7.2个百分点。
五是各地区同比增速均超过10%，西部和东部地区两年平均增速相对领先。一季度，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长24.5%、22.3%、18.1%、10.4%；两年平均增速分别为7.1%、4.8%、8.7%、4.7%。29个省份全社会用电量同比增速超过10%，其中，湖北、西藏、浙江、广东、云南5个省份用电量同比增速超过30%；31个省份全社会用电量两年平均增速均为正增长，其中，云南、西藏、山东、广西4个省份两年平均增速超过10%。
（二）电力生产供应情况
截至3月底，全国全口径发电装机容量22.3亿千瓦，同比增长9.4%。全国全口径非化石能源发电装机10.0亿千瓦，占总装机容量的比重为44.9%，同比提高3.0个百分点；全口径煤电装机容量10.9亿千瓦，占总装机容量比重自2020年底首次降至50%以下（49.1%）后，今年3月底进一步降至48.8%，在碳达峰、碳中和目标下，电力行业绿色低碳转型趋势明显。一季度，全国规模以上电厂发电量为1.91万亿千瓦时，同比增长19.0%；全国发电设备平均利用小时915小时，同比提高97小时。
一是电力投资同比增长37.6%，非化石能源发电投资占电源投资比重达到91%。一季度，重点调查企业电力完成投资1335亿元，同比增长37.6%，两年平均增长21.2%。其中，电源完成投资795亿元，同比增长31.3%，两年平均增长39.9%，非化石能源发电投资占电源投资的比重高达91%；电网完成投资540亿元，同比增长48.0%，两年平均增长3.7%。
二是非化石能源发电装机占总装机容量比重上升至44.9%，煤电装机比重降至48.8%。一季度，全国新增发电装机容量2351万千瓦，同比增加996万千瓦。截至3月底，全国全口径水电装机容量3.7亿千瓦、火电12.6亿千瓦、核电5104万千瓦、并网风电2.9亿千瓦、并网太阳能发电装机2.6亿千瓦。全国全口径非化石能源发电装机容量10.0亿千瓦，占总装机容量的比重为44.9%，同比提高3.0个百分点；全口径煤电装机容量10.9亿千瓦，占总装机容量比重进一步降至48.8%。
三是发电量同比增长19.0%。一季度，全国规模以上电厂发电量为1.91万亿千瓦时，同比增长19.0%；其中，规模以上电厂水电、火电、核电发电量分别为1959、14379、926亿千瓦时，同比分别增长0.5%、21.1%、18.8%。全口径并网风电和并网太阳能发电量分别为1737和694亿千瓦时，同比分别增长50.6%和29.9%。
四是水电外的其他发电设备利用小时均同比提高，核电、风电、太阳能发电同比分别提高218、69、10小时。一季度，全国发电设备平均利用小时915小时，同比提高97小时。水电设备利用小时600小时，同比降低21小时；核电设备利用小时1817小时，同比提高218小时；火电设备利用小时1116小时，同比提高165小时，其中煤电1160小时，同比提高187小时；并网风电设备利用小时为619小时，同比提高69小时；太阳能发电设备利用小时300小时，同比提高10小时。
五是跨区输出电量同比增长22.9%，跨省输出电量同比增长24.6%。一季度，全国完成跨区送电量1470亿千瓦时，同比增长22.9%，两年平均增长18.1%；其中，西北区域外送电量788亿千瓦时，同比增长36.5%，是外送电量规模最大、增长最快的区域。全国完成跨省送出电量3499亿千瓦时，同比增长24.6%，两年平均增长8.3%；其中，内蒙古外送电量549亿千瓦时，是外送电量规模最大的省份，同比增长23.8%。
六是市场交易电量同比增长86%。一季度，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量7530亿千瓦时，同比增长86%。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为6135亿千瓦时，同比增长93%，占全社会用电量比重为31.9%，同比提高11.7个百分点。
七是原煤产量同比增速比同期煤电发电量增速低6.0个百分点，电煤市场价格高位剧烈波动。一季度，全国原煤产量9.7亿吨，同比增长16.0%，比同期全口径煤电发电量增速低6.0个百分点。市场电煤价格高位剧烈波动，加大了电煤采购及保供工作难度，煤电企业燃料成本明显上涨。
（三）全国电力供需情况
一季度，全国电力供需总体平衡。1月6-8日，我国中东部大部地区遭遇强冷空气寒潮袭击，用电负荷快速攀升，导致部分地区局部时段电力供应紧张，采取了有序用电措施；1月份全国最大用电负荷达到11.89亿千瓦，同比增长25.6%，两年平均增长11.3%。分区域看，一季度，华中区域用电高峰时段电力供应偏紧，南方区域电力供应持续处于紧平衡，华北、华东区域电力供需总体平衡。分省份看，江苏、浙江、湖南、江西、四川、蒙西等省级电网采取了有序用电或需求响应措施。
二、全国电力供需形势预测
（一）2021年全社会用电量增速将明显超过上年
今年是中国共产党成立100周年，也是我国“十四五”规划开局之年。综合考虑国内外经济形势、上年低基数、电能替代等因素，以及外部环境存在的不确定性，预计2021年全社会用电量增速前高后低，全年全社会用电量增长7%-8%，若夏季出现长时段大范围高温天气，则全社会用电量增速将很可能突破8%，用电量增速将明显超过上年。
（二）非化石能源发电装机比重继续提高
预计2021年全国基建新增发电装机容量1.8亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机投产1.4亿千瓦左右。预计2021年底全国发电装机容量23.7亿千瓦，其中，非化石能源发电装机容量达到11.2亿千瓦左右，占总装机容量比重上升至47.3%，非化石能源发电装机规模及比重将有望首次超过煤电。
（三）全国电力供需总体平衡，局部地区电力供应偏紧
预计2021年全国电力供需总体平衡、局部地区高峰时段电力供应偏紧。分区域看，预计东北、西北电力供应存在一定富余；华北、华东区域电力供需总体平衡；华中、南方区域用电高峰时段电力供需偏紧。蒙西、湖南、湖北、广东、云南、广西等省级电网在部分用电高峰时段电力供应偏紧，预计将需要采取有序用电或需求响应措施。
三、有关建议
在国家碳达峰、碳中和目标下，电力作为国民经济发展的基础性产业，在保障电力安全可靠供应，以满足国民经济发展目标以及人民生活用电需求的同时，还要加快构建以新能源为主体的新型电力系统，加快清洁低碳转型，实现碳减排目标。结合当前电力供需形势和行业发展现状，提出如下建议：
（一）密切跟踪用电形势，保障迎峰度夏期间电力安全运行
今年以来，生产生活逐渐恢复常态，经济形势稳中向好，对电力的消费需求较快回升，叠加近年来用电结构变化带来的负荷峰谷差加大趋势，对电力供应保障提出更高的要求。为保障迎峰度夏期间电力供应，就负荷预测、优化共享备用、加快提升需求响应能力等方面提出以下建议：
一是加强高峰时段负荷分析和电力供需形势预测。相关部门及电网企业密切跟踪各地区经济发展和电力消费需求走势变化，结合气象预报，滚动更新短期电力电量平衡，同时加大对大用户用电负荷尤其是在建大项目投产进度的跟踪，提前做好应对措施，减少高峰时段电力供应缺口。
二是进一步提高跨省跨区互济能力。加强电网统一调度，统筹送受端调峰资源，优化跨省跨区域电网间的开机备用、跨区支援、余缺调剂；充分发挥现有输电通道能力和地区间错峰效益，强化跨省跨区交易组织保障，用好跨省跨区交易通道；电力企业加强设备运行维护和错峰检修，精细安排运行方式，确保留足备用容量。
三是进一步加强需求侧管理。对于电力硬缺口的省份，加快电源及通道建设的后续项目安排。对于短期、局部的结构性缺电，应加强需求侧管理，及早制定有序用电方案，落实好民生、保重点客户、保居民生活的各项措施，同时向社会公布电力供需形势，提升全社会对电力需求侧管理的认知度、参与度和积极性。加强源网荷储协同互动，对电力柔性负荷进行策略引导和集中控制，扩大负荷参与需求响应规模。创新电力需求响应机制，建立和完善电力需求响应价格激励政策，以市场化手段引导用户合理用电。
（二）切实保障电力燃料供应，引导电煤市场价格回归绿色区间
当前，煤电发电量占我国总发电量的比重仍然高达64%，煤电仍是我国主体电源，保障电力燃料供应是确保电力安全稳定供应的关键。针对部分时段电煤供应偏紧，电煤价格剧烈波动等问题提出以下建议：
一是加大先进煤炭产能的释放力度。国家有关部门协调主产区政府，取缔或放宽煤管票等地方政策限制，在确保安全和符合国家政策的前提下，按照最大产能安排生产计划，有效增加煤炭供给；推进重点保供煤矿、优质产能煤矿、联合试运转到期煤矿、核增产能煤矿等完善相关手续办理，推进依法合规生产。进一步增加国内煤炭产能储备，以应对经济持续复苏以及季节性气候变化等对煤炭消费需求的增加。总结近年来电煤保供经验，加快迎峰度夏电厂电煤库存提升工作，提前谋划下半年重点地区的电煤供应。
二是充分发挥进口煤的补充作用。进口煤在补充沿海电煤供应、平衡供需关系、稳定市场价格等方面发挥了重要作用，应充分利用好国际国内“两个市场、两种资源”，适当增加进口煤配额指标，并允许异地报关；保障进口煤政策的稳定性，使用煤企业能够制定科学合理的采购计划，合理把控进口煤节奏，最大程度发挥好进口煤的补充作用。
三是引导市场电煤价格回归绿色区间。针对当前动力煤期货交割以5500大卡为基准，不符合发电企业耗用电煤热值普遍低于5000大卡的特点，建议相关机构完善期货交割条款及相关交易规则，正确发挥期货市场作用，减少市场炒作行为，助力维护市场稳定。加强煤炭市场监管，打击囤积居奇和恶意炒作等行为，维护煤炭市场秩序。继续发挥中长期合同稳定器作用,加大电煤中长期合同履约执行监管力度。
（三）围绕碳达峰、碳中和目标，推进新能源健康可持续发展
在碳达峰、碳中和目标的推动下，电力发展绿色转型进一步加快，也相应带来新能源消纳压力的明显加大。同时，新能源补贴拖欠金额越来越大，导致新能源企业资金紧张、企业财务费用大幅上升、融资难融资贵、上下游“三角债”等问题日益突出。为更好促进新能源高质量发展，就促进新型电力系统构建、保障新能源消纳和解决新能源补贴提出以下几点建议：
一是加快研发满足高比例新能源为主体的新型电力系统相关技术。支持依托电力企业建设绿色低碳创新中心，实施储能、氢能、碳捕集等核心关键技术研发与重大示范工程，定点突破“卡脖子”技术。针对关键技术，联合企业、高校、科研院所形成能源电力创新共同体，推动关键环节和领域的技术研发。突出企业创新主体地位，制定和落实鼓励企业技术创新的各项政策，引导企业加大研发力度，并加强科技创新的财政资金投入和优惠力度。
二是多措并举保障大规模新能源消纳。电力企业合理安排新能源新增装机布局与并网时序，优先安排有消纳空间与送出通道的新能源投产并网。各方形成合力充分提高现有特高压输电通道利用效率，并加快在建跨省区电力通道建设，持续提升新能源外送能力。研究促进火电灵活性改造的政策措施和市场机制，进一步加强电力系统灵活性电源建设。加快出台退役煤电机组转为应急备用电源，以及煤电机组延寿运行管理办法。推进电力现货市场建设和辅助服务补偿机制建设，并充分考虑电—碳市场的协同作用，发挥市场调节在促进新能源消纳中的作用。
三是加快解决可再生能源补贴欠费问题，促进新能源行业、企业健康发展。进一步加快补贴资金的拨付到位，维护企业资金链安全。有关部门尽快针对《关于引导加大金融支持力度促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知》出台具体细则，明确金融机构向风光企业发放补贴确权贷款的条件，贷款额度、期限、利率的具体核定标准；通过核发绿色电力证书方式弥补补贴确权贷款利息成本的具体措施，以及对风光企业存量项目融资办理展期、续贷的条件，争取尽快落实对风光项目的信贷支持政策，缓解企业资金紧张问题，促进行业健康发展。
注释：
两年平均增长（增速）是以2019年同期值为基数，采用几何平均方法计算。
四大高载能行业包括：化学原料和化学制品制造业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼和压延加工业、有色金属冶炼和压延加工业4个行业。
高技术及装备制造业包括：医药制造业、金属制品业、通用设备制造业、专用设备制造业、汽车制造业、铁路/船舶/航空航天和其他运输设备制造业、电气机械和器材制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业、仪器仪表制造业9个行业。
消费品制造业包括：农副食品加工业、食品制造业、酒/饮料及精制茶制造业、烟草制品业、纺织业、纺织服装、服饰业、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋业、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品业、家具制造业、造纸和纸制品业、印刷和记录媒介复制业、文教/工美/体育和娱乐用品制造业12个行业。
其他制造行业为制造业用电分类的31个行业中，除四大高载能行业、高技术及装备制造业、消费品行业之外的其他行业，包括：石油/煤炭及其他燃料加工业、化学纤维制造业、橡胶和塑料制品业、其他制造业、废弃资源综合利用业、金属制品/机械和设备修理业6个行业。
东部地区包括北京、天津、河北、上海、江苏、浙江、福建、山东、广东、海南10个省（市）；中部地区包括山西、安徽、江西、河南、湖北、湖南6个省；西部地区包括内蒙古、广西、重庆、四川、贵州、云南、西藏、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆12个省（市、自治区）；东北地区包括辽宁、吉林、黑龙江3个省。
鄂公网安备 42018502003159号
