一、2021年上半年全國電力供需情況
(一)電力消費需求情況
上半年，全國全社會(huì )用電量3.93萬(wàn)億千瓦時(shí)，同比增長(cháng)16.2%，兩年平均增長(cháng)7.6%。上年同期因疫情形成的低基數是上半年用電量同比快速增長(cháng)的最主要原因。分季度看，一、二季度全社會(huì )用電量?jì)赡昶骄鏊俜謩e為7.0%、8.2%。全社會(huì )用電量同比增速及兩年平均增速情況反映出我國經(jīng)濟發(fā)展呈現穩中加固、穩中向好態(tài)勢。
一是第一產(chǎn)業(yè)用電量同比增長(cháng)20.6%，兩年平均增長(cháng)14.3%。上半年，第一產(chǎn)業(yè)用電量451億千瓦時(shí)，同比增長(cháng)20.6%，兩年平均增長(cháng)14.3%，國家深入推進(jìn)鄉村振興戰略，第一產(chǎn)業(yè)用電潛力持續得到釋放。一、二季度，第一產(chǎn)業(yè)用電量同比分別增長(cháng)26.4%和15.9%，兩年平均增速分別為14.6%、14.1%，保持快速增長(cháng)勢頭。
二是第二產(chǎn)業(yè)用電量同比增長(cháng)16.6%，兩年平均增長(cháng)7.3%。上半年，第二產(chǎn)業(yè)用電量2.66萬(wàn)億千瓦時(shí)，同比增長(cháng)16.6%，兩年平均增長(cháng)7.3%。一、二季度，第二產(chǎn)業(yè)用電量同比分別增長(cháng)24.1%和10.6%，兩年平均增速分別為7.4%和7.3%，保持平穩增長(cháng)勢頭。上半年，制造業(yè)用電量同比增長(cháng)18.4%，兩年平均增長(cháng)7.8%;其中，高技術(shù)及裝備制造業(yè)、其他制造業(yè)行業(yè)、消費品制造業(yè)、四大高載能行業(yè)用電量同比增速分別為27.3%、22.3%、22.2%、13.7%，兩年平均增速分別為10.4%、9.5%、6.2%、6.9%。高技術(shù)及裝備制造業(yè)用電量增速明顯高于同期制造業(yè)平均水平，反映出當前制造業(yè)升級態(tài)勢明顯，新動(dòng)能成長(cháng)壯大。
三是第三產(chǎn)業(yè)用電量同比增長(cháng)25.8%，兩年平均增長(cháng)9.9%。上半年，第三產(chǎn)業(yè)用電量6710億千瓦時(shí)，同比增長(cháng)25.8%，兩年平均增長(cháng)9.9%。一、二季度，第三產(chǎn)業(yè)用電量同比分別增長(cháng)28.2%和23.6%，兩年平均增速分別為7.9%和12.0%，反映出第三產(chǎn)業(yè)在二季度得到加快恢復。受上年同期低基數影響，上半年住宿和餐飲業(yè)(36.8%)、租賃和商務(wù)服務(wù)業(yè)(34.9%)、批發(fā)和零售業(yè)(32.9%)用電量同比增速超過(guò)30%，兩年平均增速分別為6.5%、13.2%、11.4%。信息傳輸/軟件和信息技術(shù)服務(wù)業(yè)用電量延續快速增長(cháng)勢頭，兩年平均增長(cháng)26.3%。得益于電動(dòng)汽車(chē)的迅猛發(fā)展，充換電服務(wù)業(yè)用電量?jì)赡昶骄鲩L(cháng)90.0%。
四是城鄉居民生活用電量同比增長(cháng)4.5%，兩年平均增長(cháng)5.6%。上半年，城鄉居民生活用電量5568億千瓦時(shí)，同比增長(cháng)4.5%，兩年平均增長(cháng)5.6%。一、二季度，城鄉居民生活用電量同比分別增長(cháng)4.7%和4.2%，兩年平均增速分別為3.9%、7.9%。上半年，城鎮居民生活用電量同比增長(cháng)6.0%，兩年平均增長(cháng)4.9%;鄉村居民生活用電量同比增長(cháng)2.6%，兩年平均增長(cháng)6.5%。
五是東部地區用電量同比增速領(lǐng)先，西部和東部地區兩年平均增速超過(guò)全國平均水平。上半年，東、中、西部和東北地區全社會(huì )用電量同比分別增長(cháng)17.7%、16.9%、14.8%、9.6%;兩年平均增速分別為7.8%、6.5%、8.7%、4.4%。上半年，28個(gè)省份全社會(huì )用電量同比增速超過(guò)10%，其中，西藏、湖北、廣東、浙江、云南、江蘇、江西7個(gè)省份用電量同比增速超過(guò)20%;31個(gè)省份全社會(huì )用電量?jì)赡昶骄鏊倬鶠檎鲩L(cháng)，其中，西藏、云南、廣西、江西、四川5個(gè)省份兩年平均增速超過(guò)10%。
(二)電力生產(chǎn)供應情況
截至6月底，全國全口徑發(fā)電裝機容量22.6億千瓦，同比增長(cháng)9.5%。全國全口徑非化石能源發(fā)電裝機占總裝機容量的比重為45.4%，同比提高3.2個(gè)百分點(diǎn)。全口徑煤電裝機容量占總裝機容量比重降至48.2%，同比降低3.3個(gè)百分點(diǎn)，在碳達峰、碳中和目標下，電力行業(yè)綠色低碳轉型趨勢明顯。上半年，全國規模以上電廠(chǎng)總發(fā)電量為3.87萬(wàn)億千瓦時(shí)，同比增長(cháng)13.7%;全國發(fā)電設備平均利用小時(shí)1853小時(shí)，同比提高119小時(shí)。
一是電力投資同比增長(cháng)6.8%，非化石能源發(fā)電投資占電源投資比重達到90.1%。上半年，全國重點(diǎn)調查企業(yè)合計完成電力投資3627億元，同比增長(cháng)6.8%，兩年平均增長(cháng)17.1%。其中，電源完成投資1893億元，同比增長(cháng)8.9%，兩年平均增長(cháng)37.4%，非化石能源發(fā)電投資占電源投資的比重高達90.1%;電網(wǎng)完成投資1734億元，同比增長(cháng)4.7%，兩年平均增長(cháng)2.7%。
二是全口徑非化石能源發(fā)電裝機占總裝機容量比重上升至45.4%。上半年，全國新增發(fā)電裝機容量5187萬(wàn)千瓦，同比增加1492萬(wàn)千瓦。截至6月底，全國全口徑水電裝機容量3.8億千瓦，同比增長(cháng)4.7%;火電12.7億千瓦，同比增長(cháng)4.1%;核電5216萬(wàn)千瓦，同比增長(cháng)6.9%;并網(wǎng)風(fēng)電2.9億千瓦，同比增長(cháng)34.7%;并網(wǎng)太陽(yáng)能發(fā)電裝機2.7億千瓦，同比增長(cháng)23.7%。全國全口徑非化石能源發(fā)電裝機容量10.2億千瓦，同比增長(cháng)17.8%，占總裝機容量的比重為45.4%，同比提高3.2個(gè)百分點(diǎn);全口徑煤電裝機容量10.9億千瓦，同比增長(cháng)2.5%，占總裝機容量比重進(jìn)一步降至48.2%，同比降低3.3個(gè)百分點(diǎn)。
三是全口徑并網(wǎng)風(fēng)電和太陽(yáng)能發(fā)電量同比分別增長(cháng)44.6%和24.0%，規模以上電廠(chǎng)口徑火電發(fā)電量同比增長(cháng)15.0%。上半年，全國規模以上電廠(chǎng)總發(fā)電量3.87萬(wàn)億千瓦時(shí)，同比增長(cháng)13.7%。受降水偏少等因素影響，全國規模以上電廠(chǎng)水電發(fā)電量?jì)H增長(cháng)1.4%;受電力消費快速增長(cháng)、水電發(fā)電量低速增長(cháng)影響，火電發(fā)電量同比增長(cháng)15.0%;核電發(fā)電量同比增長(cháng)13.7%。全口徑并網(wǎng)風(fēng)電和并網(wǎng)太陽(yáng)能發(fā)電量同比分別增長(cháng)44.6%和24.0%。
四是水電、太陽(yáng)能外的其他發(fā)電設備利用小時(shí)均同比提高，核電、風(fēng)電發(fā)電同比分別提高286、88小時(shí)。上半年，全國發(fā)電設備平均利用小時(shí)1853小時(shí)，同比提高119小時(shí)。分類(lèi)型看，水電設備利用小時(shí)1496小時(shí)，同比降低33小時(shí);核電設備利用小時(shí)3805小時(shí)，同比提高286小時(shí);火電設備利用小時(shí)2186小時(shí)，同比提高231小時(shí)，其中煤電2257小時(shí)，同比提高254小時(shí);并網(wǎng)風(fēng)電設備利用小時(shí)1212小時(shí)，同比提高88小時(shí);太陽(yáng)能發(fā)電設備利用小時(shí)660小時(shí)，同比降低3小時(shí)。
五是跨區輸出電量同比增長(cháng)13.0%，跨省輸出電量同比增長(cháng)13.7%。上半年，全國完成跨區送電量2956億千瓦時(shí)，同比增長(cháng)13.0%。其中，西北區域外送電量1582億千瓦時(shí)，是外送電量規模最大的區域，同比增長(cháng)26.4%。全國完成跨省送出電量7218億千瓦時(shí)，同比增長(cháng)13.7%。其中，內蒙古外送電量1153億千瓦時(shí)，是外送電量規模最大的省份，同比增長(cháng)23.6%。
六是市場(chǎng)交易電量同比增長(cháng)41.6%。上半年，全國各電力交易中心累計組織完成市場(chǎng)交易電量17023億千瓦時(shí)，同比增長(cháng)41.6%。其中，全國電力市場(chǎng)中長(cháng)期電力直接交易電量合計為13773億千瓦時(shí)，同比增長(cháng)43.4%，占全社會(huì )用電量比重為35%，同比提高6.4個(gè)百分點(diǎn)。
七是原煤產(chǎn)量增速比同期煤電發(fā)電量增速低8.7個(gè)百分點(diǎn)，二季度市場(chǎng)電煤價(jià)格快速攀升。上半年，全國原煤產(chǎn)量同比增長(cháng)6.4%，比同期全口徑煤電發(fā)電量同比增速低8.7個(gè)百分點(diǎn);上半年，累計進(jìn)口煤炭同比下降19.7%。二季度市場(chǎng)電煤價(jià)格迅速攀升，居歷史高位，電煤采購及保供工作難度加大。煤電企業(yè)燃料成本大幅上漲，6月部分大型發(fā)電集團到場(chǎng)標煤?jiǎn)蝺r(jià)同比上漲50.5%。煤電企業(yè)虧損面明顯擴大，部分發(fā)電集團6月煤電企業(yè)虧損面超過(guò)70%、煤電板塊整體虧損。
(三)全國電力供需情況
上半年，全國電力供需總體平衡，局部地區部分時(shí)段電力供應偏緊。1月，受寒潮天氣等因素影響，江蘇、浙江、安徽、湖南、江西、四川、新疆等地出現電力缺口，采取了需求響應或有序用電措施。二季度，蒙西、廣東、云南、廣西等地采取了需求響應或有序用電措施，廣東、云南電力供應尤為緊張。
二、全國電力供需形勢預測
(一)2021年下半年全社會(huì )用電量同比增長(cháng)6%左右
今年以來(lái)我國經(jīng)濟持續穩定恢復，外貿出口高速增長(cháng)，拉動(dòng)電力消費需求超預期增長(cháng)。綜合考慮下半年國內外經(jīng)濟形勢、上年基數前后變化、電能替代等因素，以及國外疫情、外部環(huán)境存在的不確定性，預計2021年下半年全社會(huì )用電量同比增長(cháng)6%左右，全年全社會(huì )用電量增長(cháng)10%-11%。若冬季出現長(cháng)時(shí)段大范圍寒潮天氣，則全年全社會(huì )用電量增速將可能突破11%。
(二)2021年底非化石能源發(fā)電裝機規模及比重將有望首次超過(guò)煤電
預計全年全國基建新增發(fā)電裝機容量1.8億千瓦左右，其中非化石能源發(fā)電裝機投產(chǎn)1.4億千瓦左右。預計年底全國發(fā)電裝機容量23.7億千瓦，同比增長(cháng)7.7%左右;其中，煤電裝機容量11億千瓦、水電3.9億千瓦、并網(wǎng)風(fēng)電3.3億千瓦、并網(wǎng)太陽(yáng)能發(fā)電3.1億千瓦、核電5441萬(wàn)千瓦、生物質(zhì)發(fā)電3500萬(wàn)千瓦左右。非化石能源發(fā)電裝機合計達到11.2億千瓦左右，占總裝機容量比重上升至47.3%，比2020年底提高2.5個(gè)百分點(diǎn)左右，非化石能源發(fā)電裝機規模及比重將有望首次超過(guò)煤電。
(三)全國電力供需總體平衡，電力供應緊張的地區比上年增多
預計2021年全國電力供需總體平衡，部分地區高峰時(shí)段電力供應緊張，電力供應緊張的地區及程度超過(guò)上年。從需求端看，預計下半年電力消費需求將保持較快增長(cháng)，迎峰度夏期間，高溫天氣將加大電力負荷峰谷差，為系統調峰帶來(lái)較大的挑戰。從供給端看，風(fēng)電和太陽(yáng)能發(fā)電裝機比重持續上升，電力系統時(shí)段性靈活性調節能力不足現象將進(jìn)一步加劇;西南等部分地區電煤供應偏緊，制約煤電機組的發(fā)電能力;部分地區天然氣供應緊張將影響氣電機組頂峰發(fā)電能力。
從各區域的供需平衡情況看，預計華中、南方區域用電高峰時(shí)段電力供需緊張，南方區域形勢尤為嚴峻;華北、華東區域電力供需基本平衡;東北、西北電力供需平衡有余。從省級電網(wǎng)供需平衡情況看，預計蒙西、浙江、安徽、湖南、湖北、江西、廣東、云南、廣西等省級電網(wǎng)在部分用電高峰時(shí)段電力供應緊張，將需要采取需求響應或有序用電措施，其中，廣東、云南、蒙西的電力缺口相對較大。迎峰度夏期間，若出現持續大范圍極端高溫天氣，則電力供應緊張的地區將進(jìn)一步擴大至江蘇、山東、河南、河北、四川、重慶等地。
三、有關(guān)建議
針對當前電力供需形勢、發(fā)電燃料供應、電力企業(yè)可持續發(fā)展等方面提出有關(guān)建議如下：
(一)保障迎峰度夏期間供需平衡
今年以來(lái)，電力消費需求快速增長(cháng)，多地電力供應緊張。今年迎峰度夏期間，預計出現電力缺口的地區比上年增多，供需形勢較為嚴峻，結合當前電力供需形勢和行業(yè)發(fā)展現狀，提出如下建議：
一是統籌利用好各類(lèi)機組的頂峰發(fā)電能力，充分發(fā)揮區域間資源優(yōu)化配置能力。精細調度確保機組應發(fā)盡發(fā)，優(yōu)化水電開(kāi)機方式，充分發(fā)揮抽水蓄能調峰作用，同時(shí)最大限度挖掘水電、地方機組、自備電廠(chǎng)頂峰發(fā)電潛力。持續加強機組運行可靠性，保持機組健康狀態(tài)，確保頂峰出力。加強省間、區域間外電協(xié)調，優(yōu)化跨區域電網(wǎng)間的開(kāi)機備用、跨區支援、余缺調劑，全力保障高峰期間電力供需平衡。強化發(fā)電、輸電、供電、用電各環(huán)節風(fēng)險管控，及時(shí)消除隱患。
二是完善電力需求側管理，科學(xué)做好有序用電，充分發(fā)揮市場(chǎng)優(yōu)化資源配置的作用。按照保民用、保穩定、保重點(diǎn)的原則，充分考慮各類(lèi)極端情況，建立健全分級有序用電應急管理工作機制。強化需求響應和有序用電工作措施，加強電網(wǎng)供需監測，預判電網(wǎng)存在供應缺口時(shí)，及時(shí)啟動(dòng)需求響應或有序用電。不斷優(yōu)化有序用電方案，精細化調度實(shí)施，最大限度地減少對民用和經(jīng)濟發(fā)展的影響。加強相關(guān)宣傳和解釋工作，積極開(kāi)展輿情引導，提高全社會(huì )的節能意識，倡導綠色低碳的生產(chǎn)和生活方式。各地擴大高峰和低谷電價(jià)價(jià)差和浮動(dòng)幅度;建立完善容量市場(chǎng)及輔助服務(wù)補償機制，充分運用好市場(chǎng)化手段，進(jìn)一步提高市場(chǎng)對資源的配置能力。
三是提升網(wǎng)源協(xié)調水平。加快推進(jìn)電網(wǎng)度夏工程建設，補強電網(wǎng)結構，提升電網(wǎng)供電能力。強化配網(wǎng)工程建設，積極開(kāi)展配變布點(diǎn)或配變增容改造工作，解決低壓線(xiàn)路“卡脖子”問(wèn)題。系統推進(jìn)電力調峰和備用電源能力建設，加快完成實(shí)施方案編制工作。
(二)強化發(fā)電燃料供應保障
今年以來(lái)，受產(chǎn)能釋放幅度有限、進(jìn)口煤配額有限等影響，電煤供應緊張，局部地區煤電企業(yè)庫存持續處于警戒狀態(tài)。此外，部分地區天然氣氣源不足，迎峰度夏期間天然氣供應可能面臨毀約減供或斷供風(fēng)險，同時(shí)供應緊張推高發(fā)電用天然氣價(jià)格，致使氣電電價(jià)無(wú)法覆蓋耗氣邊際成本，企業(yè)缺乏動(dòng)力鎖定后續氣源，加劇迎峰度夏電力保供壓力。為保障電力安全運行，就電力燃料、電網(wǎng)結構、需求響應等方面提出以下建議：
一是繼續加大電煤保供力度。繼續增加煤炭總體產(chǎn)能，核增煤炭產(chǎn)能利用天數;加大用電高峰時(shí)期煤炭對發(fā)電的保障力度，提高煤炭中的電煤比重;充分發(fā)揮進(jìn)口煤保供穩價(jià)的調節作用，協(xié)調建立進(jìn)口煤向發(fā)電終端用戶(hù)傾斜的政策，形成對迎峰度夏、度冬期間國內電煤供應的有力支持。
二是進(jìn)一步加強電煤調運工作。加大對陜西、山西、貴州、四川、新疆等北方煤源和鐵路運力協(xié)調力度。加強中長(cháng)期協(xié)議執行監管，按合同量及時(shí)、足額兌現，保障保電期間電煤供應穩定可靠、保持較高庫存運行。
三是保障天然氣供應。督促天然氣銷(xiāo)售企業(yè)和管網(wǎng)企業(yè)加強發(fā)電用氣保障，協(xié)調電網(wǎng)和氣網(wǎng)調度運行，確保迎峰度夏期間發(fā)電天然氣穩定供應。加快制定天然氣價(jià)格與發(fā)電價(jià)格聯(lián)動(dòng)機制細則，根據氣價(jià)變化情況，及時(shí)疏導氣電發(fā)電成本，保障電力安全供應。建立天然氣預測預警機制，完善天然氣保供預案。
(三)保障電力企業(yè)可持續發(fā)展
近年來(lái)，在電價(jià)接連下降、燃料價(jià)格高企等多重壓力下，電力企業(yè)經(jīng)營(yíng)形勢日益嚴峻，為保障電力企業(yè)健康可持續發(fā)展，助力構建以新能源為主體的新型電力系統，推動(dòng)實(shí)現國家“碳達峰、碳中和”目標，建議：
一是加快推進(jìn)建立市場(chǎng)化電價(jià)形成機制。鞏固和完善輸配電成本監審和定價(jià)機制;深入研究成本傳導關(guān)系，形成有利于成本疏導的多市場(chǎng)價(jià)格耦合機制;健全市場(chǎng)化交易機制，提高價(jià)值識別能力和價(jià)格發(fā)現能力，以最低成本落地市場(chǎng)化解決方案。根據上游燃料市場(chǎng)價(jià)格波動(dòng)調整政府定價(jià)的燃煤上網(wǎng)基準價(jià)及目錄銷(xiāo)售電價(jià)，將電、煤兩個(gè)市場(chǎng)更加靈活的關(guān)聯(lián)起來(lái)，抵御市場(chǎng)風(fēng)險。建立新型儲能價(jià)格機制，推動(dòng)新能源及相關(guān)儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展。
二是給煤電企業(yè)提供融資等必要支持。建議將保障國計民生的煤電企業(yè)列入重點(diǎn)保障企業(yè)名單范圍，維持煤電企業(yè)存量信貸規模。“不抽貸、不限貸、不斷貸”，確保煤電企業(yè)短期到期融資實(shí)現全額接續，靈活調整中長(cháng)期融資還款計劃，維持企業(yè)資金鏈正常運轉。充分考慮煤炭?jì)r(jià)格快速上漲的客觀(guān)情況，給予煤電企業(yè)增量流動(dòng)資金貸款支持，滿(mǎn)足煤電企業(yè)煤炭采購增量流動(dòng)資金需求。
三是加大解決新能源發(fā)電補貼拖欠力度，盡快解決補貼拖欠問(wèn)題。盡快落實(shí)《關(guān)于引導加大金融支持力度促進(jìn)風(fēng)電和光伏發(fā)電等行業(yè)健康有序發(fā)展的通知》文件精神并出臺具體細則，明確金融機構向風(fēng)、光發(fā)電企業(yè)發(fā)放補貼確權貸款的條件，貸款額度、期限、利率的具體核定標準，以及對風(fēng)、光發(fā)電企業(yè)存量項目融資辦理展期、續貸的條件，爭取盡快落實(shí)對風(fēng)、光發(fā)電項目的信貸支持政策，緩解企業(yè)資金緊張問(wèn)題。鼓勵各類(lèi)金融機構探索利用風(fēng)投、私募、信托等金融工具，為可再生能源企業(yè)提供多元化的綠色融資渠道。
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兩年平均增長(cháng)(增速)是以2019年同期值為基數，采用幾何平均方法計算。
四大高載能行業(yè)包括：化學(xué)原料和化學(xué)制品制造業(yè)、非金屬礦物制品業(yè)、黑色金屬冶煉和壓延加工業(yè)、有色金屬冶煉和壓延加工業(yè)4個(gè)行業(yè)。
高技術(shù)及裝備制造業(yè)包括：醫藥制造業(yè)、金屬制品業(yè)、通用設備制造業(yè)、專(zhuān)用設備制造業(yè)、汽車(chē)制造業(yè)、鐵路/船舶/航空航天和其他運輸設備制造業(yè)、電氣機械和器材制造業(yè)、計算機/通信和其他電子設備制造業(yè)、儀器儀表制造業(yè)9個(gè)行業(yè)。
消費品制造業(yè)包括：農副食品加工業(yè)、食品制造業(yè)、酒/飲料及精制茶制造業(yè)、煙草制品業(yè)、紡織業(yè)、紡織服裝、服飾業(yè)、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋業(yè)、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品業(yè)、家具制造業(yè)、造紙和紙制品業(yè)、印刷和記錄媒介復制業(yè)、文教/工美/體育和娛樂(lè )用品制造業(yè)12個(gè)行業(yè)。
其他制造行業(yè)為制造業(yè)用電分類(lèi)的31個(gè)行業(yè)中，除四大高載能行業(yè)、高技術(shù)及裝備制造業(yè)、消費品行業(yè)之外的其他行業(yè)，包括：石油/煤炭及其他燃料加工業(yè)、化學(xué)纖維制造業(yè)、橡膠和塑料制品業(yè)、其他制造業(yè)、廢棄資源綜合利用業(yè)、金屬制品/機械和設備修理業(yè)6個(gè)行業(yè)。
東部地區包括北京、天津、河北、上海、江蘇、浙江、福建、山東、廣東、海南10個(gè)省(市);中部地區包括山西、安徽、江西、河南、湖北、湖南6個(gè)省;西部地區包括內蒙古、廣西、重慶、四川、貴州、云南、西藏、陜西、甘肅、青海、寧夏、新疆12個(gè)省(市、自治區);東北地區包括遼寧、吉林、黑龍江3個(gè)省。
