2020年-2021年全國電力供需形勢預測

2020年，面對新冠肺炎疫情巨大沖擊和復雜嚴峻的國內外環(huán)境，在以習近平同志為核心的黨中央堅強領導下，全國上下科學統(tǒng)籌疫情防控和經濟社會發(fā)展，扎實做好“六穩(wěn)”工作、全面落實“六保”任務，經濟運行穩(wěn)定恢復。電力行業(yè)堅決貫徹落實黨中央、國務院決策部署，積極推進電力企業(yè)疫情防控和復工復產，為社會疫情防控和復工復產、復商復市提供堅強電力保障；四季度電力消費實現(xiàn)較快增長，經濟社會發(fā)展對電力的消費需求已恢復常態(tài)。

一、2020年全國電力供需情況

（一）電力消費需求情況

2020年，全社會用電量7.51萬億千瓦時，同比增長3.1%，“十三五”時期全社會用電量年均增長5.7%。2020年，各季度全社會用電量增速分別為-6.5%、3.9%、5.8%、8.1%，經濟運行穩(wěn)步復蘇是用電量增速回升的最主要原因。全社會用電量季度增速變化趨勢，反映出隨著疫情得到有效控制以及國家逆周期調控政策逐步落地，復工復產、復商復市持續(xù)取得明顯成效，國民經濟持續(xù)穩(wěn)定恢復。

一是第一產業(yè)用電量同比增長10.2%，連續(xù)三個季度增速超過10%。2020年，第一產業(yè)用電量859億千瓦時，同比增長10.2%，各季度增速分別為4.0%、11.9%、11.6%和12.0%。第一產業(yè)用電量的快速增長主要是近年來國家加大農網改造升級力度，村村通動力電，鄉(xiāng)村用電條件持續(xù)改善，電力逐步代替人力和畜力，電動機代替柴油機，以及持續(xù)深入推進脫貧攻堅戰(zhàn)，帶動鄉(xiāng)村發(fā)展，促進第一產業(yè)用電潛力釋放。

二是第二產業(yè)用電量同比增長2.5%，高技術及裝備制造業(yè)用電量增速連續(xù)兩個季度超過10%。2020年，第二產業(yè)用電量5.12萬億千瓦時，同比增長2.5%，各季度增速分別為-8.8%、3.3%、5.8%、7.6%，復工復產持續(xù)推進拉動各季度增速持續(xù)回升。2020年，制造業(yè)用電量增長2.9%，其中，高技術及裝備制造業(yè)、四大高載能行業(yè)、其他制造業(yè)行業(yè)、消費品制造業(yè)用電量增速分別為4.0%、3.6%、3.3%、-1.8%。三、四季度，高技術及裝備制造業(yè)用電量增速分別為10.8%、11.9%，是當前工業(yè)高質量發(fā)展中展現(xiàn)出來的一大亮點。

三是第三產業(yè)用電量同比增長1.9%，信息傳輸/軟件和信息技術服務業(yè)用電量持續(xù)高速增長。2020年，第三產業(yè)用電量1.21萬億千瓦時，同比增長1.9%，各季度增速分別為-8.3%、0.5%、5.9%、8.4%，隨著復商復市的持續(xù)推進，第三產業(yè)用電量增速逐季上升。2020年，信息傳輸/軟件和信息技術服務業(yè)用電量同比增長23.9%，得益于大數(shù)據、云計算、物聯(lián)網等新技術快速推廣應用，并促進在線辦公、生活服務平臺、文化娛樂、在線教育等線上產業(yè)的高速增長。

四是城鄉(xiāng)居民生活用電量同比增長6.9%，四季度用電量快速增長。2020年，城鄉(xiāng)居民生活用電量1.09萬億千瓦時，同比增長6.9%，各季度增速分別為3.5%、10.6%、5.0%、10.0%，四季度居民生活用電量再次實現(xiàn)快速增長，主要是12月份低溫天氣因素拉動采暖負荷及電量快速增長。

五是西部地區(qū)用電增速領先，全國有27個省份用電量為正增長。2020年，東、中、西部和東北地區(qū)全社會用電量增速分別為2.1%、2.4%、5.6%、1.6%。全國共有27個省份用電量為正增長，其中，云南、四川、甘肅、內蒙古、西藏、廣西、江西、安徽等8個省份增速超過5%。

（二）電力生產供應情況

截至2020年底，全國全口徑發(fā)電裝機容量22.0億千瓦，同比增長9.5%；“十三五”時期，全國全口徑發(fā)電裝機容量年均增長7.6%，其中非化石能源裝機年均增長13.1%，占總裝機容量比重從2015年底的34.8%上升至2020年底的44.8%，提升10個百分點；煤電裝機容量年均增速為3.7%，占總裝機容量比重從2015年底的59.0%下降至2020年底的49.1%。2020年，全國全口徑發(fā)電量為7.62萬億千瓦時，同比增長4.0%；“十三五”時期，全國全口徑發(fā)電量年均增長5.8%，其中非化石能源發(fā)電量年均增長10.6%，占總發(fā)電量比重從2015年的27.2%上升至2020年的33.9%，提升6.7個百分點；煤電發(fā)電量年均增速為3.5%，占總發(fā)電量比重從2015年的67.9%下降至2020年的60.8%，降低7.1個百分點。

一是電力投資同比增長9.6%，非化石能源投資快速增長。2020年，納入行業(yè)投資統(tǒng)計體系的主要電力企業(yè)合計完成投資9944億元，同比增長9.6%。電源工程建設完成投資5244億元，同比增長29.2%，其中風電、太陽能發(fā)電、水電投資分別增長70.6%、66.4%、19.0%；電網工程建設完成投資4699億元，同比下降6.2%，主要因電網企業(yè)提前一年完成國家新一輪農網改造升級任務，占電網投資比重達44.3%的35千伏及以下電網投資同比下降20.2%。

二是煤電裝機容量占總裝機容量比重首次低于50%，新增并網風電裝機規(guī)模創(chuàng)歷史新高。2020年，全國新增發(fā)電裝機容量19087萬千瓦，同比增加8587萬千瓦，其中新增并網風電、太陽能發(fā)電裝機容量分別為7167萬千瓦和4820萬千瓦，新增并網風電裝機規(guī)模創(chuàng)歷史新高。截至2020年底，全國全口徑水電裝機容量3.7億千瓦、火電12.5億千瓦、核電4989萬千瓦、并網風電2.8億千瓦、并網太陽能發(fā)電裝機2.5億千瓦。全國全口徑非化石能源發(fā)電裝機容量合計9.8億千瓦，占全口徑發(fā)電裝機容量的比重為44.8%，比上年底提高2.8個百分點。全口徑煤電裝機容量10.8億千瓦，占總裝機容量的比重為49.1%，首次降至50%以下。

三是并網風電、太陽能發(fā)電量快速增長。2020年，全國全口徑發(fā)電量同比增長4.0%。其中，水電發(fā)電量為1.36萬億千瓦時，同比增長4.1%；火電發(fā)電量為5.17萬億千瓦時，同比增長2.5%；核電發(fā)電量3662億千瓦時，同比增長5.0%。并網風電和并網太陽能發(fā)電量分別為4665、2611億千瓦時，同比分別增長15.1%和16.6%。全國全口徑非化石能源發(fā)電量2.58萬億千瓦時，同比增長7.9%，占全國全口徑發(fā)電量的比重為33.9%，同比提高1.2個百分點。全國全口徑煤電發(fā)電量4.63萬億千瓦時，同比增長1.7%，占全國全口徑發(fā)電量的比重為60.8%，同比降低1.4個百分點。

四是水電、核電設備利用小時同比提高。2020年，全國發(fā)電設備平均利用小時3758小時，同比降低70小時。其中，水電設備利用小時3827小時，歷年來首次突破3800小時，同比提高130小時；核電設備利用小時7453小時，同比提高59小時；火電設備利用小時4216小時，同比降低92小時，其中煤電4340小時，同比降低89小時；并網風電設備利用小時為2073小時，同比降低10小時；太陽能發(fā)電設備利用小時1281小時，同比降低10小時。

五是跨區(qū)送電量同比增長13.4%。2020年，全國完成跨區(qū)送電量6130億千瓦時，同比增長13.4%，各季度增速分別為6.8%、11.7%、17.0%、15.3%。全國跨省送電量15362億千瓦時，同比增長6.4%，各季度增速分別為-5.2%、5.9%、9.9%、12.3%。

六是市場交易電量同比增長11.7%，交易電量占全社會用電量比重同比提高。2020年，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量31663億千瓦時，同比增長11.7%；其中，全國電力市場中長期電力直接交易電量合計為24760億千瓦時，同比增長13.7%，占全社會用電量比重為32.9%，同比提高2.8個百分點。

七是四季度電煤供應偏緊，電煤市場價格持續(xù)攀升。受經濟回暖及低溫寒流影響，四季度電煤需求大幅增加，電煤供應偏緊，推高電煤市場價格。根據中國沿海電煤采購價格指數(shù)（CECI沿海指數(shù)）顯示，10月份市場電煤價格進入“紅色區(qū)間”后持續(xù)攀升。

（三）全國電力供需情況

2020年，全國電力供需總體平衡，部分地區(qū)有余，局部地區(qū)用電高峰時段電力供應偏緊，疫情防控期間電力供應充足可靠，為社會疫情防控和國民經濟發(fā)展提供堅強電力保障。分區(qū)域看，東北、西北區(qū)域電力供應能力富余，華北、華東、南方區(qū)域電力供需總體平衡，華中區(qū)域用電高峰時段電力供應偏緊。分省份看，迎峰度夏期間，湖南、四川等少數(shù)電網用電高峰時段采取了有序用電措施；迎峰度冬期間，湖南、江西、廣西以及內蒙古西部電網等少數(shù)電網用電高峰時段電力供應緊張，采取了有序用電措施。

二、2021年全國電力供需形勢預測

（一）2021年全社會用電量增長6%-7%

2021年，是我國實施“十四五”規(guī)劃開局之年、全面建設社會主義現(xiàn)代化國家新征程開啟之年。在新的國內外環(huán)境形勢下，我國面臨的機遇與挑戰(zhàn)并存，綜合考慮國內外經濟形勢、電能替代、上年低基數(shù)等因素，以及疫情和外部環(huán)境存在的不確定性，預計2021年全社會用電量增速前高后低，全年增長6%-7%。

（二）非化石能源發(fā)電裝機比重繼續(xù)提高

預計2021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1.4億千瓦左右。預計2021年底全國發(fā)電裝機容量23.7億千瓦，同比增長7.7%左右。非化石能源發(fā)電裝機容量達到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個百分點左右。風電和太陽能發(fā)電裝機比重比2020年底提高3個百分點左右，對電力系統(tǒng)靈活性調節(jié)能力的需求進一步增加。

（三）全國電力供需總體平衡，局部地區(qū)電力供應偏緊

預計2021年全國電力供需總體平衡、局部地區(qū)高峰時段電力供應偏緊甚至緊張。分區(qū)域看，東北、西北電力供應存在富余；華東電力供需平衡；華北電力供應偏緊，其中，河北和山東電力供應偏緊，通過跨省區(qū)電力支援，可基本保障電力供應，內蒙古西部電網電力供應偏緊，在風電出力銳減時，多個月份將可能需要采取有序用電措施；華中電力供需緊張，主要是湖南用電高峰時段電力供應緊張，極端氣候情況下湖北、江西可能出現(xiàn)一定電力缺口；南方區(qū)域電力供需緊張，其中，廣東、云南、廣西均存在較大錯峰限電風險。

三、有關建議

當前，在國家加快構建以國內大循環(huán)為主體、國內國際雙循環(huán)相互促進的新發(fā)展格局背景下，在“中國二氧化碳排放力爭2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現(xiàn)碳中和”的目標要求下，一方面，電力行業(yè)要保障電力安全可靠供應，以滿足國民經濟發(fā)展目標以及人民生活用電需求；另一方面，電力行業(yè)需加快清潔低碳供應結構轉型進程，實現(xiàn)碳減排目標。結合當前電力供需形勢和行業(yè)發(fā)展趨勢，提出如下建議：

（一）保障電力供需平衡和安全穩(wěn)定運行

2020年入冬以來，受宏觀經濟持續(xù)回暖以及低溫寒潮天氣等多重因素疊加影響，電力消費需求快速增長，部分省份在用電高峰時段電力供應緊張，出現(xiàn)有序用電現(xiàn)象。為保障電力安全可靠供應，就電力燃料供應、電網結構、需求響應等方面提出以下建議：

一是保障電力燃料供應。切實落實國家關于煤炭的保供穩(wěn)價措施。增加國內煤炭供應，對于安全條件好且具備生產能力的煤礦，在保供的關鍵時期按照最大產能安排生產計劃。繼續(xù)加大先進產能的釋放力度，進一步增加國內煤炭產能儲備，以應對經濟持續(xù)復蘇以及季節(jié)性氣候變化等對煤炭消費需求的增加。進一步增加進口煤配額指標，允許異地報關，加速通關放行，快速有效補充國內供應，釋放有利于市場穩(wěn)定的信號。加大電煤中長期合同履約執(zhí)行監(jiān)管力度，對于故意不履行或少履行電煤中長期合同等行為要按照有關規(guī)定嚴肅查處。

二是進一步優(yōu)化電網運行方式，強化電網風險預控。密切跟蹤經濟走勢、電力需求、天氣變化合理安排電網運行方式，加強電網運行方式和電力電量平衡協(xié)調。推動建立跨省跨區(qū)備用輔助服務市場，強化跨省跨區(qū)交易組織保障，充分應用跨區(qū)跨省輸電通道能力。對各種情形下電網供電能力進行風險評估，并根據結果制定合理的解決措施。

三是加快構建大規(guī)模源網荷儲友好互動系統(tǒng)。加強源網荷儲協(xié)同互動，對電力柔性負荷進行策略引導和集中控制，充分利用用戶側資源，化解短時電力供需矛盾。通過源網荷儲協(xié)同互動的整體解決方案，增強電網柔性調節(jié)能力，并基于柔性輸電技術加強電網彈性，提升對特大自然災害、事故災難等極端情況的承受和恢復能力。

（二）推進能源電力供應結構低碳轉型

“十四五”是國家構建新發(fā)展格局和能源電力結構轉型的關鍵期，為保障實現(xiàn)國家碳排放目標，促進電力行業(yè)低碳轉型，就規(guī)劃制定、電源發(fā)展、用能終端等方面提出以下建議：

一是堅持系統(tǒng)觀念，統(tǒng)籌規(guī)劃電力行業(yè)各環(huán)節(jié)有序發(fā)展。統(tǒng)籌考慮各類電源中長期規(guī)劃、網源規(guī)劃以及電力行業(yè)內部產業(yè)鏈條的緊密接續(xù)，將國家清潔能源戰(zhàn)略更好融入電力規(guī)劃頂層設計，推動電力規(guī)劃從供應側、輸電網向配網側、用戶端延伸。在用戶側和配電網緊密耦合的趨勢下，以客戶需求為導向，通過開展配電網差異化規(guī)劃來滿足終端用能需求。

二是推動煤電發(fā)電量盡早達峰。統(tǒng)籌有序推進煤電規(guī)劃實施，有力發(fā)揮電力系統(tǒng)煤電保底的支撐作用。根據區(qū)域煤電機組的特點以及在系統(tǒng)調節(jié)中的作用和地位，推進機組靈活性改造，加快煤電向電量和電力調節(jié)型電源轉換。開展煤電機組延壽、相關配套政策的系統(tǒng)研究。

三是保障高比例新能源消納。因地制宜發(fā)展新能源，綜合各地資源條件、電網條件、負荷水平等因素優(yōu)化可再生能源項目開發(fā)時序，堅持集中式和分布式并舉開發(fā)新能源。持續(xù)優(yōu)化新能源發(fā)展布局，風電和光伏發(fā)電進一步向中東部地區(qū)和南方地區(qū)優(yōu)化布局，在東部地區(qū)建立多能互補能源體系，在西部北部地區(qū)加大風能、太陽能資源規(guī)?；?、集約化開發(fā)力度。提高新能源在電網的滲透率，對于新能源消納困難的地區(qū)，可考慮部分60萬千瓦亞臨界煤電機組進行靈活性改造參與深度調峰。加快跨省跨區(qū)電力通道的建設，有效發(fā)揮大電網綜合平衡能力，促進新能源發(fā)電消納。拉大峰谷分時電價差，調動各類負荷側資源參與系統(tǒng)調節(jié)，促進需求側主動響應新能源出力變化。

（三）建立健全市場機制和政策體系保障電力低碳轉型

“十四五”期間，新能源消納、煤電轉型都將面臨更多挑戰(zhàn)，為保障我國電力加速低碳轉型，就電價形成機制、中長期市場、現(xiàn)貨市場、碳市場等市場長效機制方面提出以下建議：

一是理順市場環(huán)境下電價形成機制。以第二輪輸配電價核定為契機，理順市場電價形成機制，將“價差”模式過渡到“順價”模式?？偨Y市場電價結算經驗，研究相關措施擴大市場峰谷價差，引入容量補償機制，促進不同類型機組進入市場，使價格機制滿足現(xiàn)貨市場要求。

二是加強中長期市場和現(xiàn)貨市場的協(xié)調。合理確定中長期合同在現(xiàn)貨市場的交割方式及中長期交易曲線，促進中長期市場和現(xiàn)貨市場有效銜接。盡快完善外來電、優(yōu)先發(fā)購電權參與市場交易規(guī)則，明晰不平衡資金定義、分類以及疏導原則。進一步完善現(xiàn)貨市場，豐富交易品種，特別是靈活性資源和備用資源交易品種。建立容量市場或容量成本補償機制，保障發(fā)電企業(yè)合理利益。

三是加快和完善碳市場建設。根據碳達峰、碳中和要求，完善全國碳市場配額分配方案，科學測算全國碳市場發(fā)電行業(yè)配額總量和基準值，按照煤電在電力系統(tǒng)中的功能定位，以市場機制更好發(fā)揮煤電的兜底保供和靈活性調節(jié)電源作用。完善交易機制和規(guī)則，盡快發(fā)布中國核證減排量（CCER）抵消機制，推動發(fā)電企業(yè)從集團和企業(yè)層面積極參與碳交易，實現(xiàn)低成本減排和技術創(chuàng)新。
責編AJX