“2021年，全國電力供需形勢(shì)總體偏緊，年初、迎峰度夏以及9—10月部分地區(qū)電力供應(yīng)緊張?！薄秷?bào)告》指出，2021年1月，受寒潮天氣等因素影響，江蘇、浙江、蒙西、湖南、江西、安徽、新疆和四川等8個(gè)省級(jí)電網(wǎng)，在部分用電高峰時(shí)段電力供應(yīng)緊張，采取了有序用電措施。迎峰度夏期間，廣東、河南、廣西、云南、湖南、貴州、江西、蒙西、浙江、重慶、陜西和湖北等12個(gè)省級(jí)電網(wǎng)，在部分用電高峰時(shí)段電力供應(yīng)緊張，采取了有序用電措施。9—10月，受電煤等燃料供應(yīng)緊張、水電發(fā)電量同比減少、電力消費(fèi)需求較快增長以及部分地區(qū)加強(qiáng)“能耗雙控”等多重因素疊加影響，全國電力供需總體偏緊，共有超過20個(gè)省級(jí)電網(wǎng)采取了有序用電措施，個(gè)別地區(qū)少數(shù)時(shí)段出現(xiàn)拉閘限電。

隨后，國家高度重視并出臺(tái)一系列能源電力保供措施，效果顯著，2021年11月7日起至2021年底，全國有序用電規(guī)?；厩辶?，僅個(gè)別省份對(duì)部分高耗能、高污染企業(yè)主動(dòng)執(zhí)行有序用電。

電力消費(fèi)需求增長明顯

《報(bào)告》指出，2021年，全國全社會(huì)用電量8.31萬億千瓦時(shí)，同比增長10.3%，用電量快速增長主要受國內(nèi)經(jīng)濟(jì)持續(xù)恢復(fù)發(fā)展、上年同期低基數(shù)、外貿(mào)出口快速增長等因素拉動(dòng)。一、二、三、四季度，全社會(huì)用電量同比分別增長21.2%、11.8%、7.6%和3.3%，受同期基數(shù)由低走高等因素影響，同比增速逐季回落。2021年，全社會(huì)用電量兩年平均增長7.1%，各季度兩年平均增速分別為7.0%、8.2%、7.1%和6.4%，總體保持平穩(wěn)較快增長。

《報(bào)告》從5個(gè)方面總結(jié)了2021年我國電力需求消費(fèi)情況。

一是第一產(chǎn)業(yè)用電量快速增長。隨著國家深入推進(jìn)鄉(xiāng)村振興戰(zhàn)略，農(nóng)村電網(wǎng)改造升級(jí)持續(xù)推進(jìn)，鄉(xiāng)村用電條件持續(xù)改善，第一產(chǎn)業(yè)電氣化水平逐步提升，多重因素拉動(dòng)第一產(chǎn)業(yè)用電量快速增長。2021年，第一產(chǎn)業(yè)用電量1023億千瓦時(shí)，同比增長16.4%，兩年平均增長14.6%。各季度第一產(chǎn)業(yè)用電量同比分別增長26.4%、15.9%、16.4%和12.4%，保持兩位數(shù)增長。

二是第二產(chǎn)業(yè)增速逐季回落。2021年第二產(chǎn)業(yè)用電量5.61萬億千瓦時(shí)，同比增長9.1%，兩年平均增長6.4%。各季度第二產(chǎn)業(yè)用電量同比分別增長24.1%、10.6%、5.1%和1.1%，受2020年同期基數(shù)逐步提高影響，用電量同比增速逐季回落。各季度第二產(chǎn)業(yè)用電量兩年平均增速分別為7.4%、7.3%、6.1%和5.4%，三、四季度增速回落受高載能行業(yè)增速回落的影響較大。

三是第三產(chǎn)業(yè)用電量增速恢復(fù)至疫情前水平。2021年第三產(chǎn)業(yè)用電量1.42萬億千瓦時(shí)，同比增長17.8%，兩年平均增長9.5%。雖然第三產(chǎn)業(yè)用電量兩年平均增速已基本恢復(fù)至疫情前的水平，但存在結(jié)構(gòu)性差異。得益于電動(dòng)汽車的持續(xù)迅猛發(fā)展，充換電服務(wù)業(yè)用電量兩年平均增速達(dá)到79.0%。各季度，第三產(chǎn)業(yè)用電量同比分別增長28.2%、23.6%、13.1%和9.0%；兩年平均增速分別為7.9%、12.0%、9.4%和8.7%，受多地疫情散發(fā)等因素影響，三、四季度的兩年平均增速有所回落。部分接觸型聚集型服務(wù)業(yè)受疫情的影響相對(duì)較大，三、四季度交通運(yùn)輸/倉儲(chǔ)和郵政業(yè)用電量兩年平均增速分別回落至6.7%和4.9%；住宿和餐飲業(yè)用電量兩年平均增速分別回落至6.8%和7.3%。

四是城鄉(xiāng)居民生活用電量恢復(fù)至正常增長水平。2021年城鄉(xiāng)居民用電量1.17萬億千瓦時(shí)，同比增長7.3%，兩年平均增長7.0%。各季度，城鄉(xiāng)居民生活用電量同比分別增長4.7%、4.2%、11.3%和8.0%；兩年平均增速分別為3.9%、7.9%、8.0%和8.8%。一季度用電量增速偏低，主要受1月中旬之后氣溫偏暖因素影響；二、三、四季度，城鄉(xiāng)居民生活用電量兩年平均增速已基本恢復(fù)至近年來的正常增長水平。

五是全國共有19個(gè)省份用電量同比增速超過10%，31個(gè)省份兩年平均增速均為正增長。2021年，西藏、青海和湖北用電量同比增速分別為22.6%、15.6%和15.3%；江西、四川、福建、浙江、廣東、重慶、陜西、安徽、海南、湖南、寧夏、江蘇、山西、上海、新疆和廣西16個(gè)省份用電量同比增速超過10%。2021年，西藏、四川、江西用電量兩年平均增速分別為14.1%、11.5%和10.1%；青海、山東、福建、安徽、云南、新疆、廣東、廣西、浙江和陜西10個(gè)省份兩年平均增速位于8%~10%。

非化石能源發(fā)電裝機(jī)首次超過煤電

在總結(jié)2021年電力生產(chǎn)供應(yīng)情況時(shí)，《報(bào)告》指出，截至2021年底，全國全口徑發(fā)電裝機(jī)容量23.8億千瓦，同比增長7.9%；全國規(guī)模以上工業(yè)企業(yè)發(fā)電量8.11萬億千瓦時(shí)，同比增長8.1%。

《報(bào)告》從7個(gè)方面闡述了2021年我國電力生產(chǎn)供應(yīng)的情況。

一是電力工程年度完成投資再次超過1萬億元，同比增長2.9%，新增海上風(fēng)電并網(wǎng)裝機(jī)1690萬千瓦。2021年，重點(diǎn)調(diào)查企業(yè)電力完成投資10481億元，同比增長2.9%。其中，電網(wǎng)完成投資4951億元，同比增長1.1%。電源完成投資5530億元，同比增長4.5%，其中，非化石能源發(fā)電投資占電源投資比重達(dá)到88.6%。2021年，全國新增發(fā)電裝機(jī)容量17629萬千瓦，其中，新增非化石能源發(fā)電裝機(jī)容量13809萬千瓦，占新增發(fā)電裝機(jī)總?cè)萘康谋戎貫?8.3%，同比提高5.2個(gè)百分點(diǎn)。2021年是國家財(cái)政補(bǔ)貼海上風(fēng)電新并網(wǎng)項(xiàng)目的最后一年，全國全年新增并網(wǎng)海上風(fēng)電1690萬千瓦，創(chuàng)歷年新高。

二是全口徑非化石能源發(fā)電裝機(jī)容量達(dá)到11.2億千瓦，首次超過煤電裝機(jī)規(guī)模。截至2021年底，全國全口徑火電裝機(jī)容量13.0億千瓦，同比增長4.1%；其中，煤電11.1億千瓦，同比增長2.8%，占總發(fā)電裝機(jī)容量的比重為46.7%，同比降低2.3個(gè)百分點(diǎn)。水電裝機(jī)容量3.9億千瓦，同比增長5.6%；其中，常規(guī)水電3.5億千瓦，抽水蓄能3639萬千瓦。核電5326萬千瓦，同比增長6.8%。風(fēng)電3.3億千瓦，同比增長16.6%；其中，陸上風(fēng)電3.0億千瓦，海上風(fēng)電2639萬千瓦。太陽能發(fā)電裝機(jī)3.1億千瓦，同比增長20.9%；其中，集中式光伏發(fā)電2.0億千瓦，分布式光伏發(fā)電1.1億千瓦，光熱發(fā)電57萬千瓦。全口徑非化石能源發(fā)電裝機(jī)容量11.2億千瓦，同比增長13.4%，占總裝機(jī)容量比重為47.0%，同比提高2.3個(gè)百分點(diǎn)，歷史上首次超過煤電裝機(jī)比重。

三是全口徑非化石能源發(fā)電量同比增長12.0%，煤電發(fā)電量占總發(fā)電量比重為60.0%。2021年，受汛期主要流域降水偏少等因素影響，全國規(guī)模以上工業(yè)企業(yè)水電發(fā)電量同比下降2.5%；受電力消費(fèi)快速增長、水電發(fā)電量負(fù)增長影響，全國規(guī)模以上工業(yè)企業(yè)火電發(fā)電量同比增長8.4%。核電發(fā)電量同比增長11.3%。全口徑并網(wǎng)太陽能發(fā)電、風(fēng)電發(fā)電量同比分別增長25.2%和40.5%。全口徑非化石能源發(fā)電量2.90萬億千瓦時(shí)，同比增長12.0%；占全口徑總發(fā)電量的比重為34.6%，同比提高0.7個(gè)百分點(diǎn)。全口徑煤電發(fā)電量5.03萬億千瓦時(shí)，同比增長8.6%，占全口徑總發(fā)電量的比重為60.0%，同比降低0.7個(gè)百分點(diǎn)。無論從裝機(jī)規(guī)模看還是從發(fā)電量看，煤電仍然是當(dāng)前我國電力供應(yīng)的最主要電源，也是保障我國電力安全穩(wěn)定供應(yīng)的基礎(chǔ)電源。

四是核電、火電和風(fēng)電發(fā)電設(shè)備利用小時(shí)同比分別提高352、237和154小時(shí)。2021年，全國發(fā)電設(shè)備利用小時(shí)3817小時(shí)，同比提高60小時(shí)。其中，水電設(shè)備利用小時(shí)3622小時(shí)，同比降低203小時(shí)。核電7802小時(shí)，同比提高352小時(shí)。并網(wǎng)風(fēng)電2232小時(shí)，同比提高154小時(shí)。并網(wǎng)太陽能發(fā)電1281小時(shí)，與上年總體持平。火電4448小時(shí)，同比提高237小時(shí)；其中，煤電4586小時(shí)，同比提高263小時(shí)；氣電2814小時(shí)，同比提高204小時(shí)。

五是跨區(qū)輸出電量同比增長6.2%，跨省輸出電量同比增長4.8%。2021年，全國完成跨區(qū)送電量6876億千瓦時(shí)，同比增長6.2%，兩年平均增長12.8%；其中，西北區(qū)域外送電量3156億千瓦時(shí)，同比增長14.1%，占全國跨區(qū)送電量的45.9%。全國完成跨省送出電量1.60萬億千瓦時(shí)，同比增長4.8%，兩年平均增長5.4%。

六是電力市場(chǎng)交易電量同比增長20.1%。2021年，全國各電力交易中心累計(jì)組織完成市場(chǎng)交易電量37787億千瓦時(shí)，同比增長19.3%，占全社會(huì)用電量比重為45.5%，同比提高3.3個(gè)百分點(diǎn)。其中，全國電力市場(chǎng)中長期電力直接交易電量合計(jì)為30405億千瓦時(shí)，同比增長22.8%。

七是電煤供需階段性失衡，煤炭價(jià)格創(chuàng)歷史新高，煤電企業(yè)全面虧損。2021年，全國原煤產(chǎn)量同比增長4.7%。3—9月各月原煤產(chǎn)量接近零增長或負(fù)增長，四季度原煤產(chǎn)量增速明顯回升，電煤供應(yīng)緊張局勢(shì)得到緩解。全年進(jìn)口煤炭3.2億噸，同比增長6.6%。煤炭供應(yīng)緊張導(dǎo)致電煤價(jià)格屢創(chuàng)歷史新高。由于電煤價(jià)格的非理性上漲，燃料成本大幅上漲，煤電企業(yè)和熱電聯(lián)產(chǎn)企業(yè)持續(xù)大幅虧損。大致測(cè)算，2021年因電煤價(jià)格上漲導(dǎo)致全國煤電企業(yè)電煤采購成本額外增加6000億元左右。8月以來大型發(fā)電集團(tuán)煤電板塊整體虧損，8—11月部分集團(tuán)的煤電板塊虧損面達(dá)到100%，全年累計(jì)虧損面達(dá)到80%左右。2021年底的電煤價(jià)格水平仍顯著高于煤電企業(yè)的承受能力。（林  楚）