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2021年三季度全国电力供需形势分析预测报告

新蒲京官网     发布时间:2021-10-28 09:07:00     来源:新蒲京官网

  前三季度,电力消费累计增速延续两位数增长,电力装机结构延续绿色低碳发展态势。受电煤供应紧张等多重因素影响,三季度电力供需形势总体偏紧,全国多地出现有序用电。

  一、2021年前三季度全国电力供需情况

  (一)电力消费需求情况

  前三季度,全国全社会用电量6.17万亿千瓦时,同比增长12.9%,上年同期低基数以及今年以来国民经济保持恢复态势是用电量快速增长的主要原因;两年平均增长7.4%,高于2019年同期增速3.0个百分点。分季度看,各季度全社会用电量同比分别增长 21.2%、11.8%、7.6%,受同期基数因素影响,同比增速逐季回落;各季度两年平均增速分别为7.0%、8.2%和7.1%,总体保持平稳较快增长水平。

  一是第一产业用电量758亿千瓦时,同比增长18.9%,两年平均增长14.2%。一、二、三季度,第一产业用电量同比分别增长26.4%、15.9%和16.4%,两年平均增速分别为14.6%、14.1%和13.9%,保持快速增长势头。国家深入推进乡村振兴战略,农林牧渔业投资快速增长,拉动第一产业用电快速增长。

  二是第二产业用电量4.10万亿千瓦时,同比增长12.3%,两年平均增长6.9%。一、二、三季度,第二产业用电量同比分别增长 24.1%、10.6%和 5.1%,两年平均增速分别为 7.4%、7.3%和6.1%,四大高载能行业增速回落是三季度第二产业增速回落的重要原因。

  三是第三产业用电量1.08万亿千瓦时,同比增长20.7%,两年平均增长9.7%。一、二、三季度,第三产业用电量同比分别增长 28.2%、23.6%和 13.1%,两年平均增速分别为7.9%、12.0%和9.4%,三季度增速比二季度回落主要因当季部分地区疫情散发,对交通运输业、住宿和餐饮业等接触型聚集型服务业造成较大影响。

  四是城乡居民生活用电量9088亿千瓦时,同比增长7.0%,两年平均增长6.5%。一、二、三季度,城乡居民生活用电量同比分别增长 4.7%、4.2%和 11.3%;两年平均增速分别为3.9%、7.9%和8.0%,一季度增速偏低主要受1月中旬之后气温偏暖因素影响,二、三季度城乡居民生活用电量两年平均增速基本恢复至近年来的正常增长水平。

  五是各地区用电量同比增速、两年平均增速均超过2019年同期增长水平。前三季度,东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长13.6%、13.8%、12.1%、8.2%,两年平均增速分别为 7.8%、6.5%、8.1%、4.3%, 均超过2019年同期增长水平。

  (二)电力生产供应情况

  截至9月底,全国全口径发电装机容量22.9亿千瓦,同比增长9.4%。前三季度,全国规模以上工业企业发电量为6.07万亿千瓦时,同比增长10.7%;全国发电设备平均利用小时2880小时,同比提高113小时。

  一是电力投资同比增长0.8%。前三季度,全国重点调查企业合计完成电力投资6028亿元,同比增长0.8%,两年平均增长12.7%。其中,电源完成投资3138亿元,同比增长1.8%,两年平均增长32.1%,非化石能源发电投资占电源投资的比重达到89.0%;电网完成投资2891亿元,同比下降0.3%,两年平均下降1.1%,直流工程在建项目减少导致直流工程投资同比下降36.4%,交流工程投资同比增长5.1%。

  二是全口径并网风电和太阳能发电装机容量同比分别增长32.8%和24.6%。前三季度,全国新增发电装机容量9240万千瓦,同比增加2016万千瓦。截至9月底,全国全口径火电装机容量12.8亿千瓦,同比增长3.9%;其中,煤电11.0亿千瓦,同比增长2.4%,占总装机容量的比重为47.9%,同比降低3.3个百分点。水电装机容量3.8亿千瓦,同比增长5.0%。风电3.0亿千瓦,同比增长32.8%。太阳能发电装机2.8亿千瓦,同比增长24.6%。

  三是全口径并网风电和太阳能发电量同比分别增长41.6%和24.5%。前三季度,受降水偏少等因素影响,全国规模以上工业企业水电发电量9030亿千瓦时,同比下降0.9%;受电力消费快速增长、水电发电量负增长影响,规模以上工业企业火电发电量4.33万亿千瓦时,同比增长11.9%。全口径风电和并网太阳能发电量分别为4715、2491亿千瓦时,同比分别增长41.6%和24.5%。全口径煤电发电量3.74万亿千瓦时,同比增长12.3%;占全口径发电量的比重为59.8%,同比降低0.2个百分点。

  四是火电和风电发电设备利用小时同比分别提高3280、91小时。前三季度,全国发电设备平均利用小时2880小时,同比提高113小时。分类型看,水电设备利用小时2794小时,同比降低100小时;火电设备利用小时3339小时,同比提高280小时,其中煤电3450小时,同比提高318小时;风电设备利用小时1640小时,同比提高91小时;太阳能发电设备利用小时1006小时,同比降低4小时。

  五是跨区输出电量同比增长7.8%,跨省输出电量同比增长8.6%。前三季度,全国完成跨区送电量5178亿千瓦时,同比增长7.8%。其中,西北区域外送电量2406亿千瓦时,同比增长16.6%,是外送电量规模最大的区域。全国完成跨省送出电量12197亿千瓦时,同比增长8.6%。

  六是市场交易电量同比增长20.1%。前三季度,全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量27091.8亿千瓦时,同比增长20.1%。其中,全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为21704.4亿千瓦时,同比增长22.8%,占全社会用电量比重为35.2%,同比提高2.6个百分点。

  七是电煤供应持续紧张,煤炭价格持续急剧上涨,煤电企业大面积亏损。前三季度,全国原煤产量同比增长3.7%,比上半年增速回落2.7个百分点;前三季度,累计进口煤炭同比下降3.6%,国家支撑加大进口煤炭采购,煤炭进口累计降幅逐步收窄。电煤价格持续攀升,屡创历史新高,电煤采购及保供工作难度加大。

  二、全国电力供需形势预测

  (一)预计2021年全年全社会用电量增长10%-11%,其中,四季度全社会用电量同比增长5%左右。

  (二)2021年底非化石能源发电装机规模及比重将有望首次超过煤电。

  (三)迎峰度冬期间全国电力供需总体偏紧,部分地区电力供需形势紧张。

  三、有关建议

  针对当前电力供需形势、电力企业可持续发展等方面提出有关建议,一是全力保障电力燃料稳定供应。认真贯彻落实国务院常务会议精神,按照国家最新要求,进一步加快煤炭增产增供政策措施落实到位。督导核增产能尽快释放,考虑针对部分环节或手续采取限时办理、联合办理等提效措施。二是保障火电企业燃料采购资金。大力推动国务院常务会议关于金融机构保供、税收缓缴以及各地财政保供补贴等政策足额落实落地。三是加快推进和落实煤电上网电价市场化改革措施。国家相关部门督促各地加快落实《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号)要求,扩大市场交易电价浮动范围,切实有效疏导煤机电价,提高燃煤机组保电能力;建议根据当前煤电机组在系统中的定位及成本,合理调整燃煤发电基准价,保持燃煤发电上网基准电价与发电成本的有机衔接,维持煤电企业生存和再生产能力,保障能源供应安全,将电、煤两个市场更加灵活的关联起来,抵御市场风险,保障企业合理收益。四是加强煤炭和电力上下游生产供应秩序。加强坑口、港口等各环节的价格管控,尤其重点监管矿区随意涨价,防止价格炒作,稳定下游价格,保障燃煤电厂煤量、煤质,避免煤电机组出力受阻导致系统有效出力减少。五是深化需求侧管理、加强有序用电实行管控。建议出台全国性需求响应支撑政策,实现需求响应补贴政策全覆盖,将需求响应建设、补贴成本纳入尖峰电价增收资金、输配电价或辅助服务费用,多渠道拓宽需求响应资金来源。六是加快应急备用电源和重点电网工程核准建设。发挥煤电保供作用,健全应急备用电源管理机制,尽快落实一批应急备用电源项目。

  来源:中电联统计与数据中心

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