2021年全社會用電量預計增長6%-7%

發布日期: 2021-02-04 信息來源: 新疆電力報

 

2月2日,記者在中國電力企業聯合會召開的“2020-2021年度全國電力供需形勢分析預測報告”新聞發布會上獲悉,預計2021年全社會用電量增速前高后低,全年增長6%-7%。預計2021年全國基建新增發電裝機容量1.8億千瓦左右,其中非化石能源發電裝機投產1.4億千瓦左右。

《預測報告》預計,2021年全國電力供需總體平衡、局部地區高峰時段電力供應偏緊甚至緊張。分區域看,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。

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%,經濟運行穩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、復商復市持續取得明顯成效,國民經濟持續穩定恢復。

此外,《預測報告》認為,當前,在國家加快構建以國內大循環為主體、國內國際雙循環相互促進的新發展格局背景下,在“中國二氧化碳排放力爭2030年前達到峰值,努力爭取2060年前實現碳中和”的目標要求下,一方面,電力行業要保障電力安全可靠供應,以滿足國民經濟發展目標以及人民生活用電需求;另一方面,電力行業需加快清潔低碳供應結構轉型進程,實現碳減排目標。

結合當前電力供需形勢和行業發展趨勢,《預測報告》建議,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電行業配額總量和基準值。合理統籌各地區配額分配,審慎核定各省設定的“地區供電配額修正系數”,用市場機制更好發揮煤電的兜底保供和靈活性調節電源作用。完善交易機制和規則,盡快發布中國核證減排量(CCER)抵消機制,推動發電企業從集團和企業層面積極參與碳交易,實現低成本減排和技術創新。

以下為分析預測報告全文

2020年,面對新冠肺炎疫情巨大沖擊和復雜嚴峻的國內外環境,電力行業堅決貫徹落實黨中央、國務院決策部署,積極推進電力企業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較快增長,經濟社會發展對電力的消費需求已恢復常態。

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、復商復市持續取得明顯成效,國民經濟持續穩定恢復。

一是第一產業用電量同比增長10.2%,連續三個季度增速超過10%。2020年,第一產業用電量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,鄉村用電條件持續改善,電力逐步代替人力和畜力,電動機代替柴油機,以及持續深入推進脫貧攻堅戰,帶動鄉村發展,促進第一產業用電潛力釋放。

二是第二產業用電量同比增長2.5%,高技術及裝備制造業用電量增速連續兩個季度超過10%。2020年,第二產業用電量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%,復工復產持續推進拉動各季度增速持續回升。2020年,制造業用電量增長2.9%,其中,高技術及裝備制造業、四大高載能行業、其他制造業行業、消費品制造業用電量增速分別為4.0%、3.6%、3.3%、-1.8%。三、四季度,高技術及裝備制造業用電量增速分別為10.8%、11.9%,是當前工業高質量發展中展現出來的一大亮點。

三是第三產業用電量同比增長1.9%,信息傳輸/軟件和信息技術服務業用電量持續高速增長。2020年,第三產業用電量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推進,第三產業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用電量同比增長23.9%,得益于大數據、云計算、物聯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的高速增長。

四是城鄉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,全國全口徑發電量年均增長5.8%,其中非化石能源發電量年均增長10.6%,占總發電量比重從2015年的27.2%上升至2020年的33.9%,提升6.7個百分點;煤電發電量年均增速為3.5%,占總發電量比重從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,納入行業投資統計體系的主要電力企業合計完成投資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模創歷史新高。2020年,全國新增發電裝機容量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模創歷史新高。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、并網太陽能發電裝機2.5億千瓦。全國全口徑非化石能源發電裝機容量合計9.8億千瓦,占全口徑發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、太陽能發電量快速增長。2020年,全國全口徑發電量同比增長4.0%。其中,水電發電量為1.36萬億千瓦時,同比增長4.1%;火電發電量為5.17萬億千瓦時,同比增長2.5%;核電發電量3662億千瓦時,同比增長5.0%。并網風電和并網太陽能發電量分別為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電量2.58萬億千瓦時,同比增長7.9%,占全國全口徑發電量的比重為33.9%,同比提高1.2個百分點。全國全口徑煤電發電量4.63萬億千瓦時,同比增長1.7%,占全國全口徑發電量的比重為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;太陽能發電設備利用小時1281小時,同比降低10小時。

五是跨區送電量同比增長13.4%。2020年,全國完成跨區送電量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(CECI沿海指數)顯示,10月份市場電煤價格進入“紅色區間”后持續攀升。

(三)全國電力供需情況

2020年,全國電力供需總體平衡,部分地區有余,局部地區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展提供堅強電力保障。分區域看,東北、西北區域電力供應能力富余,華北、華東、南方區域電力供需總體平衡,華中區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”規劃開局之年、全面建設社會主義現代化國家新征程開啟之年。在新的國內外環境形勢下,我國面臨的機遇與挑戰并存,綜合考慮國內外經濟形勢、電能替代、上年低基數等因素,以及疫情和外部環境存在的不確定性,預計2021年全社會用電量增速前高后低,全年增長6%-7%。

(二)非化石能源發電裝機比重繼續提高

預計2021年全國基建新增發電裝機容量1.8億千瓦左右,其中非化石能源發電裝機投產1.4億千瓦左右。預計2021年底全國發電裝機容量23.7億千瓦,同比增長7.7%左右。非化石能源發電裝機容量達到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。風電和太陽能發電裝機比重比2020年底提高3個百分點左右,對電力系統靈活性調節能力的需求進一步增加。

(三)全國電力供需總體平衡,局部地區電力供應偏緊

預計2021年全國電力供需總體平衡、局部地區高峰時段電力供應偏緊甚至緊張。分區域看,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、江西可能出現一定電力缺口;南方區域電力供需緊張,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為主體、國內國際雙循環相互促進的新發展格局背景下,在“中國二氧化碳排放力爭2030年前達到峰值,努力爭取2060年前實現碳中和”的目標要求下,一方面,電力行業要保障電力安全可靠供應,以滿足國民經濟發展目標以及人民生活用電需求;另一方面,電力行業需加快清潔低碳供應結構轉型進程,實現碳減排目標。結合當前電力供需形勢和行業發展趨勢,提出如下建議: 

(一)保障電力供需平衡和安全穩定運行

2020年入冬以來,受宏觀經濟持續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,出現有序用電現象。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,以應對經濟持續復蘇以及季節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,釋放有利于市場穩定的信號。加大電煤中長期合同履約執行監管力度,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定嚴肅查處。

二是進一步優化電網運行方式,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調。推動建立跨省跨區備用輔助服務市場,強化跨省跨區交易組織保障,充分應用跨區跨省輸電通道能力。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。

三是加快構建大規模源網荷儲友好互動系統。加強源網荷儲協同互動,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。通過源網荷儲協同互動的整體解決方案,增強電網柔性調節能力,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”是國家構建新發展格局和能源電力結構轉型的關鍵期,為保障實現國家碳排放目標,促進電力行業低碳轉型,就規劃制定、電源發展、用能終端等方面提出以下建議:

一是堅持系統觀念,統籌規劃電力行業各環節有序發展。統籌考慮各類電源中長期規劃、網源規劃以及電力行業內部產業鏈條的緊密接續,將國家清潔能源戰略更好融入電力規劃頂層設計,推動電力規劃從供應側、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劃來滿足終端用能需求。 

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

三是保障高比例新能源消納。因地制宜發展新能源,綜合各地資源條件、電網條件、負荷水平等因素優化可再生能源項目開發時序,堅持集中式和分布式并舉開發新能源。持續優化新能源發展布局,風電和光伏發電進一步向中東部地區和南方地區優化布局,在東部地區建立多能互補能源體系,在西部北部地區加大風能、太陽能資源規?;?、集約化開發力度。提高新能源在電網的滲透率,對于新能源消納困難的地區,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。加快跨省跨區電力通道的建設,有效發揮大電網綜合平衡能力,促進新能源發電消納。拉大峰谷分時電價差,調動各類負荷側資源參與系統調節,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,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,使價格機制滿足現貨市場要求。

二是加強中長期市場和現貨市場的協調。合理確定中長期合同在現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貨市場有效銜接。盡快完善外來電、優先發購電權參與市場交易規則,明晰不平衡資金定義、分類以及疏導原則。進一步完善現貨市場,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,保障發電企業合理利益。

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電行業配額總量和基準值。合理統籌各地區配額分配,審慎核定各省設定的“地區供電配額修正系數”,用市場機制更好發揮煤電的兜底保供和靈活性調節電源作用。完善交易機制和規則,盡快發布中國核證減排量(CCER)抵消機制,推動發電企業從集團和企業層面積極參與碳交易,實現低成本減排和技術創新。

信息來源:中國能源報

 

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