2020~2021年电力供需18大特点

经济运行稳步复苏带动用电量增速回升、高技术及装备制造业和信息行业用电量高速增长、煤电装机比重首次降至50%以下……这是记者2月2日从中国电力企业联合会“2020~2021年度全国电力供需形势分析预测报告”上了解到的重磅信息。

中电联专职副理事长于崇德发布的这份“报告”显示，2020年我国电力供需运行亮点纷呈；预计2021年全国电力供需总体平衡、华北偏紧，华中和南方区域紧张。近年来罕见出现部分区域电力供需紧张的预测。

2020年电力消费需求方面的亮点：

1、2020年，全社会用电量7.51万亿千瓦时，同比增长3.1%，“十三五”时期全社会用电量年均增长5.7%。中电联分析，经济运行稳步复苏是用电量增速回升的最主要原因。

2、第一产业用电量同比增长10.2%，连续三个季度增速超过10%。第一产业用电量的快速增长主要是近年来国家加大农网改造升级力度，村村通动力电，乡村用电条件持续改善，电力逐步代替人力和畜力，电动机代替柴油机，以及持续深入推进脱贫攻坚战，带动乡村发展，促进第一产业用电潜力释放。

3、第二产业用电量同比增长2.5%，高技术及装备制造业用电量增速连续两个季度超过10%。复工复产持续推进拉动各季度增速持续回升。2020年，制造业用电量增长2.9%，其中，高技术及装备制造业、四大高载能行业、其他制造业行业、消费品制造业用电量增速分别为4.0%、3.6%、3.3%、-1.8%。三、四季度，高技术及装备制造业用电量增速分别为10.8%、11.9%。中电联强调，这是当前工业高质量发展中展现出来的一大亮点。

4、第三产业用电量同比增长1.9%，信息传输/软件和信息技术服务业用电量持续高速增长，同比增长23.9%。这得益于大数据、云计算、物联网等新技术快速推广应用，以及在线办公、生活服务平台、文化娱乐、在线教育等线上产业的高速增长。

5、城乡居民生活用电量同比增长6.9%。12月份低温天气因素拉动采暖负荷及电量快速增长。

6、西部地区用电增速领先，全国有27个省份用电量为正增长。2020年，东、中、西部和东北地区全社会用电量增速分别为2.1%、2.4%、5.6%、1.6%。全国共有27个省份用电量为正增长，其中，云南、四川、甘肃、内蒙古、西藏、广西、江西、安徽等8个省份增速超过5%。

2020年电力生产供应方面的亮点：

7、截至2020年底，全国全口径发电装机容量22.0亿千瓦，同比增长9.5%；“十三五”时期，全国全口径发电装机容量年均增长7.6%，其中非化石能源装机年均增长13.1%，占总装机容量比重从2015年底的34.8%上升至2020年底的44.8%，提升10个百分点；煤电装机容量年均增速为3.7%，占总装机容量比重从2015年底的59.0%下降至2020年底的49.1%。2020年，全国全口径发电量为7.62万亿千瓦时，同比增长4.0%；“十三五”时期，全国全口径发电量年均增长5.8%，其中非化石能源发电量年均增长10.6%，占总发电量比重从2015年的27.2%上升至2020年的33.9%，提升6.7个百分点；煤电发电量年均增速为3.5%，占总发电量比重从2015年的67.9%下降至2020年的60.8%，降低7.1个百分点。

8、电力投资同比增长9.6%，非化石能源投资快速增长。2020年，纳入行业投资统计体系的主要电力企业合计完成投资9944亿元，同比增长9.6%。电源工程建设完成投资5244亿元，同比增长29.2%，其中风电、太阳能发电、水电投资分别增长70.6%、66.4%、19.0%；电网工程建设完成投资4699亿元，同比下降6.2%，主要因电网企业提前一年完成国家新一轮农网改造升级任务，占电网投资比重达44.3%的35千伏及以下电网投资同比下降20.2%。

9、煤电装机容量占总装机容量比重首次低于50%，新增并网风电装机规模创历史新高。截至2020年底，全国全口径水电装机容量3.7亿千瓦、火电12.5亿千瓦、核电4989万千瓦、并网风电2.8亿千瓦、并网太阳能发电装机2.5亿千瓦。全国全口径非化石能源发电装机容量合计9.8亿千瓦，占全口径发电装机容量的比重为44.8%，比上年底提高2.8个百分点。全口径煤电装机容量10.8亿千瓦，占总装机容量的比重为49.1%，首次降至50%以下。

10、并网风电、太阳能发电量快速增长。2020年，全国全口径发电量同比增长4.0%。其中，水电发电量为1.36万亿千瓦时，同比增长4.1%；火电发电量为5.17万亿千瓦时，同比增长2.5%；核电发电量3662亿千瓦时，同比增长5.0%。并网风电和并网太阳能发电量分别为4665、2611亿千瓦时，同比分别增长15.1%和16.6%。全国全口径非化石能源发电量2.58万亿千瓦时，同比增长7.9%，占全国全口径发电量的比重为33.9%，同比提高1.2个百分点。全国全口径煤电发电量4.63万亿千瓦时，同比增长1.7%，占全国全口径发电量的比重为60.8%，同比降低1.4个百分点。

11、水电、核电设备利用小时同比提高。2020年，全国发电设备平均利用小时3758小时，同比降低70小时。其中，水电设备利用小时3827小时，历年来首次突破3800小时，同比提高130小时；核电设备利用小时7453小时，同比提高59小时；火电设备利用小时4216小时，同比降低92小时，其中煤电4340小时，同比降低89小时；并网风电设备利用小时为2073小时，同比降低10小时；太阳能发电设备利用小时1281小时，同比降低10小时。

12、跨区送电量同比增长13.4%。2020年，全国完成跨区送电量6130亿千瓦时，同比增长13.4%。全国跨省送电量15362亿千瓦时，同比增长6.4%。

13、市场交易电量占全社会用电量比重同比提高。2020年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量31663亿千瓦时，同比增长11.7%；其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为24760亿千瓦时，同比增长13.7%，占全社会用电量比重为32.9%，同比提高2.8个百分点。

14、四季度电煤供应偏紧，电煤市场价格持续攀升。受经济回暖及低温寒流影响，四季度电煤需求大幅增加，电煤供应偏紧，推高电煤市场价格。10月份市场电煤价格进入“红色区间”后持续攀升。15、2020年，东北、西北区域电力供应能力富余，华北、华东、南方区域电力供需总体平衡，华中区域用电高峰时段电力供应偏紧。

2021年电力供需形势预测：

16、总体预测。综合考虑国内外经济形势、电能替代、上年低基数等因素，以及疫情和外部环境存在的不确定性，预计2021年全社会用电量增速前高后低，全年增长6%-7%。

17、非化石能源发电装机比重继续提高。预计2021年全国基建新增发电装机容量1.8亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机投产1.4亿千瓦左右。预计2021年底全国发电装机容量23.7亿千瓦，同比增长7.7%左右。非化石能源发电装机容量达到11.2亿千瓦左右，占总装机容量比重上升至47.3%，比2020年底提高2.5个百分点左右。风电和太阳能发电装机比重比2020年底提高3个百分点左右，对电力系统灵活性调节能力的需求进一步增加。

18、预计2021年全国电力供需总体平衡、华北偏紧，华中和南方区域紧张。东北、西北电力供应存在富余；华东电力供需平衡；华北电力供应偏紧，其中，河北和山东电力供应偏紧，通过跨省区电力支援，可基本保障电力供应，内蒙古西部电网电力供应偏紧，在风电出力锐减时，多个月份将可能需要采取有序用电措施；华中电力供需紧张，主要是湖南用电高峰时段电力供应紧张，极端气候情况下湖北、江西可能出现一定电力缺口；南方区域电力供需紧张，其中，广东、云南、广西均存在较大错峰限电风险。