中电联预测：2021年全社会用电量增长6%-7%

2月2日，记者在中国电力企业联合会召开的“2020-2021年度全国电力供需形势分析预测报告”新闻发布会上获悉，预计2021年全社会用电量增速前高后低，全年增长6%-7%。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。

（来源：微信公众号“中国能源报”  ID：cnenergy  作者：赵紫原）

《预测报告》预计，2021年全国电力供需总体平衡、局部地区高峰时段电力供应偏紧甚至紧张。分区域看，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。

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%，经济运行稳步复苏是用电量增速回升的最主要原因。全社会用电量季度增速变化趋势，反映出随着疫情得到有效控制以及国家逆周期调控政策逐步落地，复工复产、复商复市持续取得明显成效，国民经济持续稳定恢复。

此外，《预测报告》认为，当前，在国家加快构建以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新发展格局背景下，在“中国二氧化碳排放力争2030年前达到峰值,努力争取2060年前实现碳中和”的目标要求下，一方面，电力行业要保障电力安全可靠供应，以满足国民经济发展目标以及人民生活用电需求；另一方面，电力行业需加快清洁低碳供应结构转型进程，实现碳减排目标。

结合当前电力供需形势和行业发展趋势，《预测报告》建议，加快和完善碳市场建设，根据碳达峰、碳中和要求，完善全国碳市场配额分配方案，科学测算全国碳市场发电行业配额总量和基准值。合理统筹各地区配额分配，审慎核定各省设定的“地区供电配额修正系数”，用市场机制更好发挥煤电的兜底保供和灵活性调节电源作用。完善交易机制和规则，尽快发布中国核证减排量（CCER）抵消机制，推动发电企业从集团和企业层面积极参与碳交易，实现低成本减排和技术创新。

以下为分析预测报告全文

2020年，面对新冠肺炎疫情巨大冲击和复杂严峻的国内外环境，电力行业坚决贯彻落实党中央、国务院决策部署，积极推进电力企业疫情防控和复工复产，为社会疫情防控和复工复产、复商复市提供坚强电力保障；四季度电力消费实现较快增长，经济社会发展对电力的消费需求已恢复常态。

一、2020年全国电力供需情况

（一）电力消费需求情况

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%。2020年，各季度全社会用电量增速分别为-6.5%、3.9%、5.8%、8.1%，经济运行稳步复苏是用电量增速回升的最主要原因。全社会用电量季度增速变化趋势，反映出随着疫情得到有效控制以及国家逆周期调控政策逐步落地，复工复产、复商复市持续取得明显成效，国民经济持续稳定恢复。

一是第一产业用电量同比增长10.2%，连续三个季度增速超过10%。2020年，第一产业用电量859亿千瓦时，同比增长10.2%，各季度增速分别为4.0%、11.9%、11.6%和12.0%。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。

二是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%。2020年，第二产业用电量5.12万亿千瓦时，同比增长2.5%，各季度增速分别为-8.8%、3.3%、5.8%、7.6%，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%，是当前工业高质量发展中展现出来的一大亮点。

三是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。2020年，第三产业用电量1.21万亿千瓦时，同比增长1.9%，各季度增速分别为-8.3%、0.5%、5.9%、8.4%，随着复商复市的持续推进，第三产业用电量增速逐季上升。2020年，信息传输/软件和信息技术服务业用电量同比增长23.9%，得益于大数据、云计算、物联网等新技术快速推广应用，并促进在线办公、生活服务平台、文化娱乐、在线教育等线上产业的高速增长。

四是城乡居民生活用电量同比增长6.9%，四季度用电量快速增长。2020年，城乡居民生活用电量1.09万亿千瓦时，同比增长6.9%，各季度增速分别为3.5%、10.6%、5.0%、10.0%，四季度居民生活用电量再次实现快速增长，主要是12月份低温天气因素拉动采暖负荷及电量快速增长。

五是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%。

（二）电力生产供应情况

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。

一是电力投资同比增长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%。

二是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。2020年，全国新增发电装机容量19087万千瓦，同比增加8587万千瓦，其中新增并网风电、太阳能发电装机容量分别为7167万千瓦和4820万千瓦，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。

三是并网风电、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。

四是水电、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。

五是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%，各季度增速分别为6.8%、11.7%、17.0%、15.3%。全国跨省送电量15362亿千瓦时，同比增长6.4%，各季度增速分别为-5.2%、5.9%、9.9%、12.3%。

六是市场交易电量同比增长11.7%，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。

七是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。根据中国沿海电煤采购价格指数（CECI沿海指数）显示，10月份市场电煤价格进入“红色区间”后持续攀升。

（三）全国电力供需情况

2020年，全国电力供需总体平衡，部分地区有余，局部地区用电高峰时段电力供应偏紧，疫情防控期间电力供应充足可靠，为社会疫情防控和国民经济发展提供坚强电力保障。分区域看，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。分省份看，迎峰度夏期间，湖南、四川等少数电网用电高峰时段采取了有序用电措施；迎峰度冬期间，湖南、江西、广西以及内蒙古西部电网等少数电网用电高峰时段电力供应紧张，采取了有序用电措施。

二、2021年全国电力供需形势预测

（一）2021年全社会用电量增长6%-7%

2021年，是我国实施“十四五”规划开局之年、全面建设社会主义现代化国家新征程开启之年。在新的国内外环境形势下，我国面临的机遇与挑战并存，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%。

（二）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。

（三）全国电力供需总体平衡，局部地区电力供应偏紧

预计2021年全国电力供需总体平衡、局部地区高峰时段电力供应偏紧甚至紧张。分区域看，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。

三、有关建议

当前，在国家加快构建以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新发展格局背景下，在“中国二氧化碳排放力争2030年前达到峰值,努力争取2060年前实现碳中和”的目标要求下，一方面，电力行业要保障电力安全可靠供应，以满足国民经济发展目标以及人民生活用电需求；另一方面，电力行业需加快清洁低碳供应结构转型进程，实现碳减排目标。结合当前电力供需形势和行业发展趋势，提出如下建议：

（一）保障电力供需平衡和安全稳定运行

2020年入冬以来，受宏观经济持续回暖以及低温寒潮天气等多重因素叠加影响，电力消费需求快速增长，部分省份在用电高峰时段电力供应紧张，出现有序用电现象。为保障电力安全可靠供应，就电力燃料供应、电网结构、需求响应等方面提出以下建议：

一是保障电力燃料供应。切实落实国家关于煤炭的保供稳价措施。增加国内煤炭供应，对于安全条件好且具备生产能力的煤矿，在保供的关键时期按照最大产能安排生产计划。继续加大先进产能的释放力度，进一步增加国内煤炭产能储备，以应对经济持续复苏以及季节性气候变化等对煤炭消费需求的增加。进一步增加进口煤配额指标，允许异地报关，加速通关放行，快速有效补充国内供应，释放有利于市场稳定的信号。加大电煤中长期合同履约执行监管力度，对于故意不履行或少履行电煤中长期合同等行为要按照有关规定严肃查处。

二是进一步优化电网运行方式，强化电网风险预控。密切跟踪经济走势、电力需求、天气变化合理安排电网运行方式，加强电网运行方式和电力电量平衡协调。推动建立跨省跨区备用辅助服务市场，强化跨省跨区交易组织保障，充分应用跨区跨省输电通道能力。对各种情形下电网供电能力进行风险评估，并根据结果制定合理的解决措施。

三是加快构建大规模源网荷储友好互动系统。加强源网荷储协同互动，对电力柔性负荷进行策略引导和集中控制，充分利用用户侧资源，化解短时电力供需矛盾。通过源网荷储协同互动的整体解决方案，增强电网柔性调节能力，并基于柔性输电技术加强电网弹性，提升对特大自然灾害、事故灾难等极端情况的承受和恢复能力。

（二）推进能源电力供应结构低碳转型

“十四五”是国家构建新发展格局和能源电力结构转型的关键期，为保障实现国家碳排放目标，促进电力行业低碳转型，就规划制定、电源发展、用能终端等方面提出以下建议：

一是坚持系统观念，统筹规划电力行业各环节有序发展。统筹考虑各类电源中长期规划、网源规划以及电力行业内部产业链条的紧密接续，将国家清洁能源战略更好融入电力规划顶层设计，推动电力规划从供应侧、输电网向配网侧、用户端延伸。在用户侧和配电网紧密耦合的趋势下，以客户需求为导向，通过开展配电网差异化规划来满足终端用能需求。

二是推动煤电发电量尽早达峰。统筹有序推进煤电规划实施，有力发挥电力系统煤电保底的支撑作用。根据区域煤电机组的特点以及在系统调节中的作用和地位，推进机组灵活性改造，加快煤电向电量和电力调节型电源转换。开展煤电机组延寿、相关配套政策的系统研究。

三是保障高比例新能源消纳。因地制宜发展新能源，综合各地资源条件、电网条件、负荷水平等因素优化可再生能源项目开发时序，坚持集中式和分布式并举开发新能源。持续优化新能源发展布局，风电和光伏发电进一步向中东部地区和南方地区优化布局，在东部地区建立多能互补能源体系，在西部北部地区加大风能、太阳能资源规模化、集约化开发力度。提高新能源在电网的渗透率，对于新能源消纳困难的地区，可考虑部分60万千瓦亚临界煤电机组进行灵活性改造参与深度调峰。加快跨省跨区电力通道的建设，有效发挥大电网综合平衡能力，促进新能源发电消纳。拉大峰谷分时电价差，调动各类负荷侧资源参与系统调节，促进需求侧主动响应新能源出力变化。

（三）建立健全市场机制和政策体系保障电力低碳转型

“十四五”期间，新能源消纳、煤电转型都将面临更多挑战，为保障我国电力加速低碳转型，就电价形成机制、中长期市场、现货市场、碳市场等市场长效机制方面提出以下建议：

一是理顺市场环境下电价形成机制。以第二轮输配电价核定为契机，理顺市场电价形成机制，将“价差”模式过渡到“顺价”模式。总结市场电价结算经验，研究相关措施扩大市场峰谷价差，引入容量补偿机制，促进不同类型机组进入市场，使价格机制满足现货市场要求。

二是加强中长期市场和现货市场的协调。合理确定中长期合同在现货市场的交割方式及中长期交易曲线，促进中长期市场和现货市场有效衔接。尽快完善外来电、优先发购电权参与市场交易规则，明晰不平衡资金定义、分类以及疏导原则。进一步完善现货市场，丰富交易品种，特别是灵活性资源和备用资源交易品种。建立容量市场或容量成本补偿机制，保障发电企业合理利益。

三是加快和完善碳市场建设。根据碳达峰、碳中和要求，完善全国碳市场配额分配方案，科学测算全国碳市场发电行业配额总量和基准值。合理统筹各地区配额分配，审慎核定各省设定的“地区供电配额修正系数”，用市场机制更好发挥煤电的兜底保供和灵活性调节电源作用。完善交易机制和规则，尽快发布中国核证减排量（CCER）抵消机制，推动发电企业从集团和企业层面积极参与碳交易，实现低成本减排和技术创新。