2021年四季度四川电力生产及市场运营信息披露报告：省内市场化交易电量保持持续高增长

电力运行情况

（一）

用电情况

全社会用电量增长明显。2021年，四川全社会用电量3274.81亿千瓦时，同比增长14.30%，增速较同期提升5.59个百分点，两年平均增长11.46%。

第一产业用电量23.87亿千瓦时，同比增长46.82%；第二产业用电量2079.51亿千瓦时，同比增长15.11%；第三产业用电量610.70亿千瓦时，同比增长20.59%；居民生活用电量560.73亿千瓦时，同比增长4.62%。

电力供需总体偏紧。2021年，四川电网电力供需总体偏紧，累计网供用电量2604亿千瓦时，同比增长15.2%。统调日最高网供用电负荷4810.1万千瓦，增长2.32%；日最大网供用电量9.83亿千瓦时，同比增加1.03亿千瓦时，增长11.8%；日均网供用电负荷率82.69%，同比上升4.18个百分点。

（二）

电源装机

截至12月末，四川全省总装机容量11435.09万千瓦，较年初增长13.16%。其中，水电8887.02万千瓦，较年初增长12.61%，占总装机容量的77.72%；火电1824.87万千瓦（含垃圾及生物质发电118.07万千瓦），占总装机容量的15.96%；风电527.29万千瓦，占总装机容量的4.61%；太阳能195.9万千瓦，占总装机容量的1.71%。

（三）

电网建设

2021年，新开工110千伏及以上线路1589公里，变电容量1077万千伏安；新投产110千伏及以上线路2555公里，变电容量851万千伏安。

（四）

电煤及来水情况

各流域来水较去年减少明显。2021年，全网来水较去年偏少22.0%，较多年偏多3.7%，来水与多年平均情况持平。雅砻江流域来水同比偏少18.9%，较多年偏少7.7%，大渡河流域来水同比偏少21.8%，较多年偏多1.7%，岷江上游流域来水同比偏少23.3%，较多年偏多5.3%，嘉陵江流域来水同比偏少26.1%，较多年偏多26.6%。

电煤供应保障平稳。2021年，全网累计进煤量2316万吨，日均进煤量6.34万吨，同比增加51.2%；累计耗煤量2206万吨，日均耗煤量6.04万吨，同比增加36.3%。截至年底，全网存煤351万吨，同比增加120万吨，存煤可用天数约为28天。

（五）

上网电量情况

上网电量稳步增长。2021年，全口径上网电量4307.74亿千瓦时，同比增长8.82%。其中，水电3669.28亿千瓦时，同比增长5.59%；火电501.59亿千瓦时，同比增长34.72%；风电107.97亿千瓦时，同比增长27.07%；太阳能28.9亿千瓦时，同比增长9.92%。

省调电厂上网电量2371.76亿千瓦时，同比增长9.21%。其中，水电1728.13亿，同比增长2.32%；火电506.90亿，同比增长36.5%；风电109.64亿千瓦时，同比增长26.7%；光伏27.09亿千瓦时，同比增长9.05%。

发电利用小时数情况

2021年，全省发电平均利用小时数为4270小时，同比增加93小时。其中，水电4506小时，同比增加5小时；火电3933小时，同比增加689小时；风电2377小时，同比减少160小时；太阳能1538小时，同比增加111小时。

省调直调机组平均利用小时数3913小时，同比增加136小时。

市场注册情况

截至12月底，四川电力交易平台共注册市场主体21641家。其中，发电企业333家，同比增长6.39%；售电公司285家，同比增长16.33%；电力用户21023家，同比增长78.15%。

（一）

发电企业

从装机规模来看，从各发电集团注册情况看，国家能源集团、华电集团、大唐集团装机规模排名靠前，装机容量分别为1877.50万千瓦、908.04万千瓦、744.60万千瓦，分别占四川电力交易平台注册总装机的28.71%、13.89%、11.39%。

电力用户

从电压等级来看，220千伏用户31家，占比0.15%；110千伏用户212家，占比1.01%；35千伏用户462家，占比2.20%；6-10千伏用户20318家，占比96.65%。

售电公司

共计注册285家，其中，省内注册242家，主要集中在成都地区（186家，占比76.86%），省外注册43家。

从资产总额来看，2亿元人民币以上的60家，1亿元至2亿元人民币之间的34家，1亿元人民币以下的191家。

从企业类型来看，国营售电公司73家，民营售电公司208家，混合制售电公司4家。

电力交易情况

（一）

省间交易

外购方面：1－12月，四川外购及留川电量358.5亿千瓦时，同比增长36.66%。其中，2021年通过现货交易外购电量1.6亿千瓦时，有力缓解度冬期间电力供应压力。

外送方面：1－12月，四川全口径外送电量1368.25亿千瓦时，同比增长0.28%。其中，2021年通过省间现货交易外送电量33.5亿千瓦时，有效提高了水电消纳水平，为自2017年跨区现货市场开展以来的历史最高水平。

（二）

省内交易

省内市场化交易电量保持持续高增长。2021年，省内市场化交易水电电量共计1075亿千瓦时，同比增长29.06%。其中常规直购472.46亿千瓦时，计划外349.78亿千瓦时，留存电量78.14亿千瓦时，铝电合作107.37亿千瓦时，水电消纳示范园区67.32亿千瓦时。

参与交易的市场主体15657家，其中发电企业（交易单元）335家，用户15191家（零售15116家，批发75家），售电公司131家。

（三）

电厂结算情况

1－12月，四川电力交易中心结算上网电量2530.03亿千瓦时，同比增长9.79%。

2022年一季度电力

供需形势及市场相关情况

（一）

四川电网电力供需预测

一季度，预计四川网供用电量656亿千瓦时，同比增长约6.1%，最大用电负荷预计达5000万千瓦，同比增长约1.7%。四川电网电力供需形势平衡。电网供电高度依赖燃煤火电发电及外购电。在省委省政府亲自部署下，入冬以来，我省存煤目标超额完成，水库蓄能比超过去年同期，争取到外购电量约50亿千瓦时，留川电量达历史最高，我省电力供应可得到保障。

（二）

省内外电力市场预测

1.省外市场

枯水期，四川无外送计划。根据迎峰度冬用电负荷增长情况及电煤供应情况，积极争取从西北方向增加外购电，满足省内冬季用电需求。制定2022年外送电交易方案，配合北京交易中心开展2022年年度外送电交易。

2.省内中长期市场

按照相关政策文件开展2022年省内市场化年度交易。已于2021年12月30日正式启动，于2022年1月24日完成年度电量交易， 2月14日完成年度交易合同转让及拍卖。

3.省内现货市场方面

2021年12月26日，启动火电竞价现货市场结算试运行工作，如无特殊原因，将在枯水期连续开展。

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