2021年三季度全國電力供需形勢分析預測報告

中電聯統計與數據中心 綜合 2021-10-25 16:42:04
   

前三季度,面對復雜嚴峻的國內外環境,在以習近平同志為核心的黨中央堅強領導下,各地區各部門認真貫徹落實黨中央、國務院決策部署,科學統籌疫情防控和經濟社會發展,強化宏觀政策跨周期調節,有效應對疫情汛情等多重考驗,國民經濟持續恢復發展,主要宏觀指標總體處于合理區間,經濟結構持續調整優化,質量效益穩步提升。電力消費累計增速延續兩位數增長,電力裝機結構延續綠色低碳發展態勢。受電煤供應緊張等多重因素影響,三季度電力供需形勢總體偏緊,全國多地出現有序用電。


一、2021年前三季度全國電力供需情況


(一)電力消費需求情況


前三季度,全國全社會用電量6.17萬億千瓦時,同比增長12.9%,上年同期低基數以及今年以來國民經濟保持恢復態勢是用電量快速增長的主要原因;兩年平均增長7.4%,高于2019年同期增速3.0個百分點。分季度看,各季度全社會用電量同比分別增長21.2%、11.8%、7.6%,受同期基數因素影響,同比增速逐季回落;各季度兩年平均增速分別為7.0%、8.2%和7.1%,總體保持平穩較快增長水平。


一是第一產業用電量758億千瓦時,同比增長18.9%,兩年平均增長14.2%。一、二、三季度,第一產業用電量同比分別增長26.4%、15.9%和16.4%,兩年平均增速分別為14.6%、14.1%和13.9%,保持快速增長勢頭。國家深入推進鄉村振興戰略,農林牧漁業投資快速增長,拉動第一產業用電快速增長。


二是第二產業用電量4.10萬億千瓦時,同比增長12.3%,兩年平均增長6.9%。一、二、三季度,第二產業用電量同比分別增長24.1%、10.6%和5.1%,兩年平均增速分別為7.4%、7.3%和6.1%,四大高載能行業增速回落是三季度第二產業增速回落的重要原因。前三季度,制造業用電量同比增長13.3%,兩年平均增長7.5%;其中,高技術及裝備制造業、其他制造業行業、消費品制造業、四大高載能行業用電量同比增速分別為19.7%、17.2%、16.2%、9.5%,兩年平均增速分別為10.1%、9.1%、6.3%、6.4%。高技術及裝備制造業用電量增速明顯高于同期制造業平均水平,反映出當前制造業延續升級態勢。國家堅決遏制“兩高”項目盲目發展,四大高載能行業兩年平均增速逐季回落,各季度兩年平均增速分別為7.1%、6.7%和5.6%。


三是第三產業用電量1.08萬億千瓦時,同比增長20.7%,兩年平均增長9.7%。一、二、三季度,第三產業用電量同比分別增長28.2%、23.6%和13.1%,兩年平均增速分別為7.9%、12.0%和9.4%,三季度增速比二季度回落主要因當季部分地區疫情散發,對交通運輸業、住宿和餐飲業等接觸型聚集型服務業造成較大影響。前三季度,租賃和商務服務業(26.6%)、住宿和餐飲業(26.3%)、批發和零售業(25.7%)、房地產業(22.3%)、公共服務及管理組織(21.1%)用電量同比增速超過20%;信息傳輸/軟件和信息技術服務業(22.2%)、租賃和商務服務業(13.3%)、批發和零售業(11.4%)兩年平均增速超過10%。得益于電動汽車的持續迅猛發展,充換電服務業用電量持續保持高速增長,兩年平均增速達到82.0%。


四是城鄉居民生活用電量9088億千瓦時,同比增長7.0%,兩年平均增長6.5%。一、二、三季度,城鄉居民生活用電量同比分別增長4.7%、4.2%和11.3%;兩年平均增速分別為3.9%、7.9%和8.0%,一季度增速偏低主要受1月中旬之后氣溫偏暖因素影響,二、三季度城鄉居民生活用電量兩年平均增速基本恢復至近年來的正常增長水平。


五是各地區用電量同比增速、兩年平均增速均超過2019年同期增長水平。前三季度,東、中、西部和東北地區全社會用電量同比分別增長13.6%、13.8%、12.1%、8.2%,兩年平均增速分別為7.8%、6.5%、8.1%、4.3%,均超過2019年同期增長水平。前三季度,23個省份全社會用電量同比增速超過10%,其中,西藏同比增長22.8%,湖北、浙江、江西、青海、福建、陜西、廣東、四川、寧夏9個省份用電量同比增速位于15%-20%;31個省份全社會用電量兩年平均增速均為正增長,其中,西藏、江西、四川、云南、廣西5個省份兩年平均增速超過10%。


(二)電力生產供應情況


截至9月底,全國全口徑發電裝機容量22.9億千瓦,同比增長9.4%。前三季度,全國規模以上工業企業發電量為6.07萬億千瓦時,同比增長10.7%;全國發電設備平均利用小時2880小時,同比提高113小時。


一是電力投資同比增長0.8%。前三季度,全國重點調查企業合計完成電力投資6028億元,同比增長0.8%,兩年平均增長12.7%。其中,電源完成投資3138億元,同比增長1.8%,兩年平均增長32.1%,非化石能源發電投資占電源投資的比重達到89.0%;電網完成投資2891億元,同比下降0.3%,兩年平均下降1.1%,直流工程在建項目減少導致直流工程投資同比下降36.4%,交流工程投資同比增長5.1%。


二是全口徑并網風電和太陽能發電裝機容量同比分別增長32.8%和24.6%。前三季度,全國新增發電裝機容量9240萬千瓦,同比增加2016萬千瓦。截至9月底,全國全口徑火電裝機容量12.8億千瓦,同比增長3.9%;其中,煤電11.0億千瓦,同比增長2.4%,占總裝機容量的比重為47.9%,同比降低3.3個百分點。水電裝機容量3.8億千瓦,同比增長5.0%。核電5326萬千瓦,同比增長6.8%。風電3.0億千瓦,同比增長32.8%。太陽能發電裝機2.8億千瓦,同比增長24.6%。全口徑非化石能源發電裝機容量10.5億千瓦,同比增長17.8%,占總裝機容量的比重為45.7%,同比提高3.3個百分點。


三是全口徑并網風電和太陽能發電量同比分別增長41.6%和24.5%。前三季度,受降水偏少等因素影響,全國規模以上工業企業水電發電量9030億千瓦時,同比下降0.9%;受電力消費快速增長、水電發電量負增長影響,規模以上工業企業火電發電量4.33萬億千瓦時,同比增長11.9%;核電發電量3031億千瓦時,同比增長12.3%。全口徑風電和并網太陽能發電量分別為4715、2491億千瓦時,同比分別增長41.6%和24.5%。全口徑非化石能源發電量2.17萬億千瓦時,同比增長13.2%;占全口徑發電量的比重為34.7%,同比提高0.1個百分點。全口徑煤電發電量3.74萬億千瓦時,同比增長12.3%;占全口徑發電量的比重為59.8%,同比降低0.2個百分點。


四是核電、火電和風電發電設備利用小時同比分別提高321、280、91小時。前三季度,全國發電設備平均利用小時2880小時,同比提高113小時。分類型看,水電設備利用小時2794小時,同比降低100小時;核電設備利用小時5842小時,同比提高321小時;火電設備利用小時3339小時,同比提高280小時,其中煤電3450小時,同比提高318小時;風電設備利用小時1640小時,同比提高91小時;太陽能發電設備利用小時1006小時,同比降低4小時。


五是跨區輸出電量同比增長7.8%,跨省輸出電量同比增長8.6%。前三季度,全國完成跨區送電量5178億千瓦時,同比增長7.8%。其中,西北區域外送電量2406億千瓦時,同比增長16.6%,是外送電量規模最大的區域。全國完成跨省送出電量12197億千瓦時,同比增長8.6%。


六是市場交易電量同比增長20.1%。前三季度,全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量27091.8億千瓦時,同比增長20.1%。其中,全國電力市場中長期電力直接交易電量合計為21704.4億千瓦時,同比增長22.8%,占全社會用電量比重為35.2%,同比提高2.6個百分點。


七是電煤供應持續緊張,煤炭價格持續急劇上漲,煤電企業大面積虧損。前三季度,全國原煤產量同比增長3.7%,比上半年增速回落2.7個百分點;前三季度,累計進口煤炭同比下降3.6%,國家支持加大進口煤炭采購,煤炭進口累計降幅逐步收窄。電煤價格持續攀升,屢創歷史新高,電煤采購及保供工作難度加大。煤電企業燃料成本大幅攀升,煤電企業虧損面明顯擴大,8月以來大型發電集團煤電板塊整體虧損,部分集團煤電虧損面達到100%。


(三)全國電力供需情況


一季度,全國電力供需總體平衡,受寒潮天氣等因素影響,江蘇、浙江、安徽、湖南、江西、四川、新疆等地在1月出現電力缺口,采取了有序用電措施。二季度,全國電力供需總體平衡,廣東、云南、廣西等地因電力消費需求較快增長、來水偏枯、電煤供應緊張等因素影響,電力供應緊張,采取了有序用電措施。三季度,全國電力供需總體偏緊,尤其是9月受電煤供應緊張、電力消費需求較快增長以及部分地區加強“能耗雙控”等多重因素疊加影響,全國超過20個省份采取了有序用電措施。


二、全國電力供需形勢預測


(一)2021年全社會用電量同比增長10%-11%


國家堅持穩中求進工作總基調,統籌做好今明兩年宏觀政策銜接,保持經濟運行在合理區間,為全社會用電量增長提供了最主要支撐。綜合考慮國內外經濟形勢、上年基數前后變化、電能替代等因素,并結合當前外部環境等方面的不確定性,預計2021年全年全社會用電量增長10%-11%,其中,四季度全社會用電量同比增長5%左右。


(二)2021年底非化石能源發電裝機規模及比重將有望首次超過煤電


預計全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。預計年底全國發電裝機容量23.7億千瓦,同比增長7.7%左右;其中,煤電裝機容量11.1億千瓦、水電3.9億千瓦、并網風電3.3億千瓦、并網太陽能發電3.1億千瓦、核電5441萬千瓦、生物質發電3600萬千瓦左右。非化石能源發電裝機合計達到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,非化石能源發電裝機規模及比重預計將首次超過煤電。


(三)迎峰度冬期間全國電力供需總體偏緊,部分地區電力供需形勢緊張


需求端看,宏觀經濟繼續保持在合理區間,電力消費需求將保持中速增長水平。氣象部門初步預計今年冬季影響我國的冷空氣活動頻繁。全社會用電量中速增長并疊加冷空氣等因素,進一步放大用電負荷增長,其中采暖負荷增長更為明顯,部分城市居民用電負荷占比達到50%左右。


供給端看,水電方面,重點水電站蓄能值同比減少,冬季降水總體呈偏少特征。新能源方面,風電和太陽能發電裝機比重持續上升,隨機性、間歇性和波動性大幅增加,電力系統運行中的調峰資源不足情況進一步加劇。火電方面,國家全力推動煤炭增產增供,推進煤礦手續辦理和產能核增,預計電煤供需形勢將比前期緩和,但部分地區電煤供應仍可能偏緊,另外,廣東、江蘇等氣電裝機較多的地區天然氣供應可能偏緊,都將制約火電機組出力。


預計迎峰度冬期間全國電力供需總體偏緊,部分地區電力供需形勢緊張。從各區域的供需平衡情況看,預計東北、西北區域電力供需基本平衡,但區域內新能源比重大,電力系統調峰與保供熱矛盾較為突出;華北、華東、華中區域電力供需偏緊;南方區域電力供需形勢緊張。燃料供應保障情況以及冬季氣候情況是影響今冬電力供需形勢的主要不確定性因素,若全國電力燃料供應持續緊張或出現長時段大范圍寒潮天氣,則電力供需偏緊的省份將增多,各區域電網中均將有部分省級電網呈現出不同程度的緊張態勢。


三、有關建議


針對當前電力供需形勢、電力企業可持續發展等方面提出有關建議如下:


一是全力保障電力燃料穩定供應。認真貫徹落實國務院常務會議精神,按照國家最新要求,進一步加快煤炭增產增供政策措施落實到位。督導核增產能盡快釋放,考慮針對部分環節或手續采取限時辦理、聯合辦理等提效措施。針對在產的大型先進煤礦,在符合安全生產要求的前提下,研究優先組織滿足條件的先進產能煤礦按一定系數調增產能和保供期間生產計劃。建立煤礦產量、鐵路發運量、各環節庫存的聯合監督機制;加大東北、西南等地區運力協調力度;研究雨雪冰凍天氣影響運輸時的電力調度、電煤互濟預案,并針對庫存告急、鐵路運輸受限的電廠,研究必要時開通汽運綠色通道。監督確保包括年初簽訂和近期補簽的所有年度長協足量兌現。制定煤礦保供與彈性生產辦法,形成煤礦應急生產能力,推進煤炭儲備能力建設,以滿足市場需求季節性變化特征。督促天然氣銷售企業和管網企業加強發電用氣保障,協調電網和氣網調度運行,保障燃氣機組的頂峰發電能力。


二是保障火電企業燃料采購資金。大力推動國務院常務會議關于金融機構保供、稅收緩繳以及各地財政保供補貼等政策足額落實落地。強化《關于服務煤電行業正常生產和商品市場有序流通保障經濟平穩運行有關事項的通知》(銀保監發〔2021〕42號)政策落地。對符合支持條件的煤電、供暖等企業建立快速響應機制,開辟綠色辦貸通道,優先安排貸款審批投放;對符合支持條件的煤電等企業和項目不違規抽貸、斷貸,防止“運動式”減碳和信貸“一刀切”,維持企業資金鏈正常運轉,切實保障火電企業燃料采購資金到位,堅決杜絕因資金短缺而出現缺煤缺氣停機問題。


三是加快推進和落實煤電上網電價市場化改革措施。國家相關部門督促各地加快落實《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》(發改價格〔2021〕1439號)要求,擴大市場交易電價浮動范圍,切實有效疏導煤機電價,提高燃煤機組保電能力;建議根據當前煤電機組在系統中的定位及成本,合理調整燃煤發電基準價,保持燃煤發電上網基準電價與發電成本的有機銜接,維持煤電企業生存和再生產能力,保障能源供應安全,將電、煤兩個市場更加靈活的關聯起來,抵御市場風險,保障企業合理收益。


四是加強煤炭和電力上下游生產供應秩序。加強坑口、港口等各環節的價格管控,尤其重點監管礦區隨意漲價,防止價格炒作,穩定下游價格,保障燃煤電廠煤量、煤質,避免煤電機組出力受阻導致系統有效出力減少。督促各地方政府保障年度跨省跨區送受電計劃、政府間送受電協議等交易剛性執行,避免受電力供應緊張影響,導致電力外送不合理調減,給省間中長期合同履約及受電省份生產生活帶來影響。


五是深化需求側管理、加強有序用電執行管控。建議出臺全國性需求響應支持政策,實現需求響應補貼政策全覆蓋,將需求響應建設、補貼成本納入尖峰電價增收資金、輸配電價或輔助服務費用,多渠道拓寬需求響應資金來源。深入開展需求響應申報組織工作,發動電力用戶、負荷集成商積極參與需求響應,將微電網、電動汽車、充電樁等各類可調資源納入需求響應資源池。加強有序用電執行管控,建立健全有序用電工作機制。把保民生放在第一位,堅守民生底線。堅持科學錯峰,最大限度保障企業錯峰不減產。嚴格執行有序用電計劃,做好宣傳引導工作。


六是加快應急備用電源和重點電網工程核準建設。發揮煤電保供作用,健全應急備用電源管理機制,盡快落實一批應急備用電源項目。加快煤電靈活性改造,加大抽水蓄能建設力度,推進調峰氣電建設,推廣應用大規模電化學儲能,提高系統調節能力。針對存在供電瓶頸的局部電網,開展網架結構調整優化研究,推動堅強智能電網建設,提升省間區域間電力支援能力。


注釋:


兩年平均增長(增速)是以2019年同期值為基數,采用幾何平均方法計算。


四大高載能行業包括:化學原料和化學制品制造業、非金屬礦物制品業、黑色金屬冶煉和壓延加工業、有色金屬冶煉和壓延加工業4個行業。


高技術及裝備制造業包括:醫藥制造業、金屬制品業、通用設備制造業、專用設備制造業、汽車制造業、鐵路/船舶/航空航天和其他運輸設備制造業、電氣機械和器材制造業、計算機/通信和其他電子設備制造業、儀器儀表制造業9個行業。


消費品制造業包括:農副食品加工業、食品制造業、酒/飲料及精制茶制造業、煙草制品業、紡織業、紡織服裝、服飾業、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋業、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品業、家具制造業、造紙和紙制品業、印刷和記錄媒介復制業、文教/工美/體育和娛樂用品制造業12個行業。


其他制造行業為制造業用電分類的31個行業中,除四大高載能行業、高技術及裝備制造業、消費品行業之外的其他行業,包括:石油/煤炭及其他燃料加工業、化學纖維制造業、橡膠和塑料制品業、其他制造業、廢棄資源綜合利用業、金屬制品/機械和設備修理業6個行業。


東部地區包括北京、天津、河北、上海、江蘇、浙江、福建、山東、廣東、海南10個省(市);中部地區包括山西、安徽、江西、河南、湖北、湖南6個省;西部地區包括內蒙古、廣西、重慶、四川、貴州、云南、西藏、陜西、甘肅、青海、寧夏、新疆12個省(市、自治區);東北地區包括遼寧、吉林、黑龍江3個省。


(編輯:張艷  審校:寇建仁)
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進口動力煤市場保持冷清 后市看法不一 近日,受中國買家情緒低迷、電廠招標減少影響,進口動力煤市場整體保持冷清,市場參與者對后市看法不一。 中國煤炭資源網從市場人士獲悉,3月17日,印尼3800大卡動力煤離岸報價120美元/噸。而由于市場情緒不高,電企詢貨積極性差,目前大部分貿易商按指數或市場價格報價。 同時,部分貿易商開

6 陜西合陽秦晉礦業發生一起冒頂事故致兩人死亡 2022-03-18

陜西省合陽縣人民政府網站消息,2022年3月16日凌晨2時32分,合陽縣秦晉礦業開發有限責任公司礦井442車場聯巷,發生一起冒頂事故,現場有兩人被冒落的煤矸埋壓。 事故發生后,相關方面立即啟動應急預案,開展救援工作。16日早7時40分,兩名被困人員被救出升井,迅速送至縣醫院進行搶救并向相關部門報告。9時25分、30分兩名被壓人員經搶救無效死亡,第一時間送往縣殯儀館。截至目

7 國內煤市要聞回顧(3.14-3.18) 2022-03-18

陜西合陽秦晉礦業發生一起冒頂事故致兩人死亡 陜西省合陽縣人民政府網站消息,2022年3月16日凌晨2時32分,合陽縣秦晉礦業開發有限責任公司礦井442車場聯巷,發生一起冒頂事故,現場有兩人被冒落的煤矸埋壓。 事故發生后,相關方面立即啟動應急預案,開展救援工作。16日早7時40分,兩名被困人員被救出升井,迅速送至縣醫院進行搶救并向相關部門報告。9時

8 焦炭市場一周評述(3.14-3.18) 2022-03-18

產地指數:截至2022年3月18日,汾渭CCI呂梁準一級冶金焦報3360元/噸,周環比上漲200元/噸。港口指數:CCI日照準一級冶金焦報3580元/噸,周環比下跌50元/噸。 產地數據:根據汾渭產運銷連續跟蹤數據顯示,截止2022年3月17日,樣本點焦化企業本周開工率小幅回升,周環比增加2.7%。焦企廠內焦炭庫存略有增加,周環比上漲0.91%

9 國內及進口煉焦煤市場一周評述(3.14-3.20) 2022-03-18

本周煉焦煤市場穩中偏強運行,經過前兩周價格大漲之后,市場參與者恐高情緒增加,貿易商和洗煤廠等中間環節開始主動出貨,市場情緒開始降溫,競拍開始出現流拍和降價成交現象,但煤礦由于庫存低位,價格暫穩,部分煤礦仍有漲價現象。 供應端,本周產地開工基本維持穩定,部分前期產量較小煤礦生產恢復至正常水平,影響產地整體開工有所提升,汾渭統計本周樣本煤礦原煤產量周環比增加4.08萬噸至94

10 神火股份2021年度凈利潤同比增815.61% 2022-03-18

神火股份3月17日晚間發布的2021年度業績快報顯示,公司2021年營業收入約344.05億元,同比增加82.92%;歸屬于上市公司股東的凈利潤盈利約32.81億元,同比增加815.61%;基本每股收益盈利1.46元,同比增加668.42%。 公告表示,報告期經營業績和財務狀況及影響經營業績的主要因素受個別礦井煤炭產量不及預期和安全環保持續投入較大導致成本顯著上升、發供電

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