2021年上半年电力市场分析「2021年电力企业面临的形势」

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中商情报网讯：上半年，我国经济持续稳定恢复，主要宏观指标处于合理区间，经济发展呈现稳中加固、稳中向好态势。电力行业为经济社会发展提供坚强电力保障，用电量快速增长，电力装机结构延续绿色低碳发展态势，电力供需总体平衡，部分地区电力供应偏紧。

一、2021年上半年全国电力供需情况

（一）电力消费需求情况

上半年，全国全社会用电量3.93万亿千瓦时，同比增长16.2%，两年平均增长7.6%。上年同期因疫情形成的低基数是上半年用电量同比快速增长的最主要原因。分季度看，一、二季度全社会用电量两年平均增速分别为7.0%、8.2%。全社会用电量同比增速及两年平均增速情况反映出我国经济发展呈现稳中加固、稳中向好态势。

数据来源：国家能源局、中商产业研究院整理

数据来源：国家能源局、中商产业研究院整理

一是第一产业用电量同比增长20.6%，两年平均增长14.3%。上半年，第一产业用电量451亿千瓦时，同比增长20.6%，两年平均增长14.3%，国家深入推进乡村振兴战略，第一产业用电潜力持续得到释放。一、二季度，第一产业用电量同比分别增长26.4%和15.9%，两年平均增速分别为14.6%、14.1%，保持快速增长势头。

二是第二产业用电量同比增长16.6%，两年平均增长7.3%。上半年，第二产业用电量2.66万亿千瓦时，同比增长16.6%，两年平均增长7.3%。一、二季度，第二产业用电量同比分别增长24.1%和10.6%，两年平均增速分别为7.4%和7.3%，保持平稳增长势头。上半年，制造业用电量同比增长18.4%，两年平均增长7.8%；其中，高技术及装备制造业、其他制造业行业、消费品制造业、四大高载能行业用电量同比增速分别为27.3%、22.3%、22.2%、13.7%，两年平均增速分别为10.4%、9.5%、6.2%、6.9%。高技术及装备制造业用电量增速明显高于同期制造业平均水平，反映出当前制造业升级态势明显，新动能成长壮大。

三是第三产业用电量同比增长25.8%，两年平均增长9.9%。上半年，第三产业用电量6710亿千瓦时，同比增长25.8%，两年平均增长9.9%。一、二季度，第三产业用电量同比分别增长28.2%和23.6%，两年平均增速分别为7.9%和12.0%，反映出第三产业在二季度得到加快恢复。受上年同期低基数影响，上半年住宿和餐饮业（36.8%）、租赁和商务服务业（34.9%）、批发和零售业（32.9%）用电量同比增速超过30%，两年平均增速分别为6.5%、13.2%、11.4%。信息传输/软件和信息技术服务业用电量延续快速增长势头，两年平均增长26.3%。得益于电动汽车的迅猛发展，充换电服务业用电量两年平均增长90.0%。

四是城乡居民生活用电量同比增长4.5%，两年平均增长5.6%。上半年，城乡居民生活用电量5568亿千瓦时，同比增长4.5%，两年平均增长5.6%。一、二季度，城乡居民生活用电量同比分别增长4.7%和4.2%，两年平均增速分别为3.9%、7.9%。上半年，城镇居民生活用电量同比增长6.0%，两年平均增长4.9%；乡村居民生活用电量同比增长2.6%，两年平均增长6.5%。

五是东部地区用电量同比增速领先，西部和东部地区两年平均增速超过全国平均水平。上半年，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长17.7%、16.9%、14.8%、9.6%；两年平均增速分别为7.8%、6.5%、8.7%、4.4%。上半年，28个省份全社会用电量同比增速超过10%，其中，西藏、湖北、广东、浙江、云南、江苏、江西7个省份用电量同比增速超过20%；31个省份全社会用电量两年平均增速均为正增长，其中，西藏、云南、广西、江西、四川5个省份两年平均增速超过10%。

数据来源：国家能源局、中商产业研究院整理

（二）电力生产供应情况

截至6月底，全国全口径发电装机容量22.6亿千瓦，同比增长9.5%。全国全口径非化石能源发电装机占总装机容量的比重为45.4%，同比提高3.2个百分点。全口径煤电装机容量占总装机容量比重降至48.2%，同比降低3.3个百分点，在碳达峰、碳中和目标下，电力行业绿色低碳转型趋势明显。上半年，全国规模以上电厂总发电量为3.87万亿千瓦时，同比增长13.7%；全国发电设备平均利用小时1853小时，同比提高119小时。

数据来源：国家能源局、中商产业研究院整理

一是电力投资同比增长6.8%，非化石能源发电投资占电源投资比重达到90.1%。上半年，全国重点调查企业合计完成电力投资3627亿元，同比增长6.8%，两年平均增长17.1%。其中，电源完成投资1893亿元，同比增长8.9%，两年平均增长37.4%，非化石能源发电投资占电源投资的比重高达90.1%；电网完成投资1734亿元，同比增长4.7%，两年平均增长2.7%。

二是全口径非化石能源发电装机占总装机容量比重上升至45.4%。上半年，全国新增发电装机容量5187万千瓦，同比增加1492万千瓦。截至6月底，全国全口径水电装机容量3.8亿千瓦，同比增长4.7%；火电12.7亿千瓦，同比增长4.1%；核电5216万千瓦，同比增长6.9%；并网风电2.9亿千瓦，同比增长34.7%；并网太阳能发电装机2.7亿千瓦，同比增长23.7%。全国全口径非化石能源发电装机容量10.2亿千瓦，同比增长17.8%，占总装机容量的比重为45.4%，同比提高3.2个百分点；全口径煤电装机容量10.9亿千瓦，同比增长2.5%，占总装机容量比重进一步降至48.2%，同比降低3.3个百分点。

三是全口径并网风电和太阳能发电量同比分别增长44.6%和24.0%，规模以上电厂口径火电发电量同比增长15.0%。上半年，全国规模以上电厂总发电量3.87万亿千瓦时，同比增长13.7%。受降水偏少等因素影响，全国规模以上电厂水电发电量仅增长1.4%；受电力消费快速增长、水电发电量低速增长影响，火电发电量同比增长15.0%；核电发电量同比增长13.7%。全口径并网风电和并网太阳能发电量同比分别增长44.6%和24.0%。

四是水电、太阳能外的其他发电设备利用小时均同比提高，核电、风电发电同比分别提高286、88小时。上半年，全国发电设备平均利用小时1853小时，同比提高119小时。分类型看，水电设备利用小时1496小时，同比降低33小时；核电设备利用小时3805小时，同比提高286小时；火电设备利用小时2186小时，同比提高231小时，其中煤电2257小时，同比提高254小时；并网风电设备利用小时1212小时，同比提高88小时；太阳能发电设备利用小时660小时，同比降低3小时。

五是跨区输出电量同比增长13.0%，跨省输出电量同比增长13.7%。上半年，全国完成跨区送电量2956亿千瓦时，同比增长13.0%。其中，西北区域外送电量1582亿千瓦时，是外送电量规模最大的区域，同比增长26.4%。全国完成跨省送出电量7218亿千瓦时，同比增长13.7%。其中，内蒙古外送电量1153亿千瓦时，是外送电量规模最大的省份，同比增长23.6%。

六是市场交易电量同比增长41.6%。上半年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量17023亿千瓦时，同比增长41.6%。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为13773亿千瓦时，同比增长43.4%，占全社会用电量比重为35%，同比提高6.4个百分点。

七是原煤产量增速比同期煤电发电量增速低8.7个百分点，二季度市场电煤价格快速攀升。上半年，全国原煤产量同比增长6.4%，比同期全口径煤电发电量同比增速低8.7个百分点；上半年，累计进口煤炭同比下降19.7%。二季度市场电煤价格迅速攀升，居历史高位，电煤采购及保供工作难度加大。煤电企业燃料成本大幅上涨，6月部分大型发电集团到场标煤单价同比上涨50.5%。煤电企业亏损面明显扩大，部分发电集团6月煤电企业亏损面超过70%、煤电板块整体亏损。

（三）全国电力供需情况

上半年，全国电力供需总体平衡，局部地区部分时段电力供应偏紧。1月，受寒潮天气等因素影响，江苏、浙江、安徽、湖南、江西、四川、新疆等地出现电力缺口，采取了需求响应或有序用电措施。二季度，蒙西、广东、云南、广西等地采取了需求响应或有序用电措施，广东、云南电力供应尤为紧张。

二、全国电力供需形势预测

（一）2021年下半年全社会用电量同比增长6%左右

今年以来我国经济持续稳定恢复，外贸出口高速增长，拉动电力消费需求超预期增长。综合考虑下半年国内外经济形势、上年基数前后变化、电能替代等因素，以及国外疫情、外部环境存在的不确定性，预计2021年下半年全社会用电量同比增长6%左右，全年全社会用电量增长10%-11%。若冬季出现长时段大范围寒潮天气，则全年全社会用电量增速将可能突破11%。

（二）2021年底非化石能源发电装机规模及比重将有望首次超过煤电

预计全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。预计年底全国发电装机容量23.7亿千瓦，同比增长7.7%左右；其中，煤电装机容量11亿千瓦、水电3.9亿千瓦、并网风电3.3亿千瓦、并网太阳能发电3.1亿千瓦、核电5441万千瓦、生物质发电3500万千瓦左右。非化石能源发电装机合计达到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，非化石能源发电装机规模及比重将有望首次超过煤电。

（三）全国电力供需总体平衡，电力供应紧张的地区比上年增多

预计2021年全国电力供需总体平衡，部分地区高峰时段电力供应紧张，电力供应紧张的地区及程度超过上年。从需求端看，预计下半年电力消费需求将保持较快增长，迎峰度夏期间，高温天气将加大电力负荷峰谷差，为系统调峰带来较大的挑战。从供给端看，风电和太阳能发电装机比重持续上升，电力系统时段性灵活性调节能力不足现象将进一步加剧；西南等部分地区电煤供应偏紧，制约煤电机组的发电能力；部分地区天然气供应紧张将影响气电机组顶峰发电能力。

从各区域的供需平衡情况看，预计华中、南方区域用电高峰时段电力供需紧张，南方区域形势尤为严峻；华北、华东区域电力供需基本平衡；东北、西北电力供需平衡有余。从省级电网供需平衡情况看，预计蒙西、浙江、安徽、湖南、湖北、江西、广东、云南、广西等省级电网在部分用电高峰时段电力供应紧张，将需要采取需求响应或有序用电措施，其中，广东、云南、蒙西的电力缺口相对较大。迎峰度夏期间，若出现持续大范围极端高温天气，则电力供应紧张的地区将进一步扩大至江苏、山东、河南、河北、四川、重庆等地。