今年非化石能源发电装机规模及比重将有望首次超过煤电

“综合考虑国内外经济形势、上年低基数、电能替代等因素，以及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，全年全社会用电量增长7%~8%，若夏季出现长时段大范围高温天气，则全社会用电量增速将很可能突破8%，用电量增速将明显超过去年”。近日，中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）发布一季度我国电力行业供需形势预测报告。

中电联指出，2021年，我国非化石能源发电装机比重继续提高，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，其中，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%，非化石能源发电装机规模及比重将有望首次超过煤电。

分区域看，预计东北、西北电力供应存在一定富余；华北、华东区域电力供需总体平衡；华中、南方区域用电高峰时段电力供需偏紧。蒙西、湖南、湖北、广东、云南、广西等省级电网在部分用电高峰时段电力供应偏紧，预计将需要采取有序用电或需求响应措施。

在国家碳达峰、碳中和目标下，电力作为国民经济发展的基础性产业，在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的同时，还要加快构建以新能源为主体的新型电力系统，加快清洁低碳转型，实现碳减排目标。结合当前电力供需形势和行业发展现状，中电联对今年我国电力行业发展提出3点建议。

首先，密切跟踪用电形势，保障迎峰度夏期间电力安全运行。

今年以来，我国生产生活逐渐恢复常态，经济形势稳中向好，对电力的消费需求较快回升，叠加近年来用电结构变化带来的负荷峰谷差加大趋势，对电力供应保障提出更高的要求。为保障迎峰度夏期间电力供应，中电联就负荷预测、优化共享备用、加快提升需求响应能力等方面提出3点建议：

一是加强高峰时段负荷分析和电力供需形势预测。相关部门及电网企业密切跟踪各地区经济发展和电力消费需求走势变化，结合气象预报，滚动更新短期电力电量平衡，同时加大对大用户用电负荷尤其是在建大项目投产进度的跟踪，提前做好应对措施，减少高峰时段电力供应缺口。

二是进一步提高跨省跨区互济能力。加强电网统一调度，统筹送受端调峰资源，优化跨省跨区域电网间的开机备用、跨区支援、余缺调剂；充分发挥现有输电通道能力和地区间错峰效益，强化跨省跨区交易组织保障，用好跨省跨区交易通道；电力企业加强设备运行维护和错峰检修，精细安排运行方式，确保留足备用容量。

三是进一步加强需求侧管理。对于电力硬缺口的省份，加快电源及通道建设的后续项目安排。对于短期、局部的结构性缺电，应加强需求侧管理，及早制定有序用电方案，落实好民生、保重点客户、保居民生活的各项措施，同时向社会公布电力供需形势，提升全社会对电力需求侧管理的认知度、参与度和积极性。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，扩大负荷参与需求响应规模。创新电力需求响应机制，建立和完善电力需求响应价格激励政策，以市场化手段引导用户合理用电。

其次，切实保障电力燃料供应，引导电煤市场价格回归绿色区间。

当前，煤电发电量占我国总发电量的比重仍然高达64%，煤电仍是我国主体电源，保障电力燃料供应是确保电力安全稳定供应的关键。针对部分时段电煤供应偏紧，电煤价格剧烈波动等问题，中电联提出3点建议：

一是加大先进煤炭产能的释放力度。国家有关部门协调主产区政府，取缔或放宽煤管票等地方政策限制，在确保安全和符合国家政策的前提下，按照最大产能安排生产计划，有效增加煤炭供给；推进重点保供煤矿、优质产能煤矿、联合试运转到期煤矿、核增产能煤矿等完善相关手续办理，推进依法合规生产。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。总结近年来电煤保供经验，加快迎峰度夏电厂电煤库存提升工作，提前谋划下半年重点地区的电煤供应。

二是充分发挥进口煤的补充作用。进口煤在补充沿海电煤供应、平衡供需关系、稳定市场价格等方面发挥了重要作用，应充分利用好国际国内“两个市场、两种资源”，适当增加进口煤配额指标，并允许异地报关；保障进口煤政策的稳定性，使用煤企业能够制定科学合理的采购计划，合理把控进口煤节奏，最大程度发挥好进口煤的补充作用。

三是引导市场电煤价格回归绿色区间。针对当前动力煤期货交割以5500大卡为基准，不符合发电企业耗用电煤热值普遍低于5000大卡的特点，建议相关机构完善期货交割条款及相关交易规则，正确发挥期货市场作用，减少市场炒作行为，助力维护市场稳定。加强煤炭市场监管，打击囤积居奇和恶意炒作等行为，维护煤炭市场秩序。继续发挥中长期合同稳定器作用,加大电煤中长期合同履约执行监管力度。

最后，围绕碳达峰、碳中和目标，推进新能源健康可持续发展。

在碳达峰、碳中和目标的推动下，电力发展绿色转型进一步加快，也相应带来新能源消纳压力的明显加大。同时，新能源补贴拖欠金额越来越大，导致新能源企业资金紧张、企业财务费用大幅上升、融资难融资贵、上下游“三角债”等问题日益突出。为更好促进新能源高质量发展，中电联就促进新型电力系统构建、保障新能源消纳和解决新能源补贴提出3点建议：

一是加快研发满足高比例新能源为主体的新型电力系统相关技术。支持依托电力企业建设绿色低碳创新中心，实施储能、氢能、碳捕集等核心关键技术研发与重大示范工程，定点突破“卡脖子”技术。针对关键技术，联合企业、高校、科研院所形成能源电力创新共同体，推动关键环节和领域的技术研发。突出企业创新主体地位，制定和落实鼓励企业技术创新的各项政策，引导企业加大研发力度，并加强科技创新的财政资金投入和优惠力度。

二是多措并举保障大规模新能源消纳。电力企业合理安排新能源新增装机布局与并网时序，优先安排有消纳空间与送出通道的新能源投产并网。各方形成合力充分提高现有特高压输电通道利用效率，并加快在建跨省区电力通道建设，持续提升新能源外送能力。研究促进火电灵活性改造的政策措施和市场机制，进一步加强电力系统灵活性电源建设。加快出台退役煤电机组转为应急备用电源，以及煤电机组延寿运行管理办法。推进电力现货市场建设和辅助服务补偿机制建设，并充分考虑电—碳市场的协同作用，发挥市场调节在促进新能源消纳中的作用。

三是加快解决可再生能源补贴欠费问题，促进新能源行业、企业健康发展。进一步加快补贴资金的拨付到位，维护企业资金链安全。有关部门尽快针对《关于引导加大金融支持力度促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知》出台具体细则，明确金融机构向风光企业发放补贴确权贷款的条件，贷款额度、期限、利率的具体核定标准；通过核发绿色电力证书方式弥补补贴确权贷款利息成本的具体措施，以及对风光企业存量项目融资办理展期、续贷的条件，争取尽快落实对风光项目的信贷支持政策，缓解企业资金紧张问题，促进行业健康发展。（林  楚）