2021年全社会用电量实现快速增长

“2021年，全国电力供需形势总体偏紧，年初、迎峰度夏以及9—10月部分地区电力供应紧张。”《报告》指出，2021年1月，受寒潮天气等因素影响，江苏、浙江、蒙西、湖南、江西、安徽、新疆和四川等8个省级电网，在部分用电高峰时段电力供应紧张，采取了有序用电措施。迎峰度夏期间，广东、河南、广西、云南、湖南、贵州、江西、蒙西、浙江、重庆、陕西和湖北等12个省级电网，在部分用电高峰时段电力供应紧张，采取了有序用电措施。9—10月，受电煤等燃料供应紧张、水电发电量同比减少、电力消费需求较快增长以及部分地区加强“能耗双控”等多重因素叠加影响，全国电力供需总体偏紧，共有超过20个省级电网采取了有序用电措施，个别地区少数时段出现拉闸限电。

随后，国家高度重视并出台一系列能源电力保供措施，效果显著，2021年11月7日起至2021年底，全国有序用电规模基本清零，仅个别省份对部分高耗能、高污染企业主动执行有序用电。

电力消费需求增长明显

《报告》指出，2021年，全国全社会用电量8.31万亿千瓦时，同比增长10.3%，用电量快速增长主要受国内经济持续恢复发展、上年同期低基数、外贸出口快速增长等因素拉动。一、二、三、四季度，全社会用电量同比分别增长21.2%、11.8%、7.6%和3.3%，受同期基数由低走高等因素影响，同比增速逐季回落。2021年，全社会用电量两年平均增长7.1%，各季度两年平均增速分别为7.0%、8.2%、7.1%和6.4%，总体保持平稳较快增长。

《报告》从5个方面总结了2021年我国电力需求消费情况。

一是第一产业用电量快速增长。随着国家深入推进乡村振兴战略，农村电网改造升级持续推进，乡村用电条件持续改善，第一产业电气化水平逐步提升，多重因素拉动第一产业用电量快速增长。2021年，第一产业用电量1023亿千瓦时，同比增长16.4%，两年平均增长14.6%。各季度第一产业用电量同比分别增长26.4%、15.9%、16.4%和12.4%，保持两位数增长。

二是第二产业增速逐季回落。2021年第二产业用电量5.61万亿千瓦时，同比增长9.1%，两年平均增长6.4%。各季度第二产业用电量同比分别增长24.1%、10.6%、5.1%和1.1%，受2020年同期基数逐步提高影响，用电量同比增速逐季回落。各季度第二产业用电量两年平均增速分别为7.4%、7.3%、6.1%和5.4%，三、四季度增速回落受高载能行业增速回落的影响较大。

三是第三产业用电量增速恢复至疫情前水平。2021年第三产业用电量1.42万亿千瓦时，同比增长17.8%，两年平均增长9.5%。虽然第三产业用电量两年平均增速已基本恢复至疫情前的水平，但存在结构性差异。得益于电动汽车的持续迅猛发展，充换电服务业用电量两年平均增速达到79.0%。各季度，第三产业用电量同比分别增长28.2%、23.6%、13.1%和9.0%；两年平均增速分别为7.9%、12.0%、9.4%和8.7%，受多地疫情散发等因素影响，三、四季度的两年平均增速有所回落。部分接触型聚集型服务业受疫情的影响相对较大，三、四季度交通运输/仓储和邮政业用电量两年平均增速分别回落至6.7%和4.9%；住宿和餐饮业用电量两年平均增速分别回落至6.8%和7.3%。

四是城乡居民生活用电量恢复至正常增长水平。2021年城乡居民用电量1.17万亿千瓦时，同比增长7.3%，两年平均增长7.0%。各季度，城乡居民生活用电量同比分别增长4.7%、4.2%、11.3%和8.0%；两年平均增速分别为3.9%、7.9%、8.0%和8.8%。一季度用电量增速偏低，主要受1月中旬之后气温偏暖因素影响；二、三、四季度，城乡居民生活用电量两年平均增速已基本恢复至近年来的正常增长水平。

五是全国共有19个省份用电量同比增速超过10%，31个省份两年平均增速均为正增长。2021年，西藏、青海和湖北用电量同比增速分别为22.6%、15.6%和15.3%；江西、四川、福建、浙江、广东、重庆、陕西、安徽、海南、湖南、宁夏、江苏、山西、上海、新疆和广西16个省份用电量同比增速超过10%。2021年，西藏、四川、江西用电量两年平均增速分别为14.1%、11.5%和10.1%；青海、山东、福建、安徽、云南、新疆、广东、广西、浙江和陕西10个省份两年平均增速位于8%~10%。

非化石能源发电装机首次超过煤电

在总结2021年电力生产供应情况时，《报告》指出，截至2021年底，全国全口径发电装机容量23.8亿千瓦，同比增长7.9%；全国规模以上工业企业发电量8.11万亿千瓦时，同比增长8.1%。

《报告》从7个方面阐述了2021年我国电力生产供应的情况。

一是电力工程年度完成投资再次超过1万亿元，同比增长2.9%，新增海上风电并网装机1690万千瓦。2021年，重点调查企业电力完成投资10481亿元，同比增长2.9%。其中，电网完成投资4951亿元，同比增长1.1%。电源完成投资5530亿元，同比增长4.5%，其中，非化石能源发电投资占电源投资比重达到88.6%。2021年，全国新增发电装机容量17629万千瓦，其中，新增非化石能源发电装机容量13809万千瓦，占新增发电装机总容量的比重为78.3%，同比提高5.2个百分点。2021年是国家财政补贴海上风电新并网项目的最后一年，全国全年新增并网海上风电1690万千瓦，创历年新高。

二是全口径非化石能源发电装机容量达到11.2亿千瓦，首次超过煤电装机规模。截至2021年底，全国全口径火电装机容量13.0亿千瓦，同比增长4.1%；其中，煤电11.1亿千瓦，同比增长2.8%，占总发电装机容量的比重为46.7%，同比降低2.3个百分点。水电装机容量3.9亿千瓦，同比增长5.6%；其中，常规水电3.5亿千瓦，抽水蓄能3639万千瓦。核电5326万千瓦，同比增长6.8%。风电3.3亿千瓦，同比增长16.6%；其中，陆上风电3.0亿千瓦，海上风电2639万千瓦。太阳能发电装机3.1亿千瓦，同比增长20.9%；其中，集中式光伏发电2.0亿千瓦，分布式光伏发电1.1亿千瓦，光热发电57万千瓦。全口径非化石能源发电装机容量11.2亿千瓦，同比增长13.4%，占总装机容量比重为47.0%，同比提高2.3个百分点，历史上首次超过煤电装机比重。

三是全口径非化石能源发电量同比增长12.0%，煤电发电量占总发电量比重为60.0%。2021年，受汛期主要流域降水偏少等因素影响，全国规模以上工业企业水电发电量同比下降2.5%；受电力消费快速增长、水电发电量负增长影响，全国规模以上工业企业火电发电量同比增长8.4%。核电发电量同比增长11.3%。全口径并网太阳能发电、风电发电量同比分别增长25.2%和40.5%。全口径非化石能源发电量2.90万亿千瓦时，同比增长12.0%；占全口径总发电量的比重为34.6%，同比提高0.7个百分点。全口径煤电发电量5.03万亿千瓦时，同比增长8.6%，占全口径总发电量的比重为60.0%，同比降低0.7个百分点。无论从装机规模看还是从发电量看，煤电仍然是当前我国电力供应的最主要电源，也是保障我国电力安全稳定供应的基础电源。

四是核电、火电和风电发电设备利用小时同比分别提高352、237和154小时。2021年，全国发电设备利用小时3817小时，同比提高60小时。其中，水电设备利用小时3622小时，同比降低203小时。核电7802小时，同比提高352小时。并网风电2232小时，同比提高154小时。并网太阳能发电1281小时，与上年总体持平。火电4448小时，同比提高237小时；其中，煤电4586小时，同比提高263小时；气电2814小时，同比提高204小时。

五是跨区输出电量同比增长6.2%，跨省输出电量同比增长4.8%。2021年，全国完成跨区送电量6876亿千瓦时，同比增长6.2%，两年平均增长12.8%；其中，西北区域外送电量3156亿千瓦时，同比增长14.1%，占全国跨区送电量的45.9%。全国完成跨省送出电量1.60万亿千瓦时，同比增长4.8%，两年平均增长5.4%。

六是电力市场交易电量同比增长20.1%。2021年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量37787亿千瓦时，同比增长19.3%，占全社会用电量比重为45.5%，同比提高3.3个百分点。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为30405亿千瓦时，同比增长22.8%。

七是电煤供需阶段性失衡，煤炭价格创历史新高，煤电企业全面亏损。2021年，全国原煤产量同比增长4.7%。3—9月各月原煤产量接近零增长或负增长，四季度原煤产量增速明显回升，电煤供应紧张局势得到缓解。全年进口煤炭3.2亿吨，同比增长6.6%。煤炭供应紧张导致电煤价格屡创历史新高。由于电煤价格的非理性上涨，燃料成本大幅上涨，煤电企业和热电联产企业持续大幅亏损。大致测算，2021年因电煤价格上涨导致全国煤电企业电煤采购成本额外增加6000亿元左右。8月以来大型发电集团煤电板块整体亏损，8—11月部分集团的煤电板块亏损面达到100%，全年累计亏损面达到80%左右。2021年底的电煤价格水平仍显著高于煤电企业的承受能力。（林  楚）