高技术产业用电增速明显 制造业延续升级态势

近日，中国电力企业联合会发布 《2021年三季度全国电力供需形势分析预测报告》 (以下简称 《报告》)，《报告》指出，前三季度，电力消费累计增速延续两位数增长，电力装机结构延续绿色低碳发展态势。受电煤供应紧张等多重因素影响，三季度电力供需形势总体偏紧，全国超过20个省份采取了有序用电措施。

《报告》指出，综合考虑国内外经济形势、上年基数前后变化、电能替代等因素，并结合当前外部环境等方面的不确定性，预计2021年全年全社会用电量增长10%～11%，其中四季度全社会用电量同比增长5%左右。

制造业用电量持续增长

《报告》显示，前三季度，全国全社会用电量6.17万亿千瓦时，同比增长12.9%，上年同期低基数以及今年以来国民经济保持恢复态势是用电量快速增长的主要原因;两年平均增长7.4%，高于2019年同期增速3.0个百分点。第二产业用电量4.10万亿千瓦时，同比增长12.3%，两年平均增长6.9%。一、二、三季度，第二产业用电量同比分别增长24.1%、10.6%和5.1%，两年平均增速分别为7.4%、7.3%和6.1%，四大高载能行业增速回落是三季度第二产业增速回落的重要原因。

前三季度，制造业用电量同比增长13.3%，两年平均增长7.5%;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19.7%、17.2%、16.2%、9.5%，两年平均增速分别为10.1%、9.1%、6.3%、6.4%。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，反映出当前制造业延续升级态势。国家坚决遏制 “两高”项目盲目发展，四大高载能行业两年平均增速逐季回落，各季度两年平均增速分别为7.1%、6.7%和5.6%。

新能源发电装机比重提高

《报告》显示，截至9月底，全国全口径发电装机容量22.9亿千瓦，同比增长9.4%，风电和太阳能发电装机容量和发电量快速增长。前三季度，全国规模以上工业企业发电量为6.07万亿千瓦时，同比增长10.7%;全国发电设备平均利用小时2880小时，同比提高113小时。前三季度，全国重点调查企业合计完成电力投资6028亿元，同比增长0.8%，两年平均增长12.7%。

前三季度，全国新增发电装机容量9240万千瓦，同比增加2016万千瓦。截至9月底，全国全口径火电装机容量12.8亿千瓦，同比增长3.9%。其中，煤电11.0亿千瓦，同比增长2.4%，占总装机容量的比重为47.9%，同比降低3.3个百分点。水电装机容量3.8亿千瓦，同比增长5.0%。核电5326万千瓦，同比增长6.8%。风电3.0亿千瓦，同比增长32.8%。太阳能发电装机2.8亿千瓦，同比增长24.6%。全口径非化石能源发电装机容量10.5亿千瓦，同比增长17.8%，占总装机容量的比重为45.7%，同比提高3.3个百分点。

前三季度，受降水偏少等因素影响，全国规模以上工业企业水电发电量9030亿千瓦时，同比下降0.9%;受电力消费快速增长、水电发电量负增长影响，规模以上工业企业火电发电量4.33万亿千瓦时，同比增长11.9%;核电发电量3031亿千瓦时，同比增长12.3%。全口径风电和并网太阳能发电量分别为4715、2491亿千瓦时，同比分别增长41.6%和24.5%。全口径非化石能源发电量2.17万亿千瓦时，同比增长13.2%;占全口径发电量的比重为34.7%，同比提高0.1个百分点。全口径煤电发电量3.74万亿千瓦时，同比增长12.3%;占全口径发电量的比重为59.8%，同比降低0.2个百分点。

《报告》显示，三季度，全国电力供需总体偏紧，尤其是9月受电煤供应紧张、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，全国超过20个省份采取了有序用电措施。电煤供应持续紧张，煤炭价格持续急剧上涨，煤电企业大面积亏损。前三季度，全国原煤产量同比增长3.7%，比上半年增速回落2.7个百分点;累计进口煤炭同比下降3.6%，国家支持加大进口煤炭采购，煤炭进口累计降幅逐步收窄。电煤价格持续攀升，屡创历史新高，电煤采购及保供工作难度加大。煤电企业燃料成本大幅攀升，煤电企业亏损面明显扩大，8月以来大型发电集团煤电板块整体亏损，部分集团煤电亏损面达到100%。

迎峰度冬电力供需总体偏紧

国家坚持稳中求进工作总基调，统筹做好今明两年宏观政策衔接，保持经济运行在合理区间，为全社会用电量增长提供了最主要支撑。

《报告》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11.1亿千瓦、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3600万千瓦左右。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预计将首次超过煤电。

《报告》分析，从需求端看，宏观经济继续保持在合理区间，电力消费需求将保持中速增长水平。全社会用电量中速增长并叠加冷空气等因素，进一步放大用电负荷增长，其中采暖负荷增长更为明显，部分城市居民用电负荷占比达到50%左右。从供给端看，水电方面，重点水电站蓄能值同比减少，冬季降水总体呈偏少特征。新能源方面，风电和太阳能发电装机比重持续上升，随机性、间歇性和波动性大幅增加，电力系统运行中的调峰资源不足情况进一步加剧。火电方面，国家全力推动煤炭增产增供，推进煤矿手续办理和产能核增。 《报告》预计，电煤供需形势将比前期缓和，但部分地区电煤供应仍可能偏紧。另外，广东、江苏等气电装机较多的地区天然气供应可能偏紧，都将制约火电机组出力。

《报告》预计，迎峰度冬期间全国电力供需总体偏紧，部分地区电力供需形势紧张。从各区域的供需平衡情况看，预计东北、西北区域电力供需基本平衡，但区域内新能源比重大，电力系统调峰与保供热矛盾较为突出。华北、华东、华中区域电力供需偏紧，南方区域电力供需形势紧张。燃料供应保障情况以及冬季气候情况是影响今冬电力供需形势的主要不确定性因素，若全国电力燃料供应持续紧张或出现长时段大范围寒潮天气，则电力供需偏紧的省份将增多，各区域电网中均将有部分省级电网呈现出不同程度的紧张态势。(曹雅丽)