| 左前明：电力形势为何如此紧张？ | |||
| 煤炭资讯网 | 2021/9/6 9:34:00 煤市分析 | ||
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今年全社会用电量持续保持高速增长，电力供需日益偏紧。特别是入夏以来，用电量和用电负荷双双快速攀升，截至7月14日，全国日用电量刷新历史纪录，达到271.87亿千瓦时，比去年夏季的最高值增长超过10%，华东、华中区域电网及广东、江苏、浙江等11个省级电网负荷创历史新高。电力供需异常偏紧，部分地区采取有序用电措施，对经济活动已造成不可忽视的影响。
今年上半年和去年下半年的全社会发用电量高增原因是什么？ 电力是反映经济社会发展的晴雨表，在一定程度上折射出各领域发展的速度和动能。从去年下半年至今的用电量高速增长，反映出传统动能稳健增长，新动能拉动力增强。 今年上半年，国民经济保持稳定恢复、出口超预期高增长，拉动全社会用电量持续快速增长并远超年初预期。1-6月，全国全社会用电量同比增长16.2%，较2019年同期增长15.8%，两年同期平均增速7.6%。与过去十年同期数据相比，剔除2020年上半年受疫情影响的-1.3%，其他年份上半年全社会用电增速为1.3%至9.4%，低点出现于2015年上半年、高点出现于2018年上半年，上述两年同期平均增速位于较高水平，较2019年同期增速提高2.6个百分点。与“十三五”时期全年数据相比，其年均增速为5.7%，当前两年同期平均增速亦高出1.9个百分点。 全社会用电量高增的主要拉动力，大的背景在于我国走出疫情的影响，出口超预期增长，经济恢复的动能比较快，但发用电结构上也有一些特点值得关注，主要以下4点： （1）重视第一产业的意外高增。“十二五”期间，第一产业用电量增速明显低于全社会用电量增速；“十三五”期间，第一产业用电量增速与全社会用电量增速大致持平；但今年上半年第一产业用电量451亿千瓦时，同比增长20.6%，两年平均增长高达14.3%。我们认为，这是由于国家深入推进乡村振兴战略，尤其是打赢脱贫攻坚战，使得第一产业用电潜力持续得到释放，所以相关产业的机会值得大家重点关注。 （2）第二产业中，四大高耗能依然在较高速度增长，尤其重视二产电量新动力——高技术及装备制造业。上半年，制造业用电量同比增长18.4%，两年平均增长7.8%，高于全社会用电量增速，起到了正拉动作用。 四大高耗能行业用电量同比增速13.7%，两年平均增速6.9%。高技术及装备制造业（包括汽车制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业、医药制造业、金属制品业、通用设备制造业、专用设备制造业、铁路/船舶/航空航天和其他运输设备制造业、电气机械和器材制造业、仪器仪表制造业9个行业）同比增速分别为27.3%，两年平均增速为10.4%。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，反映出当前制造业升级态势明显，新动能成长壮大。 实际上，去年高技术及装备制造业就有亮眼表现，虽然受到疫情影响，但2020年全年高技术制造业和装备制造业增加值分别比上年增长7.1%、6.6%，增速分别比规模以上工业快4.3、3.8个百分点。从产品产量看，工业机器人、新能源汽车、集成电路、微型计算机设备同比分别增长19.1%、17.3%、16.2%、12.7%。 （3）重视第三产业增长的持续性。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%。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%。 从一二三产业的变化可以看出，传统动能保持韧性的同时，新的用电量也拉动力很强劲。结合二级市场投资热点来看，比如新能源汽车，制造端对铝材有需求，实际上是电对油的逆替代或者说煤对油的逆替代，包括5G、云计算、大数据、物联网、硅、芯片都是高耗电高耗能，这些新动能是电量增长的边际拉动支撑因素。 （4）供给端，今年上半年的发电量结构中火电起到了十分关键的兜底支撑作用（也主要拉动了煤炭消费量同比大幅增长10.6%，两年同期平均增速3.4%，其中上半年电力用煤增长22.5%）。 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%。分类型看，火电发电量增速达到了15.0%，高于全社会发电量增速，同时高增速的还有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%，核电发电量增速13.7%，而水力发电量增速受来水不佳影响只有1.4%，低于平均增速。 值得注意的是，受到今年电力供应紧张影响，上半年火电设备利用小时2186小时，同比提高231小时，其中煤电2257小时，同比提高254小时，达到2015年以来的高点。风电、光伏方面，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%，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。 电力供需紧张，拉闸限电的原因何在，后续又将如何演绎？ 长远来看，随着消费侧电能替代，供应侧非化石能源替代，电力在能源中的中心地位将进一步突显。据国网能源研究院预测，2050年我国全社会用电量将达到14.78亿千瓦时，较2020年（7.51万亿）翻一番；届时全国电力装机总量将达到68.7亿千瓦，达到2020年全国发电能力的3.1倍。因此可以看出，未来我国电力还有很大的增长空间。 当前，我国人均电量5000多千瓦时，美国8000-9000千瓦时、欧洲日本8000-9000千瓦时、加拿大10000多千瓦时，更重要的是，我国人均生活电量大概是美国的1/4到1/3，大概是日本的1/2，所以电量尤其是居民消费电量还有很大的增长空间。然而，去年下半年以来，却出现了较大范围的电力供应紧张，目前看考虑到迎峰度夏和迎峰度冬，下半年电力供应紧张的地区及程度可能超过上半年。 省级电网供需平衡情况看，预计蒙西、浙江、江苏、山东、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。据各省发布的电力电量平衡方案，浙江省夏季7-8月高峰最大供电能力为9600万千瓦，高峰电力平衡将出现200万千瓦左右的缺口。江苏预测今夏全省可用电力资源约1.2亿千瓦，全网存在425-925万千瓦供电缺口。山东预计迎峰度夏期间全省最高用电负荷9600万千瓦，如遇持续、大范围极端天气，全省用电负荷将攀升至1亿千瓦，供电缺口扩大至200-600万千瓦。 分析原因，我们认为是多方面的，可以从两个角度来看： 需求端，一是全社会用电量超预期高速增长，尤其是在传统动能稳步恢复中，新动能的拉动作用持续增强。 二是伴随第三产业和居民用电量的持续数年的高速增长，其在电量消费结构中的占比也在逐年提升，三产和居民用电的季节性特征明显高于一产和二产，导致在夏季、冬季用电的峰值加大，季节性峰谷差加大，进一步加大了高峰时段的电力供应紧张。 三是需求侧响应不积极、季节性峰谷电价价差不足等。 供给端，一是基础电源投资未能跟上电力形势变化，水电投资呈现V字型，由2012年上半年553亿元持续降低至2017年同期214亿元，再逐步攀升到今年上半年475亿元。核电投资由2012年上半年321亿元波动降至2019年同期143亿元，再恢复至今年上半年226亿元。尤其是，火电投资以去年上半年183亿元居十年低位，目前恢复至202亿元，但仍不及2011年同期482亿元投资的一半，导致了基础性电源的支撑力不足。 二是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进一步加剧，在优先保障风电、光伏发电上网条件下，不断压缩基础电源（尤其是火电）开机计划，而一旦负荷高增，或者风电和光伏发电出力不足或过度波动（尤其冬季），基础电源将难以提供充足的电力、电量支撑。 三是煤炭作为火电的主要燃料，受有效产能不足影响，供需偏紧、趋紧，供需缺口放大，价格明显上涨，给火电发电的积极性带来影响，进一步削弱了其在旺季的电力支撑能力。 展望未来，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。根据中电联预测，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%，达到近十年的新高 预计“十四五”期间，全国电力供需形势总体趋紧，部分地区面临硬缺电风险。在此情况下，火电作为最为关键的电源品种，其利用小时数明显提升，下半年也有望延续今年上半年势头，保持较好设备利用率。
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