“2021年，全國電力供需形勢總體偏緊，年初、迎峰度夏以及9—10月部分地區電力供應緊張。”《報告》指出，2021年1月，受寒潮天氣等因素影響，江蘇、浙江、蒙西、湖南、江西、安徽、新疆和四川等8個省級電網，在部分用電高峰時段電力供應緊張，采取了有序用電措施。迎峰度夏期間，廣東、河南、廣西、云南、湖南、貴州、江西、蒙西、浙江、重慶、陜西和湖北等12個省級電網，在部分用電高峰時段電力供應緊張，采取了有序用電措施。9—10月，受電煤等燃料供應緊張、水電發電量同比減少、電力消費需求較快增長以及部分地區加強“能耗雙控”等多重因素疊加影響，全國電力供需總體偏緊，共有超過20個省級電網采取了有序用電措施，個別地區少數時段出現拉閘限電。

隨后，國家高度重視并出臺一系列能源電力保供措施，效果顯著，2021年11月7日起至2021年底，全國有序用電規模基本清零，僅個別省份對部分高耗能、高污染企業主動執行有序用電。

電力消費需求增長明顯

《報告》指出，2021年，全國全社會用電量8.31萬億千瓦時，同比增長10.3%，用電量快速增長主要受國內經濟持續恢復發展、上年同期低基數、外貿出口快速增長等因素拉動。一、二、三、四季度，全社會用電量同比分別增長21.2%、11.8%、7.6%和3.3%，受同期基數由低走高等因素影響，同比增速逐季回落。2021年，全社會用電量兩年平均增長7.1%，各季度兩年平均增速分別為7.0%、8.2%、7.1%和6.4%，總體保持平穩較快增長。

《報告》從5個方面總結了2021年我國電力需求消費情況。

一是第一產業用電量快速增長。隨著國家深入推進鄉村振興戰略，農村電網改造升級持續推進，鄉村用電條件持續改善，第一產業電氣化水平逐步提升，多重因素拉動第一產業用電量快速增長。2021年，第一產業用電量1023億千瓦時，同比增長16.4%，兩年平均增長14.6%。各季度第一產業用電量同比分別增長26.4%、15.9%、16.4%和12.4%，保持兩位數增長。

二是第二產業增速逐季回落。2021年第二產業用電量5.61萬億千瓦時，同比增長9.1%，兩年平均增長6.4%。各季度第二產業用電量同比分別增長24.1%、10.6%、5.1%和1.1%，受2020年同期基數逐步提高影響，用電量同比增速逐季回落。各季度第二產業用電量兩年平均增速分別為7.4%、7.3%、6.1%和5.4%，三、四季度增速回落受高載能行業增速回落的影響較大。

三是第三產業用電量增速恢復至疫情前水平。2021年第三產業用電量1.42萬億千瓦時，同比增長17.8%，兩年平均增長9.5%。雖然第三產業用電量兩年平均增速已基本恢復至疫情前的水平，但存在結構性差異。得益于電動汽車的持續迅猛發展，充換電服務業用電量兩年平均增速達到79.0%。各季度，第三產業用電量同比分別增長28.2%、23.6%、13.1%和9.0%；兩年平均增速分別為7.9%、12.0%、9.4%和8.7%，受多地疫情散發等因素影響，三、四季度的兩年平均增速有所回落。部分接觸型聚集型服務業受疫情的影響相對較大，三、四季度交通運輸/倉儲和郵政業用電量兩年平均增速分別回落至6.7%和4.9%；住宿和餐飲業用電量兩年平均增速分別回落至6.8%和7.3%。

四是城鄉居民生活用電量恢復至正常增長水平。2021年城鄉居民用電量1.17萬億千瓦時，同比增長7.3%，兩年平均增長7.0%。各季度，城鄉居民生活用電量同比分別增長4.7%、4.2%、11.3%和8.0%；兩年平均增速分別為3.9%、7.9%、8.0%和8.8%。一季度用電量增速偏低，主要受1月中旬之后氣溫偏暖因素影響；二、三、四季度，城鄉居民生活用電量兩年平均增速已基本恢復至近年來的正常增長水平。

五是全國共有19個省份用電量同比增速超過10%，31個省份兩年平均增速均為正增長。2021年，西藏、青海和湖北用電量同比增速分別為22.6%、15.6%和15.3%；江西、四川、福建、浙江、廣東、重慶、陜西、安徽、海南、湖南、寧夏、江蘇、山西、上海、新疆和廣西16個省份用電量同比增速超過10%。2021年，西藏、四川、江西用電量兩年平均增速分別為14.1%、11.5%和10.1%；青海、山東、福建、安徽、云南、新疆、廣東、廣西、浙江和陜西10個省份兩年平均增速位于8%~10%。

非化石能源發電裝機首次超過煤電

在總結2021年電力生產供應情況時，《報告》指出，截至2021年底，全國全口徑發電裝機容量23.8億千瓦，同比增長7.9%；全國規模以上工業企業發電量8.11萬億千瓦時，同比增長8.1%。

《報告》從7個方面闡述了2021年我國電力生產供應的情況。

一是電力工程年度完成投資再次超過1萬億元，同比增長2.9%，新增海上風電并網裝機1690萬千瓦。2021年，重點調查企業電力完成投資10481億元，同比增長2.9%。其中，電網完成投資4951億元，同比增長1.1%。電源完成投資5530億元，同比增長4.5%，其中，非化石能源發電投資占電源投資比重達到88.6%。2021年，全國新增發電裝機容量17629萬千瓦，其中，新增非化石能源發電裝機容量13809萬千瓦，占新增發電裝機總容量的比重為78.3%，同比提高5.2個百分點。2021年是國家財政補貼海上風電新并網項目的最后一年，全國全年新增并網海上風電1690萬千瓦，創歷年新高。

二是全口徑非化石能源發電裝機容量達到11.2億千瓦，首次超過煤電裝機規模。截至2021年底，全國全口徑火電裝機容量13.0億千瓦，同比增長4.1%；其中，煤電11.1億千瓦，同比增長2.8%，占總發電裝機容量的比重為46.7%，同比降低2.3個百分點。水電裝機容量3.9億千瓦，同比增長5.6%；其中，常規水電3.5億千瓦，抽水蓄能3639萬千瓦。核電5326萬千瓦，同比增長6.8%。風電3.3億千瓦，同比增長16.6%；其中，陸上風電3.0億千瓦，海上風電2639萬千瓦。太陽能發電裝機3.1億千瓦，同比增長20.9%；其中，集中式光伏發電2.0億千瓦，分布式光伏發電1.1億千瓦，光熱發電57萬千瓦。全口徑非化石能源發電裝機容量11.2億千瓦，同比增長13.4%，占總裝機容量比重為47.0%，同比提高2.3個百分點，歷史上首次超過煤電裝機比重。

三是全口徑非化石能源發電量同比增長12.0%，煤電發電量占總發電量比重為60.0%。2021年，受汛期主要流域降水偏少等因素影響，全國規模以上工業企業水電發電量同比下降2.5%；受電力消費快速增長、水電發電量負增長影響，全國規模以上工業企業火電發電量同比增長8.4%。核電發電量同比增長11.3%。全口徑并網太陽能發電、風電發電量同比分別增長25.2%和40.5%。全口徑非化石能源發電量2.90萬億千瓦時，同比增長12.0%；占全口徑總發電量的比重為34.6%，同比提高0.7個百分點。全口徑煤電發電量5.03萬億千瓦時，同比增長8.6%，占全口徑總發電量的比重為60.0%，同比降低0.7個百分點。無論從裝機規模看還是從發電量看，煤電仍然是當前我國電力供應的最主要電源，也是保障我國電力安全穩定供應的基礎電源。

四是核電、火電和風電發電設備利用小時同比分別提高352、237和154小時。2021年，全國發電設備利用小時3817小時，同比提高60小時。其中，水電設備利用小時3622小時，同比降低203小時。核電7802小時，同比提高352小時。并網風電2232小時，同比提高154小時。并網太陽能發電1281小時，與上年總體持平。火電4448小時，同比提高237小時；其中，煤電4586小時，同比提高263小時；氣電2814小時，同比提高204小時。

五是跨區輸出電量同比增長6.2%，跨省輸出電量同比增長4.8%。2021年，全國完成跨區送電量6876億千瓦時，同比增長6.2%，兩年平均增長12.8%；其中，西北區域外送電量3156億千瓦時，同比增長14.1%，占全國跨區送電量的45.9%。全國完成跨省送出電量1.60萬億千瓦時，同比增長4.8%，兩年平均增長5.4%。

六是電力市場交易電量同比增長20.1%。2021年，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量37787億千瓦時，同比增長19.3%，占全社會用電量比重為45.5%，同比提高3.3個百分點。其中，全國電力市場中長期電力直接交易電量合計為30405億千瓦時，同比增長22.8%。

七是電煤供需階段性失衡，煤炭價格創歷史新高，煤電企業全面虧損。2021年，全國原煤產量同比增長4.7%。3—9月各月原煤產量接近零增長或負增長，四季度原煤產量增速明顯回升，電煤供應緊張局勢得到緩解。全年進口煤炭3.2億噸，同比增長6.6%。煤炭供應緊張導致電煤價格屢創歷史新高。由于電煤價格的非理性上漲，燃料成本大幅上漲，煤電企業和熱電聯產企業持續大幅虧損。大致測算，2021年因電煤價格上漲導致全國煤電企業電煤采購成本額外增加6000億元左右。8月以來大型發電集團煤電板塊整體虧損，8—11月部分集團的煤電板塊虧損面達到100%，全年累計虧損面達到80%左右。2021年底的電煤價格水平仍顯著高于煤電企業的承受能力。（林  楚）