部分地区交易电价顶格上浮 预计2021年全国电力生产和行业供需分析

用电紧张、拉闸限电是近期全民关注的焦点。地方的发电量和用电量，与区域经济发展紧密相关。根据有关数据统计，发电量前十名的省份分别是内蒙古、山东、广东、江苏、四川、新疆、云南、浙江、山西、河北。用电量最大的10个省份分别是山东、广东、江苏、浙江、河北、内蒙古、河南、新疆、四川、福建。

数据显示，有4个省份去年发电量超过了5000亿千瓦时，分别是内蒙古(5810.97亿千瓦时)、山东(5806.43亿千瓦时)、广东(5225.91亿千瓦时)、江苏(5217.54亿千瓦时)。

表：各地区发电、用电情况(单位：亿千瓦时 来源：国家统计局)

部分地区交易电价顶格上浮

面对电力短缺问题，10月15日我国新一轮电价改革开启，中国电力市场化改革又迈出重要一步。电价改革启动三日以来，山东、江苏等地已各自组织开展了深化煤电上网电价市场化改革后的首次交易，成交均价较基准电价“顶格上浮”(不超过上浮20%的价格最大值)。

预计2021年全国电力生产和行业供需分析

据中研普华产业研究院报告统计分析显示：

2020年我国科学统筹疫情防控与经济社会发展，电力生产扎实做好“六稳”工作，落实“六保”任务，经济运行稳定恢复，实现了2.3%的增长，成为疫后全球唯一实现正增长的主要经济体。

5年来，新一轮电改稳步推进，售电、增量配电市场日趋活跃，电力生产辅助服务市场“味道”渐浓，电力现货市场建设在探索中破冰。

电力生产受制于地方壁垒、价格机制等因素，电力生产改革也陷入了落地难、执行难的困境。展望“十四五”，电力生产人仍需攻坚克难，续写改革新篇章。未来，电力生产行业坚持绿色发展理念不动摇，大力发展低碳清洁能源，电力生产供应结构进一步绿色低碳化。

10月8日召开的国务院常务会议(简称“国常会”)强调，将市场交易电价上下浮动范围由分别不超过10%、15%，调整为原则上均不超过20%，并做好分类调节，对高耗能行业可由市场交易形成价格，不受上浮20%的限制。

10月12日，国家发改委下发通知，提出燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价;10月15日，国家发改委再次下发通知，进一步细化了跨省跨区专项工程输电价格定价办法。

2021年，电力生产跨省交易电量计划793.48亿千瓦时。其中跨区跨省外送交易电量790亿千瓦时，电力生产分别为通过银东直流送山东电量226亿千瓦时，通过灵绍直流送浙江电量460亿千瓦时，通过昭沂直流送山东电量90亿千瓦时，电力生产通过德宝、灵宝直流送四川、江西电量14亿千瓦时;跨区跨省外购交易电量3.48亿千瓦时(李家峡核价电)。

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，同比增长7.7%左右。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%，比2020年底提高2.5个百分点左右。风电和太阳能发电装机比重比2020年底提高3个百分点左右，对电力系统灵活性调节能力的需求进一步增加。

预计2021年全国电力行业供需总体平衡、局部地区高峰时段电力供应偏紧甚至紧张。分区域看，东北、西北电力供应存在富余;华东电力供需平衡;华北电力供应偏紧，其中，河北和山东电力供应偏紧，通过跨省区电力支援，可基本保障电力供应，内蒙古西部电网电力供应偏紧，在风电出力锐减时，多个月份将可能需要采取有序用电措施;华中电力供需紧张，主要是湖南用电高峰时段电力供应紧张，极端气候情况下湖北、江西可能出现一定电力缺口;南方区域电力供需紧张，其中，广东、云南、广西均存在较大错峰限电风险。

2021年是我国实施“十四五”规划开局之年、全面建设社会主义现代化国家新征程开启之年。在新的国内外环境形势下，我国面临的机遇与挑战并存，综合考虑国内外经济形势、电能替代、上年低基数等因素，以及疫情和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，全年增长6%~7%。

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