一季度，面對冬春疫情考驗和外部環(huán)境的不確定性，在以習近平同志為核心的黨中央堅強領導下，全國上下認真貫徹落實黨中央、國務院決策部署，鞏固拓展疫情防控和經(jīng)濟社會發(fā)展成果，科學精準實施宏觀政策，經(jīng)濟運行穩(wěn)中加固、穩(wěn)中向好，國民經(jīng)濟開局良好。電力行業(yè)為疫情防控和經(jīng)濟社會發(fā)展提供堅強電力保障，用電量快速增長，經(jīng)濟社會發(fā)展對電力的消費需求恢復至疫情前的平穩(wěn)較快增長水平。
一、2021年一季度全國電力供需情況
（一）電力消費需求情況
一季度，全國全社會用電量1.92萬億千瓦時，同比增長21.2%，上年同期疫情形成的低基數(shù)是用電量高速增長的最主要原因。與2019年一季度相比，全社會用電量增長14.4%，兩年平均增長7.0%，增速比2019年同期提高1.5個百分點。分月看，1-2月、3月全社會用電量同比分別增長22.2%、19.4%，兩年平均增速分別為6.7%、7.6%。全社會用電量同比增速及兩年平均增速情況反映出我國經(jīng)濟呈現(xiàn)穩(wěn)定恢復態(tài)勢。
一是第一產(chǎn)業(yè)用電量同比增長26.4%，兩年平均增長14.6%。一季度，第一產(chǎn)業(yè)用電量210億千瓦時，同比增長26.4%，兩年平均增長14.6%，增速比2019年同期提高7.8個百分點。第一產(chǎn)業(yè)用電量實現(xiàn)快速增長，一方面是近年來國家持續(xù)加大農(nóng)網(wǎng)改造升級力度，鄉(xiāng)村用電條件明顯改善，促進第一產(chǎn)業(yè)用電潛力釋放；另一方面是脫貧攻堅成果鞏固拓展，鄉(xiāng)村振興全面推進，鄉(xiāng)村經(jīng)濟發(fā)展帶動用電增長。
二是第二產(chǎn)業(yè)用電量同比增長24.1%，兩年平均增長7.4%。一季度，第二產(chǎn)業(yè)用電量1.26萬億千瓦時，同比增長24.1%，兩年平均增長7.4%，增速比2019年同期提高4.4個百分點。制造業(yè)用電量同比增長26.6%，兩年平均增長7.8%，其中，高技術及裝備制造業(yè)、消費品制造業(yè)、其他制造業(yè)行業(yè)、四大高載能行業(yè)用電量增速分別為44.0%、34.7%、30.7%、18.9%，兩年平均增速分別為10.3%、5.7%、9.0%、7.1%。高技術及裝備制造業(yè)用電量增速明顯高于同期制造業(yè)平均水平，連續(xù)三個季度保持兩位數(shù)增長，是當前工業(yè)高質量發(fā)展中展現(xiàn)出來的一大亮點。
三是第三產(chǎn)業(yè)用電量同比增長28.2%，兩年平均增長7.9%。一季度，第三產(chǎn)業(yè)用電量3331億千瓦時，同比增長28.2%，兩年平均增長7.9%，增速比2019年同期低2.2個百分點。受上年同期低基數(shù)影響，租賃和商務服務業(yè)（42.5%）、批發(fā)和零售業(yè)（41.7%）、住宿和餐飲業(yè)（40.7%）、房地產(chǎn)業(yè)（30.5%）用電量同比增速超過30%。依托大數(shù)據(jù)、云計算、物聯(lián)網(wǎng)等新技術快速推廣應用，信息傳輸/軟件和信息技術服務業(yè)延續(xù)快速增長勢頭，兩年平均增長26.5%。得益于電動汽車的迅猛發(fā)展，充換電服務業(yè)持續(xù)保持高速增長，兩年平均增速達到92.2%。
四是城鄉(xiāng)居民生活用電量同比增長4.7%，兩年平均增長3.9%。一季度，城鄉(xiāng)居民生活用電量3053億千瓦時，同比增長4.7%，兩年平均增長3.9%，受1月中旬以來氣溫明顯偏暖因素影響，居民生活用電量增速明顯低于往年水平，兩年平均增速比2019年同期低7.2個百分點。
五是各地區(qū)同比增速均超過10%，西部和東部地區(qū)兩年平均增速相對領先。一季度，東、中、西部和東北地區(qū)全社會用電量同比分別增長24.5%、22.3%、18.1%、10.4%；兩年平均增速分別為7.1%、4.8%、8.7%、4.7%。29個省份全社會用電量同比增速超過10%，其中，湖北、西藏、浙江、廣東、云南5個省份用電量同比增速超過30%；31個省份全社會用電量兩年平均增速均為正增長，其中，云南、西藏、山東、廣西4個省份兩年平均增速超過10%。
（二）電力生產(chǎn)供應情況
截至3月底，全國全口徑發(fā)電裝機容量22.3億千瓦，同比增長9.4%。全國全口徑非化石能源發(fā)電裝機10.0億千瓦，占總裝機容量的比重為44.9%，同比提高3.0個百分點；全口徑煤電裝機容量10.9億千瓦，占總裝機容量比重自2020年底首次降至50%以下（49.1%）后，今年3月底進一步降至48.8%，在碳達峰、碳中和目標下，電力行業(yè)綠色低碳轉型趨勢明顯。一季度，全國規(guī)模以上電廠發(fā)電量為1.91萬億千瓦時，同比增長19.0%；全國發(fā)電設備平均利用小時915小時，同比提高97小時。
一是電力投資同比增長37.6%，非化石能源發(fā)電投資占電源投資比重達到91%。一季度，重點調查企業(yè)電力完成投資1335億元，同比增長37.6%，兩年平均增長21.2%。其中，電源完成投資795億元，同比增長31.3%，兩年平均增長39.9%，非化石能源發(fā)電投資占電源投資的比重高達91%；電網(wǎng)完成投資540億元，同比增長48.0%，兩年平均增長3.7%。
二是非化石能源發(fā)電裝機占總裝機容量比重上升至44.9%，煤電裝機比重降至48.8%。一季度，全國新增發(fā)電裝機容量2351萬千瓦，同比增加996萬千瓦。截至3月底，全國全口徑水電裝機容量3.7億千瓦、火電12.6億千瓦、核電5104萬千瓦、并網(wǎng)風電2.9億千瓦、并網(wǎng)太陽能發(fā)電裝機2.6億千瓦。全國全口徑非化石能源發(fā)電裝機容量10.0億千瓦，占總裝機容量的比重為44.9%，同比提高3.0個百分點；全口徑煤電裝機容量10.9億千瓦，占總裝機容量比重進一步降至48.8%。
三是發(fā)電量同比增長19.0%。一季度，全國規(guī)模以上電廠發(fā)電量為1.91萬億千瓦時，同比增長19.0%；其中，規(guī)模以上電廠水電、火電、核電發(fā)電量分別為1959、14379、926億千瓦時，同比分別增長0.5%、21.1%、18.8%。全口徑并網(wǎng)風電和并網(wǎng)太陽能發(fā)電量分別為1737和694億千瓦時，同比分別增長50.6%和29.9%。
四是水電外的其他發(fā)電設備利用小時均同比提高，核電、風電、太陽能發(fā)電同比分別提高218、69、10小時。一季度，全國發(fā)電設備平均利用小時915小時，同比提高97小時。水電設備利用小時600小時，同比降低21小時；核電設備利用小時1817小時，同比提高218小時；火電設備利用小時1116小時，同比提高165小時，其中煤電1160小時，同比提高187小時；并網(wǎng)風電設備利用小時為619小時，同比提高69小時；太陽能發(fā)電設備利用小時300小時，同比提高10小時。
五是跨區(qū)輸出電量同比增長22.9%，跨省輸出電量同比增長24.6%。一季度，全國完成跨區(qū)送電量1470億千瓦時，同比增長22.9%，兩年平均增長18.1%；其中，西北區(qū)域外送電量788億千瓦時，同比增長36.5%，是外送電量規(guī)模最大、增長最快的區(qū)域。全國完成跨省送出電量3499億千瓦時，同比增長24.6%，兩年平均增長8.3%；其中，內蒙古外送電量549億千瓦時，是外送電量規(guī)模最大的省份，同比增長23.8%。
六是市場交易電量同比增長86%。一季度，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量7530億千瓦時，同比增長86%。其中，全國電力市場中長期電力直接交易電量合計為6135億千瓦時，同比增長93%，占全社會用電量比重為31.9%，同比提高11.7個百分點。
七是原煤產(chǎn)量同比增速比同期煤電發(fā)電量增速低6.0個百分點，電煤市場價格高位劇烈波動。一季度，全國原煤產(chǎn)量9.7億噸，同比增長16.0%，比同期全口徑煤電發(fā)電量增速低6.0個百分點。市場電煤價格高位劇烈波動，加大了電煤采購及保供工作難度，煤電企業(yè)燃料成本明顯上漲。
（三）全國電力供需情況
一季度，全國電力供需總體平衡。1月6-8日，我國中東部大部地區(qū)遭遇強冷空氣寒潮襲擊，用電負荷快速攀升，導致部分地區(qū)局部時段電力供應緊張，采取了有序用電措施；1月份全國最大用電負荷達到11.89億千瓦，同比增長25.6%，兩年平均增長11.3%。分區(qū)域看，一季度，華中區(qū)域用電高峰時段電力供應偏緊，南方區(qū)域電力供應持續(xù)處于緊平衡，華北、華東區(qū)域電力供需總體平衡。分省份看，江蘇、浙江、湖南、江西、四川、蒙西等省級電網(wǎng)采取了有序用電或需求響應措施。
二、全國電力供需形勢預測
（一）2021年全社會用電量增速將明顯超過上年
今年是中國共產(chǎn)黨成立100周年，也是我國“十四五”規(guī)劃開局之年。綜合考慮國內外經(jīng)濟形勢、上年低基數(shù)、電能替代等因素，以及外部環(huán)境存在的不確定性，預計2021年全社會用電量增速前高后低，全年全社會用電量增長7%-8%，若夏季出現(xiàn)長時段大范圍高溫天氣，則全社會用電量增速將很可能突破8%，用電量增速將明顯超過上年。
（二）非化石能源發(fā)電裝機比重繼續(xù)提高
預計2021年全國基建新增發(fā)電裝機容量1.8億千瓦左右，其中非化石能源發(fā)電裝機投產(chǎn)1.4億千瓦左右。預計2021年底全國發(fā)電裝機容量23.7億千瓦，其中，非化石能源發(fā)電裝機容量達到11.2億千瓦左右，占總裝機容量比重上升至47.3%，非化石能源發(fā)電裝機規(guī)模及比重將有望首次超過煤電。
（三）全國電力供需總體平衡，局部地區(qū)電力供應偏緊
預計2021年全國電力供需總體平衡、局部地區(qū)高峰時段電力供應偏緊。分區(qū)域看，預計東北、西北電力供應存在一定富余；華北、華東區(qū)域電力供需總體平衡；華中、南方區(qū)域用電高峰時段電力供需偏緊。蒙西、湖南、湖北、廣東、云南、廣西等省級電網(wǎng)在部分用電高峰時段電力供應偏緊，預計將需要采取有序用電或需求響應措施。
三、有關建議
在國家碳達峰、碳中和目標下，電力作為國民經(jīng)濟發(fā)展的基礎性產(chǎn)業(yè)，在保障電力安全可靠供應，以滿足國民經(jīng)濟發(fā)展目標以及人民生活用電需求的同時，還要加快構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，加快清潔低碳轉型，實現(xiàn)碳減排目標。結合當前電力供需形勢和行業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀，提出如下建議：
（一）密切跟蹤用電形勢，保障迎峰度夏期間電力安全運行
今年以來，生產(chǎn)生活逐漸恢復常態(tài)，經(jīng)濟形勢穩(wěn)中向好，對電力的消費需求較快回升，疊加近年來用電結構變化帶來的負荷峰谷差加大趨勢，對電力供應保障提出更高的要求。為保障迎峰度夏期間電力供應，就負荷預測、優(yōu)化共享備用、加快提升需求響應能力等方面提出以下建議：
一是加強高峰時段負荷分析和電力供需形勢預測。相關部門及電網(wǎng)企業(yè)密切跟蹤各地區(qū)經(jīng)濟發(fā)展和電力消費需求走勢變化，結合氣象預報，滾動更新短期電力電量平衡，同時加大對大用戶用電負荷尤其是在建大項目投產(chǎn)進度的跟蹤，提前做好應對措施，減少高峰時段電力供應缺口。
二是進一步提高跨省跨區(qū)互濟能力。加強電網(wǎng)統(tǒng)一調度，統(tǒng)籌送受端調峰資源，優(yōu)化跨省跨區(qū)域電網(wǎng)間的開機備用、跨區(qū)支援、余缺調劑；充分發(fā)揮現(xiàn)有輸電通道能力和地區(qū)間錯峰效益，強化跨省跨區(qū)交易組織保障，用好跨省跨區(qū)交易通道；電力企業(yè)加強設備運行維護和錯峰檢修，精細安排運行方式，確保留足備用容量。
三是進一步加強需求側管理。對于電力硬缺口的省份，加快電源及通道建設的后續(xù)項目安排。對于短期、局部的結構性缺電，應加強需求側管理，及早制定有序用電方案，落實好民生、保重點客戶、保居民生活的各項措施，同時向社會公布電力供需形勢，提升全社會對電力需求側管理的認知度、參與度和積極性。加強源網(wǎng)荷儲協(xié)同互動，對電力柔性負荷進行策略引導和集中控制，擴大負荷參與需求響應規(guī)模。創(chuàng)新電力需求響應機制，建立和完善電力需求響應價格激勵政策，以市場化手段引導用戶合理用電。
（二）切實保障電力燃料供應，引導電煤市場價格回歸綠色區(qū)間
當前，煤電發(fā)電量占我國總發(fā)電量的比重仍然高達64%，煤電仍是我國主體電源，保障電力燃料供應是確保電力安全穩(wěn)定供應的關鍵。針對部分時段電煤供應偏緊，電煤價格劇烈波動等問題提出以下建議：
一是加大先進煤炭產(chǎn)能的釋放力度。國家有關部門協(xié)調主產(chǎn)區(qū)政府，取締或放寬煤管票等地方政策限制，在確保安全和符合國家政策的前提下，按照最大產(chǎn)能安排生產(chǎn)計劃，有效增加煤炭供給；推進重點保供煤礦、優(yōu)質產(chǎn)能煤礦、聯(lián)合試運轉到期煤礦、核增產(chǎn)能煤礦等完善相關手續(xù)辦理，推進依法合規(guī)生產(chǎn)。進一步增加國內煤炭產(chǎn)能儲備，以應對經(jīng)濟持續(xù)復蘇以及季節(jié)性氣候變化等對煤炭消費需求的增加?？偨Y近年來電煤保供經(jīng)驗，加快迎峰度夏電廠電煤庫存提升工作，提前謀劃下半年重點地區(qū)的電煤供應。
二是充分發(fā)揮進口煤的補充作用。進口煤在補充沿海電煤供應、平衡供需關系、穩(wěn)定市場價格等方面發(fā)揮了重要作用，應充分利用好國際國內“兩個市場、兩種資源”，適當增加進口煤配額指標，并允許異地報關；保障進口煤政策的穩(wěn)定性，使用煤企業(yè)能夠制定科學合理的采購計劃，合理把控進口煤節(jié)奏，最大程度發(fā)揮好進口煤的補充作用。
三是引導市場電煤價格回歸綠色區(qū)間。針對當前動力煤期貨交割以5500大卡為基準，不符合發(fā)電企業(yè)耗用電煤熱值普遍低于5000大卡的特點，建議相關機構完善期貨交割條款及相關交易規(guī)則，正確發(fā)揮期貨市場作用，減少市場炒作行為，助力維護市場穩(wěn)定。加強煤炭市場監(jiān)管，打擊囤積居奇和惡意炒作等行為，維護煤炭市場秩序。繼續(xù)發(fā)揮中長期合同穩(wěn)定器作用,加大電煤中長期合同履約執(zhí)行監(jiān)管力度。
（三）圍繞碳達峰、碳中和目標，推進新能源健康可持續(xù)發(fā)展
在碳達峰、碳中和目標的推動下，電力發(fā)展綠色轉型進一步加快，也相應帶來新能源消納壓力的明顯加大。同時，新能源補貼拖欠金額越來越大，導致新能源企業(yè)資金緊張、企業(yè)財務費用大幅上升、融資難融資貴、上下游“三角債”等問題日益突出。為更好促進新能源高質量發(fā)展，就促進新型電力系統(tǒng)構建、保障新能源消納和解決新能源補貼提出以下幾點建議：
一是加快研發(fā)滿足高比例新能源為主體的新型電力系統(tǒng)相關技術。支持依托電力企業(yè)建設綠色低碳創(chuàng)新中心，實施儲能、氫能、碳捕集等核心關鍵技術研發(fā)與重大示范工程，定點突破“卡脖子”技術。針對關鍵技術，聯(lián)合企業(yè)、高校、科研院所形成能源電力創(chuàng)新共同體，推動關鍵環(huán)節(jié)和領域的技術研發(fā)。突出企業(yè)創(chuàng)新主體地位，制定和落實鼓勵企業(yè)技術創(chuàng)新的各項政策，引導企業(yè)加大研發(fā)力度，并加強科技創(chuàng)新的財政資金投入和優(yōu)惠力度。
二是多措并舉保障大規(guī)模新能源消納。電力企業(yè)合理安排新能源新增裝機布局與并網(wǎng)時序，優(yōu)先安排有消納空間與送出通道的新能源投產(chǎn)并網(wǎng)。各方形成合力充分提高現(xiàn)有特高壓輸電通道利用效率，并加快在建跨省區(qū)電力通道建設，持續(xù)提升新能源外送能力。研究促進火電靈活性改造的政策措施和市場機制，進一步加強電力系統(tǒng)靈活性電源建設。加快出臺退役煤電機組轉為應急備用電源，以及煤電機組延壽運行管理辦法。推進電力現(xiàn)貨市場建設和輔助服務補償機制建設，并充分考慮電—碳市場的協(xié)同作用，發(fā)揮市場調節(jié)在促進新能源消納中的作用。
三是加快解決可再生能源補貼欠費問題，促進新能源行業(yè)、企業(yè)健康發(fā)展。進一步加快補貼資金的撥付到位，維護企業(yè)資金鏈安全。有關部門盡快針對《關于引導加大金融支持力度促進風電和光伏發(fā)電等行業(yè)健康有序發(fā)展的通知》出臺具體細則，明確金融機構向風光企業(yè)發(fā)放補貼確權貸款的條件，貸款額度、期限、利率的具體核定標準；通過核發(fā)綠色電力證書方式彌補補貼確權貸款利息成本的具體措施，以及對風光企業(yè)存量項目融資辦理展期、續(xù)貸的條件，爭取盡快落實對風光項目的信貸支持政策，緩解企業(yè)資金緊張問題，促進行業(yè)健康發(fā)展。
注釋：
兩年平均增長（增速）是以2019年同期值為基數(shù)，采用幾何平均方法計算。
四大高載能行業(yè)包括：化學原料和化學制品制造業(yè)、非金屬礦物制品業(yè)、黑色金屬冶煉和壓延加工業(yè)、有色金屬冶煉和壓延加工業(yè)4個行業(yè)。
高技術及裝備制造業(yè)包括：醫(yī)藥制造業(yè)、金屬制品業(yè)、通用設備制造業(yè)、專用設備制造業(yè)、汽車制造業(yè)、鐵路/船舶/航空航天和其他運輸設備制造業(yè)、電氣機械和器材制造業(yè)、計算機/通信和其他電子設備制造業(yè)、儀器儀表制造業(yè)9個行業(yè)。
消費品制造業(yè)包括：農(nóng)副食品加工業(yè)、食品制造業(yè)、酒/飲料及精制茶制造業(yè)、煙草制品業(yè)、紡織業(yè)、紡織服裝、服飾業(yè)、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋業(yè)、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品業(yè)、家具制造業(yè)、造紙和紙制品業(yè)、印刷和記錄媒介復制業(yè)、文教/工美/體育和娛樂用品制造業(yè)12個行業(yè)。
其他制造行業(yè)為制造業(yè)用電分類的31個行業(yè)中，除四大高載能行業(yè)、高技術及裝備制造業(yè)、消費品行業(yè)之外的其他行業(yè)，包括：石油/煤炭及其他燃料加工業(yè)、化學纖維制造業(yè)、橡膠和塑料制品業(yè)、其他制造業(yè)、廢棄資源綜合利用業(yè)、金屬制品/機械和設備修理業(yè)6個行業(yè)。
東部地區(qū)包括北京、天津、河北、上海、江蘇、浙江、福建、山東、廣東、海南10個?。ㄊ校?；中部地區(qū)包括山西、安徽、江西、河南、湖北、湖南6個省；西部地區(qū)包括內蒙古、廣西、重慶、四川、貴州、云南、西藏、陜西、甘肅、青海、寧夏、新疆12個?。ㄊ?、自治區(qū)）；東北地區(qū)包括遼寧、吉林、黑龍江3個省。
一、2021年一季度全國電力供需情況
（一）電力消費需求情況
一季度，全國全社會用電量1.92萬億千瓦時，同比增長21.2%，上年同期疫情形成的低基數(shù)是用電量高速增長的最主要原因。與2019年一季度相比，全社會用電量增長14.4%，兩年平均增長7.0%，增速比2019年同期提高1.5個百分點。分月看，1-2月、3月全社會用電量同比分別增長22.2%、19.4%，兩年平均增速分別為6.7%、7.6%。全社會用電量同比增速及兩年平均增速情況反映出我國經(jīng)濟呈現(xiàn)穩(wěn)定恢復態(tài)勢。
一是第一產(chǎn)業(yè)用電量同比增長26.4%，兩年平均增長14.6%。一季度，第一產(chǎn)業(yè)用電量210億千瓦時，同比增長26.4%，兩年平均增長14.6%，增速比2019年同期提高7.8個百分點。第一產(chǎn)業(yè)用電量實現(xiàn)快速增長，一方面是近年來國家持續(xù)加大農(nóng)網(wǎng)改造升級力度，鄉(xiāng)村用電條件明顯改善，促進第一產(chǎn)業(yè)用電潛力釋放；另一方面是脫貧攻堅成果鞏固拓展，鄉(xiāng)村振興全面推進，鄉(xiāng)村經(jīng)濟發(fā)展帶動用電增長。
二是第二產(chǎn)業(yè)用電量同比增長24.1%，兩年平均增長7.4%。一季度，第二產(chǎn)業(yè)用電量1.26萬億千瓦時，同比增長24.1%，兩年平均增長7.4%，增速比2019年同期提高4.4個百分點。制造業(yè)用電量同比增長26.6%，兩年平均增長7.8%，其中，高技術及裝備制造業(yè)、消費品制造業(yè)、其他制造業(yè)行業(yè)、四大高載能行業(yè)用電量增速分別為44.0%、34.7%、30.7%、18.9%，兩年平均增速分別為10.3%、5.7%、9.0%、7.1%。高技術及裝備制造業(yè)用電量增速明顯高于同期制造業(yè)平均水平，連續(xù)三個季度保持兩位數(shù)增長，是當前工業(yè)高質量發(fā)展中展現(xiàn)出來的一大亮點。
三是第三產(chǎn)業(yè)用電量同比增長28.2%，兩年平均增長7.9%。一季度，第三產(chǎn)業(yè)用電量3331億千瓦時，同比增長28.2%，兩年平均增長7.9%，增速比2019年同期低2.2個百分點。受上年同期低基數(shù)影響，租賃和商務服務業(yè)（42.5%）、批發(fā)和零售業(yè)（41.7%）、住宿和餐飲業(yè)（40.7%）、房地產(chǎn)業(yè)（30.5%）用電量同比增速超過30%。依托大數(shù)據(jù)、云計算、物聯(lián)網(wǎng)等新技術快速推廣應用，信息傳輸/軟件和信息技術服務業(yè)延續(xù)快速增長勢頭，兩年平均增長26.5%。得益于電動汽車的迅猛發(fā)展，充換電服務業(yè)持續(xù)保持高速增長，兩年平均增速達到92.2%。
四是城鄉(xiāng)居民生活用電量同比增長4.7%，兩年平均增長3.9%。一季度，城鄉(xiāng)居民生活用電量3053億千瓦時，同比增長4.7%，兩年平均增長3.9%，受1月中旬以來氣溫明顯偏暖因素影響，居民生活用電量增速明顯低于往年水平，兩年平均增速比2019年同期低7.2個百分點。
五是各地區(qū)同比增速均超過10%，西部和東部地區(qū)兩年平均增速相對領先。一季度，東、中、西部和東北地區(qū)全社會用電量同比分別增長24.5%、22.3%、18.1%、10.4%；兩年平均增速分別為7.1%、4.8%、8.7%、4.7%。29個省份全社會用電量同比增速超過10%，其中，湖北、西藏、浙江、廣東、云南5個省份用電量同比增速超過30%；31個省份全社會用電量兩年平均增速均為正增長，其中，云南、西藏、山東、廣西4個省份兩年平均增速超過10%。
（二）電力生產(chǎn)供應情況
截至3月底，全國全口徑發(fā)電裝機容量22.3億千瓦，同比增長9.4%。全國全口徑非化石能源發(fā)電裝機10.0億千瓦，占總裝機容量的比重為44.9%，同比提高3.0個百分點；全口徑煤電裝機容量10.9億千瓦，占總裝機容量比重自2020年底首次降至50%以下（49.1%）后，今年3月底進一步降至48.8%，在碳達峰、碳中和目標下，電力行業(yè)綠色低碳轉型趨勢明顯。一季度，全國規(guī)模以上電廠發(fā)電量為1.91萬億千瓦時，同比增長19.0%；全國發(fā)電設備平均利用小時915小時，同比提高97小時。
一是電力投資同比增長37.6%，非化石能源發(fā)電投資占電源投資比重達到91%。一季度，重點調查企業(yè)電力完成投資1335億元，同比增長37.6%，兩年平均增長21.2%。其中，電源完成投資795億元，同比增長31.3%，兩年平均增長39.9%，非化石能源發(fā)電投資占電源投資的比重高達91%；電網(wǎng)完成投資540億元，同比增長48.0%，兩年平均增長3.7%。
二是非化石能源發(fā)電裝機占總裝機容量比重上升至44.9%，煤電裝機比重降至48.8%。一季度，全國新增發(fā)電裝機容量2351萬千瓦，同比增加996萬千瓦。截至3月底，全國全口徑水電裝機容量3.7億千瓦、火電12.6億千瓦、核電5104萬千瓦、并網(wǎng)風電2.9億千瓦、并網(wǎng)太陽能發(fā)電裝機2.6億千瓦。全國全口徑非化石能源發(fā)電裝機容量10.0億千瓦，占總裝機容量的比重為44.9%，同比提高3.0個百分點；全口徑煤電裝機容量10.9億千瓦，占總裝機容量比重進一步降至48.8%。
三是發(fā)電量同比增長19.0%。一季度，全國規(guī)模以上電廠發(fā)電量為1.91萬億千瓦時，同比增長19.0%；其中，規(guī)模以上電廠水電、火電、核電發(fā)電量分別為1959、14379、926億千瓦時，同比分別增長0.5%、21.1%、18.8%。全口徑并網(wǎng)風電和并網(wǎng)太陽能發(fā)電量分別為1737和694億千瓦時，同比分別增長50.6%和29.9%。
四是水電外的其他發(fā)電設備利用小時均同比提高，核電、風電、太陽能發(fā)電同比分別提高218、69、10小時。一季度，全國發(fā)電設備平均利用小時915小時，同比提高97小時。水電設備利用小時600小時，同比降低21小時；核電設備利用小時1817小時，同比提高218小時；火電設備利用小時1116小時，同比提高165小時，其中煤電1160小時，同比提高187小時；并網(wǎng)風電設備利用小時為619小時，同比提高69小時；太陽能發(fā)電設備利用小時300小時，同比提高10小時。
五是跨區(qū)輸出電量同比增長22.9%，跨省輸出電量同比增長24.6%。一季度，全國完成跨區(qū)送電量1470億千瓦時，同比增長22.9%，兩年平均增長18.1%；其中，西北區(qū)域外送電量788億千瓦時，同比增長36.5%，是外送電量規(guī)模最大、增長最快的區(qū)域。全國完成跨省送出電量3499億千瓦時，同比增長24.6%，兩年平均增長8.3%；其中，內蒙古外送電量549億千瓦時，是外送電量規(guī)模最大的省份，同比增長23.8%。
六是市場交易電量同比增長86%。一季度，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量7530億千瓦時，同比增長86%。其中，全國電力市場中長期電力直接交易電量合計為6135億千瓦時，同比增長93%，占全社會用電量比重為31.9%，同比提高11.7個百分點。
七是原煤產(chǎn)量同比增速比同期煤電發(fā)電量增速低6.0個百分點，電煤市場價格高位劇烈波動。一季度，全國原煤產(chǎn)量9.7億噸，同比增長16.0%，比同期全口徑煤電發(fā)電量增速低6.0個百分點。市場電煤價格高位劇烈波動，加大了電煤采購及保供工作難度，煤電企業(yè)燃料成本明顯上漲。
（三）全國電力供需情況
一季度，全國電力供需總體平衡。1月6-8日，我國中東部大部地區(qū)遭遇強冷空氣寒潮襲擊，用電負荷快速攀升，導致部分地區(qū)局部時段電力供應緊張，采取了有序用電措施；1月份全國最大用電負荷達到11.89億千瓦，同比增長25.6%，兩年平均增長11.3%。分區(qū)域看，一季度，華中區(qū)域用電高峰時段電力供應偏緊，南方區(qū)域電力供應持續(xù)處于緊平衡，華北、華東區(qū)域電力供需總體平衡。分省份看，江蘇、浙江、湖南、江西、四川、蒙西等省級電網(wǎng)采取了有序用電或需求響應措施。
二、全國電力供需形勢預測
（一）2021年全社會用電量增速將明顯超過上年
今年是中國共產(chǎn)黨成立100周年，也是我國“十四五”規(guī)劃開局之年。綜合考慮國內外經(jīng)濟形勢、上年低基數(shù)、電能替代等因素，以及外部環(huán)境存在的不確定性，預計2021年全社會用電量增速前高后低，全年全社會用電量增長7%-8%，若夏季出現(xiàn)長時段大范圍高溫天氣，則全社會用電量增速將很可能突破8%，用電量增速將明顯超過上年。
（二）非化石能源發(fā)電裝機比重繼續(xù)提高
預計2021年全國基建新增發(fā)電裝機容量1.8億千瓦左右，其中非化石能源發(fā)電裝機投產(chǎn)1.4億千瓦左右。預計2021年底全國發(fā)電裝機容量23.7億千瓦，其中，非化石能源發(fā)電裝機容量達到11.2億千瓦左右，占總裝機容量比重上升至47.3%，非化石能源發(fā)電裝機規(guī)模及比重將有望首次超過煤電。
（三）全國電力供需總體平衡，局部地區(qū)電力供應偏緊
預計2021年全國電力供需總體平衡、局部地區(qū)高峰時段電力供應偏緊。分區(qū)域看，預計東北、西北電力供應存在一定富余；華北、華東區(qū)域電力供需總體平衡；華中、南方區(qū)域用電高峰時段電力供需偏緊。蒙西、湖南、湖北、廣東、云南、廣西等省級電網(wǎng)在部分用電高峰時段電力供應偏緊，預計將需要采取有序用電或需求響應措施。
三、有關建議
在國家碳達峰、碳中和目標下，電力作為國民經(jīng)濟發(fā)展的基礎性產(chǎn)業(yè)，在保障電力安全可靠供應，以滿足國民經(jīng)濟發(fā)展目標以及人民生活用電需求的同時，還要加快構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，加快清潔低碳轉型，實現(xiàn)碳減排目標。結合當前電力供需形勢和行業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀，提出如下建議：
（一）密切跟蹤用電形勢，保障迎峰度夏期間電力安全運行
今年以來，生產(chǎn)生活逐漸恢復常態(tài)，經(jīng)濟形勢穩(wěn)中向好，對電力的消費需求較快回升，疊加近年來用電結構變化帶來的負荷峰谷差加大趨勢，對電力供應保障提出更高的要求。為保障迎峰度夏期間電力供應，就負荷預測、優(yōu)化共享備用、加快提升需求響應能力等方面提出以下建議：
一是加強高峰時段負荷分析和電力供需形勢預測。相關部門及電網(wǎng)企業(yè)密切跟蹤各地區(qū)經(jīng)濟發(fā)展和電力消費需求走勢變化，結合氣象預報，滾動更新短期電力電量平衡，同時加大對大用戶用電負荷尤其是在建大項目投產(chǎn)進度的跟蹤，提前做好應對措施，減少高峰時段電力供應缺口。
二是進一步提高跨省跨區(qū)互濟能力。加強電網(wǎng)統(tǒng)一調度，統(tǒng)籌送受端調峰資源，優(yōu)化跨省跨區(qū)域電網(wǎng)間的開機備用、跨區(qū)支援、余缺調劑；充分發(fā)揮現(xiàn)有輸電通道能力和地區(qū)間錯峰效益，強化跨省跨區(qū)交易組織保障，用好跨省跨區(qū)交易通道；電力企業(yè)加強設備運行維護和錯峰檢修，精細安排運行方式，確保留足備用容量。
三是進一步加強需求側管理。對于電力硬缺口的省份，加快電源及通道建設的后續(xù)項目安排。對于短期、局部的結構性缺電，應加強需求側管理，及早制定有序用電方案，落實好民生、保重點客戶、保居民生活的各項措施，同時向社會公布電力供需形勢，提升全社會對電力需求側管理的認知度、參與度和積極性。加強源網(wǎng)荷儲協(xié)同互動，對電力柔性負荷進行策略引導和集中控制，擴大負荷參與需求響應規(guī)模。創(chuàng)新電力需求響應機制，建立和完善電力需求響應價格激勵政策，以市場化手段引導用戶合理用電。
（二）切實保障電力燃料供應，引導電煤市場價格回歸綠色區(qū)間
當前，煤電發(fā)電量占我國總發(fā)電量的比重仍然高達64%，煤電仍是我國主體電源，保障電力燃料供應是確保電力安全穩(wěn)定供應的關鍵。針對部分時段電煤供應偏緊，電煤價格劇烈波動等問題提出以下建議：
一是加大先進煤炭產(chǎn)能的釋放力度。國家有關部門協(xié)調主產(chǎn)區(qū)政府，取締或放寬煤管票等地方政策限制，在確保安全和符合國家政策的前提下，按照最大產(chǎn)能安排生產(chǎn)計劃，有效增加煤炭供給；推進重點保供煤礦、優(yōu)質產(chǎn)能煤礦、聯(lián)合試運轉到期煤礦、核增產(chǎn)能煤礦等完善相關手續(xù)辦理，推進依法合規(guī)生產(chǎn)。進一步增加國內煤炭產(chǎn)能儲備，以應對經(jīng)濟持續(xù)復蘇以及季節(jié)性氣候變化等對煤炭消費需求的增加?？偨Y近年來電煤保供經(jīng)驗，加快迎峰度夏電廠電煤庫存提升工作，提前謀劃下半年重點地區(qū)的電煤供應。
二是充分發(fā)揮進口煤的補充作用。進口煤在補充沿海電煤供應、平衡供需關系、穩(wěn)定市場價格等方面發(fā)揮了重要作用，應充分利用好國際國內“兩個市場、兩種資源”，適當增加進口煤配額指標，并允許異地報關；保障進口煤政策的穩(wěn)定性，使用煤企業(yè)能夠制定科學合理的采購計劃，合理把控進口煤節(jié)奏，最大程度發(fā)揮好進口煤的補充作用。
三是引導市場電煤價格回歸綠色區(qū)間。針對當前動力煤期貨交割以5500大卡為基準，不符合發(fā)電企業(yè)耗用電煤熱值普遍低于5000大卡的特點，建議相關機構完善期貨交割條款及相關交易規(guī)則，正確發(fā)揮期貨市場作用，減少市場炒作行為，助力維護市場穩(wěn)定。加強煤炭市場監(jiān)管，打擊囤積居奇和惡意炒作等行為，維護煤炭市場秩序。繼續(xù)發(fā)揮中長期合同穩(wěn)定器作用,加大電煤中長期合同履約執(zhí)行監(jiān)管力度。
（三）圍繞碳達峰、碳中和目標，推進新能源健康可持續(xù)發(fā)展
在碳達峰、碳中和目標的推動下，電力發(fā)展綠色轉型進一步加快，也相應帶來新能源消納壓力的明顯加大。同時，新能源補貼拖欠金額越來越大，導致新能源企業(yè)資金緊張、企業(yè)財務費用大幅上升、融資難融資貴、上下游“三角債”等問題日益突出。為更好促進新能源高質量發(fā)展，就促進新型電力系統(tǒng)構建、保障新能源消納和解決新能源補貼提出以下幾點建議：
一是加快研發(fā)滿足高比例新能源為主體的新型電力系統(tǒng)相關技術。支持依托電力企業(yè)建設綠色低碳創(chuàng)新中心，實施儲能、氫能、碳捕集等核心關鍵技術研發(fā)與重大示范工程，定點突破“卡脖子”技術。針對關鍵技術，聯(lián)合企業(yè)、高校、科研院所形成能源電力創(chuàng)新共同體，推動關鍵環(huán)節(jié)和領域的技術研發(fā)。突出企業(yè)創(chuàng)新主體地位，制定和落實鼓勵企業(yè)技術創(chuàng)新的各項政策，引導企業(yè)加大研發(fā)力度，并加強科技創(chuàng)新的財政資金投入和優(yōu)惠力度。
二是多措并舉保障大規(guī)模新能源消納。電力企業(yè)合理安排新能源新增裝機布局與并網(wǎng)時序，優(yōu)先安排有消納空間與送出通道的新能源投產(chǎn)并網(wǎng)。各方形成合力充分提高現(xiàn)有特高壓輸電通道利用效率，并加快在建跨省區(qū)電力通道建設，持續(xù)提升新能源外送能力。研究促進火電靈活性改造的政策措施和市場機制，進一步加強電力系統(tǒng)靈活性電源建設。加快出臺退役煤電機組轉為應急備用電源，以及煤電機組延壽運行管理辦法。推進電力現(xiàn)貨市場建設和輔助服務補償機制建設，并充分考慮電—碳市場的協(xié)同作用，發(fā)揮市場調節(jié)在促進新能源消納中的作用。
三是加快解決可再生能源補貼欠費問題，促進新能源行業(yè)、企業(yè)健康發(fā)展。進一步加快補貼資金的撥付到位，維護企業(yè)資金鏈安全。有關部門盡快針對《關于引導加大金融支持力度促進風電和光伏發(fā)電等行業(yè)健康有序發(fā)展的通知》出臺具體細則，明確金融機構向風光企業(yè)發(fā)放補貼確權貸款的條件，貸款額度、期限、利率的具體核定標準；通過核發(fā)綠色電力證書方式彌補補貼確權貸款利息成本的具體措施，以及對風光企業(yè)存量項目融資辦理展期、續(xù)貸的條件，爭取盡快落實對風光項目的信貸支持政策，緩解企業(yè)資金緊張問題，促進行業(yè)健康發(fā)展。
注釋：
兩年平均增長（增速）是以2019年同期值為基數(shù)，采用幾何平均方法計算。
四大高載能行業(yè)包括：化學原料和化學制品制造業(yè)、非金屬礦物制品業(yè)、黑色金屬冶煉和壓延加工業(yè)、有色金屬冶煉和壓延加工業(yè)4個行業(yè)。
高技術及裝備制造業(yè)包括：醫(yī)藥制造業(yè)、金屬制品業(yè)、通用設備制造業(yè)、專用設備制造業(yè)、汽車制造業(yè)、鐵路/船舶/航空航天和其他運輸設備制造業(yè)、電氣機械和器材制造業(yè)、計算機/通信和其他電子設備制造業(yè)、儀器儀表制造業(yè)9個行業(yè)。
消費品制造業(yè)包括：農(nóng)副食品加工業(yè)、食品制造業(yè)、酒/飲料及精制茶制造業(yè)、煙草制品業(yè)、紡織業(yè)、紡織服裝、服飾業(yè)、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋業(yè)、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品業(yè)、家具制造業(yè)、造紙和紙制品業(yè)、印刷和記錄媒介復制業(yè)、文教/工美/體育和娛樂用品制造業(yè)12個行業(yè)。
其他制造行業(yè)為制造業(yè)用電分類的31個行業(yè)中，除四大高載能行業(yè)、高技術及裝備制造業(yè)、消費品行業(yè)之外的其他行業(yè)，包括：石油/煤炭及其他燃料加工業(yè)、化學纖維制造業(yè)、橡膠和塑料制品業(yè)、其他制造業(yè)、廢棄資源綜合利用業(yè)、金屬制品/機械和設備修理業(yè)6個行業(yè)。
東部地區(qū)包括北京、天津、河北、上海、江蘇、浙江、福建、山東、廣東、海南10個?。ㄊ校?；中部地區(qū)包括山西、安徽、江西、河南、湖北、湖南6個省；西部地區(qū)包括內蒙古、廣西、重慶、四川、貴州、云南、西藏、陜西、甘肅、青海、寧夏、新疆12個?。ㄊ?、自治區(qū)）；東北地區(qū)包括遼寧、吉林、黑龍江3個省。
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