今年以业我国电力形势为何如此紧张？

　今年以来我国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。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2020年夏季的最高值增长超过10%，华东和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2020年下半年全社会发用电量高速增长的原因是什么?笔者认为，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2020年下半年至今的用电量高速增长，反映出传统动能稳健发力，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月至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%。“十三五”时期用电量年均增速为5.7%，当前两年同期平均增速高出“十三五”年均增速1.9个百分点。

　　全社会用电量高速增长的主要拉动力，是出口超预期增长，但发用电结构上也有一些特点值得关注。

　　首先，重视第一产业的意外高速增长。“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。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%。笔者认为，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。

　　其次，第二产业中，四大高耗能行业依然在较高速度增长，尤其要重视第二产业用电量新动力——高技术及装备制造业。今年上半年，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长13.7%，两年平均增长6.9%。高技术及装备制造业用电量同比增速为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，2020年高技术及装备制造业表现不错，虽然受到新冠肺炎疫情影响，但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%。

　　再其次，重视第三产业增长的持续性。今年上半年，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%。从三个产业的变化可以看出，传统动能保持韧性的同时，新动能用电量拉动力很强劲。

　　最后，在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%，两年同期平均增长3.4%，其中上半年电力用煤增长22.5%。今年上半年，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%，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%，核电发电量增速为13.7%，而水力发电量增速受来水不佳影响只有1.4%。值得注意的是，受到电力供应紧张影响，今年上半年火电设备利用小时达到2186小时，同比提高231小时，其中煤电设备利用小时数为2257小时，同比提高254小时，达到2015年以来的高点。

　　全社会用电量超预期高速增长高峰时段电力供应紧张需求侧响应不积极需求端基础电源投资未能跟上电力形势变化电力系统时段性、灵活性调节能力不足供给端火电燃料有效产能存在不足

　　下半年电力供应紧张的地区范围及程度可能超过上半年

　　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。未来我国电力还有很大的增长空间，而且用电量尤其是居民用电量还有很大的增长空间。然而，2020年下半年以来，我国却出现了较大范围的电力供应紧张，考虑到迎峰度夏和迎峰度冬，下半年电力供应紧张的地区范围及程度可能超过上半年。

　　笔者认为原因是多方面的，可以从两个角度来看。

　　首先是需求端，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高速增长，其在电量消费结构中的占比也在逐年提升，第三产业和居民用电的季节性特征明显大于第一产业和第二产业，导致夏季、冬季用电高峰峰值推高，季节性峰谷差加大，进一步加剧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够等。

　　其次是供给端，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，核电投资波动较大，火电投资长期较低，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，而一旦负荷高速增长，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，供应缺口放大，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，为系统调峰带来较大的挑战。中国电力企业联合会预测，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%至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，部分地区面临缺电风险。在此情况下，火电作为最为关键的电源，其设备利用小时数明显提升，下半年也有望延续今年上半年势头，保持较高的设备利用率。