上半年发用电结构的特点

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。

下半年电力供应紧张的地区范围及程度可能超过上半年

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。

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