中电联：预计2021年全社会用电量增长6%-7%，建议保障高比例新能源消纳

2月2日，中电联发布《2020-2021年度全国电力供需形势分析预测报告》，回顾2020年全国电力供需情况，展望预测了2021年全国电力供需形势。

以下是关于2021年全国电力供需形势预测的内容：

（一）2021年全社会用电量增长6%-7%

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%。

（二）非化石能源发电装机比重继续提高

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。

（三）全国电力供需总体平衡，局部地区电力供应偏紧

预计2021年全国电力供需总体平衡、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。

中电联对电力能源的有关建议：

当前，在国家加快构建以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新发展格局背景下，在“中国二氧化碳排放力争2030年前达到峰值,努力争取2060年前实现碳中和”的目标要求下，一方面，电力行业要保障电力安全可靠供应，以满足国民经济发展目标以及人民生活用电需求；另一方面，电力行业需加快清洁低碳供应结构转型进程，实现碳减排目标。结合当前电力供需形势和行业发展趋势，提出如下建议：

（一）保障电力供需平衡和安全稳定运行

2020年入冬以来，受宏观经济持续回暖以及低温寒潮天气等多重因素叠加影响，电力消费需求快速增长，部分省份在用电高峰时段电力供应紧张，出现有序用电现象。为保障电力安全可靠供应，就电力燃料供应、电网结构、需求响应等方面提出以下建议：

一是保障电力燃料供应。切实落实国家关于煤炭的保供稳价措施。增加国内煤炭供应，对于安全条件好且具备生产能力的煤矿，在保供的关键时期按照最大产能安排生产计划。继续加大先进产能的释放力度，进一步增加国内煤炭产能储备，以应对经济持续复苏以及季节性气候变化等对煤炭消费需求的增加。进一步增加进口煤配额指标，允许异地报关，加速通关放行，快速有效补充国内供应，释放有利于市场稳定的信号。加大电煤中长期合同履约执行监管力度，对于故意不履行或少履行电煤中长期合同等行为要按照有关规定严肃查处。

二是进一步优化电网运行方式，强化电网风险预控。密切跟踪经济走势、电力需求、天气变化合理安排电网运行方式，加强电网运行方式和电力电量平衡协调。推动建立跨省跨区备用辅助服务市场，强化跨省跨区交易组织保障，充分应用跨区跨省输电通道能力。对各种情形下电网供电能力进行风险评估，并根据结果制定合理的解决措施。

三是加快构建大规模源网荷储友好互动系统。加强源网荷储协同互动，对电力柔性负荷进行策略引导和集中控制，充分利用用户侧资源，化解短时电力供需矛盾。通过源网荷储协同互动的整体解决方案，增强电网柔性调节能力，并基于柔性输电技术加强电网弹性，提升对特大自然灾害、事故灾难等极端情况的承受和恢复能力。

（二）推进能源电力供应结构低碳转型

“十四五”是国家构建新发展格局和能源电力结构转型的关键期，为保障实现国家碳排放目标，促进电力行业低碳转型，就规划制定、电源发展、用能终端等方面提出以下建议：

一是坚持系统观念，统筹规划电力行业各环节有序发展。统筹考虑各类电源中长期规划、网源规划以及电力行业内部产业链条的紧密接续，将国家清洁能源战略更好融入电力规划顶层设计，推动电力规划从供应侧、输电网向配网侧、用户端延伸。在用户侧和配电网紧密耦合的趋势下，以客户需求为导向，通过开展配电网差异化规划来满足终端用能需求。

二是推动煤电发电量尽早达峰。统筹有序推进煤电规划实施，有力发挥电力系统煤电保底的支撑作用。根据区域煤电机组的特点以及在系统调节中的作用和地位，推进机组灵活性改造，加快煤电向电量和电力调节型电源转换。开展煤电机组延寿、相关配套政策的系统研究。

三是保障高比例新能源消纳。因地制宜发展新能源，综合各地资源条件、电网条件、负荷水平等因素优化可再生能源项目开发时序，坚持集中式和分布式并举开发新能源。持续优化新能源发展布局，风电和光伏发电进一步向中东部地区和南方地区优化布局，在东部地区建立多能互补能源体系，在西部北部地区加大风能、太阳能资源规模化、集约化开发力度。提高新能源在电网的渗透率，对于新能源消纳困难的地区，可考虑部分60万千瓦亚临界煤电机组进行灵活性改造参与深度调峰。加快跨省跨区电力通道的建设，有效发挥大电网综合平衡能力，促进新能源发电消纳。拉大峰谷分时电价差，调动各类负荷侧资源参与系统调节，促进需求侧主动响应新能源出力变化。

（三）建立健全市场机制和政策体系保障电力低碳转型

“十四五”期间，新能源消纳、煤电转型都将面临更多挑战，为保障我国电力加速低碳转型，就电价形成机制、中长期市场、现货市场、碳市场等市场长效机制方面提出以下建议：

一是理顺市场环境下电价形成机制。以第二轮输配电价核定为契机，理顺市场电价形成机制，将“价差”模式过渡到“顺价”模式。总结市场电价结算经验，研究相关措施扩大市场峰谷价差，引入容量补偿机制，促进不同类型机组进入市场，使价格机制满足现货市场要求。

二是加强中长期市场和现货市场的协调。合理确定中长期合同在现货市场的交割方式及中长期交易曲线，促进中长期市场和现货市场有效衔接。尽快完善外来电、优先发购电权参与市场交易规则，明晰不平衡资金定义、分类以及疏导原则。进一步完善现货市场，丰富交易品种，特别是灵活性资源和备用资源交易品种。建立容量市场或容量成本补偿机制，保障发电企业合理利益。

三是加快和完善碳市场建设。根据碳达峰、碳中和要求，完善全国碳市场配额分配方案，科学测算全国碳市场发电行业配额总量和基准值，按照煤电在电力系统中的功能定位，以市场机制更好发挥煤电的兜底保供和灵活性调节电源作用。完善交易机制和规则，尽快发布中国核证减排量（CCER）抵消机制，推动发电企业从集团和企业层面积极参与碳交易，实现低成本减排和技术创新。