从半年数据看我国电力十年运行特点

2021年7月16日，国家能源局官方网站发布了今年上半年全国电力工业统计数据。截至6月底，全国发电装机容量约为22.6亿千瓦，同比增长9.5%。其中，风电装机容量约为2.9亿千瓦，同比增长34.7%。太阳能发电装机容量约为2.7亿千瓦，同比增长23.7%。可见风电、太阳能发电装机增长速度远超发电能力整体增速，构建以新能源为主体的新型电力系统已经进入实操阶段。

那么从近十年看，我国电力工业运行呈现什么特点，有哪些值得关注的现象？以年度数据为分析对象的研究报告较多，以半年数据为分析对象的相对较少，事实上半年数据可以为我们提供不同的观察视角、分析维度。为此，我们基于收集整理的官方当时所发布上半年全国电力工业统计数据，探析我国电力工业2011~2021年的运行特点。

一、电力消费：总量大增，结构优化

（一）全社会用电总量大增，各年份增幅波动较大。2021年上半年全国全社会用电量39339亿千瓦时，较2011年同期增长16824亿千瓦时、增幅达到74.7%。整体保持较快增长势头，但各年份增幅波动较为明显，刨除因疫情影响的两个极值（2020年上半年负增长1.3%、2021年上半年增长16.2%），其他年份上半年全社会用电增速为1.3%至9.4%，低点出现于2015年上半年、高点出现于2018年上半年，其中六年上半年用电增速高于5%。与当年全国经济增速相比，变化趋势基本相同，但具体数值对应关系不尽一致，呈现出“电力消费与经济增长脱钩”之势。

（二）用电结构持续优化调整，第三产业用电量增长最快。2021年上半年，第一产业、第二产业、第三产业、城乡居民生活用电量分别为451亿千瓦时、26610亿千瓦时、6710亿千瓦时、5568亿千瓦时，占比分别为1.1%、67.6%、17.1%、14.2%。其中，第二产业用电保持较快增长，十年增幅为56.9%，绝对增量仍居首位，但占比与2011年同期相比减少了7.7个百分点。由于国家于2018年对三次产业划分进行了调整，对用电量数据会造成一定影响，十年的对比口径不尽一致，但大体趋势还是比较清晰。第一产业用电量2017年前经历了三连降和三连升，2018年口径调整后再次出现三连升，但在用电总量中占比始终有限。第三产业上半年用电量于2017年超过居民生活用电后持续高于后者，即使去除口径调整影响其差距也呈现拉大态势，今年上半年差距已超过1100亿千瓦时。

二、生产能力：快速扩张，品种差异

（一）全国发电装机容量翻番，半年新增量存在较大差异。截至2021年6月底，全国发电装机容量达到22.6亿千瓦，与2011年同期9.6亿千瓦相比增长了1.4倍，年均增长达到1.3亿千瓦，堪称我国电力装机增长最快的十年。从新增发电能力看，今年上半年增长5187万千瓦，时隔两年再次回到5000万千瓦以上的高位，此前2016~2018年连续三个半年新增量超过5000万千瓦，2016年上半年以新增5699万千瓦居十年高点。十年新增发电能力的低点出现于2012年，其上半年新增发电能力仅2585万千瓦，与当时的投资意愿不足不无关系。

（二）火电装机基数大、增长快，但占比下降。2011年上半年，全国火电装机7.2亿千瓦，占比达到75.3%。十年来，除个别年份（2017年）上半年新增装机略低外，其他年度半年新增火力发电均高于1500万千瓦，2016年上半年以新增2711万千瓦居十年之首。截至2021年6月，全国火电装机12.7亿千瓦，较2011年同期净增长5.4亿千瓦；占比56.1%，与2011年同期相比大幅降低了19.2个百分点。刨除天然气发电等其他火力发电品种，煤电作为主力火电，其装机容量2020年已历史性降至50%以下。

（三）水电发电能力翻番，核电装机增长约四倍。除火电外，统计表中的水电、核电装机总量也具有完整的十年数据，但半年新增数据仅火电、水电具有完整数据，核电自2018年起方有数据。全国水电发电能力从2011年6月底1.9亿千瓦倍增至2021年6月底3.8亿千瓦，半年新增量在182万千瓦（2019年）至1301万千瓦（2014年）之间，其中六个年份半年增量超过500万千瓦。今年上半年新增水电812万千瓦，是2015年以来同期水平的高点。尽管受日本福岛核电站事故影响，我国多年未新开工建设核电项目，但对近年新增核电装机未造成过多影响，由1082万千瓦增至5216万千瓦，十年增长约四倍。

（四）风电、太阳能发电成为香饽饽，发电装机大增。相对而言，风电、太阳能发电尚属于新能源，数据的发布不如水电、火电齐全。从十年来发布的半年统计表看，风电装机容量自2014年出现，当时装机为8275万千瓦；半年新增容量自2018年出现，其中今年上半年新增1084万千瓦，是有独立数据的四年中首次超过1000万千瓦。太阳能发电装机和半年新增装机，均为今年表格中新增内容，此前无独立数据，今年上半年新增达到1301万千瓦。截至2021年6月底，风电、太阳能发电装机达到2.9亿千瓦、2.7亿千瓦，同比增速分别达到34.7%、23.7%，远高于发电装机整体增速。

三、投资情况：网源新变，热土大热

（一）电网投资整体高于电源，但近两年来呈现不同情况。十个年份中，电网上半年投资高于1600亿元的年份达到九个，而电源投资有八个年份低于1500亿元，且垫底的2018年上半年投资不足千亿元。各年对比看，前期只有2012年上半年电源投资略高于电网投资，而后连续七年大幅低于电网投资，以2017、2018年电源不及电网投资五成差距最大。但去年上半年，主要受新能源投资增加影响，电源投资由上年同期1002亿元猛增至1738亿元，今年上半年进一步增至1893亿元，超过同期电网投资100亿元以上。对比全年数据看，网源投资的高低关系与半年基本一致，今后电源投资高于电网投资是否成为常态还需观察。

（二）电网投资半年数据波动大，大体呈现倒V字型。十年来的上半年电网投资均高于2011年同期，连升两年至2013年上半年1659亿元后，两年微挫到2015年上半年1636亿元，而后大幅升到2180亿元、再至十年最高点2398亿元，2018年上半年以2036亿元连续三年处于2000亿元以上投资规模，2019年大幅下挫至1644亿元，再连续两年涨至2021年上半年1734亿元。除2012年上半年投资1393亿元，其他年份同期电网投资均高于1600亿元。

（三）电源投资高点出现在首尾，大体呈现正V字型。与2011年上半年电源投资1501亿元相比，2012~2019年同期电源投资较为疲软，头两年尚能保持1400亿元以上规模，而后除个别年份（2015年）略有回升外，电源投资基本呈现降势，以2018年上半年970亿元为最低点，2019年同期1002亿元投资也起色不大。但2020年以来，上半年电源投资出现了大幅增长，形成了十年来电源投资的新高潮，且今年上半年投资额已达2018年同期的近两倍。

（四）新能源成电源投资热土，火电投资再腰斩。今年上半年，尽管风电投资同比微降，但仍以826亿元居各电源品种之首，加上太阳能发电投资165亿元，风光新能源发电投资合计占比超过一半。光电半年投资仅见一个独立数据，无法进行同期对比。风电投资有四个上半年独立数据，2018年起，由190亿元到294亿元，继而854亿元并连续两个上半年保持在800亿元以上高位。水电投资呈现V字型，由2012年上半年553亿元持续降低至2017年同期214亿元，再逐步攀升到今年上半年475亿元。核电投资由2012年上半年321亿元波动降至2019年同期143亿元，再恢复至今年上半年226亿元。火电投资以去年上半年183亿元居十年低位，目前恢复至202亿元，但仍不及2011年同期482亿元投资的一半，而2011年全年火电投资不及2005年2270亿元之一半、更只相当于2010年历史高点的四分之一。

四、设备利用：降势为主，火电最显

（一）设备利用小时整体前高后低，后期波动明显。十年来，全国发电设备累计平均利用小时于2015年上半年以1936小时跌破2000小时后，后面虽有波动，但再未站上2000小时的关口。2012~2017年连跌六年至第一个低点，2018年略有抬升后再跌两年至十年最低点（1727小时），今年上半年提升至1853小时，但尚略低于2018年同期。整体利用小时偏低，是电力供需整体宽松的真实反映，但与新能源可利用小时数低也不无关系。

（二）各类电源利用小时变化不一，火电以降为主。水电利用小时在1500小时左右波动，低点1430小时、高点1674小时，主要受来水和局部弃水影响。受到今年电力供应紧张影响，火电利用小时有所提高，达到2015年以来的高点，但与2011年同期相比减少了406小时、降幅达到15.7%；十年中有两年火电半年利用小时甚至低于2000小时。核电今年上半年利用小时达到3805小时，为发布数据的四年最高，且比前三年同期高出约300小时。风电可见非持续六年数据，以2014年上半年986小时为低点，以今年上半年1212小时为高点，且近四年持续保持1100小时以上，表明弃风问题得到较好解决。

五、节能降耗：成效显著，部分波动

（一）全国供电煤耗率持续降低，总体呈现前快后慢。全国供电煤耗自2011年上半年328克/千瓦时，持续降至今年同期301.4克/千瓦时，累计降低了26.6克/千瓦时。其中，前五年累计下降17克/千瓦时，在十年所降煤耗中占六成以上；后五年累计下降9.6克/千瓦时，占比不到四成，但2020年上半年以下降3.6克/千瓦时的降幅，为2014年以来同期最好成绩。

（二）全国线路损失率整体下降，形成两个“先涨后降”。线损情况近两年未在表格中发布上半年数据，仅有2019年及以前数据。2011年上半年全国线损5.65%，2012年跳涨至6.12%，继而缓降三年至5.83%后，再次跳涨到2016年上半年6.1%，而后又连降三年至2019年上半年4.94%，这也是所见数据中唯一低于5%的数据。我国电网已是全球最大规模电网，线损空间可能已经处于饱和状态。

（三）全国发电厂用电率整体下降，水电火电情况略有差异。十年来，全国厂用电率除个别年份外基本呈下降趋势，自2011年上半年5.52%开始，到2016年上半年降至4.9%，此后持续在5%以内运行，今年上半年降至4.5%，十年累计降低一个百分点。水电厂用电率从2011年上半年0.41%起步，前四年略有波动，自2016年开始稳定于0.3%的水平。火电半年厂用电率2016年上半年前在6%左右波动，自2017年上半年开始持续运行在6%以内。

六、未来展望：边界更新，新能至上

（一）电力发展面临全新的边界条件。去年，我国郑重对外宣布力争2030年前碳达峰、2060年前碳中和的目标。我国能源生产和消费相关的二氧化碳排放占总排放量的近90%，而电力工业产生的二氧化碳排放又占能源领域的四成以上。“双碳”目标能否顺利实现关键看能源领域，进而也重点要看电力领域，这成为电力工业今后发展的新边界条件。

（二）装机容量还将延续快速扩张态势。随着能源供应侧非化石能源替代、消费侧电力替代，电力的中心地位将进一步突显。国网能源研究院预测，2050年全国全社会用电量将达到14.8亿千瓦时，较2020年翻一番；届时全国电力装机总量将达到68.7亿千瓦，达到2020年全国发电能力的3.1倍。尽管具体数据不一，但多数机构预测电力装机增长态势趋同。我国也已对外宣布，到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达12亿千瓦以上。

（三）各类电源投资出现不同发展走向。我们已提出了“构建以新能源为主体的新型电力系统”目标，也明确要求严控煤电项目，“十四五”时期严控煤炭消费增长、“十五五”时期逐步减少。煤电无可避免地将走向没落，风光新能源发电则将走向巅峰，近十年来的电源投资情况也较为清晰地反映了这一趋势。水电随着雅鲁藏布江下游开发启动，投资可能迎来新的小高潮，但总体水能资源就那么多，投资空间相对有限。核电投资关键在于其定位，目前比较公开的信息是希望每年开工6~8台百万机组，投资力度远远超过当前。

（四）储能将成为新型电力系统的新宠。新型电力系统所面临的新能源波动性、间歇性、随机性冲击，除了采用柔性技术、需求侧响应、分时电价机制等技术、政策措施外，以储能来进行平衡成为不二之选。根据国家发展改革委、国家能源局最新发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达3000万千瓦以上；到2030年，实现新型储能全面市场化发展。与此同时，相关能源电力企业公布的储能发展计划，目标任务更显勃勃雄心。

（五）发电设备利用小时可能逐步演变。当前出现了较大范围的电力供应紧张，权威机构预计“十四五”期间，全国电力供需形势总体趋紧，面临系统性硬缺电风险。在此情况下，火电作为最为关键的电源品种，其利用小时可能延续今年上半年势头，保持较好设备利用率，但后续可能更多给新能源让位，自身作为支撑性和调节性电源存在。核电作为基荷性电源具有优势，而水电可能需要在作为调节性电源上贡献更多力量。新能源发电作为新宠，兼有保障性全额收购加持，设备利用前景可期，不过新型电力系统构建过程中面临部分不确定因素。