全国电力供需与经济运行形势分析预测报告

PAGEPAGE7全国电力供需与经济运行形势分析预测报告（2021年第一季度）1-3月份，全国宏观经济回升向好的势头进一步发展。从电力供需情况看，发用电量继续保持高位，第二产业和居民生活用电继续走强，重工业用电更加突出，轻工业用电有所走低；电力工业运行基本平稳，西南干旱严重影响水电出力，加上电煤供应比较紧张，出现了供电缺口；水电行业出现整体亏损，火电行业预期经营压力继续加大。增速总体“前高后稳”；全年新增装机规模与上年基本相当，供应能力充足，结构继续有所优化；全国供需总体平衡，个别地区在枯水期、迎峰度夏期间的结构性矛盾依然存在，设备利用小时保持上年水平；电煤供应的时空分布不平衡及煤价上涨因素将直接影响到迎峰度夏用电高峰期的电力稳定供应，行业总体盈利能力和减少火电企业亏损面将再次面临考验；电煤、来水和气温将是影响部分地区电力电量平衡的最主要因素。一、2021年第一季度全国电力供需与经济运行形势分析（一）电力供应情况1、电力投资和新增能力的结构继续优化，供应能力充足一季度，全国电力建设完成投资914亿元，比上年同期略有减少。其中，电源、电网基本建设完成投资分别同比增长6.89%和下降8.02%；分类型看，水电投资额同比下降8.19%，火电投资占电源投资比重与上年同期基本持平，核电投资所占比重上升到22.40%。一季度，全国电源新增生产能力1613万千瓦，比上年同期多投产601万千瓦。其中，水电131万千瓦；火电1270万千瓦，比上年同期多投产448万千瓦；新增并网风电209万千瓦，比上年同期多投产159万千瓦；新增并网太阳能发电装机2.61万千瓦。新投产百万千瓦火电机组2台，新投产单机容量60万千瓦及以上火电机组容量比重高达70.10%，火电机组容量等级结构继续改善。2021年3月底，全国6000千瓦及以上发电设备容量85035万千瓦，同比增长11.00％。其中，水电16519万千瓦；火电65570万千瓦；核电908万千瓦；并网风电2021万千瓦。水电、风电等非化石能源发电装机所占比重比上年同期提高1.49个百分点。2、发电量保持高位运行，水电生产增速持续下降一季度，全国规模以上电厂发电量实现回升向好后的高位运行，同比增长20.8%；水电由于大部分流域来水偏枯，同比下降5%，水电发电量占规模以上电厂发电量的比重下降到9.55%，单月水电发电量已经连续7个月同比负增长；火电发电量从2021年四季度以来持续高位运行，发挥了重要的电量支撑作用，一季度同比增长24.3%，占规模以上电厂发电量的86.17%，比上年同期提高2.23个百分点；核能发电量保持稳定，风力发电量继续翻倍增长。3、发电设备利用小时恢复到2021年水平发电生产保持高位运行导致全国发电设备利用小时同比明显回升，一季度，全国发电设备平均利用小时比上年同期增长117小时，处于2021年同期水平；其中，水电同比下降93小时，除华东地区外其他水电生产大省普遍下降；火电同比增加182小时，水电生产大省和西北地区各省提高更多。4、电煤消耗增加，供需平衡偏紧，价格出现高位剧烈波动一季度，由于水电减发与迎峰度冬高峰用电负荷重合，火电发电量增长较快，国内电煤消费明显增加，全国直供电厂日耗煤量持续历史高水平，电煤供应能力在时空分布上的不协调导致电厂存煤出现剧烈波动，部分地区出现电煤供需紧张。国内动力煤市场价格随市场供需关系变化出现频繁、大幅波动，前期，全国多数地区煤炭市场偏紧，价格出现短暂大幅上扬，进入3月份后价格有所回落，但市场价格仍同比上涨15%左右。（二）电网输送情况一季度，电网投资完成额略有减少，投资更加针对解决薄弱环节；投产规模有所增加，电网建设新增220千伏及以上变电容量和线路长度分别比上年同期多投产518万千伏安和292千米。一季度，全国跨区送电完成256亿千瓦时，同比增长48.28%。跨区送电保持较快增长的原因主要是国家电网通过特高压从华北送华中35亿千瓦时、通过灵宝变从西北送华中增长201.86%。国家电网送南方电网电量增长26.33%，对缓解南方电网电力供需矛盾发挥了作用。三峡电厂因水情原因送出电量已经连续七个月同比下降。旱灾导致水电大省电力输出下降明显，如广西下降58.58%、贵州下降6.88%、云南下降18.56%，南方电网区域的“西电东送”连续7个月同比下降。全国跨省电力电量交易比较活跃，能源输出省份增加较快，如山西、河南输出电量分别增长23.39%和59.50%，其中分别有35亿千瓦时和23亿千瓦时输送到电力比较紧张的华中地区，内蒙古输出电量增长28.65%；送京津唐电网“西电东送”保持稳定增长。（三）电力消费情况1、全社会用电量持续高位运行一季度，全社会用电量9695亿千瓦时，同比增长24.19%，实现了回升后的稳定高位运行。增速较高的原因，一是上年同期基数低，二是工业特别是重工业恢复快，用电量上升快，三是全国大部分地区与上年同期相比气温偏低，取暖负荷和居民用电快速增长。3月份，全社会用电量已高于2021年迎峰度夏高峰期的7月份，说明回升后高位运行的态势较为稳定。2、第二产业用电增长是全社会用电增长的主力军第一产业和第三产业一直保持稳定增长；第二产业用电量同比增长27.57%，对全社会用电增长的贡献率为81.8%，是带动全社会用电恢复增长的根本动力；城乡居民生活用电量也较快增长，其中乡村居民用电增长仍然呈现持续略快于城镇居民生活用电增长的发展格局，3月份居民生活用电量仅低于2021年夏季用电高峰期的8月和9月，并且已经高于2021年12月和今年1月的冬季用电高峰期，反映出3月份气温偏低导致取暖负荷增加、以及其他各种政策的拉动效果比较明显。3、工业用电总体较快增长一季度，全国工业用电量同比增长27.59%，对全社会用电量增长的贡献率为80.6%。其中，轻、重工业用电量分别增长13.99%和30.53%，对全社会用电量增长贡献率分别为7.3%和73.4%，轻工业增速和贡献率远低于重工业，其差距在不断拉大。4、重点行业用电增长情况各异一季度，重点行业中钢铁、化工、有色行业生产继续旺盛，用电仍然保持快速增长，建材行业用电增幅明显趋缓。其中，钢铁行业用电量同比增长31.93%，仍然保持很好的生产势头，各钢铁用电大省1-3月份均实现同比增长；化工行业用电量同比增长30.35%，延续了2021年7月份以来持续好转后高位运行的态势，但由于用电紧张等原因，江西、广东、贵州、云南的化工行业用电量同比下降；有色金属冶炼行业用电量同比增长51.72%，3月贡献率是多年来最大的一个月，反映出有色金属行业生产不仅恢复到金融危机以前的水平，并且又新增一定规模的产能；3月份建材行业用电量同比增长3.98%，增速是2021年6月以来的最低增速，东部地区投资建设对建材的需求开始有所下降。四大行业对全社会用电增长贡献率达到42.39%，处于历史高水平；用电量合计占全社会用电量的32.64%，同比增长33.87%，比全社会用电量增速高9.68个百分点。一季度，纺织业用电量同比增长12.24%；通用机械专用设备制造业和交通运输设备制造业用电量分别增长28.72%和36.40%，但是这些行业用电增长在3月份有所走低。5、中西部用电增速快于东部一季度，全国各省用电量均已经恢复正增长，但是用电增长差异较大。全社会用电量增长超过全国平均水平的省份，除辽宁、广西外，全部处于华北、华中、西北区域，以西北地区省份为主。与2021年一季度相比，高于全国平均增速的也基本都是中西部省区，总体来说，中西部增长加快，灾后重建、高耗能加速恢复、上年基数偏低等是最主要原因；东部地区增速相比较低，占全国用电量的比重比上年下降2.01个百分点；东北地区增长最为缓慢，累计用电增速始终低于全国平均水平。（四）电力行业全力做好抗旱保电工作西南部分地区发生的严重旱情导致水电站水位较同期低20米左右，水电出力大幅下降，同时火电出力明显增加，受当地煤炭产能和外省调入的运力约束影响，部分地区出现了电煤供应持续紧张，给电力生产和供应造成极大的影响，特别是在3月份当地经济大幅回升背景下，显现出电力供应在西南地区极为紧张。电力行业企业积极行动起来，主动承担社会责任，投入大量人力物力，开展抗旱保电工作。主要做了以下几个方面的工作：一是发挥大电网的资源优化配置作用，在广东电力紧张的三月份，国家电网公司积极组织电力通过“三峡-广东”直流线路增送南方电网，3月份实现增送最大电力100万千瓦、累计电量4.9亿千瓦时，极大地缓解广东电力紧张局面；南方电网调减云南1-3月外送电量23亿千瓦时，组织广东倒送云南3.3亿千瓦时，调减贵州外送电量13.4亿千瓦时；四川局部地区虽然也发生旱情，但仍发挥了省网及华中电网的调节支援作用，没有发生拉限电情况。二是面对高企的煤价和电煤资源紧张的情况，发电企业千方百计采购煤炭，做好火电生产，尽量做到火电厂满发多发，尽力保证供应，云南增加火电出力100万千瓦，贵州增加火电出力150万千瓦。三是积极配合政府加强需求侧管理，制定细化各种有序用电方案，优先保障抗旱救灾、居民生活、春耕备耕用电，做好高耗能的停产限产让电工作。四是调整电厂和输变电设备检修计划，加快检修进度、缩短检修周期，增加电力系统供电能力。五是全力做好抗旱服务工作，开辟抗旱救灾用电绿色通道，组织应急发电机支援抗旱用电，维护好抗旱用电设施。六是加强与政府、企业的沟通，争取各级政府在电煤采购与运输、电力跨区支援、电价补贴、有序用电等方面的理解和支持；做好抗旱保电、有序用电的宣传和解释工作，赢得社会各界的理解和好评。（五）水电整体出现亏损，火电经营压力加大全国发用电量实现了回升向好后的高位平稳运行，加上2021年11月份电价调整的翘尾影响，以及低利率水平下的财务费用增长放缓，使得电力行业总体利润实现恢复性增长，但差异较大、问题较多。根据国家统计局统计，1-2月份，由于水电减发导致水电行业利润总额由上年同期的盈利10亿元变为亏损9亿元，是自2021年以来首次全行业亏损。火电利润虽然实现54亿元，但由于市场煤价同比上涨已经超过近15%并仍有继续上涨的倾向，同时考虑今年强烈的利率上调预期也会大幅增加负债率已经很高的火电企业的利息支出，使得火电企业仍面临非常大的经营压力。电力供应企业利润由负转正，但是盈利能力依然偏弱。综合来看，电力行业企业的经营压力在继续增加。二、二季度及全年全国电力供需形势分析预测后三季度电力供需总体平衡有余。其中华东、华中电网电力供需基本平衡，华北、东北、西北电网电力供需平衡有余。受来水、电煤及天然气供应等不确定性因素影响，江苏、浙江、湖北、湖南、江西、四川、重庆等地区部分时段电力供需偏紧，可能存在一定的电力电量缺口。（一）电力供应能力分析及预测预计2021年电力投资将继续保持较大规模，全年电源和电网投资预计都将在3300亿元左右，全年全国电力投资完成额6600亿元左右，少于2021年水平。投资结构继续优化，城市和农村配电网投资的力度将逐步加大，电源投资中火电投资比重将继续低于50%，水电、核电投资比重将继续提高；电网投资占电力投资的比重也会再度低于50%。预计全国全年基建新增装机8500万千瓦，在4月末或5月初全国水电装机将突破2亿千瓦，迎峰度夏初期全国装机将突破9亿千瓦，年底全国发电装机容量在9.5亿千瓦左右，其中，水电2.1亿千瓦，火电7亿千瓦，核电1016万千瓦，并网风电3000万千瓦。（二）电力保障能力及风险因素的分析与预测当前大部分流域来水普遍偏枯、需求高位增长，考虑铁路运力对华中、西南等省份电煤供应的制约，以及部分省区进行煤炭整合和大面积安全整改对煤炭供给和地区平衡的影响，预计后三个季度全国电煤供需偏紧的趋势很难得到改变，在个别地区、个别时段仍会出现缺煤的情况。预计2021年全国电厂发电、供热生产电煤消耗将超过16亿吨。需求总量增加和结构性、地区性矛盾将进一步加剧电煤矛盾。在电力装机比较充足的情况下，电煤、气候、来水将成为决定电力供需平衡的最主要因素，必须提前做好煤炭供应和对气候来水的预测预报工作，更有针对性地做好各种供应保障准备。（三）电力需求及供需形势预测我国经济高位平稳运行态势持续已经三个月以上，目前，我国经济结构和用电结构的特点在未来几个月内不会有根本性的改变，第二产业特别是其中的重工业仍然是电量增长的最主要拉动力量，只要国家宏观调整政策以及国际大环境没有明显恶化，未来三个月我国经济和电力消费仍将维持在高位水平上。由于上年基数作用，以及投资拉动作用逐步有所减弱，预计今年电力消费增长将呈现“前高后稳”的基本走势，预计上半年全社会累计用电量增速缓慢下降到低于20%；以2021年全国电力工业统计快报为计算基数，2021年全年电力消费同比增长9%，达到3.97万亿千瓦时左右；预计全年发电设备利用小时将在4500小时左右，与2021年基本持平。三、电力供需值得关注的几个问题解决电力供需问题，要认真分析存在的本质性问题，并从根本上加以解决。从电力工业发展整体来看，当前存在着电源电网发展不够协调、清洁能源发展任务艰巨、节能减排压力巨大、企业可持续发展能力不足、电价矛盾十分突出、科技创新能力亟待提高等重大问题。电力作为国民经济重要基础性行业，转变电力发展方式是转变经济发展方式的重要内容。当前和今后一个时期，转变电力发展方式必须推动电力布局由注重就地平衡向全国乃至更大范围统筹平衡转变，加快西北部煤炭资源丰富地区的大型煤炭基地的集约化开发，实现由过度依赖输煤向输煤输电并举、加快发展输电转变，从根本上解决煤电运紧张反复出现等问题；电源结构由过度依赖煤电向提高非化石能源比重转变，不断提高清洁能源比重，在高效开发好我国水能资源的同时，加快发展核电和其它可再生能源发电。同时，进一步发展超超临界、热电联产等高效、清洁的火电机组，缓解节能减排压力；电网功能由单一的输电载体向综合性资源配置平台转变，大力实施发电、输电、变电、配电、用电、调度等各环节的智能化建设与改造，不断提高电力系统的运行效率、供电质量、互动化服务能力和抵御风险的能力，突出加强以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展，具有信息化、自动化、互动化为特征的坚强智能电网建设，满足可再生能源发展和社会对供电服务多样化、个性化及互动化需求。我们建议，当前应特别做好以下几个方面的工作：（一）加强电力统一规划工作。电力统一规划是实现电力工业科学发展的前提。要统筹考虑电源与电网、发展与环境、煤电运的协调发展，提高投资效益和发展质量，并将电力规划纳入国民经济发展规划，努力实现行业发展目标与国家发展目标与政策的协调统一，促进电力与经济、社会、生态环境的和谐发展。（二）加快水电开发建设步伐，实现水电持续发展近几年，由于各种原因导致我国水电投资速度明显放缓，全国仅核准开工水电项目累计1000多万千瓦，其中没有一个大型水电项目。目前在建水电项目基本都可以在“十二五”期间投产，如果未来每年不能保持一个合理的大型水电开工规模，我国水电投产规模将在“十三五”期间进入低潮，水电开发程度很难在2021或2030年实现预期发展目标。综合考虑技术、效率、温室气体减排、区域协调发展等因素，如果大型水电减缓发展，将直接影响到国家2021年非化石能源占一次能源消费15%目标和碳强度目标的实现，影响到区域经济的协调发展。因此，必须加快水电发展步伐。一是建议国家加快大中型水电开发项目的审批核准速度，确保未来每年有稳定的水电投产规模；二是建议扎实稳妥的加强生态保护和做好移民安置工作，为水电开发创造良好的条件；三是科学规划、合理安排推进重点流域水电梯级开发力度，提高水电开发率和水能利用效率；四是加强对小水电的管理，将中小水电开发纳入流域开发范围，改变目前小水电开发无序的现状，做好资源保护。（三）建立顺畅的电价传导机制，提高行业发展能力由于上下游产业市场化改革的不同步，以及我国电价形成机制不完善，使煤炭等原料燃料涨价不能及时传导到终端用户。由于煤炭成本已占到煤电成本三分之二以上，电煤价格的不断上涨，煤电行业经营压力持续加大，资产负债率过高，可持续发展受到重大影响。随着能源资源价格不断走强，理顺电力价格传导机制迫在眉睫。一是建议政府有关部门尽快研究完善电价传导机制，根据原料燃料的价格变化及时调整电力价格，建立电力价格随原料燃料波动、能上能下的科学的价格机制。二是建议加快研究合理的能源比价关系，使各种能源价格处于一个合理的比价关系水平上，引导终端用户科学合理使用各种能源，促进能源行业均衡发展。三是研究电价内部结构，逐步解决电价交叉补贴问题，在确保居民基本需求的情况下，建立价格由价值决定、反映供求关系和能源资源消耗补偿的电价体系。（四）加快理顺煤电关系，保障迎峰度夏期间电力供应安全由于地区间一次能源禀赋特性导致其电力结构的不均衡、枯水期来水少对电煤需求激增以及极端天气的影响，2021年我国电煤供需仍将处于局部偏紧的状态，有可能加剧华中、西南等地区的电力供需矛盾，严重情况下还会出现缺煤停机。为保障迎峰度夏期间电力安全稳定供应，建议政府部门和电力企业提前研究迎峰度夏期间电煤供应问题。采取综合措施鼓励煤炭企业多生产，鼓励运输企业多运输、保重点，鼓励发电企业多储备。重点是要提前谋划迎峰度夏期间可能出现的煤价上涨风险和可能带来的煤炭紧张风险，及早启动煤电联动政策，促进各环节科学合理运转。（五）加大电力保障协调力度，确保防汛抗旱用电需求在西南地区出现连续三个季度的干旱，给这些地区的生产、生活造成了非常大的影响，同时由于这些地区电源结构特点，造成这些地区时常出现季节性电力缺口，也因此造成接受这些地区电力供应的消费大省电力相对紧张，预计汛期前电力缺口仍将存在。同时，有些地区汛期提前来临，用电形势也会随之变化，必须加大电力保障协调力度，确保防汛抗旱用电。建议充分发挥大电网的大范围资源优化配置作用，加大水情预报和水电站流域调度，增加对这些省区的煤炭支援，发挥火电机组主力作用；加强需求侧管理，发挥价格杠杆作用，引导用户有序合理科学用电，限制“两高一资”企业过度用电和优惠价用电。附表全国电力工业统计数据一览表指标名称计算单位本月本月止累计同比（±、%）同比（±、%、百分点）全国发电量亿千瓦时其中:水电亿千瓦时火电亿千瓦时核电亿千瓦时风电亿千瓦时45113.7117110.76000千瓦及以上电厂发电设备容量万千瓦8503511.0其中:水电万千瓦1651913.5火电万千瓦655709.1核电万千瓦908风电万千瓦2021102.5全国全社会用电量亿千瓦时343521.04969524.19其中:第一产业用电量亿千瓦时664.811909.77第二产业用电量亿千瓦时259422.54714727.57其中:工业用电量亿千瓦时256422.74704227.59其中:轻工业用电量亿千瓦时332-4.72111813.99重工业用电量亿千瓦时223228.23592430.53第三产业用电量亿千瓦时33913.58108017.47城乡居民生活用电量亿千瓦时43721.17127814.96注:发电量指标数据（除风电外）是国家统计局规模以上发电企业发电量，风电发电量及其他发电生产经济指标数据均为中电联统计的6000千瓦及以上电厂统计口径，全社会用电量指标是全口径数据。全国电力工业生产指标完成情况（续表）指标名称计算单位本月本月止累计同比（±、%）同比（±、%、百分点）全国供电量亿千瓦时849423.64全国售电量亿千瓦时805823.42全国发电设备累计平均利用小时小时1125117其中：水电小时499-93其中：火电小时1285182全国发电累计厂用电率%5.78-0.20其中：水电%0.650.14其中：火电%6.26-0.30电源基本建设投资完成额亿元480其中:水电亿元111火电亿元194核电亿元108风电亿元65电网基本建设投资完成额亿元434发电新增设备容量万千瓦1613其中：水电万千瓦131火电万千瓦1270核电万千瓦风电万千瓦209新增220千伏及以上变电设备容量万千伏安3120新增220千伏及以上线路长度千米3124

生产车间工作流程一、目的1）更好的使生产车间员工及新员工了解工作，熟悉工作内容。2）确保产品符合规定要求的同时能准时完成各项工程。3）规范生产车间工作及人员配置。二、适用范围适用于本公司生产车间三、定义1）加工流程：生产车间接到生产任务后，从领料加工到加工完成入库的一个加工过程。2）检验流程：生产车间接到供应到货报验单（外协件/外购件）后，从领料试验到试验完成入库的一个检验过程。四、流程明细1、加工流程①生产计划接到供应部门下达的业务订单及研发联系单，根据订单要求、生产能力、设备状况下达的生产加工任务单及加工图纸到各个班组。订单中特殊产品安排外协加工。②班组接到生产加工任务单后结合图纸到半成品/产成品领料并签字确认。③各班组长根据生产能力、设备状况、物料状况安排生产加工，操作工根据作业指导书、图纸、进行加工，加工首检需检验检查各个后进行批量加工。（加工记录、试验记录，首检各个确认记录）④批量加工过程检验巡检，加工完成操作工自检。（巡检记录、自检记录）⑤加工完成检验进行终检，终检合格凭生产加工单移交半成品/产成品并签字确认。（终检记录、试验记录）⑥生产过程检验首检、巡检、终检、操作工自检出现的不合格品先隔离，等待检验处理（报废、待定、翻修）