民建青年企业家齐聚浙江 共绘嘉善“双示范”建设新图景

如前文所述，过去3年浙江最大用电负荷增长超过30%。

5月18日，国家发展改革委出台了《关于十四五时期深化价格机制改革行动方案的通知》（发改价格〔2021〕689号），明确了深入推进价格改革，完善价格调控机制，提升价格治理能力，确保价格总水平在合理区间运行的价格改革总体要求，提出了加强和改进价格调控、深入推进能源价格改革、系统推进水资源价格改革、加快公共服务价格改革等五大方面十五项具体任务。未来可以结合双碳目标要求，对于高耗能产业的技术研发创新、用能效率提升、降低碳排放等方面实行激励。

目前差别电价政策根据国务院发布实施的《促进产业结构调整暂行规定》和《产业结构调整指导目录》甄别执行差别电价企业名单。由企业自行申报，经专业能效评估机构（第三方机构）审核后，在政府公用平台上向全社会公示，接受社会监督。当前电解铝等行业的单位电耗降低空间较小，然而用能结构调整仍有较大空间（比如采用水电、风电或光伏发电），应制定相应的差别电价机制，以激励高耗能企业改变用能结构，明确高耗能企业在促进新能源消纳进程中的责任，促进水电、风电、光伏等可再生能源发电在电解铝等高耗能行业生产中的应用，同时激励行业利用数字化、智能化等新技术降低碳排放水平。三是明确差别电价增加的电费收入作为政府性基金全额上缴中央国库。当前差别电费实行全额上缴地方国库，纳入省级财政预算，以支持当地的节能减排和产业结构调整。

二是实行阶梯电价增加的收入，10%留在电网企业弥补执行阶梯电价增加的成本，90%归地方政府使用。目前国家层面差别电价对限制类和淘汰类企业加价标准为0.1元/千瓦时和0.3元/千瓦时，从相关行业研究资料来看，加价标准偏低，不足以形成有效约束和激励。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。

（三）电源投资高点出现在首尾，大体呈现正V字型。（四）风电、太阳能发电成为香饽饽，发电装机大增。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。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。

（三）各类电源投资出现不同发展走向。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。

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。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%。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。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。

（五）发电设备利用小时可能逐步演变。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。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。太阳能发电装机容量约为2.7亿千瓦，同比增长23.7%。

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。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。

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。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。

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。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。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。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。（二）全国线路损失率整体下降，形成两个先涨后降。（四）新能源成电源投资热土，火电投资再腰斩。

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。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。

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。（四）储能将成为新型电力系统的新宠。

2011年上半年，全国火电装机7.2亿千瓦，占比达到75.3%。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。

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。光电半年投资仅见一个独立数据，无法进行同期对比。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。（三）水电发电能力翻番，核电装机增长约四倍。

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%。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。

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。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。

其中，风电装机容量约为2.9亿千瓦，同比增长34.7%。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。

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。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。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。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。

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。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。

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。（三）全国发电厂用电率整体下降，水电火电情况略有差异。

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。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。