部分地區(qū)交易電價頂格上浮 2021年全國電力企業(yè)供需形勢分析

• 2021年10月18日 HuangJiang來源：新浪 545 30
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電價改革啟動三日以來，山東、江蘇等地已各自組織開展了深化煤電上網電價市場化改革后的首次交易，成交均價較基準電價“頂格上浮”(不超過上浮20%的價格最大值)。

部分地區(qū)交易電價頂格上浮

面對電力短缺問題，10月15日，我國新一輪電價改革開啟，中國電力市場化改革又邁出重要一步。電價改革啟動三日以來，山東、江蘇等地已各自組織開展了深化煤電上網電價市場化改革后的首次交易，成交均價較基準電價“頂格上浮”(不超過上浮20%的價格最大值)。

10月8日召開的國務院常務會議(簡稱“國常會”)強調，將市場交易電價上下浮動范圍由分別不超過10%、15%，調整為原則上均不超過20%，并做好分類調節(jié)，對高耗能行業(yè)可由市場交易形成價格，不受上浮20%的限制。

為落實國常會工作部署，10月12日，國家發(fā)展改革委發(fā)布《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》明確四項重要改革內容：一是有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網電價;二是擴大市場交易電價上下浮動范圍，擴大為“上下浮動原則上均不超過20%”，高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮20%限制;三是推動工商業(yè)用戶都進入市場;四是保持居民、農業(yè)、公益性事業(yè)用電價格穩(wěn)定。新規(guī)自10月15日起實施。

2021年全國電力企業(yè)供需形勢分析

2021年，是我國實施“十四五”規(guī)劃開局之年、全面建設社會主義現(xiàn)代化國家新征程開啟之年。在新的國內外環(huán)境形勢下，我國面臨的機遇與挑戰(zhàn)并存，綜合考慮國內外經濟形勢、電能替代、上年低基數(shù)等因素，以及疫情和外部環(huán)境存在的不確定性，預計2021年全社會用電量增速前高后低，全年增長6%~7%。

預計2021年全國基建新增發(fā)電裝機容量1.8億千瓦左右，其中非化石能源發(fā)電裝機投產1.4億千瓦左右。預計2021年底全國發(fā)電裝機容量23.7億千瓦，同比增長7.7%左右。非化石能源發(fā)電裝機容量達到11.2億千瓦左右，占總裝機容量比重上升至47.3%，比2020年底提高2.5個百分點左右。風電和太陽能發(fā)電裝機比重比2020年底提高3個百分點左右，對電力系統(tǒng)靈活性調節(jié)能力的需求進一步增加。

預計2021年全國電力供需總體平衡、局部地區(qū)高峰時段電力供應偏緊甚至緊張。分區(qū)域看，東北、西北電力供應存在富余;華東電力供需平衡;華北電力供應偏緊，其中，河北和山東電力供應偏緊，通過跨省區(qū)電力支援，可基本保障電力供應，內蒙古西部電網電力供應偏緊，在風電出力銳減時，多個月份將可能需要采取有序用電措施;華中電力供需緊張，主要是湖南用電高峰時段電力供應緊張，極端氣候情況下湖北、江西可能出現(xiàn)一定電力缺口;南方區(qū)域電力供需緊張，其中，廣東、云南、廣西均存在較大錯峰限電風險。

燃煤發(fā)電上網電價市場化改革

現(xiàn)在，燃煤發(fā)電上網電價市場化改革正在各地有序開展，有利于緩解目前電力緊張的情況。

火電是我國電力供給的最大來源。今年以來，我國煤炭供需矛盾帶來煤炭價格高企，而動力煤和電價倒掛使發(fā)電企業(yè)虧損，火電產量受限。與此同時，氣候異常導致水電及風電等供應不足，加劇電力供應緊張的問題。當前全國進入“金九銀十”訂單高峰期，二三產業(yè)用電需求旺盛，疊加居民用電量激增，供需兩側多重因素共振，導致全國多個省份相繼缺電、限電。

為了更好地解決電力供應失衡問題，深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革提速。以增產增供和完善電價機制兩大抓手，緩解煤價高、電企虧“蹺蹺板”效應。

國家發(fā)改委出臺政策深化電力市場化改革，有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網電價。10月12日，國家發(fā)改委下發(fā)通知，提出燃煤發(fā)電電量原則上全部進入電力市場，通過市場交易在“基準價+上下浮動”范圍內形成上網電價;10月15日，國家發(fā)改委再次下發(fā)通知，進一步細化了跨省跨區(qū)專項工程輸電價格定價辦法。

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