2021年，世界經濟在疫情反復中總體持續復蘇。經濟社會活動恢復，消費市場逐步回暖帶動能源消費增至疫情前水平。而與此同時，也出現傳統化石能源供需偏緊、大宗商品價格攀升等現象，多國出現能源電力緊缺。

我國于2020年9月提出“雙碳”目標，于2021年3月提出構建以新能源為主體的新型電力系統。作為“十四五”開局之年，2021年的電力發展在“雙碳”目標下呈現新景象。

（來源：微信公眾號“能源研究俱樂部”作者：王雪辰）

我國已建成了世界最大的清潔發電體系，從數據來看，2021年全國全口徑發電裝機容量23.8億千瓦，同比增長7.9%，非化石能源發電裝機容量11.2億千瓦，同比增長13.4%，占總裝機容量比重為47.0%，同比提高2.3個百分點，歷史上首次超過煤電裝機比重。全國可再生能源發電裝機規模歷史性突破10億千瓦，占總發電裝機容量的44.8%；此外，燃氣發電的裝機容量實現1億千瓦的突破。2021年，全國新增發電裝機容量中非化石能源占七成以上，風電、光伏發電新增裝機規模1.02億千瓦。

全國發電結構持續優化。全口徑非化石能源發電量2.90萬億千瓦時，同比增長12.0%；占全口徑總發電量的比重為34.6%，同比提高0.7個百分點。新能源年發電量首次突破1萬億千瓦時。全口徑并網太陽能發電、風電發電量同比分別增長25.2%和40.5%。全口徑煤電發電量5.03萬億千瓦時，同比增長8.6%，占全口徑總發電量的比重為60.0%，同比降低0.7個百分點。僅有水電受到汛期主要流域降水偏少等因素影響導致發電量下降。

一、政策引導傳統電力系統加快向新型電力系統調整

1.大型風電光伏基地建設的號角吹響

2021年10月的《生物多樣性公約》第十五次締約方大會領導人峰會上，我國提出將大力發展可再生能源，在沙漠、戈壁、荒漠地區加快規劃建設大型風電光伏基地項目。第一批項目涉及18省（區、市）和新疆生產建設兵團約1億千瓦，10月中下旬，內蒙古、甘肅、青海、寧夏4省區集中組織開工了一批以沙漠、戈壁、荒漠地區為主的大型風電光伏基地項目，總規模近3000萬千瓦，拉開第一批裝機容量約1億千瓦項目開工序幕。12月發布《關于組織擬納入國家第二批以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電光伏基地項目的通知》，規劃已基本完成，總規模超過400吉瓦，多數將在“十五五”期間落地。

第一批基地除“三北”地區外，也有西南地區，外送、就地消納相結合；第二批基地集中在“三北”地區，以外送為主。國家發展改革委在2022年1月份新聞發布會上表示，在落實調峰資源和消納市場的基礎上，加快推進以沙漠、戈壁、荒漠化地區為重點的大型風電光伏基地項目建設，全力提升供應保障能力和優化能源結構。

2.風電迎接平價時代

國內海上風電項目迎來了并網高峰期。如國內最大海上風電群江蘇鹽城海上風電項目、山東首個海上風電項目華能山東半島南4號項目、福建省首批核準的福清海壇海峽海上風電項目。2021年是海上風電新并網項目國家財政補貼的最后一年，全國全年新增并網海上風電1690萬千瓦，創歷年新高。2022年始，除了部分地區性補貼外，海上風電將和陸上風電一同迎來平價上網時代。

陸上風電平價元年開啟技術降本之路。2021年初國內風機價格進入快速下行通道，風電整機設備價格下降，從4000元/千瓦降到2000元/千瓦，甚至達到1890元/千瓦，傳導至風電度電成本（LCOE）降低。與此同時，低價中標現象頻現。據報道，全球范圍內銅、鋼材、環氧樹脂、中厚板等風電主要原材料價格一路走高，創下歷史新高。我國風電發展仍然全速前進。截至2021年底，風電裝機3.28億千瓦，連續12年穩居全球第一；海上風電累計裝機2639萬千瓦，裝機規模躍居世界第一。全國風電平均利用率96.9%，較上年同期提高0.4個百分點。

3.分布式光伏開發遍布全國

屋頂分布式光伏加速推進。2021年6月《國家能源局綜合司關于報送整縣（市、區）屋頂分布式光伏開發試點方案的通知》印發，2021年9月《國家能源局綜合司關于公布整縣（市、區）屋頂分布式光伏開發試點名單的通知》印發。根據上述通知來看，全國共有676個整縣（市、區）列為屋頂分布式光伏開發試點，約占全國的24%，主要分布在東南部分布式發展好的省份，山東參與的試點縣（市、區）數量最多，共70個，河南、江蘇參與的試點縣（市、區）數量分列各省（市、區）排名二、三位，分別為66個和59個。2021年9月份以來，已經有項目陸續開展招標。據不完全統計，2021年全國整縣推進屋頂分布式光伏試點縣累計備案容量4623萬千瓦，主要分布在山東、河南和浙江；累計并網容量1778萬千瓦，主要分布在山東、浙江和廣東。從上報的項目開發主體來看，央企、地方國企、民企合作投資開發模式占比超過60%。

退補刺激戶用光伏裝機大爆發。2021年是戶用光伏裝機享受國家財政補貼最后一年，2022年1月1日開始戶用光伏補貼取消。根據《國家能源局關于2021年風電、光伏發電開發建設有關事項的通知》，全國共有30個省份報送了戶用光伏項目信息。截至2021年12月底，全國累計納入2021年國家財政補貼規模戶用光伏項目裝機容量為2159.62萬千瓦。

2021年，各國光伏電池板出現了不同程度的上漲，剛剛實現平價上網的中國光伏產業也迎來了硅料、IGBT、玻璃、EVA、金屬等供應緊張和漲價，但光伏裝機量加速增長。截至2021年底，光伏發電裝機容量達3.06億千瓦，連續7年穩居全球首位；分布式光伏累計裝機突破1億千瓦，約占全部光伏發電并網裝機容量的三分之一。新增裝機容量5488萬千瓦，為歷年以來年投產最多，連續9年穩居世界首位，新增裝機占比較高的區域為華北、華東和華中地區，新增分布式光伏歷史上首次超過集中式電站。全國光伏發電平均利用率98%，較上年同期基本持平。

4.水電、核電規模持續擴大

水電方面，金沙江白鶴灘水電站首批機組2021年6月正式投產發電。白鶴灘水電總裝機容量1600萬千瓦，是在建規模和單機容量世界第一、裝機規模全球第二大水電站，是我國“西電東送”骨干電源、長江流域防洪體系重要組成部分，將與三峽工程、葛洲壩工程，以及金沙江烏東德、溪洛渡、向家壩水電站一起，構成世界最大的清潔能源走廊。烏東德水電站全部機組也于6月實現全部12臺85萬千瓦機組投產發電目標，全面進入運行管理新階段，為引領世界水電工程建設樹立了新標桿。核電方面，2021年1月30日，“華龍一號”全球首堆示范工程——福清核電5號機組正式投入商業運行，6~8月，田灣核電6號、紅沿河核電5號機組建成投產，海南昌江小堆示范項目開工。12月，石島灣高溫氣冷堆核電站示范工程首次并網發電，成為全球首個并網發電的第四代高溫氣冷堆核電項目。

5.源網荷儲各環節間協調互動強化

國家發展改革委、國家能源局2021年2月印發《關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》，提出了積極實施存量“風光水火儲一體化”提升、穩妥推進增量“風光水（儲）一體化”、探索增量“風光儲一體化”、嚴控增量“風光火（儲）一體化”。4月，國家能源局印發《關于報送“十四五”電力源網荷儲一體化和多能互補工作方案的通知》。11月，國家能源局印發《關于推進2021年度電力源網荷儲一體化和多能互補發展工作的通知》。有內蒙古、陜西、安徽、遼寧、河南、甘肅、新疆、河北、浙江等9省區相繼發文啟動相關工作。隨后，風光儲一體化項目以進擊之勢展開。據統計，2021年度已開工或計劃開工的風光儲一體化項目共計61個，不完全統計規模共計120吉瓦，儲能配置規模大多保持在10%~15%左右。統計項目中，中國能建、中國華能、國家能源集團等央/國企占據主體地位，成為項目投資重要支柱。

6.電力大范圍優化配置能力提升

一是閩粵聯網工程開工，增強閩粵兩省供電保障能力，實現兩省電網異步互聯，促進電力互補互濟、調劑余缺，進一步提高電力資源配置效率，使國家電網和南方電網之間的電力交換能力提高到500萬千瓦，計劃2022年建成投運。二是“西電東送”的兩條重要通道投產，有效緩解華中、西南等地中長期電力供需矛盾。雅中-江西±800千伏特高壓直流工程送端連接雅礱江中游水電基地和四川電網，受端連接江西負荷中心和華中電網。陜北-湖北±800千伏特高壓直流工程途經陜西、山西、河南、湖北，終點為武漢換流站，可以將陜西的風、光、火電打捆直送湖北負荷中心。三是促進新能源配套送出工程投資建設，國家發展改革委、國家能源局于5月31日印發的《關于做好新能源配套送出工程投資建設有關事項的通知》提到，優先電網企業承建新能源配套送出工程，滿足新能源并網需求，確保送出工程與電源建設的進度相匹配。允許新能源配套送出工程由發電企業建設，經電網企業與發電企業雙方協商同意，可在適當時機由電網企業依法依規進行回購。

二、多方合力推進電力安全穩定供應

圍繞構建新型電力系統及清潔低碳安全高效的能源體系，不僅要新增非化石能源的裝機量和發電量，更要發揮存量能源資源的潛力。

我國電力消費快速增長。2021年，全國全社會用電量83128億千瓦時，同比增長10.3%，兩年平均增長7.1%，比“十三五”時期年均增速高1.4個百分點，全國最高用電負荷11.92億千瓦，比上年增長10.8%。其中，一產、二產、三產和居民生活用電量同比分別增長16.4%、9.1%、17.8%和7.3%，從9月份起，受能耗“雙控”和電力供應緊張影響，二、三產用電量呈現回落趨勢，12月當月第二產業用電量首現當年負增長。分地區看，31個省（市、區）兩年平均用電量增速均實現正增長，全國19個省（市、區）用電增速超過10%，其中8個地區增速超過13%。

局部電力供需形勢緊張有跡可循。2020年冬季以來，受極寒天氣影響，全國用電負荷超夏季高峰，創歷史新高，2021年1月的寒潮中，由于采暖負荷劇增，蒙西、江蘇、浙江、湖南、江西等地均采取有序用電策略。國新辦發布會對2021年1月7日寒潮導致的用電負荷高峰和機組出力情況進行回顧，表示由于用電需求快速增長、新能源出力的隨機性間歇性、冬季枯水期水電出力單薄、冬季天然氣用氣高峰導致天然氣發電出力減半、部分裝機停機檢修等綜合因素，電力供需出現局部緊張的情況。2021年5月中旬開始，云南、廣東、廣西相繼實行有序用電，陸續有華東、華中、華北區域的部分省份電力供需緊張，較往年提早進入用電高峰期。9月東北地區用電嚴重緊張，電力安全供應問題引發社會關注。隨后，包括吉林、廣東、江蘇、浙江、山東、廣西、云南等地的部分地區出現電力供需形勢緊張，一些地區采取了有序用電、拉閘限電等舉措，一些地區陸續發布“限電停產”通知。此次全國多地出現的結構性電力緊缺，背后既有經濟復蘇用電增長導致的需求增長等多方原因，也有煤炭價格上漲等因素導致的供應不足。

煤電供應保障能力成為電力安全的首位工作，也成為相關部門的年度重點工作。10月8日的國常會從民生優先、推動煤礦盡快釋放產能、支持煤電企業增加電力供應、改革完善煤電價格市場化形成機制、加快推進風電和光伏等基地建設、遏制“兩高”項目盲目發展六方面對電力和煤炭供應作出部署。國家發展改革委、國家能源局會同有關部門深入產地、港口調研，生態環境部10月以來已批或在批環評的煤礦項目涉及新增產能已超過1.27億噸/年。多管齊下，一系列保供穩價措施取得了立竿見影的成效，產運需各方共同發力增加市場供應，冬季煤炭供應保障能力顯著提升。自10月以來，電煤供應水平大幅提升，供煤較2020年同期增加超過30%，持續大于耗煤，電廠存煤快速回升。進入11月后，煤炭價格快速回落，回歸理性。電煤消耗有所增加，電廠存煤繼續快速增長。2021年12月22日電廠存煤達到1.68億噸新高，電力供應持續平穩。

不論是裝機規模還是發電量，煤電仍然是當前我國電力供應主力軍。截至2021年底，全國全口徑火電裝機容量13.0億千瓦，其中，煤電占總發電裝機容量的比重為46.7%。從發電量看，全國規模以上工業企業火電發電量同比增長8.4%，全口徑煤電發電量同比增長8.6%，占全口徑總發電量的比重為60.0%。2021年全國火電設備發電利用小時數同比提高237小時，煤電同比提高263小時。

在推進碳達峰碳中和相關工作中，有的地方對高耗能項目搞“一刀切”關停，有的金融機構驟然對煤電等項目抽貸斷貸。電煤供需階段性失衡，煤炭價格創歷史新高，煤電企業全面虧損，嚴重挫傷發電企業積極性。據中電聯測算，2021年因電煤價格上漲導致全國煤電企業電煤采購成本額外增加6000億元左右。8月以來大型發電集團煤電板塊整體虧損，8~11月部分集團的煤電板塊虧損面達到100%，全年累計虧損面達到80%左右。2021年底的電煤價格水平仍顯著高于煤電企業的承受能力。對此，2021年7月以來，中央及有關部門強調先立后破，糾正運動式“減碳”。

三、電力市場化改革取得新進展

電價是市場的核心。為保障電力安全穩定供應，緩解“煤電”矛盾，電價市場化改革提速，也推動電力體制改革整體步伐。

燃煤發電上網電價改革進一步深化。國家發展改革委10月發布《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，在“放開兩頭”方面均取得重要進展，集中體現為兩個“有序放開”。在發電側，有序放開全部燃煤發電上網電價，通過市場交易在“基準價+上下浮動”范圍內形成上網電價，上下浮動原則上均不超過20%；在用電側，有序放開工商業用戶用電價格，按照市場價格購電，取消工商業目錄銷售電價。隨后20多個省份調整了當地燃煤發電上網電價市場化機制，部分地區已組織開展此輪電價改革后的電力交易。多數省份進行頂格上浮，相對緩解發電企業的運營壓力。

在“管住中間”方面，完成兩輪輸配電價改革，各省級電網輸配電價自2021年1月1日起進入第二監管周期。根據發布電價來看，輸配電價整體下降。此外，還出臺了《關于進一步完善分時電價機制的通知》《進一步完善抽水蓄能價格形成機制》。

我國電力體制改革各項工作全面推進，電力市場體系不斷健全，電力市場建設不斷規范，已初步形成在空間范圍上覆蓋省間、省內，在時間周期上覆蓋多年、年度、月度、月內的中長期交易及日前、日內現貨交易，在交易標的上覆蓋電能量、輔助服務、合同、可再生能源消納權重等交易品種的全市場體系結構。2021年全年市場化交易電量約3.5萬億千瓦時，同比增長15.7%，占全社會用電量的40%以上。省間、省內中長期市場已較為完善并常態化運行。中長期交易落實“六簽”，新能源消納水平不斷提高。此外，《綠色電力交易試點工作方案》獲得批復，將在現有中長期交易框架下，設立獨立的綠色電力交易品種，進一步體現能源的綠色屬性和價值。《省間電力現貨交易規則（試行）》和《北京電力交易中心跨區跨省電力中長期交易實施細則》進一步促進跨區域省間可再生能源電力消納。《電力輔助服務管理辦法》《電力并網運行管理規定》對電力輔助服務主體、交易品種以及補償與分攤機制做了補充深化，明確將新型儲能、虛擬電廠、負荷聚集商等作為輔助服務市場的新主體，納入并增加電力輔助服務新品種，完善輔助服務分擔共享新機制。

四、電力企業非化石能源的投資和開發力度加大

《關于推進中央企業高質量發展做好碳達峰碳中和工作的指導意見》提出，到2025年，中央企業可再生能源發電裝機比重達到50%以上。部分中央企業陸續公布其“十四五”規劃，從公布的新能源規劃數據來看，華能、大唐、華電、國家電投、國家能源集團每年新增裝機規模均在15~20吉瓦，裝機目標均超過50吉瓦，其中，國家能源集團預計為120吉瓦，華能80吉瓦以上、大唐到2025年非化石能源裝機超過50％，華電75吉瓦，三峽集團70~80吉瓦，中核22吉瓦，中廣核約20吉瓦，中國電建48.5吉瓦，中國能建新能源裝機力爭達到20吉瓦以上。此外，中石油規劃約6吉瓦，中海油陸上光伏、陸上風電的發展目標不低于5吉瓦，中石化約4吉瓦。

自2019、2020年以來，發電企業在新能源方面的投入增加一倍，裝機也逐步攀升。價格是引導資源配置的靈敏信號。《國家發展改革委關于2021年新能源上網電價政策有關事項的通知》明確，2021年起對新備案集中式光伏電站、工商業分布式光伏項目和新核準陸上風電項目，中央財政不再補貼，實行平價上網，同時為支持產業加快發展，明確2021年新建項目不再通過競爭性方式形成具體上網電價，直接執行當地燃煤發電基準價。此舉釋放出清晰強烈的價格信號，保障新建風電、光伏發電項目能夠實現較好的收益，調動各方面投資積極性。據測算，在執行各地燃煤發電基準價的情況下，2021年新建光伏、陸上風電項目全生命周期全國平均收益率均處于較好水平，資源條件好的省份技術和效率領先的新建項目能夠實現更好的收益。2021年全年，國家發展改革委共審批核準固定資產投資項目90個，總投資7754億元，主要集中在交通、能源、水利、信息化等行業。電源和電網完成投資均同比增長，水電、核電、風電等清潔能源完成投資有所降低。非化石能源發電投資占電源投資比重達到88.6%。據上述中央企業“十四五”新能源裝機規劃數據，未來全國風能、太陽能、生物質能等非化石能源的投資和開發力度將進一步加大。

五、結語

發展清潔能源、降低碳排放已經成為國際社會的普遍共識，少數國家在追求綠色低碳的道路上已走到了前列。而面對極端性氣候影響以及疫情沖擊，即使是全球能源轉型的“領跑者”，歐洲地區也未能較好地應對極端氣候變化給能源供給體系帶來的沖擊，特別是“黑天鵝”事件頻現，能源價格暴漲，能源系統整體安全性備受挑戰。

氣候因素疊加多重因素影響，誘發短期價格波動，進而傳導于不同能源品種和地區之間擴散引發全球能源價格上漲，反向抬升火電消費。國際能源署發布《2021年煤炭》報告稱，全球煤炭發電量在2021年飆升至新的年度記錄，這削弱了減少溫室氣體排放的努力，并可能使全球煤炭需求在2022年創下歷史新高。

在氣候變化大背景下，能源系統的穩定性、靈活性、安全性暴露出的短板也愈發值得深思，能源安全保障能力亟待整體提升。能源與能量的發展對于人類文明的影響難以估量，如何平衡能量的來源和損耗與文明的發展，正是我們必須去思考、面對和亟待解決的重大課題。