2021年，世界经济在疫情反复中总体持续复苏。经济社会活动恢复，消费市场逐步回暖带动能源消费增至疫情前水平。而与此同时，也出现传统化石能源供需偏紧、大宗商品价格攀升等现象，多国出现能源电力紧缺。
我国于2020年9月提出“双碳”目标，于2021年3月提出构建以新能源为主体的新型电力系统。作为“十四五”开局之年，2021年的电力发展在“双碳”目标下呈现新景象。
（来源：微信公众号“能源研究俱乐部”作者：王雪辰）
我国已建成了世界最大的清洁发电体系，从数据来看，2021年全国全口径发电装机容量23.8亿千瓦，同比增长7.9%，非化石能源发电装机容量11.2亿千瓦，同比增长13.4%，占总装机容量比重为47.0%，同比提高2.3个百分点，历史上首次超过煤电装机比重。全国可再生能源发电装机规模历史性突破10亿千瓦，占总发电装机容量的44.8%；此外，燃气发电的装机容量实现1亿千瓦的突破。2021年，全国新增发电装机容量中非化石能源占七成以上，风电、光伏发电新增装机规模1.02亿千瓦。
全国发电结构持续优化。全口径非化石能源发电量2.90万亿千瓦时，同比增长12.0%；占全口径总发电量的比重为34.6%，同比提高0.7个百分点。新能源年发电量首次突破1万亿千瓦时。全口径并网太阳能发电、风电发电量同比分别增长25.2%和40.5%。全口径煤电发电量5.03万亿千瓦时，同比增长8.6%，占全口径总发电量的比重为60.0%，同比降低0.7个百分点。仅有水电受到汛期主要流域降水偏少等因素影响导致发电量下降。
一、政策引导传统电力系统加快向新型电力系统调整
1.大型风电光伏基地建设的号角吹响
2021年10月的《生物多样性公约》第十五次缔约方大会领导人峰会上，我国提出将大力发展可再生能源，在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地项目。第一批项目涉及18省（区、市）和新疆生产建设兵团约1亿千瓦，10月中下旬，内蒙古、甘肃、青海、宁夏4省区集中组织开工了一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为主的大型风电光伏基地项目，总规模近3000万千瓦，拉开第一批装机容量约1亿千瓦项目开工序幕。12月发布《关于组织拟纳入国家第二批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目的通知》，规划已基本完成，总规模超过400吉瓦，多数将在“十五五”期间落地。
第一批基地除“三北”地区外，也有西南地区，外送、就地消纳相结合；第二批基地集中在“三北”地区，以外送为主。国家发展改革委在2022年1月份b·体育（中国）发布会上表示，在落实调峰资源和消纳市场的基础上，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠化地区为重点的大型风电光伏基地项目建设，全力提升供应保障能力和优化能源结构。
2.风电迎接平价时代
国内海上风电项目迎来了并网高峰期。如国内最大海上风电群江苏盐城海上风电项目、山东首个海上风电项目华能山东半岛南4号项目、福建省首批核准的福清海坛海峡海上风电项目。2021年是海上风电新并网项目国家财政补贴的最后一年，全国全年新增并网海上风电1690万千瓦，创历年新高。2022年始，除了部分地区性补贴外，海上风电将和陆上风电一同迎来平价上网时代。
陆上风电平价元年开启技术降本之路。2021年初国内风机价格进入快速下行通道，风电整机设备价格下降，从4000元/千瓦降到2000元/千瓦，甚至达到1890元/千瓦，传导至风电度电成本（LCOE）降低。与此同时，低价中标现象频现。据报道，全球范围内铜、钢材、环氧树脂、中厚板等风电主要原材料价格一路走高，创下历史新高。我国风电发展仍然全速前进。截至2021年底，风电装机3.28亿千瓦，连续12年稳居全球第一；海上风电累计装机2639万千瓦，装机规模跃居世界第一。全国风电平均利用率96.9%，较上年同期提高0.4个百分点。
3.分布式光伏开发遍布全国
屋顶分布式光伏加速推进。2021年6月《国家能源局综合司关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》印发，2021年9月《国家能源局综合司关于公布整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点名单的通知》印发。根据上述通知来看，全国共有676个整县（市、区）列为屋顶分布式光伏开发试点，约占全国的24%，主要分布在东南部分布式发展好的省份，山东参与的试点县（市、区）数量最多，共70个，河南、江苏参与的试点县（市、区）数量分列各省（市、区）排名二、三位，分别为66个和59个。2021年9月份以来，已经有项目陆续开展招标。据不完全统计，2021年全国整县推进屋顶分布式光伏试点县累计备案容量4623万千瓦，主要分布在山东、河南和浙江；累计并网容量1778万千瓦，主要分布在山东、浙江和广东。从上报的项目开发主体来看，央企、地方国企、民企合作投资开发模式占比超过60%。
退补刺激户用光伏装机大爆发。2021年是户用光伏装机享受国家财政补贴最后一年，2022年1月1日开始户用光伏补贴取消。根据《国家能源局关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》，全国共有30个省份报送了户用光伏项目信息。截至2021年12月底，全国累计纳入2021年国家财政补贴规模户用光伏项目装机容量为2159.62万千瓦。
2021年，各国光伏电池板出现了不同程度的上涨，刚刚实现平价上网的中国光伏产业也迎来了硅料、IGBT、玻璃、EVA、金属等供应紧张和涨价，但光伏装机量加速增长。截至2021年底，光伏发电装机容量达3.06亿千瓦，连续7年稳居全球首位；分布式光伏累计装机突破1亿千瓦，约占全部光伏发电并网装机容量的三分之一。新增装机容量5488万千瓦，为历年以来年投产最多，连续9年稳居世界首位，新增装机占比较高的区域为华北、华东和华中地区，新增分布式光伏历史上首次超过集中式电站。全国光伏发电平均利用率98%，较上年同期基本持平。
4.水电、核电规模持续扩大
水电方面，金沙江白鹤滩水电站首批机组2021年6月正式投产发电。白鹤滩水电总装机容量1600万千瓦，是在建规模和单机容量世界第一、装机规模全球第二大水电站，是我国“西电东送”骨干电源、长江流域防洪体系重要组成部分，将与三峡工程、葛洲坝工程，以及金沙江乌东德、溪洛渡、向家坝水电站一起，构成世界最大的清洁能源走廊。乌东德水电站全部机组也于6月实现全部12台85万千瓦机组投产发电目标，全面进入运行管理新阶段，为引领世界水电工程建设树立了新标杆。核电方面，2021年1月30日，“华龙一号”全球首堆示范工程——福清核电5号机组正式投入商业运行，6~8月，田湾核电6号、红沿河核电5号机组建成投产，海南昌江小堆示范项目开工。12月，石岛湾高温气冷堆核电站示范工程首次并网发电，成为全球首个并网发电的第四代高温气冷堆核电项目。
5.源网荷储各环节间协调互动强化
国家发展改革委、国家能源局2021年2月印发《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，提出了积极实施存量“风光水火储一体化”提升、稳妥推进增量“风光水（储）一体化”、探索增量“风光储一体化”、严控增量“风光火（储）一体化”。4月，国家能源局印发《关于报送“十四五”电力源网荷储一体化和多能互补工作方案的通知》。11月，国家能源局印发《关于推进2021年度电力源网荷储一体化和多能互补发展工作的通知》。有内蒙古、陕西、安徽、辽宁、河南、甘肃、新疆、河北、浙江等9省区相继发文启动相关工作。随后，风光储一体化项目以进击之势展开。据统计，2021年度已开工或计划开工的风光储一体化项目共计61个，不完全统计规模共计120吉瓦，储能配置规模大多保持在10%~15%左右。统计项目中，中国能建、中国华能、国家能源集团等央/国企占据主体地位，成为项目投资重要支柱。
6.电力大范围优化配置能力提升
一是闽粤联网工程开工，增强闽粤两省供电保障能力，实现两省电网异步互联，促进电力互补互济、调剂余缺，进一步提高电力资源配置效率，使国家电网和南方电网之间的电力交换能力提高到500万千瓦，计划2022年建成投运。二是“西电东送”的两条重要通道投产，有效缓解华中、西南等地中长期电力供需矛盾。雅中-江西±800千伏特高压直流工程送端连接雅砻江中游水电基地和四川电网，受端连接江西负荷中心和华中电网。陕北-湖北±800千伏特高压直流工程途经陕西、山西、河南、湖北，终点为武汉换流站，可以将陕西的风、光、火电打捆直送湖北负荷中心。三是促进新能源配套送出工程投资建设，国家发展改革委、国家能源局于5月31日印发的《关于做好新能源配套送出工程投资建设有关事项的通知》提到，优先电网企业承建新能源配套送出工程，满足新能源并网需求，确保送出工程与电源建设的进度相匹配。允许新能源配套送出工程由发电企业建设，经电网企业与发电企业双方协商同意，可在适当时机由电网企业依法依规进行回购。
二、多方合力推进电力安全稳定供应
围绕构建新型电力系统及清洁低碳安全高效的能源体系，不仅要新增非化石能源的装机量和发电量，更要发挥存量能源资源的潜力。
我国电力消费快速增长。2021年，全国全社会用电量83128亿千瓦时，同比增长10.3%，两年平均增长7.1%，比“十三五”时期年均增速高1.4个百分点，全国最高用电负荷11.92亿千瓦，比上年增长10.8%。其中，一产、二产、三产和居民生活用电量同比分别增长16.4%、9.1%、17.8%和7.3%，从9月份起，受能耗“双控”和电力供应紧张影响，二、三产用电量呈现回落趋势，12月当月第二产业用电量首现当年负增长。分地区看，31个省（市、区）两年平均用电量增速均实现正增长，全国19个省（市、区）用电增速超过10%，其中8个地区增速超过13%。
局部电力供需形势紧张有迹可循。2020年冬季以来，受极寒天气影响，全国用电负荷超夏季高峰，创历史新高，2021年1月的寒潮中，由于采暖负荷剧增，蒙西、江苏、浙江、湖南、江西等地均采取有序用电策略。国新办发布会对2021年1月7日寒潮导致的用电负荷高峰和机组出力情况进行回顾，表示由于用电需求快速增长、新能源出力的随机性间歇性、冬季枯水期水电出力单薄、冬季天然气用气高峰导致天然气发电出力减半、部分装机停机检修等综合因素，电力供需出现局部紧张的情况。2021年5月中旬开始，云南、广东、广西相继实行有序用电，陆续有华东、华中、华北区域的部分省份电力供需紧张，较往年提早进入用电高峰期。9月东北地区用电严重紧张，电力安全供应问题引发社会关注。随后，包括吉林、广东、江苏、浙江、山东、广西、云南等地的部分地区出现电力供需形势紧张，一些地区采取了有序用电、拉闸限电等举措，一些地区陆续发布“限电停产”通知。此次全国多地出现的结构性电力紧缺，背后既有经济复苏用电增长导致的需求增长等多方原因，也有煤炭价格上涨等因素导致的供应不足。
煤电供应保障能力成为电力安全的首位工作，也成为相关部门的年度重点工作。10月8日的国常会从民生优先、推动煤矿尽快释放产能、支持煤电企业增加电力供应、改革完善煤电价格市场化形成机制、加快推进风电和光伏等基地建设、遏制“两高”项目盲目发展六方面对电力和煤炭供应作出部署。国家发展改革委、国家能源局会同有关部门深入产地、港口调研，生态环境部10月以来已批或在批环评的煤矿项目涉及新增产能已超过1.27亿吨/年。多管齐下，一系列保供稳价措施取得了立竿见影的成效，产运需各方共同发力增加市场供应，冬季煤炭供应保障能力显著提升。自10月以来，电煤供应水平大幅提升，供煤较2020年同期增加超过30%，持续大于耗煤，电厂存煤快速回升。进入11月后，煤炭价格快速回落，回归理性。电煤消耗有所增加，电厂存煤继续快速增长。2021年12月22日电厂存煤达到1.68亿吨新高，电力供应持续平稳。
不论是装机规模还是发电量，煤电仍然是当前我国电力供应主力军。截至2021年底，全国全口径火电装机容量13.0亿千瓦，其中，煤电占总发电装机容量的比重为46.7%。从发电量看，全国规模以上工业企业火电发电量同比增长8.4%，全口径煤电发电量同比增长8.6%，占全口径总发电量的比重为60.0%。2021年全国火电设备发电利用小时数同比提高237小时，煤电同比提高263小时。
在推进碳达峰碳中和相关工作中，有的地方对高耗能项目搞“一刀切”关停，有的金融机构骤然对煤电等项目抽贷断贷。电煤供需阶段性失衡，煤炭价格创历史新高，煤电企业全面亏损，严重挫伤发电企业积极性。据中电联测算，2021年因电煤价格上涨导致全国煤电企业电煤采购成本额外增加6000亿元左右。8月以来大型发电集团煤电板块整体亏损，8~11月部分集团的煤电板块亏损面达到100%，全年累计亏损面达到80%左右。2021年底的电煤价格水平仍显著高于煤电企业的承受能力。对此，2021年7月以来，中央及有关部门强调先立后破，纠正运动式“减碳”。
三、电力市场化改革取得新进展
电价是市场的核心。为保障电力安全稳定供应，缓解“煤电”矛盾，电价市场化改革提速，也推动电力体制改革整体步伐。
燃煤发电上网电价改革进一步深化。国家发展改革委10月发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，在“放开两头”方面均取得重要进展，集中体现为两个“有序放开”。在发电侧，有序放开全部燃煤发电上网电价，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价，上下浮动原则上均不超过20%；在用电侧，有序放开工商业用户用电价格，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。随后20多个省份调整了当地燃煤发电上网电价市场化机制，部分地区已组织开展此轮电价改革后的电力交易。多数省份进行顶格上浮，相对缓解发电企业的运营压力。
在“管住中间”方面，完成两轮输配电价改革，各省级电网输配电价自2021年1月1日起进入第二监管周期。根据发布电价来看，输配电价整体下降。此外，还出台了《关于进一步完善分时电价机制的通知》《进一步完善抽水蓄能价格形成机制》。
我国电力体制改革各项工作全面推进，电力市场体系不断健全，电力市场建设不断规范，已初步形成在空间范围上覆盖省间、省内，在时间周期上覆盖多年、年度、月度、月内的中长期交易及日前、日内现货交易，在交易标的上覆盖电能量、辅助服务、合同、可再生能源消纳权重等交易品种的全市场体系结构。2021年全年市场化交易电量约3.5万亿千瓦时，同比增长15.7%，占全社会用电量的40%以上。省间、省内中长期市场已较为完善并常态化运行。中长期交易落实“六签”，新能源消纳水平不断提高。此外，《绿色电力交易试点工作方案》获得批复，将在现有中长期交易框架下，设立独立的绿色电力交易品种，进一步体现能源的绿色属性和价值。《省间电力现货交易规则（试行）》和《北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则》进一步促进跨区域省间可再生能源电力消纳。《电力辅助服务管理办法》《电力并网运行管理规定》对电力辅助服务主体、交易品种以及补偿与分摊机制做了补充深化，明确将新型储能、虚拟电厂、负荷聚集商等作为辅助服务市场的新主体，纳入并增加电力辅助服务新品种，完善辅助服务分担共享新机制。
四、电力企业非化石能源的投资和开发力度加大
《关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见》提出，到2025年，中央企业可再生能源发电装机比重达到50%以上。部分中央企业陆续公布其“十四五”规划，从公布的新能源规划数据来看，华能、大唐、华电、国家电投、国家能源集团每年新增装机规模均在15~20吉瓦，装机目标均超过50吉瓦，其中，国家能源集团预计为120吉瓦，华能80吉瓦以上、大唐到2025年非化石能源装机超过50％，华电75吉瓦，三峡集团70~80吉瓦，中核22吉瓦，中广核约20吉瓦，中国电建48.5吉瓦，中国能建新能源装机力争达到20吉瓦以上。此外，中石油规划约6吉瓦，中海油陆上光伏、陆上风电的发展目标不低于5吉瓦，中石化约4吉瓦。
自2019、2020年以来，发电企业在新能源方面的投入增加一倍，装机也逐步攀升。价格是引导资源配置的灵敏信号。《国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》明确，2021年起对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网，同时为支持产业加快发展，明确2021年新建项目不再通过竞争性方式形成具体上网电价，直接执行当地燃煤发电基准价。此举释放出清晰强烈的价格信号，保障新建风电、光伏发电项目能够实现较好的收益，调动各方面投资积极性。据测算，在执行各地燃煤发电基准价的情况下，2021年新建光伏、陆上风电项目全生命周期全国平均收益率均处于较好水平，资源条件好的省份技术和效率领先的新建项目能够实现更好的收益。2021年全年，国家发展改革委共审批核准固定资产投资项目90个，总投资7754亿元，主要集中在交通、能源、水利、信息化等行业。电源和电网完成投资均同比增长，水电、核电、风电等清洁能源完成投资有所降低。非化石能源发电投资占电源投资比重达到88.6%。据上述中央企业“十四五”新能源装机规划数据，未来全国风能、太阳能、生物质能等非化石能源的投资和开发力度将进一步加大。
五、结语
发展清洁能源、降低碳排放已经成为国际社会的普遍共识，少数国家在追求绿色低碳的道路上已走到了前列。而面对极端性气候影响以及疫情冲击，即使是全球能源转型的“领跑者”，欧洲地区也未能较好地应对极端气候变化给能源供给体系带来的冲击，特别是“黑天鹅”事件频现，能源价格暴涨，能源系统整体安全性备受挑战。
气候因素叠加多重因素影响，诱发短期价格波动，进而传导于不同能源品种和地区之间扩散引发全球能源价格上涨，反向抬升火电消费。国际能源署发布《2021年煤炭》报告称，全球煤炭发电量在2021年飙升至新的年度记录，这削弱了减少温室气体排放的努力，并可能使全球煤炭需求在2022年创下历史新高。
在气候变化大背景下，能源系统的稳定性、灵活性、安全性暴露出的短板也愈发值得深思，能源安全保障能力亟待整体提升。能源与能量的发展对于人类文明的影响难以估量，如何平衡能量的来源和损耗与文明的发展，正是我们必须去思考、面对和亟待解决的重大课题。
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