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中电联:2014年上半年全国电力供需形势分析预测报告
发布日期:2014-08-12

      报告重点提示:
      1、上半年五大发电集团所属燃气发电厂亏损面仍达三分之一,热电联产电厂供热亏损面高达60%;
      2、随着西南水电基地溪洛渡等一批重点工程陆续进入投产阶段,水电在建规模大幅萎缩;
      3、四大高耗能行业用电维持较低增长,所占社会用电比重下降;
      4、水电、火电和核电完成投资同比继续负增长;
      5、东北和西北区域电力供应能力富余较多;
      6、除少数地区有弃风原因外,部分地区来风少、风速下降是造成部分省份利用小时下降的重要原因;
      7、建议尽快核准开工一批大型水电、核电等重点电源项目和西南水电外送通道;
      8、建议在地区内开展水、火电企业发电权交易;
      9、建议高度重视光热发电产业发展;


      上半年,国民经济运行总体平稳,全国电力供需总体平衡,运行安全稳定。电力消费需求平稳增长,全社会用电量同比增长5.3%,二季度增速逐月回升;城乡居民生活用电同比增长6.6%,第三产业用电增长6.9%,第二产业用电增长5.1%,其中设备制造业用电较快增长,四大高耗能行业用电维持较低增长;西部地区用电增速继续领先、但增速同比回落,中部和东部地区增速同比提高,东北地区低速增长。电力供应能力总体充足,水电、火电和核电完成投资同比继续负增长,水电在建规模持续大幅萎缩,各类型发电设备利用小时同比降低。
       下半年,我国经济有望保持平稳增长,用电需求增速稳中有升。预计全年全社会用电量同比增长6%左右,其中下半年增长6.5%左右、增速前低后高。年底全国发电装机13.5亿千瓦左右。预计下半年全国电力供需总体平衡,部分地区供需宽松与局部地区供需偏紧并存;东北和西北区域电力供应能力仍然富余,华北、华中和南方区域部分省份在迎峰度夏期间的用电高峰时段电力供应偏紧。
     
       一、上半年全国电力供需情况分析
       (一)全社会用电量增长总体平稳,二季度增速逐月回升
      上半年,全社会用电量2.63万亿千瓦时、同比增长5.3%,增速同比提高0.2个百分点。其中,一、二季度同比分别增长5.4%和5.2%;二季度各月增速分别为4.6%、5.3%和5.9%,呈逐月回升态势,反映出当前宏观经济企稳,说明近几个月中央坚持定向调控,出台的一系列稳增长政策措施效果显现。
       电力消费结构继续优化。上半年,第三产业、城乡居民生活用电占全社会用电比重同比分别提高0.23和0.21个百分点,而第一产业、第二产业用电比重同比分别降低0.19和0.25个百分点。
       设备制造业用电较快增长,四大高耗能行业用电维持较低增长。第二产业用电同比增长5.1%,工业用电同比增长5.0%,制造业用电增长5.5%。6月份制造业日均用电量86.5亿千瓦时/天,创历史新高。设备制造业用电增长9.8%、增速同比提高6.3个百分点,所占全社会用电比重同比提高0.3个百分点;四大高耗能行业用电增长4.6%,所占全社会用电比重同比降低0.2个百分点。制造业用电结构的变化,反映了国家定向调控、主动化解部分行业产能过剩和优化调整产业结构等宏观调控政策的效果显现。
      第三产业用电增速同比回落。第三产业用电量同比增长6.9%、增速同比回落2.4个百分点。第三产业分行业、分地区增速分化较为明显,住宿和餐饮业、交通运输仓储邮政业用电增速偏低,信息业、金融房地产业保持较快增长;东北和东部地区低速增长,西部和中部地区增速高于10%。
      城乡居民生活用电增速同比提高。城乡居民生活用电量同比增长6.6%、增速同比提高2.7个百分点,地区中,西部地区同比增长11.7%,东北地区同比下降0.2%。
西部地区用电增速继续领先、但增速同比回落,中、东部地区增速同比提高,东北地区低速增长。东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长4.6%、5.1%、7.6%和2.0%。其中,中部和东部地区增速同比分别提高2.0和0.7个百分点,而东北和西部地区增速同比分别回落2.0和1.7个百分点。
       (二)电力供应能力充足,水电、火电和核电完成投资同比继续负增长,各类型发电设备利用小时同比降低
      上半年,电力工程完成投资同比下降6.1%,其中电源同比下降12.7%,电网同比略降0.6%;基建新增发电装机3670万千瓦,其中新增非化石能源装机占60%。截至6月底全国6000千瓦及以上电厂装机为12.51亿千瓦、同比增长9.4%。上半年全国规模以上电厂发电量2.62万亿千瓦时、同比增长5.8%,其中非化石能源发电量同比增长10.9%。全国发电设备利用小时2087小时、同比降低79小时。
      水电完成投资同比继续负增长,水电在建规模持续大幅萎缩。上半年完成投资同比下降35.0%,新增装机1301万千瓦,其中云南和四川新增合计占85%,截至6月底全国6000千瓦及以上水电装机2.54亿千瓦、同比增长14.4%。发电量同比增长9.7%,设备利用小时1430小时、同比降低101小时。随着西南水电基地溪洛渡等一批重点工程陆续进入投产阶段,水电在建规模大幅萎缩,6月底全国主要发电企业常规水电在建规模已降至2750万千瓦、同比减少3100万千瓦,而上半年常规水电新开工规模不足100万千瓦。
      风电完成投资明显增加、设备利用小时同比降低。上半年完成投资同比增长48.3%,新增装机443万千瓦,截至6月底并网装机8275万千瓦、同比增长22.6%。发电量同比增长12.0%,设备利用小时986小时、同比降低114小时,其中除少数地区有弃风原因外,部分地区来风少、风速下降是造成部分省份利用小时下降的重要原因。
      并网太阳能发电装机容量及发电量同比大幅增长。截至6月底全国并网太阳能发电装机1814万千瓦(绝大部分为光伏发电)、同比增长271.8%,与并网风电合计装机容量突破1亿千瓦。上半年发电量107亿千瓦时、同比增长235.7%,发电设备利用小时632小时、同比降低36小时。
      核电完成投资同比继续负增长,上半年新投产3台机组。上半年完成投资同比下降9.3%,3月份广东阳江核电站1号机组投产,5月份福建宁德核电站一期2号机组和辽宁红沿河核电站一期2号机组投产,截至6月底装机容量1778万千瓦、同比增长21.7%。发电量同比增长16.9%,设备利用小时3430小时、同比降低113小时。
      火电完成投资及新增装机同比下降。上半年完成投资同比下降7.7%,新增装机1503万千瓦,截至6月底 6000千瓦及以上火电装机8.79亿千瓦、同比增长5.4%。发电量同比增长4.7%,设备利用小时2375小时、同比降低26小时。
      跨省区送电量快速增长。上半年跨区送电量同比增长14.8%;跨省输出电量同比增长9.9%,其中南方电网西电东送电量同比增长15.8%,三峡电站送出电量同比增长4.2%。
电煤供应持续宽松,二季度天然气供应形势缓和。国内煤炭市场供应充足,电煤供需总体宽松。随着供暖期结束,二季度天然气供应缓和,大部分燃机发电供气不受限。行业经营状况继续改善,但上半年五大发电集团所属燃气发电厂亏损面仍达三分之一,热电联产电厂供热亏损面高达60%。
      (三)全国电力供需总体宽松
      上半年,全国电力供需总体宽松,其中东北和西北区域电力供应能力富余较多,南方区域电力供需平衡有余,华北、华中和华东区域电力供需总体平衡。省级电网中,山东、陕西、安徽、西藏和海南电网在部分高峰时段有一定错峰。


      二、下半年电力供需形势预测
      (一)下半年电力消费需求有望稳中有升、增速前低后高
      预计下半年我国经济将继续保持平稳增长,电力消费需求有望稳中有升。预计全年全社会用电量5.63-5.69万亿千瓦时、同比增长5.5%-6.5%,预期5.66万亿千瓦时、同比增长6.0%左右,其中下半年增长6.5%左右、增速前低后高。
      (二)电力供应能力充足,非化石能源发电装机比重进一步提高
      预计全年新增9600万千瓦左右,其中非化石能源发电5600万千瓦左右。预计年底全国发电装机达到13.5亿千瓦,其中非化石能源发电4.5亿千瓦、占总装机比重接近34%。
      (三)下半年全国电力供需总体平衡
      预计下半年全国电力供需总体平衡,部分地区供需宽松与局部地区供需偏紧并存。东北和西北区域电力供应能力仍然富余;受跨省区通道能力制约、华中等部分地区高温天气、华中和南方地区部分省份汛期来水较常年同期偏少、煤电机组环保改造、新投发电装机少等因素影响,预计华北、华中和南方区域部分省份在迎峰度夏期间的用电高峰时段电力供应偏紧。预计全年发电设备利用小时4400—4450小时,其中火电设备利用小时4910—4960小时,低于上年。

      三、有关建议
      (一)加快开工一批大型水电、核电和电网项目,增加电源在建规模,促进绿色转型
      近年来新开工规模不足,水电和核电投资持续大幅下降,电源在建规模不足,将可能导致“十三五”期间再次出现电力供应紧张,同时,部分地区“弃水”、“弃风”现象仍然存在。为贯彻落实好中央精神,加快调整电力结构,转变电力发展方式,拉动经济平稳增长。建议:一是尽快核准开工一批大型水电、核电等重点电源项目,增加优质电源在建规模,确保电力绿色转型和保障电力中长期稳定供应。二是加快跨区跨省输电通道建设,尽快核准建设大型风电、太阳能基地以及西南水电基地的外送通道,确保新增电源及时送出、现有电源过剩能力得到有效消纳,以解决“弃风”、“弃光”及“弃水”难题。三是加大财政资金对农网发展支持力度,加快配电网建设及智能化升级,提高电力系统对分布式能源的消纳能力,提高用电质量及可靠性。
      (二)加快理顺电价、热价形成机制,促进解决北方热电联产企业及天然气发电企业普遍亏损问题
       一是加快建立独立的输配电价机制,输配电价采用过网费模式,平均输配电价由平均销售电价扣除政府性基金及附加、线损折价和平均上网电价形成。在此基础上,稳妥推进电力用户与发电企业直接交易。二是针对华北、东北及西北地区热电联产企业供热连年大面积亏损的实际困难,建议有关部门应出台分区域供热价格指导政策,对供热亏损较大的地区按照成本加成原则重新核定热价,同时在热价中考虑供热中燃用成本的脱硫、脱硝、除尘等环保补贴电价;对热价倒挂严重、亏损严重的供热企业予以政策支持和财税补贴。三是加快理顺天然气发电价格机制,尽快建立气电价格联动机制。四是尽快研究云南等水电大省的火电价格形成机制,在地区内开展水、火电企业发电权交易,建立健全水电与火电互补机制,尽早启动实施火电机组两部制电价试点, 补偿火电企业基本的固定经营成本,解决这些地区火电企业持续严重亏损、经营状况持续恶化而面临的企业生存问题。
      (三)高度重视我国光热发电产业发展,提高新能源发电发展质量
       光热发电与风电和光伏发电相比,具有并网友好、储热连续、发电稳定等优势,是提高新能源开发质量的重要方向。目前我国某些企业光热发电技术已取得重大进展,自主研发并掌握了光热电站核心关键技术和装备技术,在光热发电设备系统集成、国产化方面取得了较大突破,转换效率提高,具有较强的竞争力,且目前已有稳定运行的试验项目。建议:一是加强对已有光热发电科研技术成果的总结,组织高层专家对光热发电技术成果进行进一步认定,促进形成一套完整的具有自主知识产权的技术体系。二是在有条件的地区推广应用光热发电,尽快实现技术成果的工业化转变。通过示范电站的建设,总结经验,形成完善的包括关键光热发电设备设计制造规程,形成设计、建设、施工、验收、运行维护等方面技术标准。三是研究制定光热电站发展规划。重点研究建设河北、山西、陕西、内蒙乃至青海、西藏光热发电基地可行性。四是出台电价、财税、融资等相关激励政策,大力推动光热发电及其关联产业发展,建立自有技术为主导的光热产业链,使之成为带动产业升级新的经济增长点。

(转载自《南方能源观察》)

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