今明年全国电力供需形势分析
2013-12-05   来源:国网能源研究院  浏览次数:

  国网能源研究院经济与能源供需研究所 单葆国 谭显东 郭利杰

  《中国电力报》2013年12月3日第2版

  2013年以来,面对复苏缓慢的国际经济形势以及国内转型升级的总体要求,中央坚持稳中求进的工作总基调,稳定宏观经济政策,坚持区间管理的宏观调控思路,国民经济呈现稳中有升、稳中向好的发展态势,电力消费增速加快回升,同时发电装机保持较快增长,电力供应能力明显提升,全国电力供需总体平衡,只有少数地区在年初和夏季高峰时段出现电力供需偏紧或紧张的情况。

  当前我国正处于经济转型升级的关键时期,今年全年及明年的电力需求、电力供应以及电力供需形势将如何变化、会出现哪些新特征,受到社会广泛关注。

  前10月电力供需形势回顾

  (一)电力消费情况

  上半年用电量增长缓慢,下半年以来用电量增长明显加快。1~10月,全国全社会用电量43825亿千瓦时,同比增长7.4%,增速同比上升2.5个百分点。其中,上半年用电量同比增长5.1%,增速同比下降0.4个百分点;进入下半年后,用电量增长明显加快,7~10月的增速为10.5%,增速同比提高6.4个百分点,主要得益于夏季华东、华中等地区出现持续高温天气以及国内经济企稳回升。

  第二产业用电量增长加快,是全社会用电增速上升的主要动力。1~10月,三次产业和居民生活用电量同比分别增长-0.5%、6.7%、10.6%和9.8%。其中,第二产业用电增速同比上升3.5个百分点,主要得益于重工业用电增速的回升;居民生活用电增速同比下降1.1个百分点,主要是受去年实施阶梯电价以及今年年初全面取消家电下乡补贴等因素影响。第二、第三产业和居民生活用电对全社会用电增长的贡献率分别为66%、17%、17%,第二产业用电的贡献率同比上升18个百分点,第三产业和居民生活用电的贡献率同比分别下降8和10个百分点。

  工业用电增速回升幅度较大,重工业用电增速快于轻工业。1~10月,工业用电同比增长6.6%,增速同比上升3.5个百分点,占全社会用电量比重为71.7%,同比下降0.5个百分点。其中,轻工业用电同比增长6.0%,增速同比上升1.6个百分点;重工业用电同比增长6.8%,增速同比上升3.8个百分点,主要是由于重工业生产增速在上年同期低基数下有所加快。

  高耗能行业用电量增长缓慢,增速回升的动力主要来自黑色金属行业。1~10月,化工、建材、黑色金属、有色金属四大高耗能行业合计用电量同比增长5.6%,增速同比提高4.5个百分点,占全社会用电量的比重为31.1%,同比下降0.5个百分点。其中,黑色金属、建材行业用电量增速同比分别上升12.2和5.9个百分点;有色金属、化工行业增速同比分别下降2.1和1.6个百分点。化工、建材、黑色金属、有色金属行业用电量对高耗能行业合计用电量增长的贡献率分别为21%、20%、39%和20%,其中黑色金属和建材行业的贡献率同比分别上升215和20个百分点,有色金属和化工行业的贡献率同比分别下降119和115个百分点。

  华东、华中、西北地区用电增速上升幅度较大,且西北用电增速持续领先。分区域看(本文的区域按电网口径划分),1~10月,华北、华东、华中、东北、西北、南方地区全社会用电量同比分别增长6.3%、8.1%、7.1%、4.6%、14.2%、6.1%。其中,华东、华中、西北用电增速同比均上升3.5个百分点以上,华北、东北用电增速同比上升约2个百分点,南方用电增速同比下降0.1个百分点。

  (二)电力供应情况

  新投产装机规模大幅增长,主要受水电新增容量翻倍拉动。1~10月,全国新投产发电装机6295万千瓦,同比增加1542万千瓦,增长32.4%。其中,水电新增2228万千瓦,增长115%;火电新增2700万千瓦,减少8.9%;风电新增785万千瓦,增长9.5%;核电新增221万千瓦;太阳能新增361万千瓦。新增装机中,火电、风电所占比重同比分别下降19.5和2.6个百分点,水电、核电、太阳能发电所占比重分别上升13.6、3.5和5.0个百分点。

  分区域看,华北、华东、华中、东北、西北和南方新增装机容量占全部新增装机容量的比重依次为13.1%、20.0%、18.8%、9.3%、13.0%和25.7%。

  期末装机容量增速高于全社会用电量增速,中、西部地区装机比重持续上升。截至10月底,全国6000千瓦及以上电厂发电装机容量11.73亿千瓦,同比增长10.0%。其中,水电2.36亿千瓦,增长14.2%;火电8.45亿千瓦,增长7.2%;核电1461万千瓦,增长16.7%;风电6982万千瓦,增长24.9%;太阳能等发电装机754万千瓦,增长153%。水电所占比重同比上升0.74个百分点,火电所占比重同比下降1.9个百分点,风电所占比重同比上升0.7个百分点。分区域看,华北、华东、华中、东北、西北和南方发电装机容量占全国装机容量的比重依次为22.4%、20.1%、20.6%、9.5%、10.4%和17.1%,其中华北、华东、东北所占比重同比分别下降0.5、0.5和0.2个百分点,华中、西北、南方所占比重分别上升0.3、0.3和0.6个百分点。

  风电发电量快速增长。1~10月,全国规模以上电厂发电量为43018亿千瓦时,同比增长7.0%。其中,水电增长3.1%,火电增长6.9%,核电增长11.7%,风电增长39.2%。

  水电设备利用小时数大幅下降,风电设备利用小时数大幅上升。1~10月,全国发电设备利用小时数为3752小时,同比下降51小时。其中,水电2878小时,下降237小时;火电4111小时,上升23小时;核电6524小时,下降26小时;风电1691小时,上升137小时。

  (三)电力供需形势

  全国电力供需总体平衡,局部地区在部分时段存在少量电力缺口。1~10月,虽然电力消费增速有所回升,但发电装机增长较快,且水电出力和电煤供应状况较好,确保了全国电力供需总体平衡,分区域看,华北、华中和南方电网电力供需基本平衡,华东电网电力供需偏紧,西北、东北电网电力供应富余。部分省份在年初和迎峰度夏期间(6~8月)出现了电力供需偏紧或紧张的情况。其中,1月份,受机组非计划停运、天然气供应不足、冰灾、线路检修等因素影响,江苏、浙江、四川、河北南部以及藏中电网电力供需偏紧;迎峰度夏期间,受持续高温、机组检修、非计划停运以及局部电网受限等因素影响,江苏、浙江电网电力供需紧张,山东、上海、安徽、四川、陕西、西藏、广西、海南电网电力供需偏紧,国网经营区最大日错避峰电力1301万千瓦。

  今明年电力供需预测

  (一)电力需求预测

  今年11~12月,经济保持平稳发展,电力需求增长总体平稳,但考虑到上年同期对比基数偏高,预计电力需求增速将逐月下降,分别为8.4%和7.3%。预计2013年我国全社会用电量达到5.34万亿千瓦时,同比增长约7.5%,增速同比上升约1.9个百分点。其中,三次产业和居民生活用电量分别增长0.2%、6.7%、10.8%和10.5%,用电量所占比重分别为1.9%、73.4%、11.8%和12.9%;分区域看,华北、华东、华中、东北、西北、南方地区全社会用电量分别增长6.3%、8.0%、7.1%、4.3%、14.8%和6.4%,用电量所占比重分别为23.7%、24.4%、18.1%、7.3%、9.9%和16.6%。

  2014年,世界经济呈复苏态势,但增速依然较慢,我国外贸将保持平稳增长,增速略有回升,内需仍然是拉动经济增长的主要动力,其中,投资方面,随着政府职能的转变和投资体制改革的不断深入,基建投资将成为拉动总投资增长的主力,而受到化解产能以及十八届三中全会关于实行资源有偿使用和生态补偿制度与房产税立法的要求,制造业和房地产投资增速总体呈现回落态势,带动总投资增速有所下降;消费方面,信息消费逐渐升温,加之形成合理有序的收入分配格局预期使居民消费意愿和能力得到释放,我国消费增速有所回升。综合分析,预计2014年我国经济增速为7.2%~8.1%,中方案的增速为7.6%。与世界其他各国经济增速相比,我国经济仍属于“中高速”增长。

  根据经济增长情况,采用多种方法组合预测,2014年我国全社会用电量达到5.66~5.77万亿千瓦时,同比增长6.0%~8.0%。其中,第一产业用电增速较低,为3.1%~4.7%;第二产业在限制高耗能行业发展、推动传统产业技术升级等因素作用下,用电量增长较慢,增速为4.6%~6.8%;第三产业在积极发展服务业的政策推动下,用电量仍将保持较快增长,增速为10.8%~12.3%;由于执行阶梯电价以及取消家电下乡政策的影响明显减弱,居民生活用电将保持较快增长,增速为10.3%~11.6%。分区域看,西北用电量同比增长12.7~14.8%,华北增长5.2%~7.2%,华东增长5.7%~7.6%,华中增长5.4%~7.4%,东北增长3.1%~5.0%,南方增长5.7%~7.7%。

  中方案下,2014年我国全社会用电量约为5.71万亿千瓦时,同比增长7.0%。其中,三次产业和居民生活用电量增速分别为3.5%、5.6%、11.7%和11.1%,第二产业用电比重下降0.94个百分点,对全社会用电量增长的贡献率将下降6.8个百分点,第三产业和居民生活用电比重分别上升0.51和0.49个百分点,对全社会用电量的贡献率分别上升3.2和2.7个百分点。分区域看,华北、华东、华中、东北、西北和南方地区全社会用电量分别增长6.2%、6.6%、6.4%、4.0%、13.7%和6.7%,用电量所占比重分别为23.5%、24.4%、18.0%、7.1%、10.5%和16.6%。

  (二)电力供应能力预测

  预计2013年全国净增发电装机总规模约8900万千瓦。其中,水电新增2898万千瓦,占全部新增容量的32.6%;火电新增3638万千瓦,占40.9%;核电新增426万千瓦,占4.8%;风电新增1316万千瓦,占14.8%;太阳能发电新增626万千瓦,占7.0%。分区域看,南方、华中新增装机规模较大,占全国新增装机总容量的比重分别为20.6%、20.5%;其次是西北、华东、华北,新增装机比重分别为16.5%、17.6%、16.0%;东北新增装机规模相对较小,占全国的比重为8.8%。预计2013年底全国装机容量将达到12.4亿千瓦。其中,水电2.8亿千瓦,占总装机的22.5%;火电8.6亿千瓦,占69.3%;核电1683万千瓦,占1.4%;风电7458万千瓦,占6.0%;其他机组(主要是太阳能)988万千瓦,占0.8%。

  预计2014年全国净增发电装机总规模约9760万千瓦。其中,水电新增装机2230万千瓦,占全部新增容量的22.8%;火电新增3930万千瓦,占40.2%;核电新增827万千瓦,占8.5%;风电新增1738万千瓦,占17.8%;太阳能发电新增1000万千瓦,占10.7%。分区域看,西北新增装机最多,占全国的24.6%;其次是华东、华中、南方,规模约占全国的19.8%、17.6%、16.8%;华北、东北新增规模相对较小,比重分别为12.5%、8.8%。预计2014年底全国装机容量将达到13.3亿千瓦。其中,水电3.0亿千瓦,占总装机的22.6%;火电9.0亿千瓦,占67.1%;核电2510万千瓦,占1.9%;风电9196万千瓦,占6.9%;其他机组(主要是太阳能)2028万千瓦,占1.5%。

  (三)电力供需形势预测

  今年迎峰度冬期间,全国电力供需总体平衡,分区域看,华北、华东、华中和南方电网电力供需基本平衡,东北、西北电网电力供应富余。京津唐、河北南部、江苏、浙江、湖北、重庆、藏中电网将出现电力供需偏紧或紧张的情况。其中,京津唐电网电力供需偏紧,东北送京津唐送电能力已达极限,区内蒙西送京津唐送电通道能力也已达极限,电力缺口为250万千瓦左右;河北南部电网电力供需偏紧;江苏电网电力供需偏紧,考虑186万千瓦未核准机组顶峰发电后,电力供需基本平衡;浙江电网电力供需偏紧,考虑凤台二期机组即将投产以及皖电东送后,电力供需基本平衡;湖北电网电力供需偏紧,考虑购入特高压交流及灵宝直流电力后,电力供需基本平衡;重庆电网电力供需偏紧,通过加大省间调剂后,电力供需基本平衡;藏中电网因火电机组脱硝改造以及水电出力下降,电力供需紧张,存在约5.5万千瓦的电力缺口。

  2014年,全国电力供需总体平衡,分区域看,华北电网电力供需紧张,华东、华中和南方电网电力供需基本平衡,东北、西北电网电力供应富余。京津唐、河北南部、山东、重庆和浙江电网将出现电力供需偏紧或紧张的情况。其中,京津唐电网电力供需偏紧,跨区跨省送电通道没有新增容量,联络线最大送电能力与2013年相同,夏、冬季电力缺口约为300万千瓦;河北南部电网电力供需偏紧,夏、冬季电力缺口均超过300万千瓦;山东电网电力供需紧张,夏、冬季高峰时段最大电力缺口均约为600万千瓦;江苏电网电力供需偏紧,考虑利港、射阳港、靖江电厂306万千瓦的未核准机组顶峰发电,再增加临时区外受入电力等可以实现电力供需基本平衡;浙江电网上半年电力缺口为300万千瓦,下半年由于溪洛渡水电、方家山核电机组、皖电东送特高压机组等外来电源逐渐正常运行,电力供需平衡;重庆电网电力供需偏紧,最大电力缺口约为200万千瓦。全国最大电力缺口为1200万千瓦左右。

  相关建议

  (一)密切跟踪经济形势,科学合理预判电力需求走势

  未来两年是我国经济转型的关键时期,电力需求增长的不确定性加大,对电力市场分析预测工作提出更高的要求。建议一是密切关注经济政策动态,超前研究各项重大经济政策对经济运行和电力需求的影响。二是加大市场调研力度,加强工业企业生产情况的跟踪、调查、分析,密切跟踪各地区节能减排、化解产能过剩、大气污染防治等政策实施情况,科学合理预判电力需求走势。

  (二)加快跨区电网和配电网建设,提升电网大范围优化配置资源能力

  随着经济社会的发展,我国能源资源和负荷中心逆向分布的特征将更加明显,大气污染防治、新型城镇化建设等对跨区电网及配电网提出了更高的要求。

  建议一是国家尽早发布“十二五”电网规划,指导各地区电网建设。二是积极推进跨区输电通道建设。三是加强各地区主网架和配电网建设,加快实施配网升级改造工程,促进各级电网协调发展。

  (三)合理优化电源结构与布局,提升发电供应能力

  近年来,我国煤电装机比重持续下降,每千瓦新增机组的发电能力不断下降,这将对部分地区后期的电力供需平衡产生较大影响。建议一是积极推进洁净煤发电技术的应用,合理优化煤电的布局与建设时序,加快煤电基地配套送出通道建设。二是在部分外来电比重较高的受端地区建设一批燃气或抽蓄电站作为调峰或事故备用电源。三是积极保障天然气供应,避免区域内燃气机组在用电高峰时段发生出力不足或非计划停运的情况。

  (四)加强新能源规划与管理,促进新能源科学发展

  近年来我国风电、太阳能发电发展迅猛,核批规模远超国家规划目标,对电网安全运行、全额消纳均造成较大影响。建议一是加强新能源发展规划与资源条件、电源建设、电网建设的协调,确保地方规划目标与国家规划目标相衔接。二是加快制订风电、太阳能发电分地区、分年度建设计划,实现新能源健康有序发展。三是加快风电、太阳能基地送出通道建设,提高输送和消纳能力。

  (五)积极开展电能替代,促进节能减排

  大气污染防治行动计划将严格控制煤炭、石油等化石能源的消耗,而电能在清洁、环保、效率等方面的优势将促进电气化水平的提高,促进以电代煤、以电代油工作的开展。建议一是积极在农业、工业、交通运输业、建筑、居民生活等主要领域开展电能替代工程。二是逐户核查在办报装业务,加快报装接电速度,改进和细化服务措施,提高供电服务质量。三是加大宣传引导,积极鼓励绿色环保的能源消费方式,充分发挥电力清洁能源的替代作用。

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