中电联发布2013年前三季度全国电力供需形势分析预测报告

中电联发布 2013年前三季度全国电力供需形势分析预测报告 时间： 2013-11-07 16:28:28 信息来源: 中电联规划与统计信息部 前三季度，国民经济运行总体平稳，全国电力供需总体平衡，迎峰度 夏安全稳定。全社会用电量同比增长 7.2%，增速比上年同期提高 2.4 个 百分点，其中三季度增长 10.9%；第一产业用电同比增长 0.1%，第二产 业用电增长 6.5%、低于全国平均增长水平，第三产业用电增长 10.9%、 延续高速增长势头，城乡居民生活用电增长 8.9%、三季度增速大幅提升 至 17.6%。全国 6000 千瓦及以上发电装机容量同比增长 9.5%，电力供 应能力充足，水电发电量在三季度负增长、前三季度设备利用小时同比下 降 150 小时，电煤供应总体宽松，火电发电量在三季度实现两位数增长、 前三季度设备利用小时同比降幅收窄至 6 小时，风电发电量保持高速增长、 设备利用小时同比增幅扩大到 138 小时。 主要受上年同期高基数、气温等因素影响，预计四季度全社会用电量 增速有所回落、同比增长 6.5%-7.5%，全年增长 7.0%左右。预计年底全 国发电装机达到 12.3 亿千瓦左右、跃居世界第一，全年发电设备利用小 时 4530 小时左右、其中火电 5000 小时左右，四季度全国电煤供应总体 宽松。总体判断，四季度全国电力供需总体平衡，东北和西北区域电力供 应能力富余较多，华北和华中区域电力供需基本平衡，华东和南方区域部 分省份在迎峰度冬用电高峰时段电力供需平衡偏紧。 一、前三季度全国电力供需情况分析 （一）全社会用电量增速逐季上升 根据我会统计，前三季度，全社会用电量 3.95 万亿千瓦时，同比增 长 7.2%，增速比上年同期提高 2.4 个百分点。分季度看，一、二、三季 度全社会用电量同比分别增长 4.3%、6.0%和 10.9%，全国大范围持续 高温天气、宏观经济运行稳中有升以及上年同期低基数是三季度用电增速 明显加快的主要原因。 图 1 2012、2013 年前三季度电力消费结构图 三季度城乡居民生活用电增速大幅提升。前三季度同比增长 8.9%， 迎峰度夏期间，全国大部分地区遭遇历史罕见的大范围持续高温天气，三 季度当城乡居民生活用电增速达到 17.6%。 第三产业延续高速增长势头。前三季度同比增长 10.9%，其中三季度 增长 13.6%，反映出第三产业市场消费需求依然活跃，对保持经济和用电 平稳增长起到有效支撑。第三产业用电所占全社会用电比重同比提高 0.44 个百分点。 电力消费结构继续优化。第二产业用电量同比增长 6.5%，占全社会 用电量比重同比降低 0.55 个百分点，降幅比上半年扩大 0.33 个百分点。 化学原料及制品业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼及压延加工业、有 色金属冶炼及压延加工业四大重点用电行业合计用电增长 5.1%，其中， 一、二、三季度分别增长 5.3%、3.3%和 6.9%，分别比同期全社会用电 量增速高 1.0、低 2.7 和低 4.0 个百分点；占全社会用电量比重同比降低 0.60 个百分点，降幅比上半年扩大 0.25 个百分点。 西部地区用电保持较高增长，东部和中部地区用电增速逐季上升。前 三季度，东、中、西和东北地区用电同比分别增长 6.4%、6.8%、9.8% 和 4.4%，其中，东部和中部地区用电增速逐季上升，三季度均实现两位 数增长。 图 2 2013 年前三季度各地区全社会用电量增速情况图 （二）电力供应能力充足 前三季度，完成电力投资 4930 亿元、同比增长 6.4%，其中电源同 比增长 2.1%，电网同比增长 10.8%。新增发电装机 5457 万千瓦，9 月 底全国 6000 千瓦及以上电厂装机容量 11.63 亿千瓦、同比增长 9.5%。 国家统计局统计全国规模以上电厂发电量 3.87 万亿千瓦时、同比增长 6.8%。发电设备利用小时 3385 小时、同比降低 55 小时。 图 3 2006-2013 年前三季度发电设备利用小时情况图 三季度各月水电发电持续负增长，水电设备利用小时同比下降。前三 季度完成投资同比增长 11.8%，新增装机 1867 万千瓦，截至 9 月底全 国 6000 千瓦及以上水电装机 2.31 亿千瓦、同比增长 12.4%，规模以上 水电厂发电量同比增长 4.0，其中三季度各月同比分别下降 6.5%、10.1%和 5.7%，前三季度利用小时同比下降 150 小时。 风电发电量保持高速增长，设备利用率继续提高。前三季度，风电完 成投资同比减少 3.5%，并网风电新增装机 647 万千瓦，9 月底全国 6000 千瓦及以上并网风电装机 6826 万千瓦、同比增长 23.6%，发电量 同比增长 40.6%，利用小时 1522 小时、同比提高 138 小时，提高幅度 比上半年扩大 47 小时，风电设备利用率继续提高。并网太阳能发电新增 装机 321 万千瓦、同比增加 290 万千瓦， 9 月底 6000 千瓦及以上并网 太阳能发电装机 684 万千瓦，发电量 56 亿千瓦时。 核电投资同比减少，设备利用小时同比下降。前三季度完成投资同比 减少 21.3%，新增装机 221 万千瓦，9 月底核电装机 1461 万千瓦、同 比增长 16.7%，发电量同比增长 11.7%，利用小时同比下降 12 小时。 三季度各月火电发电量保持两位数增长，设备利用小时同比降幅进一 步收窄。前三季度完成投资与上年同期基本持平，占电源投资的比重为 26.5%，新增装机 2402 万千瓦，9 月底全国 6000 千瓦及以上火电装机 8.42 亿千瓦、同比增长 7.2%，规模以上火电厂发电量同比增长 6.5%， 当季各月同比分别增长 11.3%、19.2% 和 11.0%，前三季度利用小时同 比下降 6 小时，下降幅度比上半年收窄 77 小时。 跨区送电保持快速增长。前三季度，全国跨区送电量 1803 亿千瓦时、 同比增长 15.9%，跨省输出电量 5773 亿千瓦时、同比增长 6.4%。其中， 东北外送电量增长 66.7%，华中外送电量增长 28.6%，西北外送电量减 少 8.8%。南方电网区域西电东送电量 945 亿千瓦时、同比增长 1.5%。 三峡电站送出电量 675 亿千瓦时、同比减少 12.3%。 （三）全国电力供需总体平衡，迎峰度夏安全稳定 前三季度，全国电力供需总体平衡，局部地区供需偏紧。其中，东北 和西北区域电力供应能力富余较多，华北、华中和南方区域电力供需总体 平衡，华东区域电力供需偏紧，江苏、浙江等省份在年初、迎峰度夏用电 高峰时段出现错避峰。 二、四季度全国电力供需形势预测 （一）四季度电力消费增速将有所回落 总体判断，四季度国内经济将继续保持平稳增长，增速可能略低于三 季度。考虑到上年四季度用电基数较高，国家化解钢铁、水泥、电解铝、 平板玻璃、船舶五大行业产能严重过剩矛盾以及气温影响等因素，预计四 季度全社会用电量增速将比三季度回落，四季度全社会用电量同比增长 6.5%-7.5%，全年全社会用电量 5.31 万亿千瓦时、同比增长 7.0%左右。 （二）电力供应能力充足，可再生能源装机新增较多 预计全年新增发电装机 9100 万千瓦左右，其中，可再生能源装机新 增 4900 万千瓦左右，火电新增 4000 万千瓦左右，核电新增 221 万千瓦。 预计 2013 年底全国发电设备容量将达到 12.3 亿千瓦左右，将成为世界 上发电装机规模最大的国家，其中火电 8.6 亿千瓦、核电 1461 万千瓦、 可再生能源 3.6 亿千瓦，可再生能源占全国装机比重在 30%左右。 （三）四季度全国电力供需总体平衡 综合考虑部分区域可能出现的极端低温天气、重点流域汛期来水偏枯 导致电站蓄水减少、火电机组集中脱硝达标改造、天然气供应紧张及价格 上调、风电太阳能发电大规模发展等因素对电力供需可能产生的影响，预 计四季度全国电力供需总体平衡，华东和南方区域部分省份在迎峰度冬用 电高峰时段电力供需平衡偏紧，华北和华中区域电力供需基本平衡，东北 和西北区域电力供应能力富余较多。预计全年发电设备利用小时 4530 小 时左右，其中火电设备利用小时 5000 小时左右。 三、有关建议 （一）做好迎峰度冬工作预案，确保电力系统安全稳定运行 一是统筹火电机组脱硝等改造时间，保障电力供应。按照国家尤其是 地方政府特别排放限值的达标改造期限要求，一批火电机组需要在冬季进 行脱硝等达标改造，对迎峰度冬期间保障电力热力供应带来影响，建议有 关部门统筹协调好火电机组改造与保障电力热力供应。二是高度重视“三 北”地区供热与风电消纳对电力系统安全稳定运行的影响，合理安排热电 机组与风电机组运行时间，保障电力系统安全稳定经济运行。三是加快迎 峰度冬重点工程建设和投运，提高电力系统整体供电能力。四是做好有序 用电工作，细化相应措施，及时发布电力供需信息，引导社会实施有序用 电。 （二）统筹安排好天然气供应，疏导燃机电价矛盾，优化天然气发电 布局 一是统筹做好用电用气高峰期间燃气调峰机组用气与城乡居民生活用 气、工业用气保障工作。加快储气库建设，提高输气管网储气调峰能力， 优先保障居民用气，满足电力系统调峰需求。二是加快疏导燃机电价矛盾。 地方政府增加财政补贴额度，弥补燃机发电亏损。统筹制定全国天然气发 电价格补贴政策，省级政府落实资金来源和补贴水平。三是优化天然气发 电布局。根据经济社会发展承受能力和各省市区财政补贴能力，合理确定 天然气发电规模。坚持大中小相结合、多种方式共同发展原则，鼓励和优 先发展天然气分布式能源系统，提高能源利用效率；在风电等新能源大规 模发展、系统调峰容量严重不足地区，有序发展大型单循环燃气调峰机组。 （三）优化风电、光伏发电布局，加快解决弃风弃光问题 2012 年以来，我国风电设备利用率逐步提高，但“三北”风电基地 仍然存在“弃风”问题，少数光伏发电基地存在“弃光”问题。要解决这 些问题，一是坚持集中与分散相结合原则，优先鼓励分散、分布式风电和 光伏发电发展。二是做好统筹规划。坚持发展目标要与国家财政补贴能力 相平衡，实现区域布局及项目与消纳市场、配套电网以及调峰电源相统筹， 做到国家与地方规划相统一。三是加快跨大区通道建设。加快核准和超前 建设包括特高压输电工程在内的跨区跨省通道工程，以消纳 “三北”基 地现有的过剩发电能力。在消纳市场未确定及跨区跨省通道未开工建设前， 应适度控制“三北”地区大规模集中式开发。四是增加可再生能源发展基 金中财政专项资金额度，开辟新的补贴资金渠道。风电、光伏发电等发展 离不开国家财政补贴，尽管可再生能源电价附加已调升到 1.5 分/千瓦时， 但随着开发规模不断增加，现有电价附加水平将仍然不足，存在补贴金额 不足风险。财政补贴资金即可再生能源发展基金中，除增加可再生能源电 价附加水平外，更应拓宽可再生能源发展基金来源，如大幅增加国家财政 专项资金补贴，开辟新的资金渠道。五是加快风电、太阳能发电技术创新， 进一步降低造价，提高质量，逐步提高与传统能源发电的市场竞争力，减 轻国家财政补贴压力。六是加快建立调峰调频等辅助服务电价机制，用经 济手段调动发电机组调峰调频积极性，促进可再生能源消纳。 （四）加快理顺电价形成机制，促进行业科学发展 我国已经进入电价上涨周期，要立足于电力市场化改革顶层设计，加 快推进电价机制改革，更多采用市场机制调节电价，减少行政干预：一是 加快形成独立的输配电价机制，稳妥推进电力用户与发电企业直接交易。 地方政府不得通过行政手段指定直接交易的对象、电量和电价，不得指定 交易的降价优惠幅度，国家有关部门应加大电价检查力度，规范电价秩序。 二是加快发电环节两部制电价改革。调整完善水电价格形成机制；研究云 南、四川、湖南等水电大省的火电价格形成机制，解决这些地区长期亏损 的火电企业生存问题；加快理顺天然气发电价格机制。三是针对华北、东 北等地区热电联产企业供热普遍亏损的实际，建议政府有关部门对供热亏 损较大的地区按照成本加成原则重新核定热价，并执行煤热价格联动机制； 对热价倒挂严重、亏损严重的供热企业予以财政补贴，以缓解企业经营困 难，保障迎峰度冬期间安全稳定供热。 （五）尽快研究制定电能替代战略规划，加快实施电能替代工程 贯彻落实国务院大气污染防治行动计划，加快解决我国严重灰霾天气 问题，需要加快实施电能替代工程。建议：一是国家尽快研究制定电能替 代战略规划，出台电能替代产业政策。以电能替代战略规划统筹指导实施 “以电代煤”和“以电代油”工程，提高全社会电气化水平，不断提升电 能占终端能源消费比重。二是加快实施电能替代工程。在工业和民用领域 推广“以电代煤”，降低散烧煤应用范围，提高煤炭转化为电力的比重。 在城市交通领域，大力推动城市电动汽车、电气化轨道交通的研发和应用， 推广新建小区建设电动汽车充电桩。三是加快调整电源结构和优化电源布 局，积极高效发展核电、新能源发电，加快西南水电基地开发以及西部、 北部大型煤电基地规模化和集约化开发，通过特高压等通道向东中部负荷 中心输电，实现更大范围的资源优化配置和环境质量的结构性改善。四是 通过市场机制和经济手段促进节能减排，深化电力需求侧管理，推行合同 能源管理，推进发电权交易，研究火电氮氧化物排污权交