增速较2017年同期提高4.0个百分点,是一季度全社
分类:电工电气

2018年,全社会用电量呈现快速增长态势,电力行业呈现消费增速创新高、装备制造业和第三产业用电快速增长、城乡居民生活用电大幅提升、发电装机结构持续绿色化“弃风弃光弃水”问题有效改善、供需总体平衡等特点。展望2019年,受经济增速可能稳中趋缓、占全社会用电量70%的第二产业增速放慢、经济结构不断优化调整、2018年基数偏高等因素综合影响,预计2019年全社会用电量约72924.6亿千瓦时,同比增长6.1%,增速较2018年回落2.9个百分点,电力供需总体平衡,局部地区在迎峰度夏、迎峰度冬等高峰时段会出现供需偏紧现象。2019年电力行业亟需以高质量发展为根本,从“打破电力交易省间壁垒、提振光伏企业信心、疏解煤电企业经营压力”三个方面着手,统筹解决好电力发展中的突出问题,为经济平稳健康发展提供电力安全保障。 01 2018年电力形势及特征分析 电力消费增速同比提高,三产和城乡居民用电快速增长 2018年前三季度,全社会用电量51061.3亿千瓦时,同比增长8.9%,增速较2017年同期提高2.0个百分点,创6年来同期新高。 分产业来看,第一产业用电量554.6亿千瓦时,同比增长9.8%,增速较2017年同期提高2.0个百分点。第二产业用电量34713.9亿千瓦时,同比增长7.3%,增速较2017年同期提高1.3个百分点。第三产业用电量8259.1亿千瓦时,同比增长13.5%,增速较2017年同期提高3.0个百分点,创8年来同期新高。城乡居民生活用电量7533.7亿千瓦时,同比增长11.5%,增速较2017年同期提高4.0个百分点,为2011年以来同期新高。 分区域来看,所有省份的全社会用电量均为正增长,其中增速高于全国平均水平的省份有17个,较2017年同期增加2个,增速较高的前5个省份为广西、内蒙古、西藏、重庆和四川,其增速分别为20.2%、14.5%、14.5%、13. 7%和13.0%。 电力消费结构持续优化,产业内部用电结构转型升级 2018年前三季度,第一产业用电量占全社会用电量的比重为1.09%,较2017年同期微增0.O1个百分点。第三产业和城乡居民生活用电量占全社会用电量的比重分别为16.17%和14.75%,较2017年同期分别提高0.66和0.35个百分点。第二产业用电量占全社会用电量的比重为67.98 %,较2017年同期下降1.02个百分点。其中,四大高载能行业用电量占全社会用电量的比重为27.7%,较2017年同期回落0.8个百分点,但高技术装备制造业与三产用电量保持较快增长态势,一定程度上折射出我国经济结构不断优化、新旧动能持续转换。 从制造业分行业用电来看,在传统行业用电低速增长的同时,高技术装备制造业用电量快速增长。其中,新能源车整车制造用电增速高达45.8%,光伏设备及元器件制造、航空航天器及设备制造用电增速超过20%,分别高达27.2%和20.7%,铁合金冶炼、生物药品制品制造、城市轨道交通设备制造用电增速超过10%,分别为18.1%、13.6%和12.6%,高于全国制造业7.5%的平均水平。 从服务业分行业用电来看,新经济行业用电量保持快速增长势头。其中,软件和信息技术服务业、互联网和相关服务用电增速超过60%,分别高达68.7%和62.0%。管道运输业、信息传输软件和信息技术服务业、教育文化体育和娱乐业、居民服务修理和其他服务业用电增速超过15%,高于全国第三产业13.5%的平均水平。 发电装机容量增速同比回落,发电装机结构持续绿色化 2018年前三季度,电力行业进一步深化供给侧结构性改革,积极化解煤电产能过剩风险,煤电装机比重稳步下降,电源结构绿色化趋势明显。 从全国发电量来看,核电、风电发电量同比增长13.9%和25.3%,远远高于7.4%的平均水平,占全国发电量的比重分别较2017年同期提高0.24和0.76个百分点。 从全国6000千瓦及以上电厂发电装机容量来看,核电、风电发电装机容量同比增长9.7%和11.4%,远远高于5.3%的平均水平,占全国6000千瓦及以上电厂发电装机容量的比重分别较2017年同期提高0.09和0.54个百分点。煤电占全国6000千瓦及以上电厂装机容量的比重为56.4%,较2017年同期降低1.50个百分点。 从全国新增发电装机容量来看,全国主要发电企业新增发电装机容量8114.1万千瓦,较2017年同期减少1279.7万千瓦。其中新增火电发电装机容量2379.4万千瓦,较2017年同期减少718.9万千瓦;新增核电、风电发电装机容量346.2和1260.9万千瓦,分别较2017年同期增加128.7和236.4万千瓦,新增核电、风电发电装机容量占全国新增发电装机容量比重分别较2017年同期提高1.95和4.63个百分点;新增非化石能源发电装机占新增总装机比重高达73.0%,创历史新高。 发电设备利用小时数同比提高,“三弃”问题有效改善 2018年前三季度,在化解煤电过剩产能和电力消费快速增长的双重作用下,全国发电设备利用率结束了长达6年的下降局面,全国发电设备累计平均利用小时2905.1小时,较2017年同期增加93.8小时。分发电类型来看,全国水电设备累计平均利用小时2716.3小时,较2017年同期增加42.5小时;全国火电设备累计平均利用小时3275.9小时,较2017年同期增加158.4小时;太阳能发电、风电、核电设备利用小时分别为950.0、1564.6、5447.0小时,较2017年同期分别增加27.0、178.2、67.9小时。 2018年以来,国家能源局将“落实《政府工作报告》要求,尽快解决弃水弃风弃光问题”放在首位,通过完善新能源发电项目竞争配置机制、优化风电和光伏发电建设布局、推动可再生能源平价上网、支持风电光伏分散式发展、促进可再生能源跨省跨区消纳等多措并举,“弃风弃光弃水”问题得到有效改善。 前三季度,全国弃风电量222亿千瓦时,同比减少74亿千瓦时,全国平均弃风率为7.7%,较2017年同期下降4.7个百分点,弃风电量与弃风率双双下降。全国弃光电量40亿千瓦时,同比减少11.3亿千瓦时,全国平均弃光率为2.9 %,较2017年同期下降2.7个百分点,“弃光”问题业己明显缓解。全国弃水电量533亿千瓦时,较2017年同期减少88亿千瓦时,其中,四川和云南弃水电量同比明显减少。 跨区跨省送电量快速增长,电力供需总体平衡 2018年前三季度,全国新增220千伏及以上变电设备容量18691.0万千伏安,新增220千伏及以上输电线路长度30559.2千米,新增直流换流容量500.0万千瓦,直流交流容量和输电线路长度持续新增为跨区跨省送电奠定了坚实基础。全国跨区输出电量3567.1亿千瓦时,同比增长14.8%;全国各省输出电量9634.5亿千瓦时,同比增长16.4%。 前三季度,全国供电量44531.0亿千瓦时,同比增长9.9%,全国售电量41933.3亿千瓦时,同比增10.5%,供电量高于售电量2597.7亿千瓦时,供电量高于售电量额度较2017年同期增加20.6亿千瓦时,在电力消费增速同比大幅提升的背景下,全国电力供需形势从之前的“总体宽松”向“总体平衡”转换。分区域来看,华北、华东、华中、南方区域电力供需总体平衡,东北和西北区域电力供应能力富余较多,但华北、华东、华中、西南及南方区域部分省份局部性、阶段性电力供应偏紧,出现错峰限电现象。 02 2019年电力供需形势预测 展望2019年,受经济增速稳中有降、占全社会用电量70%的第二产业增速下降、经济结构不断优化调整、2018年基数偏高等因素影响,预计2019年用电需求增速较2018年有所回落,电力供需总体平衡,局部地区在迎峰度夏、迎峰度冬等高峰时段会出现供需偏紧现象。 电力消费呈现“增速回落、结构优化、动力转换”发展态势 从消费增速看,预计2019年全社会用电量约72924.6亿千瓦时,同比增长6.1%,增速较2018年回落2.9个百分点。其中,第一产业用电量754.4亿千瓦时,同比增长6.6%,增速较2018年回落2.1个百分点。第二产业用电量49600.4亿千瓦时,同比增长4.9%,增速较2018年回落2.8个百分点。第三产业用电量11986.8亿千瓦时,同比增长9.6%,增速较2018年回落3.2个百分点。城乡居民生活用电量10582.9亿千瓦时,同比增长7.9%,增速较2018年回落3.8个百分点。 从消费结构看,第一产业用电量占全社会用电量的比重为1.03%,与2018年基本持平;第三产业和城乡居民生活用电量占全社会用电量的比重分别为16.44%和14.51%,较2018年分别提高0.53和0.25个百分点;第二产业用电量占全社会用电量的比重为68.02%,较2018年下降0.78个百分点。 从增长动力看,第三产业和城乡居民生活用电对全社会用电量增长的贡献率分别为25.13%和18.56%,较2018年分别提高3.24和0.55个百分点,第三产业和城乡居民生活用电日益成为用电增长新的驱动力。 电力供应呈现“总体充足、局部偏紧、供需平衡”发展态势 综合考虑现有发电装机规模、新增发电装机速度、煤电装机控制政策等因素,预计2019年全年新增发电装机容量超过1.3亿千瓦,其中水电、核电、风电、太阳能发电等非化石能源发电装机容量超过8.4亿千瓦。年底全国发电装机达到20.4亿千瓦,非化石能源发电装机比重提升至42%左右。 综合发电设备利用小时数、跨区域电力交易和各地区的电力供给情况,预计全年电力供应能力总体充足,除部分地区在迎峰度夏、迎峰度冬等用电高峰时段供应偏紧外,大部分地区供需总体平衡,其中,华东和华中地区供需总体平衡,华北和南方地区电力供需偏紧,东北和西北地区电力供应能力富余。 03 促进电力行业健康发展的政策建议 2019年是推进能源生产和消费革命,构建清洁低碳、安全高效的能源体系的关键期,也是推动电力行业高质量发展的攻坚期。电力行业作为国民经济的重要基础产业,2019年亟需以电力行业高质量发展为根本,从“打破电力交易省间壁垒、提振光伏企业信心、疏解煤电企业经营压力”三个方面着手,统筹解决好电力发展中的突出问题,为经济平稳健康发展提供电力安全保障。 深入推进电力市场化改革,打破电力交易省间壁垒 推进跨省跨区电力市场交易,打破电力交易省间壁垒,促进电力资源从省内之间拓展到省际之间进行优化配置,是深入推进电力市场化改革的关键。 一是认真落实《可再生能源电力配额及考核办法》、《关于积极推进电力市场化交易,进一步完善交易机制的通知》等系列政策文件要求。2019年从提高跨省跨区市场化交易电量规模、试点跨省跨区电力现货交易、放开符合条件的用户进入跨省跨区电力交易市场、探索建立跨省跨区高峰用电市场化机制等方面继续加快推进电力市场化交易,完善直接交易机制。 二是建立跨省跨区电力交易市场价格形成机制。鼓励跨省跨区电力交易双方基于发电能力、输送距离、成本收益、政府性基金及附加等信息科学合理测算市场化交易价格。在自主自愿、平等协商的基础上,约定建立相对固定价格与综合考虑市场因素调整相结合的市场价格形成机制,分散和降低市场风险。 三是建立公开透明、功能完善、按市场化方式运行的全国跨省跨区电力交易平台。将各省的发电装机容量、分品种发电量、售电量、线损率、发电标准煤耗、供电标准煤耗、发电消耗原煤、发电设备累计平均利用小时数、发电负荷、用电负荷、发电新增能力、电源投产重点项目、新增变电设备容量、新增输电线路长度、新增生产能力、跨省跨区输入电量、跨省跨区输出电量、发电成本、售电价格等实时数据纳入平台,发挥市场在能源资源优化配置中的决定性作用,打破省间电力信息壁垒,激励省区间在平台上进行直接交易。 多举措支持光伏行业有序发展,提振光伏企业信心 2018年前三季度,我国光伏发电市场规模稳步增长,但受“531新政”影响,导致光伏行业发展信心不足、预期不稳,亟需多举措支持光伏行业有序发展。 一是根据光伏产业发展步伐,大幅调高“十三五”光伏建设目标。《太阳能发展“十三五”规划》中的开发利用目标提出,到2020年底,光伏发电装机达到1.05亿千瓦以上,在“十二五”基础上每年保持稳定的发展规模。截至2018年三季度,我国光伏发电累积装机己达1.65亿千瓦,超出“十三五”规划目标0.6亿千瓦。为保障光伏产业健康可持续发展,推动能源绿色转型,在充分考虑光伏产业发展态势、可再生能源发展需求、能源消费结构优化等因素的基础上,建议将“十三五”光伏发电装机规划目标提高至2.5亿千瓦。 二是延长光伏补贴期限,鼓励光伏发电合理新增建设规模。在中美贸易战和国内“531新政”双重影响下,部分光伏企业面临经营困难的风险,为帮助光伏企业度过寒冬,建议将光伏补贴期限延长至2022年,补贴强度逐年稳步降低。 三是减免可再生能源税费,切实降低光伏企业税费负担。通过提高光伏发电产品增值税退税比例,对光伏阵列不占压土地、不改变地表形态的部分,免征征地占用税和城镇土地使用税,各类光伏发电项目的外部配套及输配电工程,全部由所在地电网企业投资建设等多种举措减税降费,切实降低光伏企业税费负担,以便企业有更多的自有资金开展研发创新、扩大再生产,增强光伏企业发展信心。 合理控制电煤价格,有效疏解煤电企业经营压力 煤炭是我国电力安全的命脉,若电煤价格不断上涨,将加大煤电企业成本压力,既不利于保障电力安全稳定供应,也不利于煤电企业健康可持续发展,2019年合理控制电煤价格仍将是首要任务。 一是加快煤电联营发展步伐。支持煤炭、电力企业通过实施兼并重组,采取投资、入股、控股、收购、并购等方式,积极发展煤电联营。结合电煤运输格局,以中东部地区为重点,推进电煤购销关系长期稳定且科学合理的相关煤炭、电力企业开展联营。支持大型发电企业对煤炭企业实施重组,提高电煤供应安全保障水平。 二是引导煤炭市场价格向合理区间回归。开展煤炭中长期合同履约信用核查,加强政策引导和信用约束,进一步提高中长期合同比重和履约率;加强煤炭市场价格监管,对违法违规炒作煤价、囤积居奇的行为坚决依法依规严厉查处;进一步增加煤炭库存的调节弹性,在生产、消费和中转环节确定1亿吨左右的煤炭可调节库存,对铁路直接供煤的发电企业,适度降低存煤可用天数,以平衡电煤市场供求。 三是根据市场供需情况动态调整进口煤政策总量控制目标。在迎峰度夏、迎峰度冬等用电高峰时段,根据电煤市场供需预测预警情况,提前动态调整进口煤政策总量控制目标,保障电煤供应和稳定煤价,缓解用电高峰时段电力供应紧张压力。

一、一季度全国电力供需状况

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一季度,电源投资节奏继续放缓、结构继续清洁化、布局进一步优化,风电弃风问题明显缓解,电力供给侧结构性改革成效明显。全国主要电力企业总计完成投资同比下降4.8%,其中,电网完成投资同比增长2.1%,110千伏及以下电网投资占53.0%;电源投资同比下降17.3%,各类型电源完成投资均不同程度下降。全国基建新增发电装机2187万千瓦,同比少投产628万千瓦,其中,新增非化石能源发电装机占一半。截至3月底,全国6000千瓦及以上电厂装机容量为16.1亿千瓦,同比增长7.7%,增速同比下降4.0个百分点。全国规模以上电厂发电量1.46万亿千瓦时,同比增长6.7%。

综合考虑宏观经济形势、服务业发展趋势、电能替代、房地产及汽车行业政策调整、气温等因素,预计上半年全社会用电量增长6%左右,增速超过上年同期。受去年下半年高基数影响,预计今年下半年电力需求增速将有所放缓,全年呈前高后低走势,全年增速略低于上年。

五是各地区用电增速均同比提高,西部地区增速领先。东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长6.0%、6.2%、9.5%和4.9%,增速同比分别提高1.9、1.5、8.5和3.5个百分点。西部地区受高耗能行业增速同比大幅回升影响,用电增速大幅提高;东、西部地区对拉动全国用电量增长的贡献较大,分别为2.9和2.5个百分点;中部和东北地区分别拉动1.2和0.3个百分点。

四是并网太阳能发电装机和发电量持续快速增长,设备利用小时同比提高。一季度全国新投产并网太阳能发电装机394万千瓦、同比少投产48万千瓦,东、中部地区太阳能新增规模占全国的比重达到80.6%,开发布局明显优化。太阳能发电装机容量同比增长70.6%,6000千瓦及以上电厂并网发电量同比增长78.4%,设备利用小时275小时、同比提高11小时。

电力供应主要特点有:

电力消费主要特点有:

全国电力供需总体宽松,部分地区相对过剩

二、后三季度全国电力供需形势预测

五是核电装机及发电量快速增长,设备利用小时持续下降。截至3月底,全国核电装机3473万千瓦、同比增长23.4%;核电发电量同比增长16.3%;设备利用小时1631小时、同比降低14小时。与上年同期相比,福建、浙江和江苏设备利用小时分别提高294、184和157小时,其余省份设备利用小时均有所回落。

电力供应能力持续提高,发电投资及新增装机规模均同比减少

展望后三季度,预计电力消费需求呈前高后低走势,上半年全社会用电量增速为6%左右,全年增速比2016年略有回落;预计全年新增装机略超1亿千瓦,年底发电装机容量达到17.5亿千瓦左右,非化石能源发电装机占比进一步提高至38%左右;全年全国电力供应能力总体富余、部分地区相对过剩。火电设备利用小时进一步降至4080小时左右,电煤价格继续高位运行,部分省份电力用户直接交易降价幅度较大、规模继续扩大,发电成本难以有效向外疏导,煤电企业效益将进一步被压缩,发电企业生产经营继续面临严峻困难与挑战。

一是火电完成投资和新增装机容量双降,设备利用小时同比提高。火电完成投资同比下降5.0%,其中,煤电完成投资同比下降24.4%。全国基建新增火电装机容量1139万千瓦、同比少投产607万千瓦,其中煤电新增983万千瓦、同比少投产381万千瓦。煤电投资下降和新增装机规模减少,反映出国家自上年以来出台的促进煤电有序发展系列政策措施效果继续显现。截至3月底,全国6000千瓦及以上火电装机容量10.6亿千瓦、同比增长5.0%。在电力消费需求持续较快增长、水电发电量下降等因素影响的拉动下,火电发电量同比增长7.4%,设备利用小时同比提高31小时。

三是城乡居民生活用电量增长缓慢。城乡居民生活用电量同比增长2.8%,增速同比降低8.0个百分点。主要原因:一是受上年同期气温偏冷,以及多一天导致的高基数影响;二是今年气温偏暖因素影响,2016年12月至2017年2月为1961年以来最暖冬季,影响取暖负荷及用电增长。

二是第三产业用电量继续较快增长,增速同比下降。第三产业用电量同比增长7.8%,增速同比下降3.2个百分点。其中,交通运输仓储和邮政业用电量同比增长12.0%,主要是电气化铁路用电量增长13.0%的拉动,与近年来我国传统铁路电气化改造以及高铁、动车快速发展趋势相吻合;信息传输计算机服务和软件业用电同比增长13.3%,延续近年来用电快速增长势头;商业、住宿和餐饮业用电增长4.8%、增速同比下降4.8个百分点。

六是跨区跨省送电实现快速增长。跨区送电量增长12.6%、增速同比提高7.8个百分点,跨区送电量的增长主要是电网公司积极通过特高压外送消纳西北新能源以及西南水电。跨省输出电量增长9.3%、增速同比提高5.7个百分点。南方电网区域西电东送电量同比下降2.9%,贵州受电煤供应短缺及乌江流域来水偏枯的影响,送出电量下降较多。

电力供需影响因素较多,受电煤供应和气候影响较大

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