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18-19年度全国电力供需形势发布核电发电量增18.6%
文章来源:中电联 日期:2019年01月30日

  1月29日,中电联发布《2018-2019年度全 国电力供需形势分析预测报告》,报告显示,核电装机容量4466万千瓦,发电量2944亿千瓦时,同比增长18.6%。

  一、2018年度全 国电力供需状况

  (一)全社会 用电量实现较快增长、电力消 费结构继续优化

  根据中电联快报,2018年,全国全社会用电量6.84万亿千瓦时,同比增长8.5%、同比提高1.9个百分点,为2012年以来最高增速;各季度同比分别增长9.8%、9.0%、8.0%和7.3%,增速逐季回落,但总体处于较高水平。全国人均用电量4956千瓦时,人均生活用电量701千瓦时。主要特点有:

  一是第 二产业及其制造业用电量增长较快,高技术 及装备制造业用电领涨。2018年,第二产业用电量4.72万亿千瓦时、同比增长7.2%,增速为2012年以来新高,同比提高1.7个百分点,拉动全 社会用电量增长5.0个百分点。制造业 用电量同比增长7.2%,各季度增速分别为6.5%、8.0%、7.0%和6.2%。从几大类行业来看,高技术及装备制造业[1]用电量同比增长9.5%,与同期技术进步、转型升 级的相关产业和产品较快增长态势基本一致。四大高载能行业[2]用电量增长6.1%,增速同比提高1.2个百分点,各季度增速分别为4.8%、5.3%、7.3%和7.0%,因国家和地方“稳投资”等措施逐步发力,并受上年低基数影响,下半年增速回升。消费品制造业[3]用电量增长5.5%,各季度增速分别为5.7%、7.9%、5.1%、3.5%,与社会 消费品零售总额增速放缓趋势相吻合。

  二是第 三产业用电量继续快速增长。全年第三产业用电量1.08万亿千瓦时,同比增长12.7%,增速同比提高2.1个百分点;拉动全 社会用电量增长1.9个百分点,比上年提高0.5个百分点。信息传输、软件和 信息技术服务业用电量增长23.5%,继续延 续近年来的快速增长势头,其中互 联网和相关服务业、软件和 信息技术服务业用电量增速均超过60%;批发和 零售业用电量增长12.8%,其中充 换电服务业用电量增长70.8%;受电气化铁路、城市公共交通运输、港口岸电、装卸搬 运和仓储业等用电持续快速增长拉动,交通运输、仓储和 邮政业用电量增长11.7%。

  三是城 乡居民生活用电量快速增长。全年城 乡居民生活用电量9685亿千瓦时,同比增长10.3%,增速同比提高2.6个百分点;拉动全 社会用电量增长1.4个百分点,比上年提高0.4个百分点。随着城 镇化率和城乡居民电气化水平的持续提高,以及新 一轮农网改造升级、居民取暖“煤改电”的大力推进,尤其在 气温因素的作用下,冬季取 暖和夏季降温负荷快速增长,带动了 城乡居民生活用电快速增长。

  四是畜 牧业和渔业带动第一产业用电量快速增长。全年第一产业用电量728亿千瓦时、同比增长9.8%,增速同比提高2.3个百分点。其中,畜牧产品、渔业产 品规模化生产逐步增多,带动畜牧业、渔业用电量分别增长17.4%和11.0%。

  五是电 力消费结构持续优化。第二产 业用电量占全社会用电量的比重为69.0%、比上年降低0.8个百分点。其中,四大高 载能行业用电量比重比上年降低0.6个百分点;高技术 及装备制造业用电量比重提高0.1个百分点。第三产业、城乡居 民生活用电量比重分别提高0.6和0.2个百分点,第一产 业用电量比重为1.1%,与上年持平。

  六是中 西部地区大部分省份增速相对较高。东、中、西和东 北地区全社会用电量同比分别增长6.9%、9.6%、10.9%和6.9%,比上年分别提高1.7、2.3、1.8和2.3个百分点;用电量 占全国比重分别为48.3%、19.0%、26.9%、5.8%。其中中部、西部同比分别提高0.3和0.2个百分点,东部、东北地区分别下降0.3和0.2个百分点。全国31个省份 用电量均实现正增长;除福建、山东外,其余13个用电 量增速高于全国平均水平的省份均属于中、西部地区。

  (二)电力生 产延续绿色低碳发展趋势,高质量 发展成效初步显现

  截至2018年底,全国全 口径发电装机容量19.0亿千瓦、同比增长6.5%。其中,非化石 能源发电装机容量7.7亿千瓦,占总装 机容量的比重为40.8%、比上年提高2.0个百分点。分类型看,水电装机3.5亿千瓦、火电11.4亿千瓦、核电4466万千瓦、并网风电1.8亿千瓦、并网太阳能发电1.7亿千瓦。火电装机中,煤电10.1亿千瓦、占总装 机容量的比重为53.0%,比上年降低2.2个百分点;气电8330万千瓦,同比增长10.0%。全国发 电装机及其水电、火电、风电、太阳能 发电装机规模均居世界首位。电力供应主要特点有:

  一是发 电装机绿色转型持续推进。全国新 增发电装机容量1.2亿千瓦、同比减少605万千瓦。其中,新增非 化石能源发电装机占新增总装机的73.0%。“5o31光伏新政”出台后,光伏发电增速放缓,全年新 增太阳能发电装机容量比上年下降16.2%;国家加 快推进和实施光伏扶贫政策,西部地 区新增太阳能发电比重同比提高7.8个百分点。东、中部地 区新增风电装机占比为64.2%、太阳能 发电装机占比为72.2%。全国新增煤电2903万千瓦、同比少投产601万千瓦,为2004年以来的最低水平。

  二是非 化石能源发电量快速增长。全国全口径发电量6.99万亿千瓦时,同比增长8.4%。其中,非化石能源发电量2.16万亿千瓦时、同比增长11.1%,占总发电量的比重为30.9%、比上年提高0.6个百分点。水电发电量1.23万亿千瓦时、同比增长3.2%,火电发电量4.92万亿千瓦时、同比增长7.3%。全国并网太阳能发电、风电、核电发电量分别为1775、3660、2944亿千瓦时,同比分别增长50.8%、20.2%、18.6%。新能源 发电已成为内蒙古、新疆、河北、山东、宁夏、山西、江苏、黑龙江、安徽、吉林等14个省份 第二大发电类型。

  三是各 类型发电设备利用小时均同比提高。2018年,全国发 电设备平均利用小时为3862小时,同比提高73小时。其中,水电3613小时,提高16小时;火电4361小时,提高143小时;核电7184小时,提高95小时;并网风电2095小时,为2013年以来新高,比上年提高146小时;并网太阳能发电1212小时,提高7小时。

  四是弃 风弃光问题继续得到改善。各级政 府和电力企业等多方共同努力,多措并 举推进清洁能源消纳。2018年,全国弃风电量277亿千瓦时,平均弃风率7%,同比下降5个百分点;全国弃光电量54.9亿千瓦时,平均弃光率3%,同比下降2.8个百分点。华北、西北、东北地 区风电设备利用小时分别比上年提高102、215和236小时,西北、东北地 区太阳能发电设备利用小时分别提高66和65小时。

  五是110千伏及 以下电网投资比重提高。全国电网投资5373亿元,同比增长0.6%。其中,±1100千伏、1000千伏投资分别增长111.5%和6.8%;110千伏及以下投资增长12.5%,占全部 电网投资的比重为57.4%、比上年提高4.5个百分点。全国基建新增220千伏及 以上变电设备容量2.2亿千伏安、同比下降8.9%;新增220千伏及 以上输电线路长度3.77万千米、同比增长14.0%;新增直流换流容量3200万千瓦、同比下降59.5%。全年投产1个特高压项目,为内蒙 古上海庙至山东临沂±800千伏特高压直流工程。截至2018年底,全国跨 区电网输电能力达到1.36亿千瓦。

  六是跨 区跨省送电量快速增长。全年全国跨区、跨省送电分别完成4807和12936亿千瓦时,同比分别增长13.5%和14.6%,增速同比分别提高1.4和1.9个百分点。特高压 项目推动跨区跨省送电,其中山西晋北-江苏淮安、宁夏灵州-浙江绍 兴特高压线路输电量分别拉动全国跨区送电量增长2.0和4.2个百分点。

  七是电 力燃料供需总体平衡,地区性时段性偏紧,煤电企 业经营仍比较困难。反映电煤采购成本的CECI 5500大卡综 合价波动区间为571-635元/吨,各期价 格均超过国家发展改革委等《关于印 发平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》(发改运行〔2016〕2808号)规定的绿色区间(价格正常)上限,国内煤 电企业采购成本居高不下。2018年全年 全国火电企业亏损面仍近50%。

  (三)全国电 力供需总体平衡,部分地 区出现错峰限电

  2018年,用电增速回升,电网峰谷差加大,全国电 力供需形势从前几年的总体宽松转为总体平衡。其中,华北、华东、华中、南方区 域电力供需总体平衡,部分省份局部性、阶段性电力供应偏紧;东北和 西北区域电力供应能力富余。

  二、2019年全国 电力供需形势预测

  (一)全社会用电量增速较2018年回落

  当前经 济运行稳中有变、变中有忧,外部环境复杂严峻,经济面临下行压力,用电量 增长不确定性增大。综合考 虑国际国内形势、产业运 行和地方发展等,以及2018年高基数影响,预计2019年全社 会用电量增速将平稳回落,在平水年、没有大 范围极端气温影响的情况下,预计全 年全社会用电量增长5.5%左右。

  (二)年底总装机容量约20亿千瓦,非化石 能源装机比重进一步提高

  预计2019年全国 基建新增发电装机容量1.1亿千瓦左右。其中,新增非 化石能源发电装机6200万千瓦左右;预计2019年底全 国发电装机容量约20亿千瓦、同比增长5.5%左右。其中,水电3.6亿千瓦、并网风电2.1亿千瓦、并网太阳能发电2.0亿千瓦、核电5000万千瓦、生物质发电2100万千瓦左右。非化石 能源发电装机容量合计8.4亿千瓦左右,占总装 机容量的比重为41.8%左右,比上年底提高1个百分点。

  (三)全国电 力供需总体平衡,局部地 区部分时段电力供需偏紧

  2019年,新能源 发电装机将持续增加;第三产 业和居民生活用电比重持续提高,拉大系统峰谷差,时段性 系统调峰能力不足;电煤价格高位运行,发电用 煤维持地区性季节性供需偏紧格局。在多重因素叠加、交互影响下,预计全年全国电 力供需总体平衡,局部地 区高峰时段电力供需偏紧。其中,华北、华中区 域局部性时段性电力供需偏紧;华东区 域电力供需总体平衡;南方区 域电力供需总体平衡,枯水期广西、贵州偏紧,汛期云 南清洁能源消纳压力较大;东北、西北区 域预计电力供应能力富余。预计2019年全国 火电设备利用小时4400小时左右。

  三、有关建议

  2019年是新中国成立70周年,是决胜 全面建成小康社会第一个百年奋斗目标的关键之年,是习近 平总书记提出能源安全新战略五周年。电力行 业坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,全面落 实中央经济工作会议决策部署,按照全 国发展改革工作会议、全国能 源工作会议的安排要求,深入推进“四个革命、一个合作”能源安全新战略,按照高 质量发展的根本要求,在构建清洁低碳、安全高 效的能源体系上取得新成效,着力推 动电力高质量发展迈出新步伐。结合电 力供需分析与预测,提出有关建议如下。

  (一)坚持落 实发展战略规划,深入推 进电力生产和消费革命。重点做好规划引领、电网架构、新能源发展、核电建设等工作。

  一是根据“十三五”规划中期评估结果,及时调 整电力发展节奏和规划目标,并抓好落实;尽快启动“十四五”规划研究工作。积极开 展电力发展战略规划专项研究,统筹确 定能源消费总量及各地区、各子行业发展目标,做好各 战略目标与规划目标衔接。

  二是深 化中长期电网网架规划研究,尽快形成目标清晰、布局科学、结构合理、运行高效、便于实 施的中长期网架规划。推动电 网与互联网深度融合,着力构 建面向未来的以电网为中心的能源互联网。

  三是进 一步优化可再生能源开发布局,集中式 与分布式开发并举,因地制宜,增强消纳能力;适度控 制海上风电开发节奏,避免政 策补贴下的一拥而上,促进海 上风电有序发展。

  四是保 持核电机组建设规模和进度,每年宜核准6-8台机组。核电具有建设周期长、投资规模大特点,核电建 设既可发挥稳投资作用、又不增 加近三年供应能力,对于推 动未来能源结构优化具有重要作用;对于承 担核电技术引进、自主创新、重大专 项设备国产化任务的首台(批)核电机组或示范工程,在上网 电价上给予一定的倾斜。

  (二)坚持深 化供给侧结构性改革,提高清 洁高效电力供给能力。按照“巩固、增强、提升、畅通”八字方针,重点加 大清洁能源消纳、电网调 节和供给保障能力等工作。

  一是全力以赴、多措并 举实现清洁能源消纳目标。创新市场交易机制,推动清 洁能源发电企业与用户直接签订中长期交易合约,以发电 权交易等方式灵活执行,鼓励清 洁能源积极参与电力现货市场;统筹可 再生能源配额制、绿色电 力证书和碳排放交易等机制;打破省间壁垒,推进跨 省区发电权置换交易。

  二是挖掘潜力,着力提 升电网调节能力,促进供需平衡。完善调 峰辅助服务补偿机制,提高机组改造积极性,全面推 动煤电灵活性改造和运行;确定科学、合理的 峰谷分时电价比,加大对 需求侧管理的政策支持力度,引导用户有序用电,实现削峰填谷、移峰平谷,促进电力供需平衡。

  三是提 高电网保障电力供应和资源优化配置能力。加快特 高压配套电源核准建设,提高现 有特高压通道的利用率;着力解 决城乡区域电网发展不平衡问题,继续推进配电网、中西部 地区农村电网的建设,提升电 网供给保障能力。

  (三)坚持推 进电力市场化改革,提高电 力消费服务水平。深入推 进电力体制改革,重点抓 好增量配电网改革试点、电价传导机制、电价政策落实、电能替代等。

  一是着 力推动增量配电业务改革试点项目落地。加大对 重点联系项目的支持和引导,发挥示范带动作用;尽快出台操作细则,保障试 点项目全面推进。加快制 定增量配电试点项目建设、安全、接入等 方面的行业标准,尽快形 成适应增量配电业务发展的标准管理体系。

  二是推 动建立市场化的电价传导机制。鼓励电 力用户和发电企业自主协商,推行“基准电价+浮动机制”,签订电 力市场化交易合同,形成煤价、电价和 终端产品价格联动的顺畅传导机制。各地方 根据本地电力市场建设情况,深入研 究并适时推出相关管理和监督细则。

  三是全 面落实供电营业区内转供电主体的电价政策。认真排查,加快清 理在国家规定销售电价之外向终端用户收取的不合理加价,确保国 家各项降价红利全部传导到终端转供电用户。

  四是进 一步加大电能替代力度。将电能 替代工作纳入地方和行业发展规划,科学合 理可持续高质量推进;进一步 完善峰谷分时电价机制,以及居 民阶梯电价等相关政策,持续扩 大电力消费市场,不断提 高电力占终端能源消费比重,全力推 进再电气化进程。

  (四)坚持防范市场风险,化解电 力企业经营困境。电力企 业是电力供应的责任主体和坚强保证。当前,全国煤 电企业亏损面仍过半,电网企业2018年利润下降24.3%,应重点保障电煤供应、落实可 再生能源补贴资金等。

  一是保 障电煤价格在合理区间。加强煤 电运三方中长期合同有效监管,确保合同履约到位;进一步 规范煤电定价机制,以电煤 价格指数为依据,引导市场合理预期,控制电 煤价格在合理区间,缓解煤 电企业经营困境。

  二是落 实可再生能源补贴资金。加快可 再生能源补贴目录公布和补贴资金发放,尽快解 决巨额拖欠问题,缓解企 业经营和资金压力。

  三是建 立科学合理的电价形成机制,统筹考 虑电力企业维护社会稳定和支撑经济发展的重要作用,降低政策性亏损风险,增强企 业可持续发展能力;科学合 理设定电力企业利润等考核指标。

  (五)牢固树立安全观念,全力保 障能源电力安全。电力是 国民经济的先行基础产业,占有极其重要的地位,具有广 泛性和不可缺性。建议重 点强化安全体系建设、保障电煤供给、科学控制电煤价格、促进上下游协调发展。

  一是强 化安全体系建设。落实安全生产责任、加强安全风险防控,主动应 对电网负荷屡创新高、新设备大量投运、新能源快速增长、自然灾 害多发频发等挑战,确保电 力系统安全生产和稳定供应。

  二是保 障电煤稳定供应。推动优质产能释放,适度放 开沿海电厂进口煤采购,充分利 用好国际国内两个市场、两种资源,稳定电 煤价格在绿色区间。对产能 减少和运力受制约区域,在铁路 运力配置上予以倾斜,加强对 中长期合同履行的运力保障。

  三是严格区分“控煤”与“控电煤”。将污染 严重的散烧煤等作为“控煤”的重点,保障清 洁高效的煤电生产,避免出 现为实现控煤目标简单限制煤电生产、从而造 成电力紧张的情况。

  四是进 一步探索煤炭和电力合作模式。推动煤 炭和电力上下游产业有机融合,促进电煤供应在数量、质量、价格、运输上 形成长期稳定的合作关系和市场机制,不断完善利益共享、风险共 担的煤电合作机制。

  注释:

  [1]高技术 及装备制造业包括:医药制造业、金属制品业、通用设备制造业、专用设备制造业、汽车制造业、铁路/船舶/航空航 天和其他运输设备制造业、电气机 械和器材制造业、计算机/通信和 其他电子设备制造业、仪器仪表制造业9个行业。

  [2]四大高载能行业包括:化学原 料和化学制品制造业、非金属矿物制品业、黑色金 属冶炼和压延加工业、有色金 属冶炼和压延加工业4个行业。

  [3]消费品制造业包括:农副食品加工业、食品制造业、酒/饮料及精制茶制造业、烟草制品业、纺织业、纺织服装、服饰业、皮革/毛皮/羽毛及 其制品和制鞋业、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品业、家具制造业、造纸和纸制品业、印刷和 记录媒介复制业、文教/工美/体育和 娱乐用品制造业12个行业。

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