头条 | 2019年上半年全国电力供需形势分析及下半年电力供需预测报告

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2019年上半年,国家电力生产运行平稳,电力供需总体平衡。全社会用电量稳步增长。第三产业和城乡居民经历了用电量的快速增长和突出贡献。电力延续了绿色低碳发展的趋势。非化石能源发电的比例持续增加,非化石能源发电的增长迅速增长。受电价进一步下降,燃料成本持续高企以及可再生能源补贴严重延误等因素影响,电力公司整体运作仍然困难。预计今年下半年,上半年电力消耗将继续稳步增长。全社会年用电量同比增长约5.5%;到年底,全国发电装机容量约为20亿千瓦;该国的电力供需总体平衡将部分在夏季期间。区域电力供需紧张,高峰时段存在电力缺口。

1. 2019年上半年全国电力供需情况

上半年,全国总用电量为3.40万亿千瓦时,同比增长5.0%,第一季度和第二季度分别增长5.5%和4.5%。功耗的主要特征是:

首先,第一产业的电力消耗正以适度的速度增长。上半年,第一产业用电量为345亿千瓦时,同比增长5.0%。增长率比上年同期下降5.3个百分点;全社会用电比例为1.0%,与上年同期持平。

第二,第二产业及其制造业的用电量稳步增长。上半年,第二产业用电量为2.31万亿千瓦时,同比增长3.1%。增长率比上年同期下降4.5个百分点,第一季度和第二季度分别增长3.0%和3.1%。第二产业用电量增长对全社会用电量增长的贡献率为42.6%,比上年同期下降13.9个百分点;全社会用电比例为68.0%,比上年同期下降1.3个百分点。制造业用电量为1.72万亿千瓦时,同比增长3.4%,第一季度和第二季度同比增长3.4%。从几大行业的角度来看,高新技术和装备制造业[1]用电量同比增长3.5%;消费品制造业[2]用电量增长2.1%;四大高耗能行业[3]用电量同比增长3.4%。其中,建材行业用电量增长6.1%,黑色行业用电量增长5.9%,化工行业用电量增长1.3%,有色行业用电量增加1.2%。

第三,第三产业的用电量继续快速增长。上半年,第三产业用电量5552亿千瓦时,同比增长9.4%。第一季度和第二季度分别增长了10.1%和8.6%。全社会用电量增长贡献率为29.5%,高于上年同期。 6.1个百分点;全社会用电比例为16.3%,比上年同期提高0.7个百分点。其中,信息传输,软件和信息技术服务用电量继续保持快速增长,同比增长13.6%;租赁和商业服务,房地产,批发和零售用电量分别增长12.9%,11.9%,10.7。 %;运输/仓储和邮政服务用电量同比增长8.6%。不断更新电能,为第三产业用电增长带来了新的亮点。充电服务业用电量增长129.0%,港口岸电用电量增长316.9%,城市公共交通业用电量增长18.6%。

四是城乡居民用电量继续保持快速增长。上半年,城乡居民用电量4993亿千瓦时,同比增长9.6%,第一季度和第二季度分别增长11.0%和7.7%;全社会用电量增长贡献率为27.0%,高于上年同期。 7.9个百分点;全社会用电比例为14.7%,比上年同期提高0.6个百分点。

第五,大多数省份的用电量是积极的。上半年,东部,中部,西部和东北地区全社会用电量分别增长3.3%,6.4%,7.3%和3.5%。中西部地区的增长率领先于东部和东北部地区;全国用电量比例分别为47.0%,19.1%,27.9%和6.0%。电力消费增长对全社会用电量增长的贡献率分别为31.7%,24.0%,40.1%和4.2%。青海,甘肃和上海三省的用电量分别下降2.8%,0.7%和0.1%; 28个省的用电量增加,14个省的用电量增长超过全国平均增长率除海南和河北外,其余省份属于中西部省份。

(2)电力延续绿色低碳趋势,非化石能源发电增长迅速

截至6月底,全国全口径发电装机容量为19.4亿千瓦,同比增长6.1%,其中非化石能源发电量占41.2%,增幅为同比增长1.4个百分点;规模以上电厂的国家发电量为3.37万亿千瓦时。同比增长率为3.3%;全国发电设备利用小时数为1,834小时,同比下降24小时。电源的主要特点是:

首先,该国新增装机容量的规模逐年减少。上半年,全国新增装机容量为4074万千瓦,同比下降1194万千瓦,主要原因是新增太阳能装机容量1164万千瓦,一年 - 年产量低1417万千瓦。新增非化石能源发电装机容量2506万千瓦,占新发电总装机容量的61.5%。新增燃煤装机容量984万千瓦,年产量减少54万千瓦。

其次,非化石能源发电量迅速增长。上半年,规模以上电厂水力发电量为5138亿千瓦时,同比增长11.8%。核电发电量为1600亿千瓦时,同比增长23.1%。全口并网风电和并网太阳能发电分别为2145,1063亿。千瓦时,分别增长11.5%和29.1%。受电力需求增长放缓和水电等非化石能源发电快速增长等因素影响,规模以上火电厂发电量为2.45万亿千瓦时,同比增长0.2% 。

三是水电和太阳能发电设备利用小时数同比增加。上半年,全国水电设备利用小时数为1,674小时,同比增加169小时;火电2066小时,同比减少60小时。其中,燃煤发电量为2,127小时,同比下降57小时,燃气和电力为1212小时,下降121小时,核电为3,429小时。同比下降118小时;并网风电1133小时,同比下降10小时,为2013年以来的第二高位,仅低于2018年同期;并网太阳能发电650小时,同比增长13小时。放弃风和放弃光的问题继续得到改善。国家电网公司和南方电网公司经营区新能源利用率超过95%。

四是110千伏及以下电网投资比重同比增加。上半年,国家基础设施增加220千伏及以上变电站设备容量达数万伏安,同比产量1743万千伏安;新建220千伏及以上输电线路长度,同比减少6105千米。 110千伏及以下电网投资占电网总投资的64.3%,比上年同期增长8.2个百分点。农村电网的配电网建设和升级是当前电网投资建设的重点。

五是跨区域跨省输电正在快速发展,清洁能源得到广泛优化。上半年,全国跨区域和省际电力输送分别为2,243和642.6亿千瓦时,分别增长11.2%和12.0%。西北地区是外部输送电量最大的地区。上半年实现电力911亿千瓦时,占全国跨区域输电量的40.6%,对外交付能力比上年增长15.9%。

六,动力燃料供应总体平衡,动力煤价格高位波动。上半年,规模以上煤矿原煤产量增加3.7%,全国煤炭进口量增长5.7%,全国煤炭发电和供热消费增长3.4% 。发电厂的国家煤炭储存总体上处于较高水平,煤炭供应总体平衡。受煤矿安全事故,安全生产监管,道路超限和超载运输等因素影响,部分地区煤炭供应紧张。动力煤的总价格波动较大。自2月份以来,CECI沿海指数的综合价格已超过《关于印发平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》的绿色限制(发展和改革运营[2016] 2808号),国内燃煤电力公司的燃料成本仍居高不下。

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中国沿海煤炭购买价格指数(CECI沿海指数)5500千卡每周价格图表

(3)国家电力供需总体平衡,部分地区出现故障峰值

上半年,全国电力供需总体平衡。其中,东北和西北电网供电能力过剩;华北,华中,华东和华南电网的总体电力供需均衡,江西,湖北,海南等省有断层高峰。

二,全国电力供需形势预测

(1)下半年电力消费继续稳步增长,年增长率为5.5%

考虑到国内外宏观经济形势,电能替代,上年基数,环境安全检查等因素,下半年电力消费将在上半年继续稳步增长。年。预计2019年全国总用电量将增加约5.5%。如果全国大部分地区的气温低于2018年同期,全年用电量的实际增长率可能会更低比预测值。

(二)年末总装机容量达到20亿千瓦,非化石能源装机容量比例提高到42%

据估计,到2019年,该国新发电装机容量将达到1.1亿千瓦左右;到2019年底,全国发电装机容量约20亿千瓦,同比增长6%;非化石能源发电装机容量8.4亿千瓦,总装机容量占比约42%,其中水电3.6亿千瓦,并网风电2.1亿千瓦,电网连通太阳能发电2亿千瓦,核电4900万千瓦,生物质发电约2200万千瓦。

据估计,到2019年底,全国发电装机容量可提前到2020年达到20亿千瓦的目标。到2020年,太阳能发电的装机容量远远超过1.1亿千瓦的规划目标。非化石能源发电的比例将超过2020年计划的39%。目标。

(3)全国电力供需总体平衡,夏季部分地区旺季紧张

预计该国的电力供应和需求总量将在下半年得到平衡。部分地区的电力供需紧张,夏季高峰时段将出现电力缺口。就地区而言,华北和华中地区繁忙时段的电力供需紧张。一些省份需要采取措施避免高峰时段的高峰期;华东和华南地区电力供需总体平衡;东北和西北地区的剩余电力供应。据估计,全年火电设备的利用小时数将略低于2018年的4378小时。

三,相关建议

目前已进入夏季高峰期,下半年重大活动节能工作比较繁重。要切实按照高质量的发展要求,充分利用电力预测和预警及电力服务,确保电力供应,确保电力供应,减轻供电。电力公司难以经营,满足实体经济和产业发展的要求,以及人民对美好生活的需求。结合电力供需分析预测,提出以下建议:

(1)密切跟踪宏观经济形势的变化,促进实体经济的发展

建议加强用电监测预警,落实一般工商降价政策,做好电力服务和电能更换,帮助实体经济。

一是建立相关政府部门与行业协会之间的沟通协调机制,完善美国出口相关企业名单,密切跟踪美国进出口企业用电量和行业扩张数据的变化情况,加强产业和次区域用电量的分析和预测,为宏观经济决策服务。和行业发展。

二,在实施2019年一般工商平均电价再降低平均电价10%的基础上,继续清理标准,不合理地转动供电环节,提高价格,确保用电降价分红给最终用户带来好处,实现电力公司降低成本,提高效率。

三是不断优化供电组织体系和业务流程,提高需求响应速度和服务质量,缩短企业“上电”时间,优化经营环境,服务实体经济。

四是加大燃煤自备电厂的清洁替代,取代工业炉(窑)炉,重点关注工业生产,交通运输,农村电气化等重点领域,加大替代推广力度;逐步提高终端能源中的电能比例,促进能源结构。绿色低碳转型。

(2)做好电力供需平衡工作,确保安全稳定供电

建议根据电力供需紧缩情况,加快系统调峰能力建设,加强需求侧管理,进一步提高市场机制调动火电厂灵活性的积极性。

该作品的发电厂在夏季高峰时期发挥作用。

二是促进优质煤炭产能的释放,合理安排运输能力,在煤炭供应不足,产能受限的地区倾斜铁路运力分配;加快进口煤炭清关速度,确保发电燃料稳定供应。

三是研究尽快引入容量电价,建立容量市场和配套服务市场,进一步理顺燃煤电价形成机制,调动火电灵活性转变的积极性,提高峰值电网发电能力。

四是加强需求侧管理,扩大峰谷电价实施范围,确定科学合理的峰谷电价比,根据最大供电量制定有序用电措施与需求差距,引导用户使用峰值功率,实现峰值填充,移动平谷,充分满足用电需求。

五是加快现有特高压输电通道配套供电建设,合理布置配套发电机组,缓解东部和中部地区硬实力缺口。

六是加快高峰电站建设,如抽水蓄能,燃气,储能等,提高电力系统的峰值填充和平衡调节能力。

(3)高度重视电力公司的经营困难,保持行业的可持续发展能力

关注电网,燃煤电力和新能源企业的经营困难,并密切关注近期火电厂的破产清算。建议做好电价煤的价格形成机制,中长期合同价格和业绩监督,以及新能源补贴。

首先,验证第二监督周期的输配电价格水平,建立和完善输配电价格机制,确保电网可持续发展,全面解决电网投资建设问题是合理的,电价交叉补贴,东西方援助,支持电网健康持续发展。

为明确年度长期协议价格机制,严禁使用长期长期协会和非购买长期协会捆绑年度长期价格上涨;保持进口煤炭政策的连续性,以合理的期望引导市场,将煤炭价格控制在合理范围内,缓解煤电企业的困境。

三是推动燃煤中长期合同含税基准价格的调整和价格区间,尽快协调煤炭生产企业调整煤炭价格,促进有效减税 - 向最终用户提供的可抵扣红利。

四是适度加大对火电企业的信贷支持力度,确保库存继续实施,避免火电企业亏损不断扩大,形成破产清算潮。

五是根据协议加快可再生能源补贴目录和补贴资金分配的发布,尽快解决巨额欠款,缓解经营和资金压力;开发风电,光伏等清洁能源项目融资类型,将应收补贴纳入贷款支持范围,解决整个行业的补贴资金缺口;实施绿色信贷政策,促进可再生能源等清洁能源的发展。

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