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| 中电联:2013全国电力供需形势分析预测报告 |
| 时间：2013/2/28 |
【摘要】2012年，受世界经济持续低迷、国内经济增速放缓影响，全社会用电量同比增长5.5%，增速较上年回落6.5个百分点。第三产业和城乡居民生活用电量保持两位数增长，第一产业用电量与上年基本持平，第二产业尤其是高耗能行业用电量增速回落幅度较大，是全社会用电量增速回落的根本拉动因素。水电设备利用小时同比提高536小时；火电设备利用小时同比下降340小时；并网风电装机容量超过6000万千瓦，发电量超过1000亿千瓦时，风电设备利用小时同比增加18小时；太阳能发电量增长四倍以上。火电机组供电标准煤耗以及烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放绩效值均比上年有所下降。
2013年，我国经济将继续趋稳回升，带动用电需求增速回升，预计国内生产总值增长7.5%~9.0%、推荐8.0%左右，相应地全社会用电量同比增长6.5%~8.5%、推荐7.5%左右。预计年底全国全口径发电装机容量12.3亿千瓦左右，全年发电设备利用小时4700~4800小时，其中火电5050~5150小时、较上年有所增加。全年全国电力供需总体平衡，东北地区电力富余增加，西北地区仍有电力富余，华东及华北地区的部分省份在部分高峰时段可能有少量电力缺口。
2012年全国电力供需情况分析
（一）全社会用电量增速大幅回落，用电量步入个位数增长时期根据中国电力企业联合会2012年全国电力工业年快报统计(下同)，2012年全国全社会用电量4.96万亿千瓦时，同比增长5.5%，增速比上年回落6.5个百分点，各季度增速分别为6.8%、4.3%、3.6%和7.3%，与同期GDP增速变化趋势相吻合。用电增速回落到个位数，既是受世界经济持续低迷、国家宏观调控共同作用带来的国内经济增长放缓所致，更是我国经济经历三十年高速增长、从工业化初、中期转入中后期发展阶段所必经的国内经济转型期在电力工业的具体体现。
分产业看，2012年，第一产业用电量与上年持平。第二产业用电量同比增长3.9%，其中化工、建材、黑色金属冶炼和有色金属冶炼四大高耗能行业合计用电量同比增长2.7%，增速比上年回落10.8个百分点，四大高耗能行业用电量增长对全社会用电量增长的贡献率 （即四大高耗能行业用电增长量占全 社会用电增长量的比重）比上年降低了20.3个百分点，反映出四大高耗能行业用电增速大幅回落是第二产业及全社会用电量增速回落的根本原因；第四季度，由于市场预期转暖及补库存等因素，四大高耗能行业用电量增速回升至7.6%，对全社会用电量增长的贡献率回升到33.3%，明显高于前三季度的贡献率（7.1%），带动全社会用电量增速快速回升。第三产业及城乡居民生活用电量分别比上年增长11.5%、10.7%，对全社会用电量增长的贡献率分别高出上年10.3和12.9个百分点，延续了近年来对全社会用电量增长起到明显支撑作用的特征。
（二）电力供应能力继续增强，结构进一步优化2012年,基建新增发电设备容量8020万千瓦，年底全国发电装机11.45亿千瓦，同比增长7.8%；完成投资7466亿元，同比下降1.9%；全口径发电量4.98万亿千瓦时、同比增长5.2%，发电设备平均利用小时4572小时、同比下降158小时。
全国水电年底装机2.49亿千瓦，同比增长6.8%；投资同比增长31.5%；发电量同比增长29.3％，水电设备平均利用小时比上年提高536小时。
并网风电年底装机6083万千瓦，跃居世界第一；发电量1004亿千瓦时，首次超过核电发电量；风电设备平均利用小时比上年提高18小时，风电利用率略有提高，其中分散开发的省份利用小时较高，供应能力富裕且集中开发的东北地区有所下降。
并网太阳能年底装机328万千瓦，同比增长47.8%；发电量35亿千瓦时，比上年增长4.1倍。
核电年底装机1257万千瓦，与上年持平；发电量982亿千瓦时，同比增长12.6%。
火电完成投资继续下降，年底装机8.19亿千瓦，同比增长6.6%，所占全国装机容量比重较上年回落0.7个百分点；电煤供应总体平稳，发电量同比增长0.3%，全国火电设备平均 利用小时比上年降低340小时。
全国火电机组供电标准煤耗326克/千瓦时，同比下降3克/千瓦时；烟气脱硫机组占煤电机组的比例约为90%；烟气脱硝机组容量达到2.3亿千瓦，同比增长65%；烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放绩效值均比上年有所下降。
2012年，全国跨区送电量2018亿千瓦时、同比增长20.2%，跨省输出电量7222亿千瓦时、同比增长14.2%。其中，西北外送电量同比增长9.1%；华中外送同比增长38.0%，包括送华东增长48.2%、送西北增长146.5%、通过特高压送华北同比增长231.9%；南方电网区域西电东送电量1243亿千瓦时、同比增长28.3%，增速较上年提高41.5个百分点。
（三）全国电力供需总体平衡2012年，全国电力供需总体平衡。华北、华东和华中区域电力供需平衡；东北和西北区域电力供应能力富余；南方区域前紧后松、总体平衡，在前四月出现少量错峰限电。
2013年全国电力供需形势预测
（一）国内经济企稳回升，用电增速有所回升2013年是全面贯彻落实党的十八大精神的开局年，也是实施“十二五”规划承前启后的重要年份，在以往五年规划的第三年和地方政府换届年都会出现以基建投资拉动为主的投资高峰，同时，我国将继续实施积极的财政政策和稳健的货币政策，前期稳增长系列政策的效果也将进一步显现，国际经济形势也可能会有所好转，尽管目前国内外经济形势还存在较大的不确定性以及国家继续推动经济结构调整，但总体来看，我国经济企稳回升的势头有望进一步巩固。中央经济工作会议确定了国内生产总值增长7.5%左右的目标，结合历年来实际执行结果大多超过预期值的实际，综合各方预测结果，初步预测2013年GDP增长7.5%~9.0%、推荐8.0%左右，相应全国全社会用电量增长6.5%~8.5%，推荐5.33万亿千瓦时左右、增长7.5%左右。其中,第一产业用电增长4.0%~6.0%，第二产业用电增长5.5%~7.5%，第三产业和城乡居民生活用电增长 继续保持10.0%~12.0%。
（二）新增发电装机超过上年，火电新增装机继续减少预计2013年全国新增装机8700万千瓦左右，其中火电4000万千瓦左右。预计2013年底全国发电装机12.3亿千瓦左右，发电装机规模有望跃居世界第一，其中水电2.8亿千瓦、火电8.6亿千瓦、核电1478万千瓦、并网风电7500万千瓦、并网太阳能600万千瓦左右(若国家政策及时出台并落实到位，有望超过1000万千瓦)。
（三）影响电力供需的外部因素分析气候变化频繁以及可能出现的极端气候将对电力供需产生较大影响。近年来，冬季供暖和夏季降温负荷增长较快，在全社会用电负荷中的比重稳步提高，同时，近几年气候变化频繁、气温波动加剧，气候对用电负荷的影响越来越明显。2013年如果出现持续高温高湿度天气，将可能出现降温负荷集中释放的情况，因此需要重视迎峰度夏期间极端高温天气出现的可能性以及对电力保障能力和电力供需平衡的影响。上年蓄水情况能够保证汛前水电生产，但全年来水情况存在不确定性。来水情况对大部分地区尤其是水电比重偏大地区(如华中和南方电网地区)的电力供需影响很大。
2012年底，国家电网公司经营区域重点水电厂蓄能值同比增加27亿千瓦时，南方电网公司经营区域三大流域蓄能值同比增加155亿千瓦时，水电厂蓄水情况较好将有利于保证汛前水电生产，但汛期及汛后水电来水情况仍有较大的不确定性。
电煤供应总体平稳，局部地区电煤运输偏紧。预计2013年煤炭进口量继续保持较大规模，国内电煤供应及市场煤炭价格总体平稳，考虑到重点合同电煤价格并轨影响及铁路运输价格上涨，以及受极端天气、来水及运输条件等多重因素影响，局部地区、部分时段存在煤炭市场短缺、煤炭价格上涨的可能，全年到厂电煤价格较上年很可能在波动中略有上升。考虑到山西、内蒙古、新疆等主要煤炭基地的跨区外运通道能力并未明显提高，煤炭运输瓶颈问题没有得到根本解决，在需求回升的环境下，在用煤高峰时段，部分地区尤其是煤炭主要外送基地仍可能存在运输能力偏紧的情况。
天然气供应总体偏紧，部分地区较为 严重。当前我国天然气市场供需两旺，天然气供应总体偏紧，去冬今春迎峰度冬期间，各地天然气需求量迅速上升，部分地区尤其是华东、南方等区域受天然气气源、管网、储气库等因素影响，在用气高峰时段天然气供应紧张，影响部分天然气发电机组顶峰发电，今年初浙江等地已出现此种情况。2013年天然气价格改革可能逐步在全国大范围推广，将推高天然气发电成本，而当前我国天然气发电价格机制尚未形成，给燃气发电企业的经营状况带来风险，也将影响到天然气发电机组的顶峰发电能力。
（四）2013年全国电力供需总体平衡根据预测和初步平衡，2013年全国电力供需总体平衡,东北地区供应富余能力增加；西北地区供应能力有一定富余；南方区域电力供需平衡有余；华中区域电力供需总体平衡；受跨区通道能力制约、部分机组停机进行脱硝改造以及天然气供应紧张等因素影响，考虑高温、来水等不确定性，华东和华北地区的部分省份在部分高峰时段可能有少量电力缺口。预计全年发电设备利用小时4700~4800小时，其中火电设备利用小时5050~5150小时，均比2012年有所提高。
有关建议
（一）加大水电开工规模，继续优化电源布局和结构为实现国务院提出的2020年非化石能源占一次能源消费比重15%左右和“十二五”规划纲要提出的2015年11.4%的约束性指标目标，较为经济和安全的实现途径是在确保移民和生态环境条件下，优先开发水电。为此建议：一是按规划及时核准、新开工西南水电基地等一批水电项目，加强移民协调力度，确保已核准水电项目的建设进度，确保按期投产；二是针对东北区域发电装机长期富余较多、利用小时低的实际情况，“十二五”期间严格控制区域内包括火电、风电在内的电源开工规模，以消化现有供应能力，提高存量资产效益；三是尽快完善并落实促进风电、太阳能发电、分布式能源系统发展的相关政策措施，实现有序发展；四是加强调峰调频电源建设，以提高电力系统消纳风电、光伏发电的能力；五是优化发展煤电，积极发展清洁煤发电，鼓励发展热电联产。
（二）立足国情，完善机制，促进风电、太阳能发电和分布式能源科学有序发展推进生态文明建设，建设美丽中国，客观要求立足社会主义初级阶段基本国情，结合生态文明建设进程要求和自主技术创新，加快水电、风电、太阳能发电以及分布式能源发展。需要切实贯彻落实《可再生能源法》，落实国务院能源主管部门职责，为此建议：一是统筹兼顾我国经济社会对国家财政补贴能力、电价承受能力、电力系统消纳能力以及一次能源资源条件，优化可再生能源发电和分布式能源结构，科学制定全国风电、太 阳能发电和分布式能源发展中长期总量目标，减缓电价较快增加压力，促进国内经济提升国际竞争力。风电、太阳能发电和分布式能源发展目标要与分年度的国家财政补贴总额、电价水平、税收政策等直接挂钩；二是要加大国家财政补贴额度，做到开发目标与财政补贴额度相平衡，进一步优化发放流程，确保及时足额发放财政补贴；三是坚持集中与分散相结合原则，立足能源和电力行业整体发展规划来制定风电、太阳能发电和分布式能源发展规划，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。四是要统筹项目核准，提前核准开工配套电网工程和调峰电源，确保风电、太阳能发电和分布式能源项目及时送出、合理消纳。没有落实好财政补贴、税收政策和电价的电源项目，政府不得核准开工；五是坚持用技术标准引导和规范，抓紧制定和完善科学的技术标准体系和相关管理办法。电网企业应根据国家风电、太阳能发电和分布式能源发展规划，及时开工建设国家核准的电网项目，确保电源项目及时并网；按照国家及地方政府发电计划和电力调度、交易规则，在确保电力系统安全的前提下，优先调度和合理消纳电力电量。发电企业应严格执行国家技术标准，配合电网企业保障电网安全；六是不断加快技术创新，进一步降低造价，提高质量，逐步提高与传统能源发电的竞争力。
（三）加快特高压及智能电网建设，提高跨区跨省电力交换能力，加大城乡电网改造力度针对我国能源资源与需求逆向分布 特点，以及提高消纳风电、太阳能发电及分布式能源能力的客观要求，为此建议：一是尽快核准建设一批重点项目，加快哈密南-郑州、溪洛渡-浙西以及云南金沙江中游送电广西等交直流特高压跨区通道建设，推进蒙西-长沙、蒙西-湖北、锡盟-泰州、宁东-浙江等特高压跨区通道前期工作，提高西南水电基地及“三北”地区煤电、新能源基地的外送通道能力；二是加快智能电网建设，提高电力系统对风电及太阳能发电等的消纳能力，满足用户多样化的电力需求；三是加大城乡电网改造力度，促进城镇化建设，提高配电网对分布式能源的消纳能力。
（四）做好电煤价格并轨后续工作，加快电价机制改革2012年底国家出台了 《关于深化电煤市场化改革的指导意见》，自2013年起取消重点电煤合同，并提出完善煤电价格联动机制。电煤价格并轨后，应做好相关后续工作：一是国家相关部门应加快制定并落实煤电联动实施细则，出台相关煤炭价格指数、电煤中长期合同监管规范等；二是利用好国际市场煤炭相对宽松的环境，进一步扩大煤炭进口，满足东部沿海地区煤炭需求，平抑国内电煤市场价格；三是要确保并轨后电力安全稳定运行，着重解决好局部地区性问题，如黑龙江、安徽、重庆、山东等部分重点合同煤与市场煤差价较大的地方以及“三北地区”供热机组重点合同电煤比重较高的地方，国家要适当考虑电煤价格并轨后企业增大的经营压力；四是解决发电企业历史欠账问题。
同时，应尽快完善一次能源价格、上 网电价、销售电价之间的联动机制，把加快推进电价机制改革作为深化电力体制改革的首要任务之一。建议：一是加快发电环节电价改革。尽快理顺煤电关系，研究云南、四川、湖南等水电大省的火电价格形成机制，以保障火电企业投资和生产的积极性。尽快调整完善水电价格形成机制。理顺调峰电源的电价形成机制，加快形成天然气发电价格机制；二是加快制定出台独立的输配电价；三是加强电价监管，防止部分地区借电力供需形势缓和之机，出台降低电价政策，拉动高耗能行业的生产。
（五）积极推动电力行业节能减排工作，不断提高电能在终端能源的消费比重电力工业作为能源转换行业，在实现将低品位的热能转换为高品位的电能，促进煤炭的清洁、高效、方便利用，从宏观上改善大气环境质量方面，具有不可替代的关键性和基础性作用。为了加快解决我国严重灰霾天气的环境问题，为此建议：一是加快以电代煤的步伐，降低散烧煤应用范围，提高煤炭转化为电力的比重，加大热电联产的力度，不断提升电力消费占一次能源比重和电能占终端能源消费比重，以提高能源利用效率和降低全社会的污染物排放水平；二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，加快推进火电氮氧化物排污权交易、发电权交易等方式；三是电力行业继续按照节能减排规划、排放标准等要求，高质量完成好脱硝改造计划，提高现有除尘、脱硫、脱硝设施运行的稳定性和可靠性，提高设施运行维护管理水平，发挥好现有环保设施的污染物控制能力。
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| 责任编辑：myadmin |
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