中电联发布2017上半年全国电力供需形势分析预测报告
2017-07-26 11:14:53   来源:北极星电力网   评论:0 点击:

   三是并网风电新增装机超半数布局在东、中部地区,弃风问题明显缓解。新增并网风电装机容量601万千瓦、同比多投产27万千瓦;其中,东、中部地区新增风电装机占比达到57.9%,风电布局呈现出向东、中部地区转移趋势。6月底,全国并网风电装机容量1.54亿千瓦、同比增长12.0%;全国6000千瓦及以上电厂并网风电发电量1490亿千瓦时、同比增长21.0%,明显超过装机容量增速。在有关部门和电力企业的共同努力下,弃风问题有所缓解,全国风电利用小时数984小时、同比提高67小时;其中,东北、西北地区风电设备平均利用小时数同比分别提高92和173小时。

   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。上半年,全国新增并网太阳能发电装机2362万千瓦、同比增加602万千瓦;其中,6月份太阳能新增装机规模占上半年的比重达到50.5%。从布局上看,东、中部地区太阳能新增规模占全国的比重达到76.1%。截至6月底,全国并网太阳能发电装机容量为9797万千瓦、同比增长53.8%,占总发电装机容量比重为5.9%。全国并网太阳能发电量501亿千瓦时、同比增长74.3%。太阳能发电设备平均利用小时630小时、同比提高39小时,弃光问题有所缓解。

   五是核电新投产一台机组,发电量及设备平均利用小时均同比增长。广东阳江核电站4号机组(109万千瓦)投产,截至6月底,全国核电装机3473万千瓦、同比增长17.3%。全国核电发电量同比增长19.6%;核电设备平均利用小时3406小时、同比提高59小时。

   六是跨区跨省送电较快增长。全国完成跨区送电量1680亿千瓦时、同比增长6.9%。全国跨省送电量4804亿千瓦时、同比增长8.3%。

   七是煤炭供应平衡偏紧,煤电企业电煤成本大幅攀升、经营形势严峻。全国煤炭供需平衡偏紧,各环节库存下降,电煤价格高位上涨,煤电企业燃料成本大幅攀升,大部分发电集团煤电板块持续整体亏损,发电行业效益大幅下滑。

   (三)全国电力供需总体宽松,部分地区相对过剩

   上半年,全国电力供需总体宽松,部分地区相对过剩。其中,华北区域电力供需总体平衡;华中、华东和南方区域供需总体宽松、部分省份供应能力富余;东北和西北区域电力供应能力相对过剩。

   二、下半年全国电力供需形势预测

   (一)全年电力消费走势前高后稳,年度增速与上年大体持平

   综合宏观经济形势、外贸出口、服务业发展、电能替代、房地产及汽车行业政策调整、气温等方面因素,预计全年电力消费增长呈前高后稳走势。考虑到2016年下半年高基数因素形成的下拉影响(2016年下半年全社会用电量增长7.2%,比上半年增速2.7%提高4.5个百分点),预计今年下半年全社会用电量增速略高于4%;全年全社会用电量同比增长5%左右,增速与上年大体持平。若全国出现长时间大范围极端高温天气,则将导致全年全社会用电量增速略高于5%。

   (二)全国电力供应能力充足,电煤供应平衡偏紧

   预计下半年全国基建新增装机容量6000万千瓦,全年全国新增发电装机1.1亿千瓦左右,其中,新增非化石能源发电装机6500万千瓦左右。预计2017年底全国发电装机容量将达到17.6亿千瓦、同比增长7%左右;其中,非化石能源发电6.7亿千瓦,占总装机容量比重38%,比上年提高1个百分点左右。预计下半年电煤供应将延续平衡偏紧局势,若迎峰度夏期间出现持续大范围极端高温天气、水电欠发、运力受限等因素交织叠加的情况,局部地区部分时段将可能出现电煤供应紧张局面。

   (三)电力供需维持总体宽松,全年火电设备利用小时数接近上年

    预计下半年全国电力供需总体继续宽松,东北、西北电网区域电力供应能力相对过剩。受7月中旬大范围高温天气影响,多地电网负荷创历史新高,华北地区电力供需偏紧。预计全年全国发电设备利用小时3720小时左右,其中火电设备利用小时4150小时左右,好于年初预期。

   三、有关建议

   (一)落实迎峰度夏工作方案及预案,确保电力系统安全稳定运行

   当前全国电力供需总体宽松,但在极端气候条件下部分地区仍存在电力供应偏紧甚至紧张情况,应积极应对高温热浪等气温因素带来的负荷突变,始终把电力系统安全稳定运行放在首位,防止发生大面积停电,保障生产生活用电需求,为党的十九大顺利召开提供坚强的电力保障。

   一是制定并落实相关方案和预案。相关地方及企业应严格贯彻落实国家发展改革委《关于做好2017年迎峰度夏期间煤电油气运保障工作的通知》(发改运行〔2017〕1129号),统筹做好煤电油气运保障工作。

   二是加强省间互济,做好余缺调节。针对部分电力供需偏紧的地区,充分利用高峰时间段差异,增加省间、区域间高峰电力保障能力,消除省间壁垒,根据需要及时组织临时交易,实现省间互济、余缺调节。

   三是加强电力需求侧管理。综合运用财政、税收、物价等政策杠杆,完善峰谷分时电价,精细化做好有序用电工作,平抑高峰负荷需求。通过多平台及时发布电力供需信息,创新推广“虚拟电厂”等需求侧管理形式,引导社会积极参与有序用电,营造良好供电、保电环境。

   四是密切关注持续高温大负荷和强雷雨等自然灾害,确保电力系统安全稳定运行。高温天气会促使降温负荷陡增,自然灾害、外力破坏是导致线路跳闸的首要因素。部分输电线路负载过重,负荷高峰时段满负荷、超负荷运行,电网安全稳定运行面临不确定性。建议密切关注天气变化,做好短期电力负荷预测,及时优化调整电力交易安排。加强输变电设备运维管理,做好各类灾害天气和突发事件的应对措施,保障大坝、电力设施安全度汛。

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