中电联:2011年电力投资7500亿元

1月26日中国电力企业联合会在北京发布《全国电力供需与经济运行形势分析预测报告》报告预计新增装机保持较大规模、供应能力进一步增强需求继续回升供需总体平衡全国发电设备利用小时与上年基本持平;煤炭供应紧张、价格上涨矛盾比较突出行业盈利能力将再次面临考验;电煤、来水和气温将是影响部分地区电力电量平衡的最主要因素。
投资少于去年 结构进一步优化
报告预计2010年全国全年基建新增装机8500万千瓦其中水电新增超过1500万千瓦火电新增5500万千瓦核电新增108万千瓦
风电新增1300万千瓦太阳能光伏新增20万千瓦。预计2010年年中全国发电装机容量将突破9亿千瓦。2010年年底全国发电装机容量在9.5亿千瓦左右其中水电2.1亿千瓦火电7亿千瓦核电1016万千瓦并网风电3000万千瓦。预计2010年电源和电网投资预计都将在3300亿元左右全年全国电力投资完成额6600亿元左右少于2009年的7448亿元。
中电联统计信息部主任薛静分析2009年我国为应对金融危机、拉动内需对电力基本建设的投资增幅较大。预测2010年投资水平较低原因在于一些电力投资专项尚未下达两大电网投资规模因受制于资本负债率不会有较大增长。投资少了但是投资结构会进一步优化。城市和农村配电网投资的力度将逐步加大电源投资中火电投资比重将继续低于50%水电、核电投资比重将继续提高;电网投资占电力投资的比重也会再度低于50%。
中电联秘书长王志轩表示当前我国电力工业最突出的矛盾仍是电力结构性问题。火电机组和火电发电量比重仍然过高;电源电网发展不协调;我国能源资源与能源消费逆向分布的特征和全球气候变化的压力都要求我国电力工业必须加快转变发展方式实现科学发展。王志轩特别强调2010年要高度重视清洁煤发电。因为我国能源结构中以煤炭为主的格局在相当长时期内难以改变必须充分重视洁净煤燃烧技术的发展与推广。同时要继续上大压小积极合理发展热电联产提高综合能源利用效率。
气温、来水仍有可能影响供需 报告显示:
2010年我国大部分地区出现气温偏高、偏低等天气的概率仍然很大部分时段电力保障能力将承受巨大考验。预计至2010年汛前主要流域来水将继续维持目前严重偏枯的趋势流域来水量仍将严重不足。预计2010年全国来水情况总体为平水年偏枯今冬明春全国特别是华中地区干旱基本成定局。汛期也存在来水集中、来水量大等可能。
2010年全国电力供需总体预计平衡有余。受来水、电煤及天然气供应等不确定性因素影响上海、江苏、浙江、湖北、湖南、江西、四川、重庆等地区部分时段电力供需偏紧可能存在一定的电力电量缺口。
电煤供需偏紧局面短期内难以改变
报告显示:由于现在水库蓄水偏少、需求高位增长部分省份煤炭资源整合过程中将难以完全释放生产能力煤炭生产量下降对电力供应和地区平衡产生一定影响可以判断上半年火电发电量及火电耗煤量仍将保持在很高的水平上电煤供需偏紧的局面短期内难以改变。预计2010年全国电厂发电、供热生产电煤消耗在16亿吨左右。煤炭需求总量增加和结构性、地区性矛盾将进一步推动煤价继续走高增加电厂煤炭采购难度和采购成本。
面对近期紧张的电煤关系王志轩建议2010年应加强国家对煤炭资源的调配力度建立国家煤炭应急储备制度。启动煤炭储备机制不仅可以缓解能源安全与经济发展提速间的冲突与矛盾也可以平抑煤炭市场异常波动防止过度投机行为符合国际通用做法。同时应鼓励各发电集团建立自己的电煤储运机制。加强煤炭产运需协调整顿电煤流通环节加大力度帮助电力企业协调重点地区、重点电厂的电煤产运需保障平衡确保资源总量基本平衡和稳定供应。尽快建立电煤信息统计体系完善电煤价格指数测算与发布机制做好电煤的预测预警工作。
针对近几年一直呼声很高的煤电联动王志轩表示煤电联动机制自2004年年底实施以来一是不能及时启动二是有关机制存在问题。现阶段应进一步完善煤电价格联动机制调整发电企业消化煤价上涨比例设置煤电联动最高上限适当控制电煤价格涨幅保持煤炭、电力价格基本稳定。应根据2009
年年底及2010年初以来电煤价格不断上涨的情况及时启动煤电联动以缓解发电企业的经营压力和煤电之间的矛盾。

  1. 发电量增速加速回升,火电生产快速恢复
    2009年,全国全口径发电量36639亿千瓦时,同比增长6.2%。分类型来看,水电5747亿千瓦时,同比增长1.6%;火电29922亿千瓦时,同比增长6.7%;核电700亿千瓦时,同比增长1.1%;并网风电发电量269亿千瓦时,同比增长105.9%。分月来看,增速逐月加速回升,6月份实现单月增速正增长,8月份实现累计发电量正增长;水电发电量增速逐月放缓,9月以后四个月持续负增长,水电生产大省更加明显;受需求增加和水电出力大幅减小影响,下半年火电生产快速增长,12月火力发电量首次超过3000亿千瓦时,创造了单月火电发电量的新记录,也是部分地区电煤比较紧张的因素之一。
    3.月度发电设备利用小时逐步恢复到常年水平
    全国发电设备利用小时小幅下降,降幅明显收窄,2009年,全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时4527小时,比上年降低121小时,与上年相比下降幅度减小251小时;分月来看,6月以后月度发电设备利用小时数逐步回升,四季度已经恢复到常年水平。分类型来看,水电设备利用小时3264小时,比上年降低325小时,水电生产大省普遍下降。火电设备利用小时4839小时,比上年降低46小时,与上年相比下降幅度减小413小时,下半年回升十分明显,四季度各月已接近或超过2007年水平;核电设备利用小时7914小时,比上年增加89小时;风电设备利用状况好于上年。
    4.电煤供需总体平衡,四季度变化较大
    上半年,国内煤炭需求放缓,电厂存煤保持较高水平,电煤价格较上年高位有一定回落。下半年,进口煤炭总量急剧放大,但由于需求逐步增强,煤炭资源整合过程影响了生产能力的完全释放,煤炭供需趋于偏紧;电厂库存持续下降,2009年底,全国电煤库存平均可用天数已降至11天左右;四季度电煤价格快速上涨,煤炭供需平衡压力加大,部分地区更显突出。四季度电煤成为影响部分地区电力供需平衡的最主要因素。2009年,全国6000千瓦及以上电厂发电消耗原煤13.99亿吨,同比增长6.08%,增速略低于火电发电量增速。
    电网输送情况 1.各级电网建设取得重大进展
    1000千伏晋东南—荆门特高压交流试验示范工程顺利投产,已稳定运行一周年,发挥了显著的综合效益;11月,世界第一个±800千伏特高压直流输电工程—云南至广东特高压直流输电工程单极成功送电,向家坝—上海特高压直流示范工程成功实现800千伏全线带电,标志着我国输电电压等级、交直流输电技术、装备制造以及电网建设管理上升到一个新水平、新台阶,进入世界领先行列。500千伏海南联网工程正式投运,全国联网继续推进。一批500千伏输变电工程建成投产,网架结构得到加强。大力实施农网完善工程,继续推进新农村电气化县建设和“户户通电”工程。电网智能化研究和试点示范工程扎实推进。
    2.全国联网继续推进,电网规模持续扩大
    2009年底,全国电网35千伏及以上输电线路回路长度125.40万千米,同比增长7.23%;35千伏及以上公用变设备容量28.2亿千伏安,同比增长16.03%。
  2. 跨区送电总量较快增长,三峡电厂送出略有减少
    2009年,全国跨区送电量完成1213亿千瓦时,同比增长13.52%,特高压交流线路送电和2008年一季度基数较低是主要原因。各月跨区送电基本保持平稳,11月份出现负增长,主要原因是三峡送出电量下降。2009年,三峡电厂共送出电量791亿千瓦时,同比下降1.07%,由于上年新增机组电量增加的翘尾作用以及当年来水偏枯,送出电量增速比上年降低31.78个百分点;9月份以来连续四个月同比下降。
    4.区域内“西电东送”高速增长 2009年,南方电网“西电东送”
    1155亿千瓦时,同比增长9.26%;分月来看,受上年冰灾导致基数较低影响,增速较高,以后逐月下降,9月份以来连续四个月同比下降。京津唐电网受电电量341亿千瓦时,同比增长52.92%;其中,分别从山西电网和内蒙古电网受入电量91亿千瓦时和250亿千瓦时。
    5.省间电力电量交换保持较快增长
    2009年,全国省间累计输出电量5247亿千瓦时,同比增长17.93%,增速比上年提高1.81个百分点,全年各月均保持较快增长。主要能源输出省份输出电量保持较快增长。
  3. 进出口电量均有增加
    与周边国家和地区电力交换有所增长,电力进出口总量为241亿千瓦时,同比增长18.01%,其中,进口电量61亿千瓦时,同比增长72.06%;出口电量180亿千瓦时,同比增长6.62%。
    电力消费情况 1.全社会用电量回升逐月加快,全年增速高于上年
    2009年,全国全社会用电量36430亿千瓦时,同比增长5.96%,增速比上年提高0.47个百分点。分月用电量逐月加速回升,6月份全社会用电量自2008年10月份以来首次出现真正意义上的正增长;2009年各季度,全社会用电量分别为7810亿千瓦时、8716亿千瓦时、10110亿千瓦时、9795亿千瓦时,分别增长-4.02%、-0.59%、7.97%、20.72%,用电增速连续四个季度回升。
  4. 第二产业用电逐步恢复,其他产业用电稳定增长
    2009年,第一产业用电量947亿千瓦时,同比增长7.86%。第二产业用电量26993亿千瓦时,同比增长4.15%,第二产业用电从低迷中开始逐步回升,带动全社会用电,增速逐步快速回升,2009年各季度增速分别为-8.21%、-3.51%、5.85%、23.30%;第三产业用电量3921亿千瓦时,同比增长12.11%;城乡居民生活用电量4571亿千瓦时,同比增长11.87%,各月都保持了稳定增长。农村居民用电增速略高于城镇居民用电。
  5. 工业用电量逐月走高,重工业回升加快
    2009年,全国工业用电量26664亿千瓦时,同比增长4.27%,增速比上年提高0.36个百分点。分月来看,工业用电量增速自4月的-7.75%逐月持续回升,
    6月实现单月增速转正,12月月度用电量创历史新高;累计用电量迟于全社会用电量2个月恢复正增长。全国轻、重工业用电量分别为4617亿千瓦时和22048亿千瓦时,同比分别增长1.01%和4.97%。相对轻工业,重工业受金融危机影响程度深、影响稍晚,但是受国家“四万亿投资计划”和“十大产业振兴规划”等政策的拉动作用,其用电量回升加快、12月创出历史新高,增幅快速提升。
    4.重点行业用电全面复苏,对全社会用电增长贡献突出
    2009年以来,钢铁、化工、建材、有色等重点行业生产逐步恢复,总体表现出向好的趋势,特别自7月份以来月度用电量持续增加并屡创新高,同期基数较低导致同比增速恢复更加明显。
    黑色金属冶炼行业用电率先快速回升
    钢铁行业是用电最多的工业行业,国内投资和消费需求率先带动黑色行业用电快速回升,7月实现了当月用电量增速的正增长,全年用电增长6.97%,比上年增速提高5.0个百分点。
    化工行业下半年用电持续好转
    上半年各月用电降幅波动较大,7月份首次实现当月用电量正增长,全年用电量2868亿千瓦时,同比增长3.20%,增速比上年高1.73个百分点
    有色金属冶炼行业月度用电量连创新高,全年用电量2571亿千瓦时,同比增长0.42%,比上年增速回落6.01个百分点,是四大行业中最晚恢复正增长的行业,四季度以来各月用电量连续创新高;
    建材行业受金融危机影响的时间最短、实现正增长最早
    建材行业受国家基础设施建设和灾后重建政策拉动最明显,3月份实现单月用电正增长,各月用电量连创新高。
    纺织业、通用及专用设备制造业的月度用电增长在上半年持续处于震荡态势,进入8月份开始转正向好。交通运输设备制造业受铁路、交通投资大幅拉动作用,全年(除元月外)月度用电量基本处于正增长且逐月加速的态势。
    5.各省用电逐步恢复
    今年以来,各省区用电逐月恢复但情况略有差异,四季度各月全部恢复正增长。东、中部省份回升势头较好,西部省份在四季度回升幅度更大,东北地区回升相对缓慢,全国除山西外全部实现全年用电正增长。2009年,全国只有山西累计用电量仍然为负增长(-4.92%)。
    6.电力弹性系数略有提高
    由于2009年工业特别是重工业生产回升更加明显,对弹性系数的影响非常大,2009年全国电力消费弹性系数为0.69,比上年回升0.12。
    电力生产及输送环节能源利用效率继续提高
    2009年,全国供电标准煤耗342克/千瓦时,比上年同期降低3克/千瓦时。线路损失率6.55%,比上年同期降低0.24个百分点。
    全国6000千瓦以上电厂厂用电率5.69%,比上年下降0.12个百分点;其中水电0.58%,火电6.51%。
    煤价过快上涨,电力行业经营将面临很大困境
    2009年以来,在煤价同比大幅回落、发电量增速逐步转正以及电价调整翘尾等利好因素作用下,电力行业利润明显回升,1-11月份,电力行业利润总额891亿元,但是全行业销售利润率3.16%,资产利润率1.41%,明显偏低。火电行业利润由上年同期的净亏损377亿元转为盈利465亿元,扭亏增盈842亿元,远高于全行业盈利增加额;电网企业因单边上调电价而造成经营状况恶化的趋势在9月以后得到一定遏制,1-11月份,实现利润63亿元。但是利润在地区间分布极不均衡,江苏、浙江、广东三省火电企业利润占全部火电利润的73.75%;北京和广东电力供应企业利润是全部供应企业利润的2.30倍,相当部分省份亏损严重。但是,电力行业效益没有机制保障,11月20日调整上网电价后,电网经营亏损情况好转,但四季度煤价过快上涨的现实情况对2010年电力行业经营将造成巨大影响。
    二、2010年全国电力供需形势分析预测
    2010年,是国际国内经济形势最为复杂的一年。电力行业将按照国家的要求部署,做好保供电、调结构、降能耗、重发展质量等各项工作;预计新增装机保持较大规模、供应能力进一步增强,需求继续回升,供需总体平衡,全国发电设备利用小时与上年基本持平;煤炭供应紧张、价格上涨矛盾比较突出,行业盈利能力将再次面临考验;电煤、来水和气温将是影响部分地区电力电量平衡的最主要因素。
    电力供应能力分析及预测 1.投资保持较大规模,结构继续优化
    预计2010年电源和电网投资预计都将在3300亿元左右,全年全国电力投资完成额6600亿元左右,少于2009年水平。
    投资结构继续优化,城市和农村配电网投资的力度将逐步加大,电源投资中火电投资比重将继续低于50%,水电、核电投资比重将继续提高;电网投资占电力投资的比重也会再度低于50%。
    2.基建新增维持高水平,全国装机规模将突破9亿千瓦
    预计2010年全国全年基建新增装机8500万千瓦,其中,水电新增超过1500万千瓦,火电新增5500万千瓦,核电新增108万千瓦,风电新增1300万千瓦,太阳能光伏新增20万千瓦。预计2010年年中,全国发电装机容量将突破9亿千瓦。2010年年底,全国发电装机容量在9.5亿千瓦左右,其中,水电2.1亿千瓦,火电7亿千瓦,核电1016万千瓦,并网风电3000万千瓦。
    3.电煤供需偏紧,价格上涨压力很大
    由于现在水库蓄水偏少、需求高位增长,部分省份煤炭资源整合过程中将难以完全释放生产能力,煤炭生产量下降,对电力供应和地区平衡产生一定影响,可以判断,上半年火电发电量及火电耗煤量仍将保持在很高的水平上,电煤供需偏紧的局面短期内难以改变。预计2010年全国电厂发电、供热生产电煤消耗在16亿吨左右。煤炭需求总量增加和结构性、地区性矛盾将进一步推动煤价继续走高,增加电厂煤炭采购难度和采购成本。
    4.气温、来水仍有可能影响供需
    2010年,我国大部分地区出现气温偏高、偏低等天气的概率仍然很大,部分时段电力保障能力将承受巨大考验。
    预计至2010年汛前,主要流域来水将继续维持目前严重偏枯的趋势,流域来水量仍将严重不足。预计2010年全国来水情况总体为平水年偏枯,今冬明春全国特别是华中地区干旱基本成定局。汛期也存在来水集中、来水量大等可能。
    电力需求及供需形势预测
    2009年,电力消费增速回升向好的势头已经基本形成,目前,促进经济增长的积极因素多于不利因素。综合判断,预计2010年,全国电力消费增长势头将高于2009年,全年电力消费达到39700亿千瓦时左右,以2009年全国电力工业统计快报为计算基数,全年电力消费同比增长9%,达到39700亿千瓦时左右。考虑到2009年各月的基数效应,2010年全社会用电量将呈现“前高后低”的总趋势,上半年增速将超过10%,下半年逐步回落。预计全年发电设备利用小时将在4500小时左右,与2009年基本持平或略有下降。
    2010年,全国电力供需总体平衡有余。受来水、电煤及天然气供应等不确定性因素影响,上海、江苏、浙江、湖北、湖南、江西、四川、重庆等地区部分时段电力供需偏紧,可能存在一定的电力电量缺口。
    三、对当前电力供需问题的认识与建议 转变电力发展方式,推进行业科学发展
    当前,我国电力工业最突出的矛盾仍是电力结构性问题。火电机组和火电发电量比重仍然过高;电源电网发展不协调;我国能源资源与能源消费逆向分布的特征和全球气候变化的压力都要求我国电力工业必须加快转变发展方式,实现科学发展。
    1、进一步加快电源结构调整力度,实现清洁发电。
    要高度重视清洁煤发电。我国能源结构中以煤炭为主的格局在相当长时期内难以改变,必须充分重视洁净煤燃烧技术的发展与推广。要继续上大压小,积极合理发展热电联产,提高综合能源利用效率。
    要继续加快水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源发展,努力提高非化石能源发电在总装机中的比例,加强与电网协调发展的统一规划力度;加强与清洁能源发展有关的政策研究,争取良好的发展环境;组织研究和制订清洁能源发展有关行业标准和技术规范,尽快健全和完善标准体系。
    2、加大电网建设力度,实现电源电网协调发展。
    要加快建设坚强的智能电网,继续增强“西电东送”、跨区跨省电网输电能力建设,大力推进特高压、大煤电、大水电、大核电、大型可再生能源基地的建设,优化电源结构和布局,促进能源资源在更大范围的优化配置和提高电网平衡能力;加快城农网建设改造力度,实现各级电网协调发展,促进电力发展方式的根本性转变。
    逐步理顺煤电关系,完善推进电价改革 1、理顺煤电关系。
    2008年煤电关系十分紧张,火电企业严重亏损,煤电运衔接也存在许多矛盾。金融危机以来,电力需求下降导致煤电矛盾趋缓。随着2009年下半年经济形势好转,电力需求上升,电煤消费逐月增长加快。但由于地区电力结构不平衡、枯水期普遍来水少和极端天气影响,出现了缺煤停机或限电,煤价普遍上涨40元/吨左右,电煤问题又重新显现。要理顺煤电关系,特提出如下建议:
    一是努力做好当前的煤炭供应工作。煤炭企业应在安全生产的前提下努力提高产量,运输行业应优化调整运力,保证重点地区、重点电厂的煤炭供应,发电企业应积极筹措资金,想方设法购买电煤,以保证当前乃至春节以及“两会”期间的电力安全。要加强对重点合同量、价的监管力度,提高履约率,保证电煤供应。对于部分省份的煤炭资源近期不得外运出省的地方保护政策,要坚决制止。
    二是加强国家对煤炭资源的调配力度,建立国家煤炭应急储备制度。煤炭资源作为关系国计民生的基础性资源,国家应该具备相当的调配能力,从宏观制度层面构架煤炭储备体系,以应对电煤频繁告急。启动煤炭储备机制不仅可以缓解能源安全与经济发展提速间的冲突与矛盾,也可以平抑煤炭市场异常波动,防止过度投机行为,符合国际通用做法。同时,也应鼓励各发电集团建立自己的电煤储运机制。
    三是加强煤炭产运需协调,整顿电煤流通环节,加大力度帮助电力企业协调重点地区、重点电厂(特别是新增的重点电厂)的电煤产运需保障平衡,确保资源总量基本平衡和稳定供应。尽快建立电煤信息统计体系,完善电煤价格指数测算与发布机制,做好电煤的预测预警工作。
    四是适时启动煤电联动。煤电联动机制自2004年年底实施以来,一是不能及时启动,二是有关机制存在问题。现阶段,应进一步完善煤电价格联动机制,调整发电企业消化煤价上涨比例,设置煤电联动最高上限,适当控制电煤价格涨幅,保持煤炭、电力价格基本稳定。应根据2009年年底及2010年初以来电煤价格不断上涨的情况,及时启动煤电联动,以缓解发电企业的经营压力和煤电之间的矛盾。
    2、推进电价改革。
    近年来的经济运行中,“市场煤、计划电”的体制性矛盾依然突出,电力企业这几年难以承受煤价频繁上涨和电价调整滞后造成的刚性成本增加,行业盈亏基本由政府制定的价格决定。煤电价格矛盾已影响到部分时段、部分地区的电力供需平衡。应采取切实可行的措施,进一步推进电价改革。
    一是在合理的电价机制形成过程中,继续坚持煤电联动的原则和机制,同时解决热电价格长期倒挂的问题。
    二是加大需求侧管理工作力度,发挥价格对需求的引导调节作用。理顺各种终端能源之间的比价关系,引导用户合理消费各种能源。
    三是加快资源型产品价格改革步伐,尽快研究符合市场规律、适应我国国情的科学合理的电价形成机制,以促进清洁能源发展,调整能源结构。
    加强能源规划与协调,发挥行业协会作用
    近两年电力发展和运行中,暴露出经济发展和电力发展、清洁能源发展与传统能源及电网发展、电力运行与上下游以及相关行业如何协调的问题,电力作为经济运行的晴雨表,又时刻影响这些重大关系的协调发展。建议政府有关部门要综合考虑煤电油运各种因素,做好“十二五”能源总体规划,坚持电力适度超前发展,统筹解决能源布局的结构性问题。建立健全能源综合运输调配体系,包括发展特高压长距离输电,提高相关部门能源跨区域调配能力,增强应对能源资源需求突发性、大规模变动的能力。电力行业发展与煤炭、石油、天然气、交通运输、机械制造、信息通讯、科研教育等行业密切相关。要采取措施推动电力行业和其他行业间合作,建立行业之间的工作沟通与协调机制,努力推动煤电油气运等问题的有效解决。
    随着政府职能的进一步转变,行业协会作为政府与社会、企业间的桥梁和纽带,在行业自律、标准制定、合作交流等各项工作中承担着越来越重要的责任。建议国家给予相关行业协会更大的支持,帮助协会与政府、企业共同做好运行形势分析工作,使行业协会更充分地发挥作用。

方向:“三驾马车”拉动实现电力协调发展

2011年,在党中央、国务院的正确领导下,国民经济继续朝着宏观调控预期方向发展,实现了“十二五”时期经济社会发展良好开局。电力工业保持平稳较快发展势头,供应能力稳步增强,在用电需求快速增长的情况下,电力工业克服来水偏枯、电煤紧张、火电企业大面积亏损、体制机制不畅等困难,有效应对了全国电力供需形势总体偏紧、部分地区、部分时段供需矛盾突出的不利形势,全国电力运行总体平稳。2012年,国家宏观调控预期效应将进一步显现,经济将继续平稳较快发展,电力需求增长放缓,但受装机特别是火电装机增长慢、电煤供应不足、水电来水不确定性大等因素影响,预计全国电力供需仍然偏紧,区域性、时段性、季节性缺电较为突出。

2009年是新世纪以来我国经济发展最为困难的一年。一年来,电力行业坚决落实党中央、国务院各项决策部署,千方百计保生产、保供电、保安全稳定运行,较好地保障了国民经济和人民生活对电力的需求,全国范围内电力生产和消费增速回升;电力投资增幅加大、结构有所优化,新增装机继续保持较大规模,非化石能源发电加快发展,电力技术取得重要突破;全国供应能力充足,发电设备利用小时降幅收窄。总体来看,全国电力供需总体平衡、个别省区略有富余;火电企业效益有所好转、电网公司盈利下降,但行业效益没有稳定的市场保障机制。
一、2009年全国电力供需与经济运行形势分析
2009年,全国电力需求逐步回升,增速超过上年同期;发电装机继续保持较快增长,输变电能力进一步提高,来水和电煤供应情况前三季度总体较好、四季度变化较大,电力供应能力整体较为充裕,电网备用充足,输送效率提高,电力供需总体平衡有余。从各省网来看,江苏、上海、浙江电力供需平衡偏紧;湖北、湖南、重庆等省份由于11月份以来水电出力大幅下降,造成电力供应能力偏紧,湖北在12月份出现拉限电情况。
电力供应情况 1.电力投资和新增能力的结构继续优化,供应能力充足
2009年,全国电力建设完成投资
7558亿元,同比增长19.93%。其中,电源投资3711亿元,占全部电力投资的49.10%,同比增长8.92
%,增速比上年提高3.31个百分点;电网投资3847亿元,比上年增长32.89%,占全部电力投资的50.90%。电源基本建设投资呈现了继续加快结构调整的态势,水电、核电、风电基本建设投资完成额同比分别增长2.33%、74.91%和43.90%,火电基本建设投资完成额同比下降11.11
%。
2009年,全国电源新增生产能力8970万千瓦,其中,水电1989万千瓦,火电6083万千瓦,风电897万千瓦,太阳能1.87万千瓦。新增结构继续优化,可再生能源投产规模逐步扩大,风电新增翻倍增长;新投产百万千瓦火电机组10台,新投产单机容量60万千瓦及以上火电机组容量比重高达55.03%,30万千瓦以下机组(占新增或电机组的7.8%)基本都是热电联产机组、资源综合利用机组;核电新开工规模850万千瓦,在建规模2180万千瓦,位居世界首位。
“上大压小”继续推进,全年关停小火电机组容量2617万千瓦。
截止2009年底,全国全口径发电设备容量87407万千瓦,比上年底净增加8130万千瓦,同比增长10.23%。其中,水电19679万千瓦,同比增长14.01%;火电65205万千瓦,同比增长8.16%;核电908万千瓦;并网风电1613万千瓦,同比增长92.26%。发电机组结构逐步优化,非化石能源所占比重有所上升。火电设备容量占总容量的比重比上年下降1.45个百分点;水电、风电比重分别提高0.74、0.78个百分点;核电没有新投产机组,所占比重略有下降。

中电联:2011年电力投资7500亿元。据介绍,“十一五”期间,电源工程建设投资已开始向非化石能源发电领域倾斜,水电、核电、风电等清洁能源发电投资占电源投资的比重从2005年的29%持续提高到2010年的64%,火电投资完成额由2005年的2271亿元快速减少到2010年的1311亿元。

运用电价等经济调节手段,深化需求侧管理和有序用电措施,促进经济结构调整

全国电力供需与经济运行形势分析预测报告(2009-2010年度)(新闻稿)

预计:用电量增长12%电力投资增长6%

坚持输煤输电并举,促进电力适度超前发展

“预计2011年全国基建新增装机仍为9000万千瓦左右。”王志轩说,考虑基建新增和“关小”因素后,今年底全国全口径发电装机容量将超过10.4亿千瓦。

水电发电量同比明显减少,对跨区跨省送电及电力平衡影响较大

“预计2011年,我国经济将继续保持平稳较快增长,电力消费需求也将保持总体旺盛态势。”中电联秘书长、新闻发言人王志轩告诉《经济参考报》,今年全年用电量预计在4.7万亿千瓦时左右,同比增长12%,增速较2010年有所回落。

三、几点建议

综合各种因素,报告认为,2011年“在保证电煤供应及来水正常的情况下”,全国电力供需总体平衡,局部地区会有富余;但供需结构性矛盾依然存在,特别是受气候、来水、电煤供应等不确定因素影响,将导致局部地区电力供需不平衡,一些地方存在时段性电力供需紧张局面。

跨区跨省送电稳步增长,送电能力仍显不足

中电联报告由此建议,一方面,从优化电源结构出发,进一步加快清洁能源发电投资,要尽快批准建设一批大中型水电项目,开放核电投资市场,加快核电建设,扶持推进风电、太阳能等可再生能源产业化。

二、2012年全国电力供需形势预测

报告分析认为,今年华北、华东、南方电力供需偏紧;华中电力供需总体平衡、时段性紧张;东北、西北电力供应能力总体富余,西北部分省份存在结构性偏紧情况。预计全年发电设备利用小时将在4650小时左右,与2010年基本持平;火电设备利用小时在5200小时左右,比上年提高150小时。

长期以来,我国煤电运紧张局面反复出现,给经济发展和人民群众生活造成一定影响。电力是清洁、便利、高效的二次能源,也是重要的国民经济基础产业,保持电力的稳定供应,对提高能源使用效率、促进节能减排以及合理控制能源消费总量等都具有重要保障作用,必须坚持输煤输电并举,加大输电比重,促进电力适度超前发展。一是加快西部、北部大型煤电基地规模化、集约化开发,应用特高压、大容量直流等先进输电技术将电力输送到中东部负荷中心,缓解铁路、公路煤炭运力不足的矛盾,实现更大范围内能源资源优化配置,近期主要是加快核准锡盟、蒙西、新疆等一批煤电基地电源项目和外送输电工程;二是按照优先发展水电、安全高效发展核电的原则,加快水电流域和电站的环评审批,具备条件后尽快核准开工一批后续水电项目,同时加快核电安全规划的编制和审批,在保障安全的前提下,恢复和适度加快核电新建项目的审批。

王志轩同时认为,新的产业发展政策、节能措施以及电价政策等实施程度和效果,都将对用电增长和用电结构产生较大影响。

水电发电量下降对跨区跨省输电及电力平衡影响较大。2011年三峡电厂累计送出电量比上年减少7.3%;华中送出电量下降15.1%,其中送华东、西北、华北、南方分别下降11.0%、16.3%、69.6%和12.1%。由于来水偏枯以及电煤问题,贵州输出电量下降11.5%,导致南方电网“西电东送”电量下降13.2%。

数据显示,2010年,我国电力行业企业继续加大结构调整力度,在经受多重困难和严峻考验的情况下,保障了电力经济平稳运行,全社会用电量经历了高位运行后的稳步回落,全年用电量突破4万亿千瓦时;基建新增装机连续5年超过9000万千瓦,2010年底发电装机容量达到9.6亿千瓦。

电煤矛盾仍然突出,电煤价格高位运行

报告预测,2011年煤价总体仍将维持高位运行,而且存在进一步上涨的风险。中电联由此建议“采取切实可行的措施抑制煤价、疏导电价”:一是充分发挥政策监管与导向作用,抑制到厂电煤价格上升的各种跟风、炒作因素;二是在合理的电价机制形成过程中,继续坚持煤电联动的原则和机制,同时解决热电价格长期倒挂问题;三是加大需求侧管理力度,理顺各种终端能源之间的比价关系,引导用户合理消费各种能源;四是加快资源性产品价格机制改革步伐,尽快研究符合市场规律、适应我国国情的科学合理的电价形成机制。

预计2012年全国电煤消费量将比上年增加1.5亿吨左右,相应需要国内新增3亿吨以上煤炭供应量,才能较好地保障电煤需要。2012年水电生产形势可能仍不乐观,保障电力供应最关键的是要确保火电生产的电煤供应,因此:一是尽快释放煤炭产能、增加国内煤炭产量,控制国内煤炭出口、增加煤炭进口规模,确保电煤充足供应;二是做好电煤价格监督检查工作,贯彻落实好中央经济工作会议精神和国家有关要求,整肃流通环节,严格控制电煤到场价格;三是及时启动煤电联动,尽快理顺电价形成机制,改善火电企业生产经营环境;四是建立健全电煤供销预警、调节、应急机制,支持火电企业多存煤,保持电厂合理存煤水平;五是统筹安排好现有铁路运力,组织好重点地区电煤运输,加快核准建设“北煤南运”铁路输煤通道。

报告在谈及电力投资时表示,2011年清洁能源发电、跨区电网建设及农村电网改造将进一步带动电力投资增长,预计全年电力工程建设投资完成额7500亿元左右,其中,电源、电网工程建设分别完成投资4000亿元、3500亿元左右。

2011年,全国基建新增发电生产能力9041万千瓦,连续6年新增超过9000万千瓦。年底全国全口径发电设备容量10.56亿千瓦,比上年增长9.2%;电网220千伏及以上输电线路回路长度、公用变设备容量分别为48.0万千米、22.0亿千伏安,分别比上年增长7.9%和10.5%,全国电力供应和配置能力进一步增强。

清洁能源发电、跨区电网建设及农村电网改造,不仅将成为带动电力投资的“三驾马车”,而且也被认为是我国电力工业实现可持续协调发展的关键。

2012年,国家“稳中求进”的工作总基调和更有效的宏观调控将确保经济保持平稳较快发展,经济和电力增速将有所回落,预计全社会用电量增速在8.5%-10.5%之间,推荐方案9.5%,全年用电量5.14万亿千瓦时,可能呈现“前低后高”分布。供应方面,预计新增装机8500万千瓦左右,其中,水电新增2000万千瓦左右,火电新增缩小到5000万千瓦左右,年底全口径发电装机容量达到11.4亿千瓦左右。

据了解,“十一五”期间全国电力工程建设累计完成投资3.2万亿元。其中2010年,全国电力工程建设累计完成投资额为7051亿元,电源、电网工程建设分别完成投资3641亿元和3410亿元。这也就是说,2011年电力建设投资较2010年增长6%。

水电减发、火电快速增长极大地影响了电煤供需关系。2011年,全国重点发电企业累计供、耗煤分别增长15.78%和15.3%,日均供、耗煤分别为381万吨和374万吨;各月电厂耗煤持续较高。虽然全国电厂存煤总体处于较高水平,但电煤库存的地域分布不均,加上火电利用小时增加、市场电煤价格持续高位运行等因素,导致电煤市场偏紧,部分省份在局部时段煤炭供应紧张,影响了电力供应。

另一方面,从发挥电网整体效益出发,还要加快推进智能电网建设和农村电网改造工程。中电联报告强调,把智能电网正式纳入国家发展战略并给以政策和资金扶持,加快研究制定新能源、特高压电网、智能电网等技术标准,从根本上解决全国资源优化配置和电力电量平衡的问题,实现电网资源配置能力更强、范围更广、经济运行效率更高、安全水平更高、科技水平和智能化水平全面提升。

电力供应能力进一步增强,装机结构出现新特点

“同时,为了落实我国政府”非化石能源在一次能源消费中比重达到15%左右”和”单位GDP二氧化碳排放量比2005年下降40%~45%”两项承诺,电力工业又必须进一步改善能源结构、加快开发清洁能源。”王志轩说。

2011年,全国电力工程建设完成投资7393亿元,与上年基本持平。其中,电源、电网工程建设分别完成投资3712亿元和3682亿元,分别比上年下降6.5%和增长6.8%,电网投资占电力投资的比重比上年提高3.3个百分点。电源投资中,火电投资仅为2005年的46.4%,已经连续6年同比减少,2011年火电投资占电源投资的比重下降至28.4%,清洁能源投资比重明显提高。

中电联有关人士告诉记者,电力供需总体平衡的一个重要前提是“保证电煤供应”,而影响电煤供应的关键因素是电煤价格。目前,“市场煤、计划电”的体制性矛盾依然突出,电力企业已难以承受煤价频繁上涨和电价调整滞后造成的刚性成本增加,火电行业严重亏损。煤价已占到火电企业成本的70%左右,由于持续亏损,发电企业偿债能力削弱,融资难度不断加大,资金链断裂的风险显著增加,保障电力、热力供应的能力大为下降。

2011年,主要受水电出力下降、电煤供应紧张、电源电网结构失调、经济和电力需求增长较快等因素影响,全国电力供需总体偏紧,部分地区、部分时段缺电比较严重,全国共有24省级电网相继缺电,最大电力缺口超过3000万千瓦。通过采取跨区跨省电力支援、加强需求侧管理和实施有序用电等多种措施,有效缓解了电力供需矛盾,保障了经济社会平稳健康发展。主要特点是:

中电联近日发布“2010-2011年度全国电力供需与经济运行形势分析预测报告”称,2011年全国电力工程建设投资完成额为7500亿元左右,其中,电源、电网工程建设分别完成投资4000亿元、3500亿元左右。

东、中、西、东北地区用电分别增长9.6%、12.1%、17.2%和7.9%,中西部用电需求明显快于东部和东北地区,西部地区所有省份用电量增速均高于全国平均水平,东部用电大省对全国用电带动作用减弱。

焦点:电力供需总体平衡重在“保证电煤供应”

根据目前情况判断,2012年,汛前水电来水偏枯可能性较大、电煤地区性、时段性矛盾仍然比较突出,供应外部环境依然比较严峻。综合平衡分析,预计2012年全国电力供需仍然总体偏紧,区域性、时段性、季节性缺电仍然较为突出,最大电力缺口3000-4000万千瓦。全年发电设备利用小时将在4750小时左右,火电设备利用小时在5300-5400小时。

中电联报告称,经过多年发展,我国电源电网发展都已经取得很大的成就,电源、电网规模分别跃居世界第二和第一位,从总量上看已经基本可以满足国民经济发展的需要。但是我国能源资源分布与需求存在逆向分布以及能源结构性的矛盾,造成“三北”地区风电消纳矛盾突出、西南水电比重较大的地区电力供应“丰松枯紧”、水电外送季节性压力较大等一系列问题。

电力消费需求旺盛,地区用电增长差异大

报告认为,清洁能源发电、跨区电网建设及农村电网改造将成为2011年带动电力投资的“三驾马车”。

2011年,全国完成跨区送电量1680亿千瓦时,比上年增长12.8%;跨省送电量6323亿千瓦时,增长9.7%。其中,西北送出电量426亿千瓦时,增长167%;东北送华北100亿千瓦时,增长13.9%。受跨区跨省输电能力限制,东北、蒙西以及西北地区仍有3000万千瓦左右的电力无法输送到华东、华中等电力紧张地区,造成“缺电”与“窝电”并存。

新永利棋牌,一、2011年全国电力供需情况分析

电网及清洁能源投资所占比重继续提高,火电投资比重明显下降

增加煤炭产量,控制电煤价格,保障电煤运输

近年来,我国的风电、太阳能等新能源发电迅速发展,特别是风电装机连年翻番,截止2011年底已达到4505万千瓦,全年风电新增装机占全部新增装机的比重接近20%。新能源发电大规模发展,在为电力结构调整、节能减排做出贡献的同时,也对电力供需平衡造成较大影响。风电、太阳能等新能源能量密度低、发电利用小时数少,难以与稳定的用电需求相匹配,同时风电有较强的随机性、间歇性和不可控性,太阳能发电也具有类似特征,为保证系统安全和电力稳定供应,风电、太阳能等新能源发电一般不纳入月度及年度电力平衡,不能替代常规电源。因此,在电力规划、电源项目安排等工作中,必须高度关注新能源发电对电源建设规模及电力供需平衡的影响,在积极发展新能源发电的同时,认真研究制定并积极实施满足电力可靠供应要求的电源电网规划方案和建设安排。

2011年,全国全口径发电量4.72万亿千瓦时,比上年增长11.7%;其中,水电下降3.5%,火电增长14.1%,核电874亿千瓦时、增长16.9%,并网风电732亿千瓦时、增长48.2%。全国发电设备利用小时4731小时,已连续两年回升,其中,水电设备利用小时3028小时,比上年下降376小时,是近三十年来最低的一年;火电设备利用小时5294小时,比上年提高264小时,提高幅度是2004年以来最大的一年。

2011年,第一产业用电量比上年增长3.9%。第二产业及其工业用电量分别增长11.9%和11.8%,占全社会用电量的比重分别为75.0%和73.8%,仍是拉动用电增长的决定因素;其中,轻工业用电增速低于重工业,且差距拉大。第三产业用电增长13.5%,其中的交运(交通运输、仓储和邮政业)、信息(信息传输、计算机服务和软件业)、商业(商业、住宿和餐饮业)、金融(金融、房地产、商务业)分别增长15.4%、17.6%、16.4%和14.3%,增长势头较好。城乡居民生活用电增速放缓到10.8%,其中城镇居民用电仅增长8.2%。

全面总结我国在解决电力短缺矛盾方面的经验教训,加快推进电价等市场化手段调节电力供需平衡。一是深化电力需求侧管理,出台并实施如差别电价、惩罚性电价以及峰谷电价等措施,形成产业结构调整和节能的倒逼机制,促使用户通过广泛应用节电技术或产业技术升级来节能节电,促进产业结构调整和发展方式转变;二是做好有序用电工作,细化相应措施,充分发挥政府的主导作用,根据各地用电负荷特性,滚动调整有序用电方案,确保“有保有限”落到实处;三是要及时发布电力供需信息,引导社会正确面对缺电矛盾,共同应对和实施有序用电,营造良好供电、保电环境;四是适当限制高耗能产品出口。

装机结构出现新特点,清洁能源比重上升,火电装机增长缓慢。2011年底,水电、核电、风电、太阳能等清洁能源比重达到27.5%,比上年提高0.9个百分点。全国发电装机容量及火电设备容量分别增长9.2%和7.9%,分别低于同口径发电量增长2.5和6.2个百分点,加重了火电等常规能源机组保障电力平衡的压力。西部、东北、中部、东部地区装机容量分别增长14.5%、7.8%、7.3%和6.4%,东、中部装机增长分别低于用电量增长3.2和4.8个百分点,装机的地区结构出现变化,在跨区资源配置能力不能完全配套的情况下,东部电力供需更加紧张。

高度关注新能源大规模发展对电力供需平衡的影响

根据我会统计,2011年全国全社会用电量4.69万亿千瓦时,比上年增长11.7%,消费需求依然旺盛。人均用电量3483千瓦时,比上年增加351千瓦时,超过世界平均水平。

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