中电联预测今年新增发电装机8700万千瓦 居世界第一

4月27日，中电联发布了《2013年一季度全国电力供需形势分析预测报告》，该报告指出，今年一季度，国民经济运行总体平稳，全社会用电量同比增长4.3%，增速较上年同期及四季度均有所回落。第一产业用电同比下降0.3%，第二产业及城乡居民生活用电低速增长，增速分别为3.8%和3.1%，第三产业3月份用电量同比下降0.4%。电力供应能力稳步增加，发电装机容量同比增长9.0%；水电多发、水电设备利用小时同比提高83小时；电煤供应总体平稳、火电设备利用小时同比下降95小时。全国电力供需总体平衡。

后三季度，我国经济增长有望温和回升，用电需求增速也将有所回升，预计上半年全国全社会用电量同比增长5.5%-6.5%，全年全社会用电量同比增长6.5%-8.5%。预计年底全国发电装机12.3亿千瓦左右，全年发电设备利用小时4700-4800小时。全年全国电力供需总体平衡、部分地区供需宽松，东北和西北区域电力供应能力富余较多，华东和华北区域部分省份在迎峰度夏高峰时段可能出现电力供应偏紧。具体内容如下：

一、一季度全国电力供需情况分析

（一）全社会用电量增速回落

根据我会全国电力工业统计月报，一季度，全社会用电量1.21万亿千瓦时，同比增长4.3%，增速较上年同期回落2.5个百分点；剔除上年闰年因素后，日均用电量同比增长5.4%，增速较上年四季度回落1.9个百分点。3月份，全社会用电量4241亿千瓦时，同比增长1.9%，增速比1-2月份回落3.5个百分点。

电力消费情况分产业看，第一产业用电同比下降0.3%；第二产业用电同比增长3.8%，其中制造业用电同比增长4.5%，但3月份制造业用电增速降至-4.7%；第三产业同比增长9.2%，延续了近两年来的较快增长势头，但3月份增速回落至-0.4%，第三产业中的各行业增速全面回落；城乡居民生活用电量仅同比增长3.1%，为近几年的较低增长水平。

电力消费情况分区域看，一季度，华北电网区域同比增长4.4%，其中3月份同比增长3.0%；东北电网区域同比增长4.5%，其中3月份同比增长3.1%；华东电网区域同比增长1.8%，其中3月份同比增长0.1%；华中电网区域同比增长2.0%，其中3月份同比下降2.2%；西北电网区域同比增长12.9%，其中3月份同比增长9.6%；南方电网区域同比增长5.5%，其中3月份同比增长3.2%。

（二）电力供应能力继续增强

一季度，根据国家统计局数据，全国规模以上电厂发电量1.18万亿千瓦时、同比增长2.9%，其中，水电发电量同比增长21.7％、火电发电量同比增长0.5%。

一季度，全国基建新增发电装机容量1448万千瓦，截至3月底全国6000千瓦及以上电厂装机容量11.23亿千瓦、同比增长9.0%；发电设备累计平均利用小时1075小时、同比降低67小时；电力工程完成投资1200亿元、同比增长3.8%。

一季度，水电新增装机容量292万千瓦，截至3月底全国6000千瓦及以上水电装机容量2.16亿千瓦；水电设备累计平均利用小时598小时、同比提高83小时；水电完成投资同比减少10.1%。

一季度，火电新增装机容量926万千瓦，截至3月底全国6000千瓦及以上火电装机容量8.25亿千瓦；火电设备累计平均利用小时1231小时、同比降低95小时；火电完成投资同比增长14.8%。

一季度，并网风电新增装机容量166万千瓦，截至3月底全国并网风电装机容量6413万千瓦；风电设备累计平均利用小时536小时、与上年同期基本持平；风电完成投资同比减少43.3%。

截至3月底核电装机容量1257万千瓦，一季度核电设备累计平均利用小时1823小时、同比降低159小时；核电完成投资同比减少29.1%。

一季度，全国跨区送电量452亿千瓦时、同比增长11.5%，跨省输出电量1651亿千瓦时、同比增长10.3%。其中，东北外送电量同比增长54.4%；华中外送电量同比增长62.0%；西北外送电量同比减少10.9%。南方电网区域西电东送电量223亿千瓦时，同比增长84.3%。三峡电站送出电量120亿千瓦时，同比减少2.8%。

（三）全国电力供需总体平衡

一季度，全国电力供需总体平衡，其中，华北、华中和南方区域电力供需总体平衡，东北和西北区域电力供应能力富余较多，华东区域江苏和浙江在1月上旬出现错峰限电。

二、后三季度全国电力供需形势预测

（一）国内经济增长有望温和回升，电力消费需求增速将有所回升

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。中央经济工作会议明确了稳中求进的工作总基调，继续实施积极的财政政策和稳健的货币政策，积极稳妥的推进城镇化建设。总的来看，后三季度我国经济增长有望温和回升。

初步判断用电增速也将有所回升，预计今年上半年全国全社会用电量2.51-2.53万亿千瓦时、同比增长5.5%-6.5%；全年全社会用电量5.28-5.38万亿千瓦时、同比增长6.5%-8.5%。

（二）电力供应能力继续增强，水电新增装机容量较多

预计上半年全国新增发电装机容量4100万千瓦左右，全年新增发电装机容量8700万千瓦左右。预计2013年底全国发电装机容量将达到12.3亿千瓦左右，发电装机规模有望跃居世界第一。

（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年迎峰度夏期间，如果出现持续高温高湿天气，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。

当前蓄水情况较好，能够保障汛前水电正常生产。目前，全国水电装机占全部发电装机的比重超过20%，来水情况对大部分地区尤其是水电比重偏大地区的电力供需形势影响很大。一季度，国家电网公司经营区域内重点水电厂总体来水较常年偏丰1成多；南方电网公司经营区域各大流域来水总体较常年偏枯3成，但好于上年同期。当前全国水电厂蓄水情况总体较好，有利于保障汛前水电正常生产，但汛期水电来水情况仍有不确定性。

电煤供应总体平稳，保障较好。预计国际煤炭市场需求仍将维持低速增长，国际煤价大幅上涨缺乏动力，为沿海地区进口电煤创造了条件，全年煤炭进口量将继续保持较大规模，同时，国内煤炭产能继续释放、产量充足。综合判断，后三季度国内电煤供应总体平稳，能够较好的保障火电企业生产，市场煤炭价格走势总体平稳。

天然气价格改革将推高天然气发电成本，影响到天然气发电机组的顶峰发电能力。目前我国天然气发电价格机制尚未形成，部分燃气机组靠地方的补贴难以维持运营，已存在亏损现象。天然气价格改革很可能逐步在全国大范围推广，将直接推高天然气发电成本，进一步加大天然气发电企业的经营风险，将影响到天然气发电机组的顶峰发电能力。

（四）后三季度全国电力供需总体平衡

预计后三季度全国电力供需总体平衡、部分地区供需宽松，东北和西北区域电力供应能力富余较多，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价格上调影响燃机顶峰发电等因素影响，考虑高温、来水等不确定性，华东和华北区域部分省份在迎峰度夏高峰时段可能出现电力供应偏紧。

三、有关建议

为实现电力行业科学发展，满足经济社会发展对电力的需求，促进经济结构优化调整，提出以下建议：

（一）完善机制，促进风电和太阳能发电科学有序发展，加强新能源发电消纳研究

当前我国风电等新能源在部分地区并网消纳困难，可再生能源电价补贴未能及时足额到位，建议：一是风电和太阳能发电发展应坚持大中小、集中与分散开发相结合原则，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。二是风电、太阳能发电等应科学有序发展，发展目标要与国家财政补贴总额、电价水平等直接挂钩，做到开发目标与财政补贴额度相平衡；进一步优化财政补贴发放流程，确保及时足额发放到位；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市场竞争力。三是统筹项目核准，提前核准开工配套电网工程和调峰调频电源，确保风电、太阳能发电等新能源项目及时送出、合理消纳。四是加快智能电网及特高压等跨区通道建设，加大储能技术研发和应用，提高电力系统对风电及太阳能发电等的消纳能力，解决当前大型风电基地较为严重的弃风问题。

（二）加快西南水电基地外送通道建设，统筹考虑西南水电开发及市场消纳

进入“十一五”以来，云南、四川等西南水电基地建设步伐不断加快，金沙江下游、中游多个大型水电项目将于近两年投产发电，但这些地区的现有外送通道能力已经接近饱和，面临大规模弃水风险。“西电东送”作为国家能源战略的重要内容，国家层面应尽快协调有关各省，确定金沙江中、下游各大型水电站的送电方向及消纳市场，防止扯皮及地方保护而影响“西电东送”，造成西南水电严重弃水。建议：一是按规划及时核准、开工西南水电基地的外送通道，加快溪洛渡-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，确保外送通道按期投产。二是国家有关部门统筹考虑西南水电等可再生能源的开发及市场消纳，防止水电大量弃水。对弃水严重地区适当控制风电、太阳能等电源开发进度，防止大规模弃风。

（三）加强电价监管力度，加快理顺电价形成机制

国务院机构改革，重新组建了国家能源局，有利于完善我国能源监督管理体制，新组建的国家能源局在电价、煤价、煤炭运输价格等方面应加强市场监管，政府部门积极推动完善能源价格形成机制，建议：一是加强电价监管，针对少数地方出台降低电价以拉动高耗能行业生产的现象，需高度重视并采取相关措施坚决有效制止，防止有损于国家节能减排和产业结构调整升级的优惠电现象蔓延扩散，同时，继续推进煤炭市场化，强化市场配置资源的作用，有效制止地方政府对电煤价格及电煤供应的干预。二是加快发电环节电价改革，调整完善水电价格形成机制；研究云南、四川、湖南等水电大省的火电价格形成机制；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；科学测算脱硝等环保改造成本，并按成本补偿原则出台环保改造电价补贴政策；出台合理的热电联产机组供热价格。三是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。

（四）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

为了加快解决我国严重灰霾天气的环境问题，建议：一是能源消费领域加快以电代煤、以电代油步伐，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，在工业和民用领域推广以电代煤，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；在交通领域实施以电代油，大力推动城市电动汽车的研发和应用，以减少机动车污染排放。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。三是通过特高压技术实现更大范围的资源优化配置和环境质量的结构性改善。四是电力企业提高环保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。