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中電聯(lián)預計四季度用電量增速回落 發(fā)電裝機將躍居****
DQZHAN訊：中電聯(lián)預計四季度用電量增速回落 發(fā)電裝機將躍居****
北極星電力網(wǎng)從中國電力企業(yè)聯(lián)合會（中電聯(lián)）網(wǎng)站獲悉，中電聯(lián)11月7日發(fā)布報告稱，前三季度，全社會用電量3.95萬億千瓦時，同比增長7.2%，增速比上年同期提高2.4個百分點。中電聯(lián)同時預測，四季度全社會用電量同比增速將從三季度的10.9%回落至6.5%-7.5%，四季度國內電煤供應總體寬松。預計年底國內發(fā)電裝機容量將達12.3億千瓦，超過美國躍居****。
詳細報告如下：
前三季度，國民經(jīng)濟運行總體平穩(wěn)，國內電力供需總體平衡，迎峰度夏**穩(wěn)定。全社會用電量同比增長7.2%，增速比上年同期提高2.4個百分點，其中三季度增長10.9%；**產業(yè)用電同比增長0.1%，**產業(yè)用電增長6.5%、低于國內平均增長水平，第三產業(yè)用電增長10.9%、延續(xù)高速增長勢頭，城鄉(xiāng)居民生活用電增長8.9%、三季度增速大幅提升至17.6%。國內6000千瓦及以上發(fā)電裝機容量同比增長9.5%，電力供應能力充足，水電發(fā)電量在三季度負增長、前三季度設備利用小時同比下降150小時，電煤供應總體寬松，火電發(fā)電量在三季度實現(xiàn)兩位數(shù)增長、前三季度設備利用小時同比降幅收窄至6小時，風電發(fā)電量保持高速增長、設備利用小時同比增幅擴大到138小時。
主要受上年同期高基數(shù)、氣溫等因素影響，預計四季度全社會用電量增速有所回落、同比增長6.5%-7.5%，全年增長7.0%左右。預計年底國內發(fā)電裝機達到12.3億千瓦左右、躍居****，全年發(fā)電設備利用小時4530小時左右、其中火電5000小時左右，四季度國內電煤供應總體寬松?？傮w判斷，四季度國內電力供需總體平衡，東北和西北區(qū)域電力供應能力富余較多，華北和華中區(qū)域電力供需基本平衡，華東和南方區(qū)域部分省份在迎峰度冬用電高峰時段電力供需平衡偏緊。
一、前三季度國內電力供需情況分析
（一）全社會用電量增速逐季上升
根據(jù)我會統(tǒng)計，前三季度，全社會用電量3.95萬億千瓦時，同比增長7.2%，增速比上年同期提高2.4個百分點。分季度看，一、二、三季度全社會用電量同比分別增長4.3%、6.0%和10.9%，國內大范圍持續(xù)高溫天氣、宏觀經(jīng)濟運行穩(wěn)中有升以及上年同期低基數(shù)是三季度用電增速明顯加快的主要原因。

三季度城鄉(xiāng)居民生活用電增速大幅提升。前三季度同比增長8.9%，迎峰度夏期間，國內大部分地區(qū)遭遇歷史罕見的大范圍持續(xù)高溫天氣，三季度當城鄉(xiāng)居民生活用電增速達到17.6%。
第三產業(yè)延續(xù)高速增長勢頭。前三季度同比增長10.9%，其中三季度增長13.6%，反映出第三產業(yè)市場消費需求依然活躍，對保持經(jīng)濟和用電平穩(wěn)增長起到有效支撐。第三產業(yè)用電所占全社會用電比重同比提高0.44個百分點。
電力消費結構繼續(xù)優(yōu)化。**產業(yè)用電量同比增長6.5%，占全社會用電量比重同比降低0.55個百分點，降幅比上半年擴大0.33個百分點。化學原料及制品業(yè)、非金屬礦物制品業(yè)、黑色金屬冶煉及壓延加工業(yè)、有色金屬冶煉及壓延加工業(yè)四大重點用電行業(yè)合計用電增長5.1%，其中，一、二、三季度分別增長5.3%、3.3%和6.9%，分別比同期全社會用電量增速高1.0、低2.7和低4.0個百分點；占全社會用電量比重同比降低0.60個百分點，降幅比上半年擴大0.25個百分點。
西部地區(qū)用電保持較高增長，東部和中部地區(qū)用電增速逐季上升。前三季度，東、中、西和東北地區(qū)用電同比分別增長6.4%、6.8%、9.8%和4.4%，其中，東部和中部地區(qū)用電增速逐季上升，三季度均實現(xiàn)兩位數(shù)增長。

（二）電力供應能力充足
前三季度，完成電力投資4930億元、同比增長6.4%，其中電源同比增長2.1%，電網(wǎng)同比增長10.8%。新增發(fā)電裝機5457萬千瓦，9月底國內6000千瓦及以上電廠裝機容量11.63億千瓦、同比增長9.5%。國家統(tǒng)計局統(tǒng)計國內規(guī)模以上電廠發(fā)電量3.87萬億千瓦時、同比增長6.8%。發(fā)電設備利用小時3385小時、同比降低55小時。

三季度各月水電發(fā)電持續(xù)負增長，水電設備利用小時同比下降。前三季度完成投資同比增長11.8%，新增裝機1867萬千瓦，截至9月底國內6000千瓦及以上水電裝機2.31億千瓦、同比增長12.4%，規(guī)模以上水電廠發(fā)電量同比增長4.0％，其中三季度各月同比分別下降6.5%、10.1%和5.7%，前三季度利用小時同比下降150小時。
風電發(fā)電量保持高速增長，設備利用率繼續(xù)提高。前三季度，風電完成投資同比減少3.5%，并網(wǎng)風電新增裝機647萬千瓦，9月底國內6000千瓦及以上并網(wǎng)風電裝機6826萬千瓦、同比增長23.6%，發(fā)電量同比增長40.6%，利用小時1522小時、同比提高138小時，提高幅度比上半年擴大47小時，風電設備利用率繼續(xù)提高。并網(wǎng)太陽能發(fā)電新增裝機321萬千瓦、同比增加290萬千瓦，9月底6000千瓦及以上并網(wǎng)太陽能發(fā)電裝機684萬千瓦，發(fā)電量56億千瓦時。
核電投資同比減少，設備利用小時同比下降。前三季度完成投資同比減少21.3%，新增裝機221萬千瓦，9月底核電裝機1461萬千瓦、同比增長16.7%，發(fā)電量同比增長11.7%，利用小時同比下降12小時。
三季度各月火電發(fā)電量保持兩位數(shù)增長，設備利用小時同比降幅進一步收窄。前三季度完成投資與上年同期基本持平，占電源投資的比重為26.5%，新增裝機2402萬千瓦，9月底國內6000千瓦及以上火電裝機8.42億千瓦、同比增長7.2%，規(guī)模以上火電廠發(fā)電量同比增長6.5%，當季各月同比分別增長11.3%、19.2%和11.0%，前三季度利用小時同比下降6小時，下降幅度比上半年收窄77小時。
跨區(qū)送電保持快速增長。前三季度，國內跨區(qū)送電量1803億千瓦時、同比增長15.9%，跨省輸出電量5773億千瓦時、同比增長6.4%。其中，東北外送電量增長66.7%，華中外送電量增長28.6%，西北外送電量減少8.8%。南方電網(wǎng)區(qū)域西電東送電量945億千瓦時、同比增長1.5%。三峽電站送出電量675億千瓦時、同比減少12.3%。
（三）國內電力供需總體平衡，迎峰度夏**穩(wěn)定
前三季度，國內電力供需總體平衡，局部地區(qū)供需偏緊。其中，東北和西北區(qū)域電力供應能力富余較多，華北、華中和南方區(qū)域電力供需總體平衡，華東區(qū)域電力供需偏緊，江蘇、浙江等省份在年初、迎峰度夏用電高峰時段出現(xiàn)錯避峰。
二、四季度國內電力供需形勢預測
（一）四季度電力消費增速將有所回落
總體判斷，四季度國內經(jīng)濟將繼續(xù)保持平穩(wěn)增長，增速可能略低于三季度?？紤]到上年四季度用電基數(shù)較高，國家化解鋼鐵、水泥、電解鋁、平板玻璃、船舶五大行業(yè)產能嚴重過剩矛盾以及氣溫影響等因素，預計四季度全社會用電量增速將比三季度回落，四季度全社會用電量同比增長6.5%-7.5%，全年全社會用電量5.31萬億千瓦時、同比增長7.0%左右。
（二）電力供應能力充足，可再生能源裝機新增較多
預計全年新增發(fā)電裝機9100萬千瓦左右，其中，可再生能源裝機新增4900萬千瓦左右，火電新增4000萬千瓦左右，核電新增221萬千瓦。預計2013年底國內發(fā)電設備容量將達到12.3億千瓦左右，將成為世界上發(fā)電裝機規(guī)模*大的國家，其中火電8.6億千瓦、核電1461萬千瓦、可再生能源3.6億千瓦，可再生能源占國內裝機比重在30%左右。
（三）四季度國內電力供需總體平衡
綜合考慮部分區(qū)域可能出現(xiàn)的極端低溫天氣、重點流域汛期來水偏枯導致電站蓄水減少、火電機組集中脫硝達標改造、天然氣供應緊張及價格上調、風電太陽能發(fā)電大規(guī)模發(fā)展等因素對電力供需可能產生的影響，預計四季度國內電力供需總體平衡，華東和南方區(qū)域部分省份在迎峰度冬用電高峰時段電力供需平衡偏緊，華北和華中區(qū)域電力供需基本平衡，東北和西北區(qū)域電力供應能力富余較多。預計全年發(fā)電設備利用小時4530小時左右，其中火電設備利用小時5000小時左右。
三、有關建議
（一）做好迎峰度冬工作預案，確保電力系統(tǒng)**穩(wěn)定運行
一是統(tǒng)籌火電機組脫硝等改造時間，保障電力供應。按照國家尤其是地方政府特別排放限值的達標改造期限要求，一批火電機組需要在冬季進行脫硝等達標改造，對迎峰度冬期間保障電力熱力供應帶來影響，建議有關部門統(tǒng)籌協(xié)調好火電機組改造與保障電力熱力供應。二是高度重視“三北”地區(qū)供熱與風電消納對電力系統(tǒng)**穩(wěn)定運行的影響，合理安排熱電機組與風電機組運行時間，保障電力系統(tǒng)**穩(wěn)定經(jīng)濟運行。三是加快迎峰度冬重點工程建設和投運，提高電力系統(tǒng)整體供電能力。四是做好有序用電工作，細化相應措施，及時發(fā)布電力供需信息，引導社會實施有序用電。
（二）統(tǒng)籌安排好天然氣供應，疏導燃機電價矛盾，優(yōu)化天然氣發(fā)電布局
一是統(tǒng)籌做好用電用氣高峰期間燃氣調峰機組用氣與城鄉(xiāng)居民生活用氣、工業(yè)用氣保障工作。加快儲氣庫建設，提高輸氣管網(wǎng)儲氣調峰能力，優(yōu)先保障居民用氣，滿足電力系統(tǒng)調峰需求。二是加快疏導燃機電價矛盾。地方政府增加財政補貼額度，彌補燃機發(fā)電虧損。統(tǒng)籌制定國內天然氣發(fā)電價格補貼政策，省級政府落實資金來源和補貼水平。三是優(yōu)化天然氣發(fā)電布局。根據(jù)經(jīng)濟社會發(fā)展承受能力和各省市區(qū)財政補貼能力，合理確定天然氣發(fā)電規(guī)模。堅持大中小相結合、多種方式共同發(fā)展原則，鼓勵和優(yōu)先發(fā)展天然氣分布式能源系統(tǒng)，提高能源利用效率；在風電等新能源大規(guī)模發(fā)展、系統(tǒng)調峰容量嚴重不足地區(qū)，有序發(fā)展大型單循環(huán)燃氣調峰機組。
（三）優(yōu)化風電、光伏發(fā)電布局，加快解決棄風棄光問題
2012年以來，我國風電設備利用率逐步提高，但“三北”風電基地仍然存在“棄風”問題，少數(shù)光伏發(fā)電基地存在“棄光”問題。要解決這些問題，一是堅持集中與分散相結合原則，優(yōu)先鼓勵分散、分布式風電和光伏發(fā)電發(fā)展。二是做好統(tǒng)籌規(guī)劃。堅持發(fā)展目標要與國家財政補貼能力相平衡，實現(xiàn)區(qū)域布局及項目與消納市場、配套電網(wǎng)以及調峰電源相統(tǒng)籌，做到國家與地方規(guī)劃相統(tǒng)一。三是加快跨大區(qū)通道建設。加快核準和超前建設包括特高壓輸電工程在內的跨區(qū)跨省通道工程，以消納“三北”基地現(xiàn)有的過剩發(fā)電能力。在消納市場未確定及跨區(qū)跨省通道未開工建設前，應適度控制“三北”地區(qū)大規(guī)模集中式開發(fā)。四是增加可再生能源發(fā)展基金中財政專項資金額度，開辟新的補貼資金渠道。風電、光伏發(fā)電等發(fā)展離不開國家財政補貼，盡管可再生能源電價附加已調升到1.5分/千瓦時，但隨著開發(fā)規(guī)模不斷增加，現(xiàn)有電價附加水平將仍然不足，存在補貼金額不足風險。財政補貼資金即可再生能源發(fā)展基金中，除增加可再生能源電價附加水平外，更應拓寬可再生能源發(fā)展基金來源，如大幅增加國家財政專項資金補貼，開辟新的資金渠道。五是加快風電、太陽能發(fā)電技術**，進一步降低造價，提高質量，逐步提高與傳統(tǒng)能源發(fā)電的市場競爭力，減輕國家財政補貼壓力。六是加快建立調峰調頻等輔助服務電價機制，用經(jīng)濟手段調動發(fā)電機組調峰調頻積極性，促進可再生能源消納。
（四）加快理順電價形成機制，促進行業(yè)科學發(fā)展
我國已經(jīng)進入電價上漲周期，要立足于電力市場化改革頂層設計，加快推進電價機制改革，更多采用市場機制調節(jié)電價，減少行政干預：一是加快形成獨立的輸配電價機制，穩(wěn)妥推進電力用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易。地方政府不得通過行政手段指定直接交易的對象、電量和電價，不得指定交易的降價優(yōu)惠幅度，國家有關部門應加大電價檢查力度，規(guī)范電價秩序。二是加快發(fā)電環(huán)節(jié)兩部制電價改革。調整完善水電價格形成機制；研究云南、四川、湖南等水電大省的火電價格形成機制，解決這些地區(qū)長期虧損的火電企業(yè)生存問題；加快理順天然氣發(fā)電價格機制。三是針對華北、東北等地區(qū)熱電聯(lián)產企業(yè)供熱普遍虧損的實際，建議政府有關部門對供熱虧損較大的地區(qū)按照成本加成原則重新核定熱價，并執(zhí)行煤熱價格聯(lián)動機制；對熱價倒掛嚴重、虧損嚴重的供熱企業(yè)予以財政補貼，以緩解企業(yè)經(jīng)營困難，保障迎峰度冬期間**穩(wěn)定供熱。
（五）盡快研究制定電能替代戰(zhàn)略規(guī)劃，加快實施電能替代工程
貫徹落實國務院大氣污染防治行動計劃，加快解決我國嚴重灰霾天氣問題，需要加快實施電能替代工程。建議：一是國家盡快研究制定電能替代戰(zhàn)略規(guī)劃，出臺電能替代產業(yè)政策。以電能替代戰(zhàn)略規(guī)劃統(tǒng)籌指導實施“以電代煤”和“以電代油”工程，提高全社會電氣化水平，不斷提升電能占終端能源消費比重。二是加快實施電能替代工程。在工業(yè)和民用領域推廣“以電代煤”，降低散燒煤應用范圍，提高煤炭轉化為電力的比重。在城市交通領域，大力推動城市電動汽車、電氣化軌道交通的研發(fā)和應用，推廣新建小區(qū)建設電動汽車充電樁。三是加快調整電源結構和優(yōu)化電源布局，積極高效發(fā)展核電、新能源發(fā)電，加快西南水電基地開發(fā)以及西部、北部大型煤電基地規(guī)?；图s化開發(fā)，通過特高壓等通道向東中部負荷中心輸電，實現(xiàn)更大范圍的資源優(yōu)化配置和環(huán)境質量的結構性改善。四是通過市場機制和經(jīng)濟手段促進節(jié)能減排，深化電力需求側管理，推行合同能源管理，推進發(fā)電權交易，研究火電氮氧化物排污權交易。五是提高電力企業(yè)環(huán)保設施運行維護管理水平，發(fā)揮好現(xiàn)有環(huán)保設施的污染物控制能力。
（六）加快西南水電基地外送通道建設，統(tǒng)籌考慮西南水電開發(fā)及市場消納
今年以來，在各級政府部門統(tǒng)籌協(xié)調和電力企業(yè)積極努力下，加上來水偏枯較多，西南水電基地棄水量明顯少于年初預期，但未來仍存在大量棄水風險。建議：一是國家有關部門超前統(tǒng)籌規(guī)劃西南水電等可再生能源的開發(fā)，盡早明確市場消納和輸電通道。二是按規(guī)劃及時核準、開工西南水電基地的外送通道工程，加快溪洛渡-浙西以及云南金沙江中游送電廣西等跨區(qū)通道建設，確保外送通道盡早投產。三是對棄水嚴重的省份適當控制風電、太陽能等電源開發(fā)進度。

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