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中部和东北地区用电同比负增长,中、西部地区用电增速回落幅度较大。东、中、西部和东北地区全社会用电同比分别增长1.3%、-0.8%、1.9%、-2.1%,增速同比分别回落2.8、6.6、6.6和3.6个百分点。总体来看,东部地区用电增速回落幅度相对较小,是全社会用电量增长的主要稳定力量;中、西部高耗能产业比重相对偏大,其用电放缓导致全社会用电增速回落幅度较大;东北作为原材料基地和重化工基地,产业结构相对单一,用电增长持续低 迷。
(二)电力供应能力充足,非化石能源发电延续较快增长,火电发电量连续9个月负增长、利用小时继续下降。3月底全国6000千瓦及以上电厂装机为13.4亿千瓦、同比增长9.2%。一季度全国规模以上电厂发电量1.31万亿千瓦时、同比下降0.1%;全国发电设备利用小时954小时,同比降低84小时。
水电发电量高速增长,水电投资连续3年同比下降。水电投资不足2012年同期(水电完成投资最多)的一半。3月底全国6000千瓦及以上水电装机同比增长8.0%,全国主要发电企业常规水电在建规模萎缩至2750万千瓦。全国规模以上电厂水电发电量同比增长17.0%,设备利用小时609小时,是2006年以来同期最高,同比增加58小时。
并网风电装机突破1亿千瓦,并网太阳能发电装机高速增长。3月底全国并网风电装机10064万千瓦、增长26.9%,发电量增长24.6%,设备利用小时483小时、同比增加4小时。全国并网太阳能发电装机同比增长51.6%,发电量同比增长58.4%。
核电发电量高速增长。全国核电装机容量同比增长34.1%,一季度发电量同比增长29.7%,设备利用小时1638小时、同 比降低202小时,其中辽宁仅为1097小时。
火电发电量连续9个月同比负增长。
3月底全国6000千瓦及以上火电装机同比增长6.6%。受电力消费需求放缓、非化石能源发电量高速增长等因素影响,火电发电量同比下降3.7%,自2014年7月份以来连续9个月负增长;设备利用小时1106小时(其中煤电1144小时),同比降低122小时。
跨区送电低速增长,省间输出电量同比下降。跨区送电量同比增长3.5%,跨省输出电量同比下降2.7%。南方电网区域西电东送电量同比增长39.9%;三峡电站送出电量同比增长9.0%。
电煤供应持续宽松,发电用天然气供应总体平稳。全国煤炭市场需求低迷,国内煤炭市场供应充足,电煤供需总体宽松。一季度天然气消费需求放缓,除海南等个别地区外的天然气发电供气总体有保障,部分天然气电厂因地方补贴不到位仍然继续亏损。
(三)全国电力供需总体宽松。东北和西北区域供应能力富余较多,华北、华中、华东和南方区域供需总体平衡、部分省份供应能力盈余;省级电网中,江西、西藏部分时段存在错峰情况,海南供需矛盾较为突出。
建议及对策 加快水电、核电和调峰电源建设
适度控制新能源发电建设节奏,着力解决“弃水”“弃风”和“弃光”问题,加快实施电能替代战略。
(一)合理控制新开工规模,加快加大水电、核电和调峰电源建设,拉动和稳定经济增长,提高电力资产利用效率和效益。随着电力供需进一步宽松和电力消费换挡到中速增长,电力行业发展重心从主要解决用电“有没有”问题转移到主要解决“好不好”问题,即要着力推动电力结构调整、促进行业提质增效升级。为此,要因地制宜、远近结合,合理控制电源新开工规模,在此基础上,一是提高电力系统调峰电源比重,减轻煤电机组深度调峰负担,降低煤电机组供电煤耗和污染物排放。应因地制宜、因技术经济条件支撑和当地电力供需情况,以环境质量改善为目标,稳妥有序推进大气污染物超低排放改造,避免环境效益差、经济代价大、能源消耗多、带来二次污染的超低排放改造。二是加快加大水电和核电建设,提高年度新开工规模中水电和核电比重,既能够拉动和稳定经济增长,又能够有效规避当前供需宽松困局,且能够确保电力结构绿色转型和保障电力中长期安全经济供应。
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