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夏季长江中下游降水较常年同期明显偏多,湖南、湖北、贵州等部分水电装机较多的省份降水偏多。据气象部门初步预测,2016年夏季长江中下游降水较常年同期明显偏多,嫩江流域和松花江流域降水偏多,淮河流域降水北部接近常年同期、南部较常年同期偏多,辽河、珠江流域降水接近常年同期,黄河流域降水较常年同期偏少。分地区看,水电装机较多的省份中,湖北、重庆、四川东部、浙江大部、江西大部、湖南、贵州、广西北部、云南东部等地降水较常年同期偏多,有利于水电出力生产。
电煤需求继续下降,发电用天然气供应总体平衡。煤炭需求方面,全国煤炭消费量已经连续两年下降,当前主要耗煤行业市场低迷,同时国家持续推进经济转型、产业结构调整、加大环境治理力度、优化能源结构,预计全国煤炭消费需求仍然低迷,负增长可能性依然较大。煤炭供应方面,当前国内煤炭市场明显供大于求,国家正在着力解决煤炭脱困问题,相关部门已对煤炭行业采取控总量、去产能、稳价格等措施,部分地区及企业已实施煤炭减产限产,煤炭进口量已经处于高水平,继续增长的可能性较小,预计2016年国内煤炭市场供大于求形势将有所缓解。预计2016年全国煤炭市场总体仍呈现供需宽松格局,市场电煤价格可能稳中微升。
近两年我国天然气来源逐步多样化、供给能力明显增强,同时,受经济增长放缓、能源消费结构变化以及能源价格比价关系变化等因素影响,我国天然气消费需求逐步放缓,天然气供需形势明显缓和,绝大部分天然气电厂的燃气供应总体有保障,极端天气情况下部分地区天然气供应可能会偏紧。在目前气价水平下,部分天然气电厂仍然处于亏损状态,可能会影响到气电生产,但对电力供需平衡影响较小。
煤电实际上网电价大幅下降将造成行业效益严重下滑,亏损企业明显增多,可能影响部分燃煤电厂生产、甚至造成系统供应能力不足。在电煤等燃料价格大幅下降的有利形势下,煤电行业在2015年实现了较好的经营业绩,但仍不能掩盖煤电企业所面临的非常严峻的危机和困境。一是随着电力消费持续放缓和非化石能源快速发展,利用小时持续下滑,2015年煤电主营业务收入已出现负增长、且逐季加重,2016年可能更加突出;二是当前电煤价格已处于十年来低位,未来下降空间非常有限、上涨预期逐步提升,而从2016年1月1日起,燃煤发电上网电价在2015年4月下调2分/千瓦时的基础上再下调3分/千瓦时,此次下调将导致全国煤电行业利润减少超过1100亿元(预计2015年煤电利润2100亿元左右),利润减少额超过2015年煤电行业利润总额的一半;三是各地组织开展的电力用户直接交易将进一步压低煤电上网电价。综合判断,预计2016年煤电生产利润将被大幅压缩,企业亏损面和负债率将明显上升,很可能再次面临大面积亏损局面。当前煤电在我国发电生产中仍占绝对比重、且短时间内不可完全替代,煤电大面积严重亏损有可能会影响到电力生产、甚至造成电力系统供应能力不足。
全国电力供应能力总体富余、部分地区过剩
综合平衡分析,预计全国电力供应能力总体富余、部分地区过剩。其中,东北和西北区域电力供应能力过剩较多,华北区域电力供需总体平衡、部分省份富裕,华中、华东和南方区域电力供需总体宽松、多个省份富余。按照全社会用电量增速1%~2%的中值测算,预计全年发电设备利用小时3700小时左右,其中火电设备利用小时4000小时左右。
多措并举促进电力行业科学发展
严格控制电源新开工规模,合理压缩投产规模,优化增量结构,促进电力行业科学发展
随着我国经济发展进入新常态,能源电力需求增速放缓,预计“十三五”前中期电力供需将延续总体富余、部分地区明显过剩的格局,电力行业发展将面临严峻挑战。必须努力践行创新、协调、绿色、开放、共享五大发展理念,加快转变电力发展方式,做优增量,把行业发展主要依靠外延式扩张转变为主要依靠创新和深化改革来推动。
建议:一是严格控制电源新开工规模,合理压缩投产规模。结合当前及“十三五”期间电力消费增速向下换挡的实际,科学确定和严格控制电源新开工规模,各级政府及相关部门要坚决取消一批不具备核准条件的煤电项目,暂缓一批煤电项目核准,缓建一批已核准的煤电项目开工,避免进一步加剧发电市场过剩。发电企业更要严格控制电源新开工规模,尤其在电力过剩明显地区,缓建一批已核准项目,对于部分已开工项目,具备条件的也可研究推迟或停建,合理压缩投产规模,做好风险防控。
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“十四五”以来,我国电力发展面临的内外部形势发生了深刻变化,电力—经济关系也呈现新的阶段性特征,新形势下中长期电力需求预测需紧密捕捉新旧动能转换特征,为电力供需分析和保供方案制定打下坚实基础。电力需求面临的新形势及新要求从全球视角来看,当前全球经济和贸易增长面临严峻挑战,技术封锁
近年来,新能源投资步入强竞争时期,加之技术迭代加速跃迁、电力交易市场复杂性增加,基于“价差”的财务投资难以适用于新能源发展新周期,需要在全新的价值维度上找到新的增长点和新路径。(一)新能源投资布局从规模扩张转向质量优先电气化趋势使电力需求激增,新能源投资持续加码,但风光等新能源的
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文/武魏楠2025年5月26日,江苏省电力交易中心发布了6月份集中竞价交易结果:此次交易总成交量为48.83亿千瓦时,成交价格为312.8元/兆瓦时。以江苏0.391元/兆瓦时的燃煤基准电价计算,312.8元/兆瓦时的价格已经触及1439号文中规定的中长期价格浮动下限(下浮20%)。该成交价格与2025年5月相比,环比降幅
2025年,浙江省平阳全县迎峰度夏有序用电工作方案共安排负荷36万千瓦,分6级执行。A级方案:6万千瓦;B级方案:12万千瓦;C级方案:18万千瓦;D级方案:24万千瓦;E级方案:30万千瓦;F级方案:36万千瓦。全县有序用电按A-F级分级启动实施,各乡镇根据本地实际情况,结合企业分类综合评价机制,科学精准编制有序
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5月24日,江苏今年首个500千伏“迎峰度夏”电网重点工程——沭阳500千伏变电站扩建工程正式投运。这将显著提升宿迁、徐州等地供电能力和可靠性,为今夏江苏北部区域电力稳定供应提供重要支撑。作为经济大省,江苏电力需求持续高位增长。据国网江苏省电力有限公司介绍,2025年前4个月,全省全社会用电量
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近日,国家发改委、国家能源局印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》。政策直指单一利用公用电网方式下的高比例新能源消纳困境和碳壁垒,提出“主网和微网协同发展”的思想,同时带动发电、用能和电网体系的结构性变革,将对我国能源体制、市场规则和企业角色带来全方位转变。政策背景:促进
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