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上半年,全国电力生产运行平稳,电力供需总体平衡。全社会用电量平稳增长,第三产业和城乡居民生活用电量较快增长、贡献突出;电力延续绿色低碳发展态势,非化石能源发电装机比重继续提高,非化石能源发电量快速增长;受电价进一步降低、燃料成本持续高位、可再生能源补贴严重滞后等因素影响,电力企业经营总体仍比较困难。预计下半年,电力消费将延续上半年的平稳增长态势,全年全社会用电量同比增长5.5%左右;年底全国发电装机容量20亿千瓦左右;全国电力供需总体平衡,迎峰度夏期间部分地区电力供需偏紧、高峰时段存在电力缺口。
一、2019年上半年全国电力供需情况
(一)全社会用电量平稳增长,第三产业和城乡居民生活用电量较快增长
上半年,全国全社会用电量3.40万亿千瓦时、同比增长5.0%,一、二季度分别增长5.5%、4.5%。电力消费主要特点有:
一是第一产业用电量中速增长。上半年,第一产业用电量345亿千瓦时、同比增长5.0%,增速比上年同期降低5.3个百分点;占全社会用电量比重为1.0%、与上年同期持平。
二是第二产业及其制造业用电量稳定增长。上半年,第二产业用电量2.31万亿千瓦时、同比增长3.1%,增速比上年同期降低4.5个百分点,一、二季度分别增长3.0%、3.1%。第二产业用电量增长对全社会用电量增长的贡献率为42.6%,比上年同期降低13.9个百分点;占全社会用电量的比重为68.0%,比上年同期降低1.3个百分点。制造业用电量1.72万亿千瓦时、同比增长3.4%,一、二季度同比增长均为3.4%。从制造业几大类行业来看,高技术及装备制造业[1]用电量同比增长3.5%;消费品制造业[2]用电量增长2.1%;四大高载能行业[3]用电量同比增长3.4%,其中,建材行业用电量增长6.1%,黑色行业用电量增长5.9%,化工行业用电量增长1.3%,有色行业用电量增长1.2%。
三是第三产业用电量继续保持较快增长。上半年,第三产业用电量5552亿千瓦时、同比增长9.4%,一、二季度分别增长10.1%、8.6%;对全社会用电量增长的贡献率为29.5%,比上年同期提高6.1个百分点;占全社会用电量比重为16.3%、比上年同期提高0.7个百分点。其中,信息传输、软件和信息技术服务业用电继续保持快速增长势头,同比增长13.6%;租赁和商务服务业、房地产业、批发和零售业用电量同比分别增长12.9%、11.9%、10.7%;交通运输/仓储和邮政业用电量同比增长8.6%。电能替代持续推广催生第三产业用电增长新亮点,充换电服务业用电量增长129.0%,港口岸电用电量增长316.9%,城市公共交通运输业用电量增长18.6%。
四是城乡居民生活用电量继续保持较快增长。上半年,城乡居民生活用电量4993亿千瓦时、同比增长9.6%,一、二季度分别增长11.0%、7.7%;对全社会用电量增长的贡献率为27.0%,比上年同期提高7.9个百分点;占全社会用电量比重为14.7%、比上年同期提高0.6个百分点。
五是绝大部分省份用电量均为正增长。上半年,东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长3.3%、6.4%、7.3%和3.5%,中部和西部地区增速领先于东部和东北地区;各地区用电量占全国用电量的比重分别为47.0%、19.1%、27.9%和6.0%,用电量增长对全社会用电量增长的贡献率分别为31.7%、24.0%、40.1%和4.2%。青海、甘肃、上海3个省(市)用电量同比下降,降幅分别为2.8%、0.7%、0.1%;28个省份用电量正增长,14个用电量增速超过全国平均增长水平的省份中,除海南、河北外,其余均属于中、西部省份。
(二)电力延续绿色低碳发展趋势,非化石能源发电量快速增长
截至6月底,全国全口径发电装机容量19.4亿千瓦、同比增长6.1%,其中非化石能源发电装机容量占比41.2%、同比提高1.4个百分点;全国规模以上电厂发电量为3.37万亿千瓦时,同比增长3.3%;全国发电设备利用小时1834小时,同比下降24小时。电力供应主要特点有:
一是全国新增装机规模同比减少。上半年,全国新增发电装机容量4074万千瓦、同比少投产1194万千瓦,主要是新增太阳能装机容量1164万千瓦、同比少投产1417万千瓦。新增非化石能源发电装机容量2506万千瓦,占新增发电装机总容量的61.5%。新增煤电装机984万千瓦、同比少投产54万千瓦。
二是非化石能源发电量快速增长。上半年,全国规模以上电厂水电发电量5138亿千瓦时、同比增长11.8%,核电发电量1600亿千瓦时、同比增长23.1%,全口径并网风电、并网太阳能发电量分别为2145、1063亿千瓦时,同比分别增长11.5%、29.1%。受用电需求增长放缓、水电等非化石能源发电量快速增长等因素影响,全国规模以上火电厂发电量2.45万亿千瓦时、同比增长0.2%。
三是水电和太阳能发电设备利用小时同比提高。上半年,全国水电设备利用小时1674小时、同比提高169小时;火电2066小时、同比下降60小时,其中,煤电2127小时、同比下降57小时,气电1212小时、同比下降121小时;核电3429小时、同比下降118小时;并网风电1133小时、同比下降10小时,为2013年以来的第二高水平,仅低于2018年同期;并网太阳能发电650小时、同比提高13小时。弃风弃光问题继续改善,国家电网公司、南方电网公司经营区域内新能源利用率均超过95%。
四是110千伏及以下电网投资比重同比提高。上半年,全国基建新增220千伏及以上变电设备容量13238万千伏安、同比少投产1743万千伏安;新增220千伏及以上输电线路长度16292千米、同比少投产6105千米。110千伏及以下电网投资占电网总投资的比重为64.3%,比上年同期提高8.2个百分点,配网建设及农网改造升级是当前电网投资建设重点。
五是跨区跨省送电量较快增长,清洁能源得到大范围优化配置。上半年,全国跨区、跨省送电量分别完成2243、6426亿千瓦时,同比分别增长11.2%、12.0%。西北区域是外送电量最多的区域,上半年外送电量911亿千瓦时,占全国跨区送电量的40.6%,外送电量比上年增长15.9%。
六是电力燃料供应总体平衡,电煤价格高位波动。上半年,全国规模以上煤矿原煤产量增长3.7%,全国煤炭进口量增长5.7%,全国电厂发电及供热消耗煤炭增长3.4%,全国电厂存煤总体处于高位,电煤供应总体平衡。受煤矿安全事故、安全生产督查、公路超限超载运输治理等因素影响,局部地区部分时段电煤供应偏紧。电煤价格总体高位波动,2月份以来,CECI沿海指数各期综合价均超过《关于印发平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》(发改运行〔2016〕2808号)规定的绿色区间上限,国内煤电企业燃料成本居高不下。
中国沿海电煤采购价格指数(CECI沿海指数)5500大卡周价格图
(三)全国电力供需总体平衡,局部地区出现错避峰
上半年,全国电力供需总体平衡。其中,东北、西北电网区域电力供应能力富余;华北、华中、华东、南方电网区域电力供需总体平衡,江西、湖北、海南等省份部分时段出现错避峰。
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今年一季度,广东全社会用电量1816.38亿千瓦时,同比增长11.81%。其中,二、三产业用电增速均超10%。3月,广东用电量位居全国省级电网第一,一季度,广东二、三产业用电增速均超10%。一季度,广东代表新质生产力产业基础的高技术及装备制造业用电量同比增长13.57%,截至今年一季度,全省新能源累计并网
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3月份,全省全社会用电量85.29亿千瓦时,同比增长7.77%;全省全口径发电量96.66亿千瓦时,同比下降3.06%;全省原油产量37.99万吨,同比增长2.57%;原油加工量80.37万吨,同比下降0.22%;天然气产量1.57亿立方米,同比下降6.80%;天然气消费量3.17亿立方米,同比下降2.60%;原煤产量65.56万吨,同比下降
一季度,全省能源供需总体平衡,能源经济运行实现平稳开局。电力保供形势平衡有序。一季度,全社会累计用电量843.2亿千瓦时,同比增长15.2%,增速高于全国5.4个百分点。截至3月底,全社会发电装机容量1.1亿千瓦,较上年末增加260万千瓦。电煤稳产保供扎实推进。一季度,全省累计原煤产量2688.6万吨,日
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