2014年上半年全国电力供需形势分析

马后炮火

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今年上半年，国民经济运行总体平稳，全国电力供需总体平衡,运行安全稳定。电力供应能力总体充足，水电、火电和核电完成投资同比继续负增长，水电在建规模持续大幅萎缩，各类型发电设备利用小时同比降低。电力消费需求平稳增长，全社会用电量同比增长5.3%，二季度增速逐月回升；城乡居民生活用电同比增长6.6%，第三产业用电增长6.9%，第二产业用电增长5.1%，其中设备制造业用电较快增长，四大高耗能行业用电维持较低增长；西部 地区用电增速继续领先、但增速同比回落，中部和东部地区增速同比提高，东北地区低速增长。
下半年，我国经济有望保持平稳增长，用电需求增速稳中有升。预计全年全社会用电量同比增长6%左右，其中下半年增长6.5%左右、增速前低后高。年底全国发电装机13.5亿千瓦左右。预计下半年全国电力供需总体平衡，部分地区供需宽松与局部地区供需偏紧并存；东北和西北区域电力供应能力仍然富余，华 北、华中和南方区域部分省份在迎峰度夏期间的用电高峰时段电力供应偏紧。
一、上半年全国电力供需情况分析
(一)全社会用电量增长总体平稳，二季度增速逐月回升
上半年，全社会用电量2.63万亿千瓦时、同比增长5.3%，增速同比提高0.2个百分点。其中，一、二季度同比分别增长5.4%和5.2%；二季度 各月增速分别为4.6%、5.3%和5.9%，呈逐月回升态势，反映出当前宏观经济企稳，说明近几个月中央坚持定向调控，出台的一系列稳增长政策措施效果 显现。
电力消费结构继续优化。上半年，第三产业、城乡居民生活用电占全社会用电比重同比分别提高0.23和0.21个百分点，而第一产业、第二产业用电比重同比分别降低0.19和0.25个百分点。
设备制造业用电较快增长，四大高耗能行业用电维持较低增长。第二产业用电同比增长5.1%，工业用电同比增长5.0%，制造业用电增长5.5%。6月份制造业日均用电量86.5亿千瓦时/天，创历史新高。设备制造业用电增长9.8%、增速同比提高6.3个百分点，所占全社会用电比重同比提高0.3个百 分点；四大高耗能行业用电增长4.6%，所占全社会用电比重同比降低0.2个百分点。制造业用电结构的变化，反映了国家定向调控、主动化解部分行业产能过 剩和优化调整产业结构等宏观调控政策的效果显现。
第三产业用电增速同比回落。第三产业用电量同比增长6.9%、增速同比回落2.4个百分点。第三产业分行业、分地区增速分化较为明显，住宿和餐饮业、 交通运输仓储邮政业用电增速偏低，信息业、金融房地产业保持较快增长；东北和东部地区低速增长，西部和中部地区增速高于10%。
城乡居民生活用电增速同比提高。城乡居民生活用电量同比增长6.6%、增速同比提高2.7个百分点，地区中，西部地区同比增长11.7%，东北地区同比下降0.2%。
西部地区用电增速继续领先、但增速同比回落，中、东部地区增速同比提高，东北地区低速增长。东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长 4.6%、5.1%、7.6%和2.0%。其中，中部和东部地区增速同比分别提高2.0和0.7个百分点，而东北和西部地区增速同比分别回落2.0和 1.7个百分点。
(二)电力供应能力充足，水电、火电和核电完成投资同比继续负增长，各类型发电设备利用小时同比降低
上半年，电力工程完成投资同比下降6.1%，其中电源同比下降12.7%，电网同比略降0.6%；基建新增发电装机3670万千瓦，其中新增非化石能 源装机占60%。截至6月底全国6000千瓦及以上电厂装机为12.51亿千瓦、同比增长9.4%。上半年全国规模以上电厂发电量2.62万亿千瓦时、同 比增长5.8%，其中非化石能源发电量同比增长10.9%。全国发电设备利用小时2087小时、同比降低79小时。
水电完成投资同比继续负增长，水电在建规模持续大幅萎缩。上半年完成投资同比下降35.0%，新增装机1301万千瓦，其中云南和四川新增合计占 85%，截至6月底全国6000千瓦及以上水电装机2.54亿千瓦、同比增长14.4%。发电量同比增长9.7%，设备利用小时1430小时、同比降低 101小时。随着西南水电基地溪洛渡等一批重点工程陆续进入投产阶段，水电在建规模大幅萎缩，6月底全国主要发电企业常规水电在建规模已降至2750万千瓦、同比减少3100万千瓦，而上半年常规水电新开工规模不足100万千瓦。
风电完成投资明显增加、设备利用小时同比降低。上半年完成投资同比增长48.3%，新增装机443万千瓦，截至6月底并网装机8275万千瓦、同比增长22.6%。发电量同比增长12.0%，设备利用小时986小时、同比降低114小时，其中除少数地区有弃风原因外，部分地区来风少、风速下降是造成部分省份利用小时下降的重要原因。
并网太阳能发电装机容量及发电量同比大幅增长。截至6月底全国并网太阳能发电装机1814万千瓦(绝大部分为光伏发电)、同比增长271.8%，与并网风电合计装机容量突破1亿千瓦。上半年发电量107亿千瓦时、同比增长235.7%，发电设备利用小时632小时、同比降低36小时。
核电完成投资同比继续负增长，上半年新投产3台机组。上半年完成投资同比下降9.3%，3月份广东阳江核电站1号机组投产，5月份福建宁德核电站一期 2号机组和辽宁红沿河核电站一期2号机组投产，截至6月底装机容量1778万千瓦、同比增长21.7%。发电量同比增长16.9%，设备利用小时3430小时、同比降低113小时。
火电完成投资及新增装机同比下降。上半年完成投资同比下降7.7%，新增装机1503万千瓦，截至6月底 6000千瓦及以上火电装机8.79亿千瓦、同比增长5.4%。发电量同比增长4.7%，设备利用小时2375小时、同比降低26小时。
跨省区送电量快速增长。上半年跨区送电量同比增长14.8%；跨省输出电量同比增长9.9%，其中南方电网西电东送电量同比增长15.8%，三峡电站送出电量同比增长4.2%。
电煤供应持续宽松，二季度天然气供应形势缓和。国内煤炭市场供应充足，电煤供需总体宽松。随着供暖期结束，二季度天然气供应缓和，大部分燃机发电供气 不受限。行业经营状况继续改善，但上半年五大发电集团所属燃气发电厂亏损面仍达三分之一，热电联产电厂供热亏损面高达60%。
(三)全国电力供需总体宽松
上半年，全国电力供需总体宽松，其中东北和西北区域电力供应能力富余较多，南方区域电力供需平衡有余，华北、华中和华东区域电力供需总体平衡。省级电网中，山东、陕西、安徽、西藏和海南电网在部分高峰时段有一定错峰。