行業資訊

《2022年三季度全國電力供需形勢分析預測報告》

2022.10.27

      今年以來,電力行業認真貫徹落實黨中央國務院關于能源電力安全保供的有關要求,全力以赴保障電力安全可靠供應,以實際行動踐行“人民電業為人民”宗旨。全國電力系統安全穩定運行,為疫情防控和經濟社會發展提供了堅強電力保障。


  一、2022年前三季度全國電力供需情況


  (一)電力消費需求情況

  前三季度,全國全社會用電量6.49萬億千瓦時,同比增長4.0%。一、二、三季度,全社會用電量同比分別增長5.0%、0.8%、6.0%,三季度在穩經濟政策措施逐步落地以及持續大范圍極端高溫天氣等因素拉動下,用電量增速比二季度明顯回升。

  一是第一產業用電量858億千瓦時,同比增長8.4%。其中,農業、漁業、畜牧業用電量同比分別增長4.1%、12.9%、13.5%。第一產業用電量保持較快增長,得益于鄉村振興戰略全面推進以及近年來鄉村用電條件明顯改善、電氣化水平持續提升。

  二是第二產業用電量4.24萬億千瓦時,同比增長1.6%。其中,一、二、三季度同比分別增長3.0%、-0.2%、2.2%,三季度第二產業運行呈現穩中有升態勢,拉動用電量增速回升。

  前三季度,高技術及裝備制造業合計用電量同比增長2.3%,其中,電氣機械和器材制造業、醫藥制造業、計算機/通信和其他電子設備制造業用電量增速均超過5%;在新能源汽車快速普及、銷量快速增長的拉動下,新能源車整車制造用電量同比大幅增長74.1%。四大高載能行業合計用電量同比下降0.2%,其中,化學原料和化學制品制造業、有色金屬冶煉和壓延加工業用電形勢相對較好,用電量同比分別增長5.1%和3.0%;黑色金屬冶煉行業、非金屬礦物制品業用電量同比分別下降5.3%和4.2%,建材中的水泥行業用電量同比下降16.5%,受房地產市場下滑的影響較大。消費品制造業合計用電量同比下降0.9%,其中相對剛需的吃類消費品用電形勢相對較好,酒/飲料及精制茶制造業、煙草制品業、食品制造業、農副食品加工業用電量增速均高于2%。其他制造業行業合計用電量同比增長3.1%,其中,廢棄資源綜合利用業、石油/煤炭及其他燃料加工業用電量同比分別增長11.0%和9.7%。

  三是第三產業用電量1.14萬億千瓦時,同比增長4.9%。其中,一、二、三季度同比分別增長6.2%、0.0%、7.7%,三季度用電量增速有較大幅度的回升,除了服務業經濟有所復蘇外,當季持續高溫天氣因素也是拉動用電量增速回升的重要原因。前三季度,批發零售業、租賃和商務服務業、公共服務及管理組織用電量增速均超過5%。電動汽車高速發展拉動充換電服務業用電量增長41.9%。

  四是城鄉居民生活用電量1.03萬億千瓦時,同比增長13.5%。其中,一、二、三季度同比分別增長11.8%、7.0%和19.8%。8月,全國平均氣溫達到1961年以來歷史同期最高水平,拉動空調降溫負荷快速增長,當月居民生活用電量增速高達33.5%,其中,重慶、湖北、四川、浙江、陜西、江西增速均超過50%。

  五是中部地區用電量同比增長8.4%,增速領先。前三季度,東、中、西部和東北地區全社會用電量同比分別增長2.5%、8.4%、4.4%、0.1%。東部和東北地區受疫情等因素影響,前三季度用電量增速偏低。前三季度,全國共有26個省份用電量實現正增長,其中,西藏、云南、安徽、湖北、河南、四川、重慶、江西、青海、山西、寧夏、湖南、陜西、內蒙古等14個省份用電量增速均超過5%。

  (二)電力生產供應情況

  截至2022年9月底,全國全口徑發電裝機容量24.8億千瓦,同比增長8.1%。從分類型投資、發電裝機增速及結構變化等情況看,電力行業延續綠色低碳轉型趨勢,非化石能源發電裝機占比接近一半。

  一是電力投資同比增長17.4%,非化石能源發電投資占電源投資比重達到86.6%。前三季度,重點調查企業電力完成投資同比增長17.4%。電源完成投資同比增長25.1%,其中非化石能源發電投資占比為86.6%。電網完成投資同比增長9.1%;其中,直流工程投資同比增長32.7%,交流工程投資同比增長7.5%。

  二是非化石能源發電裝機占總裝機容量比重上升至48.7%。前三季度,全國新增發電裝機容量11463萬千瓦,其中,新增非化石能源發電裝機容量9402萬千瓦。截至9月底,全國全口徑發電裝機容量24.8億千瓦,其中非化石能源發電裝機容量12.1億千瓦,同比增長15.4%,占總裝機比重為48.7%,同比提高3.1個百分點,電力延續綠色低碳轉型趨勢。分類型看,水電4.1億千瓦;核電5553萬千瓦;并網風電3.5億千瓦,其中,陸上風電3.2億千瓦、海上風電2726萬千瓦;并網太陽能發電3.6億千瓦。火電13.1億千瓦,其中煤電11.1億千瓦,占總發電裝機容量的比重為44.8%,同比降低3.1個百分點。

  三是太陽能發電量增速超過30%,煤電發電量占全口徑總發電量的比重接近六成。前三季度,全國規模以上電廠發電量同比增長2.2%,其中規模以上電廠水電、火電、核電發電量同比分別增長5.0%、0.5%和0.5%。8月來水偏少,當月水電發電量同比下降11.0%,當月火電發電量增速上升至14.8%。前三季度,全口徑并網風電、太陽能發電量同比分別增長15.6%和32.1%。前三季度全口徑煤電發電量同比增長0.6%,其中三季度同比增長9.2%,煤電發電量占全口徑總發電量的比重接近六成,煤電仍是當前我國電力供應的最主要電源。

  四是太陽能發電設備利用小時同比提高57小時,風電、火電、水電、核電同比分別降低24、49、64、267小時。前三季度,全國6000千瓦及以上電廠發電設備利用小時2799小時,同比降低87小時。分類型看,水電設備利用小時2729小時,同比降低64小時。核電5576小時,同比降低267小時。并網風電1616小時,同比降低24小時。并網太陽能發電1063小時,同比提高57小時。火電3295小時,同比降低49小時,同比降低幅度比上半年收窄84小時;其中,煤電3437小時,同比降低18小時;氣電1826小時,同比降低248小時。

  五是跨區輸送電量同比增長6.0%,跨省輸送電量同比增長3.2%。前三季度,全國新增220千伏及以上輸電線路長度22265千米;全國新增220千伏及以上變電設備容量(交流)18772萬千伏安。前三季度,全國完成跨區輸送電量5752億千瓦時,同比增長6.0%,其中,8月高溫天氣導致華東、華中等地區電力供應緊張,加大了跨區電力支援力度,當月全國跨區輸送電量934億千瓦時,同比增長17.3%。前三季度,全國完成跨省輸送電量1.32萬億千瓦時,同比增長3.2%;其中,8月部分省份電力供應緊張,當月全國跨省輸送電量1880億千瓦時,同比增長9.2%。

  六是市場交易電量同比增長43.5%。前三季度,全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量38889億千瓦時,同比增長43.5%,占全社會用電量比重為59.9%,同比提高16個百分點;全國電力市場中長期電力直接交易電量合計為31048.5億千瓦時,同比增長43.1%。

  七是電煤價格水平總體仍居高位,煤電企業持續大面積虧損。今年以來煤電企業采購的電煤綜合價始終超過基準價上限,大體測算前三季度全國煤電企業因電煤價格上漲導致電煤采購成本同比額外增加2600億元左右。大型發電集團到場標煤單價漲幅遠高于煤電企業售電價格漲幅,導致大型發電集團仍有超過一半以上的煤電企業處于虧損狀態,部分企業現金流緊張。

  (三)全國電力供需情況

  今年以來電力行業全力以赴保民生、保發電、保供熱,保障電力安全可靠供應。上半年,全國電力供需總體平衡。7、8月,我國出現了近幾十年來持續時間最長、影響范圍最廣的極端高溫天氣,疊加經濟恢復增長,拉動用電負荷快速增長。全國有21個省級電網用電負荷創新高,華東、華中區域電力保供形勢嚴峻,浙江、江蘇、安徽、四川、重慶、湖北等地區電力供需形勢尤為緊張。

  二、全國電力供需形勢預測

  (一)電力消費預測

  疫情及宏觀經濟形勢、冬季氣溫等均是影響四季度電力消費需求增長的重要方面。綜合考慮國家穩經濟政策措施、當前的疫情情況以及今年冬季氣溫預判,預計2022年四季度全社會用電量將延續平穩增長態勢,預計全年全社會用電量同比增長4%-5%。

  (二)電力供應預測

  預計全年新增發電裝機容量2.3億千瓦左右,其中非化石能源發電裝機投產1.8億千瓦左右。預計2022年底,全口徑發電裝機容量達到26億千瓦左右,其中,非化石能源發電裝機合計達到13億千瓦左右,同比增長16%,占總發電裝機容量比重上升至50%,將首次達到總裝機規模的一半,比2021年底提高3個百分點左右。其中,水電4.1億千瓦、并網風電3.8億千瓦、并網太陽能發電4.0億千瓦、核電5672萬千瓦、生物質發電4400萬千瓦左右。煤電裝機容量11.3億千瓦左右。

  (三)電力供需形勢預測

  根據電力需求預測,綜合考慮中長期交易合同邊界、新投產裝機、跨省跨區電力交換、發電受阻及合理備用等因素,預計迎峰度冬期間全國電力供需總體緊平衡,部分區域用電高峰時段電力供需偏緊。分區域看,預計迎峰度冬期間華北、東北區域電力供需基本平衡;華東、華中、西北、南方區域電力供需偏緊。

  三、有關建議

  四季度是我國實現全年經濟目標的收官期,也是電力行業迎峰度冬的關鍵期。電力行業要密切跟蹤宏觀經濟走勢及電力消費形勢,把握天氣、燃料變化趨勢,綜合施策以滿足國民經濟發展目標以及人民生活用電需求,分階段有序實現碳達峰碳中和遠期目標。結合當前電力供需形勢和行業發展趨勢,提出如下建議:

  (一)多方合力做好今冬明春電力保供工作

  受到宏觀經濟、疫情、燃料供應、氣溫、降水以及煤電企業持續大面積嚴重虧損等多方面因素交織疊加影響,今冬明春電力保供面臨較大挑戰,為確保安全平穩度冬,建議:

  一是保障電力燃料可靠供應。繼續加大煤炭先進產能釋放力度,統籌協調煤炭產能核準、核增審批辦理過程中的困難,協助企業依法合規盡快增產增供。優先組織滿足條件的先進產能煤礦建立保供“白名單”,鼓勵保供煤礦應急增加產能。對煤炭資源大省開展中長期合同簽訂情況的督查,確保三個100%政策落地,提高長協兌現,確保電煤穩定供應。加強煤質監督管理工作,加大煤質抽查力度,嚴控劣質煤進入電煤市場。根據熱值明確不同的系數對電煤價格進行折算,引導中長期合同履約的煤質提升。加大對迎峰度冬期間電力供應偏緊地區,如云南、貴州、湖南、四川、廣東、浙江、上海等地電煤、發電用燃氣的合同履約的執行力度,并在鐵路運力方面適當傾斜,提高今冬明春的火電頂峰發電能力。

  二是對煤電價格成本的有效疏導給予政策支撐。協調督促各地區嚴格落實發改價格〔2021〕1439號文件,確保煤電價格切實上浮到位,疏導煤電企業成本。對電價上浮后仍與煤價水平錯位的地區,考慮重新核定基準價,盡快緩解企業經營困難形勢,提升保供能力。出臺涉高耗能企業落實市場交易電價管理清單,禁止對涉高耗能企業開展優惠電價的交易。進一步明確跨省跨區送電交易價格形成機制,外送價格浮動機制按照落地省燃煤發電基準價執行,充分發揮區域間余缺相濟作用。

  三是充分發揮電網優化資源配置的作用。強化電網統一調度,嚴肅調度紀律,科學調度電網運行方式,加強主網穩定管理和運行控制,全力保障用電高峰期間電力供需平衡。充分發揮大電網平臺優勢,用好省間電力現貨市場,加大跨省跨區電網錯峰支援、余缺調劑力度。加強與氣象、水利部門合作,持續跟蹤、關注重點水庫的蓄水進度,合理安排水電發電,統籌協調冬季保供和蓄水保水。加快迎峰度冬重點輸電通道工程的建設,確保按期投產、發揮作用。推動數字化技術與電網發展深度融合,持續優化電力發輸變配用全過程,進一步提升電網傳輸能力。

  四是保障電力穩定生產。積極對接煤炭生產省份,加快入冬儲煤工作。加強在役機組運行管理,減少非計劃停機、受阻情況,保障機組穩發滿發。上海、浙江、廣東等燃氣發電占比較大的省份做好燃氣資源調配、機組運維等工作,保障燃氣發電頂峰能力。四川、云南等水電大省做好蓄水保水工作,為迎峰度冬打好基礎。加快重點電源建設進度,提高系統的供應能力。

  五是做好需求側管理,引導社會提高節能節電意識。完善有序用電管理機制和有序用電方案,確保可調節負荷規模足額覆蓋電力供需缺口。盡快出臺需求側響應市場化機制,激勵用戶主動參與系統調峰、調頻等需求響應。大力宣傳節能知識,倡導低碳環保生活,增加全民節約意識和生態意識,科學引導社會輿論。

  (二)推動電力行業高質量發展

  隨著碳達峰碳中和戰略的持續推進,為推動電力行業加快向清潔綠色低碳轉型,同時確保經濟健康平穩發展,建議:

  一是推動煤電企業可持續發展,發揮煤電機組在保障系統安全運行的基礎作用。根據煤電在系統中的作用,因地制宜推動煤電發電能力合理增長,同時積極有序推進煤電“三改聯動”,提升煤電兜底保供和系統調節能力。實施煤炭基準價與煤電基準價的聯動,暢通電力成本和價格傳導機制,疏導企業發電成本,調動發電企業投資建設、增產保供的積極性;對因承擔保供責任保持低負荷運行的煤電企業,建立煤電配套調峰的容量補償機制,完善供熱價格形成和調整機制,維持可持續生存和保供能力。探索建立容量成本回收機制,煤電作為安全可靠的保安電源,要合理體現其容量價值,促進煤電企業可持續發展。

  二是加快系統調節能力建設,為構建新型電力系統提供保障。推動煤電靈活性改造、燃氣發電、抽蓄電站等靈活性電源建設,加大新型儲能、氫能等新型能源設施的建設力度。優化儲能布局水平,逐步擴大獨立儲能/共享儲能比例。統籌規劃配置各地方儲能規模和比例,有序引導獨立儲能/共享儲能建設節奏,避免資源浪費。加快新型儲能多技術科技創新,提升儲能安全性。加快氫能試點示范項目建設,推動規模化應用,同時在制度體系、政策激勵方面對示范項目予以適度傾斜,提升企業投資積極性。開展氫能布局研究,使各產業鏈有效聯動,形成創新合力。加強網、源側儲能設施的統一調度,持續提升系統靈活性調節能力。

  三是完善新能源發展政策機制,為規劃建設新型能源體系提供有力支撐。加強規劃統籌協調,根據國家層面規劃逐級分解,合理制定各地區新能源發電目標和新能源合理利用率,實現新能源有序發展。優化完善新能源參與電力市場有關機制與規則,保持政策的穩定性,在一定時期內保持新能源電價穩定,落實新能源量價保障機制。加強監督和督導力度,規范行業秩序、深化全產業鏈合作、穩定產業供需,保證新能源上游原材料及組件價格在合理的區間波動。健全指導政策,降低新能源開發過程中的非技術成本,如個別地方政府的配套產業落地、設備本地化、產業基金、基礎設施等要求。

  注釋:

  1.規模以上電廠發電量統計范圍為年主營業務收入2000萬元及以上的電廠發電量。

  2.四大高載能行業包括:化學原料和化學制品制造業、非金屬礦物制品業、黑色金屬冶煉和壓延加工業、有色金屬冶煉和壓延加工業4個行業。

  3.高技術及裝備制造業包括:醫藥制造業、金屬制品業、通用設備制造業、專用設備制造業、汽車制造業、鐵路/船舶/航空航天和其他運輸設備制造業、電氣機械和器材制造業、計算機/通信和其他電子設備制造業、儀器儀表制造業9個行業。

  4.消費品制造業包括:農副食品加工業、食品制造業、酒/飲料及精制茶制造業、煙草制品業、紡織業、紡織服裝、服飾業、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋業、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品業、家具制造業、造紙和紙制品業、印刷和記錄媒介復制業、文教/工美/體育和娛樂用品制造業12個行業。

  5.其他制造行業為制造業用電分類的31個行業中,除四大高載能行業、高技術及裝備制造業、消費品行業之外的其他行業,包括:石油/煤炭及其他燃料加工業、化學纖維制造業、橡膠和塑料制品業、其他制造業、廢棄資源綜合利用業、金屬制品/機械和設備修理業6個行業。

  6.東部地區包括北京、天津、河北、上海、江蘇、浙江、福建、山東、廣東、海南10個省(市);中部地區包括山西、安徽、江西、河南、湖北、湖南6個省;西部地區包括內蒙古、廣西、重慶、四川、貴州、云南、西藏、陜西、甘肅、青海、寧夏、新疆12個省(市、自治區);東北地區包括遼寧、吉林、黑龍江3個省。


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