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2017年全国电力供需预测

公司名称:博耳电力控股有限公司发布时间:2017-04-17浏览次数:

  2016 年,全国用电形势呈现增速同比提高、动力持续转换、消费结构继续调整的特征。全社会用电量同比增长 5.0%,增速同比提高 4 个百分点。在实体经济运行显现稳中趋好迹象、夏季高温天气、上年同期低基数等因素影响下,三、四季度全社会用电量增长较快。第三产业用电量增长 11.2%,持续保持较高增速,服务业消费拉动我国经济增长作用突出;城乡居民生活用电量增长 10.8%;第二产业用电量同比增长 2.9%,制造业用电量同比增长 2.5%,制造业中的四大高耗能行业合计用电量同比零增长,而装备制造、新兴技术及大众消费品业增长势头较好,制造业产业结构调整和转型升级效果继续显现,电力消费结构不断优化。年底全国全口径发电装机容量 16.5 亿千瓦,同比增长 8.2%,局部地区电力供应能力过剩问题进一步加剧;非化石能源发电量持续快速增长,火电设备利用小时进一步降至 4165 小时,为 1964 年以来年度最低。电煤供需形势从上半年的宽松转为下半年的偏紧,全国电力供需总体宽松、部分地区相对过剩。

  中国电力企业联合会于近期召开“2017 年经济形势与电力发展分析预测会”,围绕“经济新常态下的电力发展与改革”主题,邀请政府有关部门、研究机构、电力行业的专家,就宏观经济形势、供给侧结构性改革、电力及可再生能源发展规划、电力改革及市场交易、电煤运行等方面,进行了政策解读和分析预测。

 

  展望 2017 年,预计电力消费需求增长将比 2016 年有所放缓;预计全年新增装机略超 1 亿千瓦,年底发电装机容量达到 17.5 亿千瓦左右,其中非化石能源发电装机比重进一步提高至 38% 左右;全国电力供应能力总体富余、部分地区相对过剩。火电设备利用小时进一步降至 4000 小时左右,电煤价格继续高位运行,部分省份电力用户直接交易降价幅度较大且交易规模继续扩大,发电成本难以及时有效向外疏导,煤电企业效益将进一步被压缩,企业生产经营继续面临严峻困难与挑战。

  全社会用电量增长持续减缓 全年增速低于 2016 年

  一方面,我国经济长期向好的基本面没有改变。一是消费稳定增长,新产业新业态蓬勃发展,中央采取的一系列稳增长政策措施,以及改革红利逐步释放等因素,对经济增长形成了一定支撑。二是在国家推进去产能政策措施下,2016 年下半年以来,多方面指标均反映实体经济运行显现稳中趋好迹象。三是第三产业,尤其是互联网、大数据、云计算等新一代信息技术为主要代表的信息化产业加快发展,继续带动信息传输计算机服务和软件业用电延续较快增长势头。四是随着我国城镇化率以及居民家用电器水平逐步提高、电动汽车等电能替代的推广,促进居民生活用电增长。五是各地通过稳投资等措施来稳增长的力度仍不会减弱。

  另一方面,经济下行压力仍然很大,电力消费增长仍受诸多影响因素的制约。一是 2017 年房地产及汽车行业增长将很可能放缓,对其上下游产业链上的诸多行业生产及消费带来较大影响。从目前情况看,多地出台了新一轮房地产调控政策,将会影响与房地产相关的钢铁、建材、家具、家电等相关行业生产和消费,对这些行业的用电带来抑制;国家对 1.6 升及以下排量乘用车购置税减税幅度收窄一半,一定程度上将影响到钢铁、有色、玻璃、橡胶、交通运输设备制造业等行业生产和消费。二是当前我国正处于经济结构转型期,国家持续加大经济结构调整力度,工业转型升级步伐加快,高新技术行业比重上升,电能利用效率提升,单位 GDP 电耗将继续下降。三是上年初全国大部分地区气温偏低,迎峰度夏期间华东、华中等地区气温偏高,显著拉高了用电增长,导致 2016 年用电量基数偏高,将下拉 2017 年全社会用电量增速。四是部分地区高耗能等企业生产受雾霾天气及环保因素的影响而限产停产,将在客观上影响到电力消费增长。

  综合判断,预计 2017 年全国全社会用电量增速将比 2016 年回落,全年全社会用电量 6.10 万亿千瓦时、同比增长 3% 左右。

  新增装机容量略超 1 亿千瓦非化石能源占比进一步提高

  预计全年全国基建新增发电装机 1.1 亿千瓦左右,其中非化石能源发电装机 6000 万千瓦左右;预计全年火电投产 5000 万千瓦左右。

 

  预计 2017 年年底全国发电装机容量将达到 17.5 亿千瓦、同比增长 7% 左右;其中,非化石能源发电 6.6 亿千瓦,占总装机容量 38%。非化石能源发电装机中,水电 3.4 亿千瓦、核电 4005 万千瓦、并网风电 1.7 亿千瓦、并网太阳能发电 9700 万千瓦、生物质发电 1350 万千瓦左右。

  内外部影响因素较多 电力供需形势稳中有忧

  ① 电煤供需形势预计比上年缓和,发电供气总体平稳

  2017 年,受电力消费需求放缓,以及非化石能源发电继续较快增长影响,预计煤电发电量处于零增长甚至负增长,耗煤量比上年略有减少。预计 2017 年电煤供需形势将比上年有所缓和,电煤价格的波动将趋缓,全年价格水平可望在上年底价格基础上有所回落,但整体仍将维持相对高位运行。

  近几年,我国天然气来源逐步多元化、供应能力明显增强,天然气消费需求平稳增长,天然气供需形势有所缓和,绝大部分天然气电厂供气总体有保障。但天然气季节性需求波动大,部分地区天然气供应仍可能偏紧。

  ② 全年电煤价格整体水平预计明显高于上年,煤电企业经营形势更为严峻

当前,电力行业特别是煤电行业正处于多重矛盾交织叠加的特殊时期,企业经营正面临严峻压力和困境。燃料、环保等发电成本不断上涨,上网电价反而不断下降,成本难以及时有效向外疏导,加上发电设备利用小时持续下降,煤电企业对电煤价格等成本的承受能力大幅减弱,企业利润已出现“断崖式”下降。2017 年,这些矛盾和困难将进一步显现,如经营环境未能改善,预计煤电企业很可能陷入全面亏损局面,电力热力供应也将受到影响。

  ③ 2016 年底全国重点流域水电厂蓄能值同比减少, 2017 年降水量情况可能比上年偏少

  截至 2016 年年底,国家电网公司经营区域重点水电厂蓄能值同比减少 11.4%;南方电网公司经营区域水电蓄能值同比减少 8.9%。据气象部门初步预测,2017 年春季全国降水量将明显偏少于上年,仅西南地区降水量较常年同期偏多;汛期全国降水量预计也将偏少于上年。综合判断,预计 2017 年全国水电发电量增速很可能较上年放缓。

  ④ 春季气温仍然延续偏暖特征,夏季高温天气影响电力供需程度预计弱于 2016 年

  在用电低速增长情况下,气候对用电负荷和用电量的影响越来越突出。据气象部门初步预测,春季期间我国大部分地区气温接近常年同期或偏高,仅黑龙江气温偏低,全国仍然延续偏暖特征,一定程度上将抑制取暖用电负荷的增长。初步预计 2017 年夏季副热带高压对我国的影响弱于上年同期,夏季全国出现类似上年持续大范围极端高温天气的可能性偏小。2017 年汛期全国降水情况预计比上年偏少,受降水影响偏少,部分省份不排除出现较长时间的高温天气情况。由于近几年气候变化频繁、气温波动加剧,气候预测具有很大不确定性,需持续关注气候监测预测情况,及时修正其对电力供需带来的影响。

 

  全国电力供应能力总体富余 火电设备利用小时进一步降低

  根据上述预测和初步综合平衡分析,预计全年电力供应能力总体富余、部分地区过剩。预计全年发电设备利用小时 3600 小时左右,其中火电设备利用小时将下降至 4000 小时左右。

  华北电网区域预计电力供需总体平衡,蒙西和山西富余,山东随着多条特高压陆续投产,供需形势明显缓和。预计全年全社会用电量同比增长 2% 左右;全年最大用电负荷 2.18 亿千瓦、同比增长 4.8% 左右。预计全年新增发电装机 2700 万千瓦左右,年底全口径发电装机 3.8 亿千瓦、同比增长 7.5% 左右。

  东北电网区域预计电力供应能力过剩较多,冬季供暖期低谷时段电网调峰仍然困难。预计全年全社会用电量同比增长 1.9% 左右;全年最大用电负荷 5810 万千瓦、同比增长 2.7% 左右。预计全年新增发电装机 400 万千瓦左右,年底全口径发电装机 1.3 亿千瓦,同比增长 3.0% 左右。

  华东电网区域预计电力需求总体宽松,福建、浙江有一定富余。预计全年全社会用电量同比增长 4% 左右;去年最大用电负荷 2.67 亿千瓦、同比增长 4.9% 左右。预计全年新增发电装机 2300 万千瓦左右,年底全口径发电装机 3.4 亿千瓦、同比增长 7.0% 左右。

  华中电网区域预计电力供需总体宽松,大部分省份富余。预计全年全社会用电量同比增长 2.7% 左右;全年最大用电负荷 1.79 亿千瓦,同比增长 3.3% 左右。预计全年新增发电装机 2000 万千瓦左右,年底全口径发电装机 3.4 亿千瓦,同比增长 6.0% 左右。

  西北电网区域预计电力供应能力过剩较多,甘肃、新疆、宁夏风电、太阳能发电消纳压力仍然较大。预计全年全社会用电量同比增长 4.8% 左右;全年最大用电负荷 8030 万千瓦、同比增长 4.9% 左右。预计全年新增发电装机 2000 万千瓦左右,年底全口径发电装机 2.5 亿千瓦、同比增长 9.0% 左右。

  南方电网区域预计电力供需总体宽松,云南、广西富余。预计全年全社会用电量同比增长 3.3% 左右;全年最大用电负荷 1.55 亿千瓦,同比增长 5% 左右。预计全年新增发电装机 1600 万千瓦左右,年底全口径发电装机 3.1 亿千瓦、同比增长 5.5% 左右。预计南方区域水电供需总体宽松,其中云南电力富余较多、弃水压力大;广西也存在一定弃水压力;贵州在 1~4 月受电煤供应明显不足影响,电力供需偏紧、存在较大错分限电风险。

  专家观点

 

  李克强总理在两会期间提出了 2017 年经济增速 6.5% 左右的目标,在当前经济增长基数较大的情况下,这样的经济增速不仅不低,还体现了较好的发展质量。目前我国经济运行缓中趋稳,稳中向好。当前我国对世界经济增长的贡献已经超过了 30%。

  2017 年前两月工业用电量同比增长 6.9 个百分点,三月上旬煤电油气运行平稳,下一阶段我国经济发展希望与困难并存,但希望大于困难,经济增长拐点出现不会太久,有望在明年或稍长时间内出现经济回升。(国家发改委副秘书长 范恒山)

  2017 年,我国煤电产能过剩风险显现。截至 2016 年底,全国煤电装机 9.4 亿千瓦,“十二五”以来煤电装机累计净增 2.9 亿千瓦,煤电设备利用小时数降至 4250 小时,为 1964 年以来最低水平。全国纳入规划、核准在建及其他项目总规模达 3.5 亿千瓦,其中核准在建项目 235 个、 1.86 亿千瓦,未核先建和企业自备电厂项目 3800 万千瓦,如果全部投产,2020 年我国煤电装机近 13 亿千瓦,将突破 11 亿千瓦的“十三五”控制目标,煤电利用小时数将降至 3600 小时左右。今年的政府工作报告要求淘汰、停建、缓建煤电产能 5000 万千瓦以上。化解产能过剩风险将成为今年电力行业的一项重要工作。(中电联常务副理事长 杨昆)

  电力工业在“十三五”期间将面临一些新的挑战。 “十三五”是我国全面建设小康社会的决战期,深化改革的攻坚期,也是电力工业加快转型的重要时期。我们现在遇到的新挑战有五个方面,即供应宽松常态化、电力结构清洁化、电力系统智能化、电力发展国际化、体制机制市场化。(国家电力规划研究中心常务副主任 吴云)

  我国煤炭经济运行呈现出新的特点,可以总结为“四降三升一增一减”。“ 四降”是指全国煤炭消费总量下降,煤炭产量继续下降,全社会库存下降,煤炭行业建设投资总额下降。“三升”是指我国煤炭进口总量回升,煤炭价格回升,煤炭行业经济效益回升。“一增”是指煤炭相关行业企业,如电力、钢铁、建筑等,产生新的合作共赢发展理念,市场化意识增强。“一减”是指全国煤矿数量大幅减少,煤炭生产结构进一步优化。(中国煤炭行业工业协会副秘书长 张宏)(来源:国家电网杂志)

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