中國儲能網(wǎng)訊：上半年，國民經(jīng)濟運行總體平穩(wěn)，全國電力供需總體平衡，運行安全穩(wěn)定。電力消費需求平穩(wěn)增長，全社會用電量同比增長5.3%，二季度增速逐月回升；城鄉(xiāng)居民生活用電同比增長6.6%，第三產(chǎn)業(yè)用電增長6.9%，第二產(chǎn)業(yè)用電增長5.1%，其中設備制造業(yè)用電較快增長，四大高耗能行業(yè)用電維持較低增長；西部地區(qū)用電增速繼續(xù)領先、但增速同比回落，中部和東部地區(qū)增速同比提高，東北地區(qū)低速增長。電力供應能力總體充足，水電、火電和核電完成投資同比繼續(xù)負增長，水電在建規(guī)模持續(xù)大幅萎縮，各類型發(fā)電設備利用小時同比降低。
下半年，我國經(jīng)濟有望保持平穩(wěn)增長，用電需求增速穩(wěn)中有升。預計全年全社會用電量同比增長6%左右，其中下半年增長6.5%左右、增速前低后高。年底全國發(fā)電裝機13.5億千瓦左右。預計下半年全國電力供需總體平衡，部分地區(qū)供需寬松與局部地區(qū)供需偏緊并存；東北和西北區(qū)域電力供應能力仍然富余，華北、華中和南方區(qū)域部分省份在迎峰度夏期間的用電高峰時段電力供應偏緊。
一、上半年全國電力供需情況分析
（一）全社會用電量增長總體平穩(wěn)，二季度增速逐月回升
上半年，全社會用電量2.63萬億千瓦時、同比增長5.3%，增速同比提高0.2個百分點。其中，一、二季度同比分別增長5.4%和5.2%；二季度各月增速分別為4.6%、5.3%和5.9%，呈逐月回升態(tài)勢，反映出當前宏觀經(jīng)濟企穩(wěn)，說明近幾個月中央堅持定向調(diào)控，出臺的一系列穩(wěn)增長政策措施效果顯現(xiàn)。
圖1 2010-2014年上半年全社會及各產(chǎn)業(yè)用電量增長情況圖
電力消費結構繼續(xù)優(yōu)化。上半年，第三產(chǎn)業(yè)、城鄉(xiāng)居民生活用電占全社會用電比重同比分別提高0.23和0.21個百分點，而第一產(chǎn)業(yè)、第二產(chǎn)業(yè)用電比重同比分別降低0.19和0.25個百分點。 
圖2 2013、2014年上半年電力消費結構對比圖
設備制造業(yè)用電較快增長，四大高耗能行業(yè)用電維持較低增長。第二產(chǎn)業(yè)用電同比增長5.1%，工業(yè)用電同比增長5.0%，制造業(yè)用電增長5.5%。6月份制造業(yè)日均用電量86.5億千瓦時/天，創(chuàng)歷史新高。設備制造業(yè)用電增長9.8%、增速同比提高6.3個百分點，所占全社會用電比重同比提高0.3個百分點；四大高耗能行業(yè)用電增長4.6%，所占全社會用電比重同比降低0.2個百分點。制造業(yè)用電結構的變化，反映了國家定向調(diào)控、主動化解部分行業(yè)產(chǎn)能過剩和優(yōu)化調(diào)整產(chǎn)業(yè)結構等宏觀調(diào)控政策的效果顯現(xiàn)。
第三產(chǎn)業(yè)用電增速同比回落。第三產(chǎn)業(yè)用電量同比增長6.9%、增速同比回落2.4個百分點。第三產(chǎn)業(yè)分行業(yè)、分地區(qū)增速分化較為明顯，住宿和餐飲業(yè)、交通運輸倉儲郵政業(yè)用電增速偏低，信息業(yè)、金融房地產(chǎn)業(yè)保持較快增長；東北和東部地區(qū)低速增長，西部和中部地區(qū)增速高于10%。
城鄉(xiāng)居民生活用電增速同比提高。城鄉(xiāng)居民生活用電量同比增長6.6%、增速同比提高2.7個百分點，地區(qū)中，西部地區(qū)同比增長11.7%，東北地區(qū)同比下降0.2%。
西部地區(qū)用電增速繼續(xù)領先、但增速同比回落，中、東部地區(qū)增速同比提高，東北地區(qū)低速增長。東、中、西部和東北地區(qū)全社會用電量同比分別增長4.6%、5.1%、7.6%和2.0%。其中，中部和東部地區(qū)增速同比分別提高2.0和0.7個百分點，而東北和西部地區(qū)增速同比分別回落2.0和1.7個百分點。
圖3 2013、2014年上半年各地區(qū)用電量增速情況圖
（二）電力供應能力充足，水電、火電和核電完成投資同比繼續(xù)負增長，各類型發(fā)電設備利用小時同比降低
上半年，電力工程完成投資同比下降6.1%，其中電源同比下降12.7%，電網(wǎng)同比略降0.6%；基建新增發(fā)電裝機3670萬千瓦，其中新增非化石能源裝機占60%。截至6月底全國6000千瓦及以上電廠裝機為12.51億千瓦、同比增長9.4%。上半年全國規(guī)模以上電廠發(fā)電量2.62萬億千瓦時、同比增長5.8%，其中非化石能源發(fā)電量同比增長10.9%。全國發(fā)電設備利用小時2087小時、同比降低79小時。
水電完成投資同比繼續(xù)負增長，水電在建規(guī)模持續(xù)大幅萎縮。上半年完成投資同比下降35.0%，新增裝機1301萬千瓦，其中云南和四川新增合計占85%，截至6月底全國6000千瓦及以上水電裝機2.54億千瓦、同比增長14.4%。發(fā)電量同比增長9.7%，設備利用小時1430小時、同比降低101小時。隨著西南水電基地溪洛渡等一批重點工程陸續(xù)進入投產(chǎn)階段，水電在建規(guī)模大幅萎縮，6月底全國主要發(fā)電企業(yè)常規(guī)水電在建規(guī)模已降至2750萬千瓦、同比減少3100萬千瓦，而上半年常規(guī)水電新開工規(guī)模不足100萬千瓦。
風電完成投資明顯增加、設備利用小時同比降低。上半年完成投資同比增長48.3%，新增裝機443萬千瓦，截至6月底并網(wǎng)裝機8275萬千瓦、同比增長22.6%。發(fā)電量同比增長12.0%，設備利用小時986小時、同比降低114小時，其中除少數(shù)地區(qū)有棄風原因外，部分地區(qū)來風少、風速下降是造成部分省份利用小時下降的重要原因。
并網(wǎng)太陽能發(fā)電裝機容量及發(fā)電量同比大幅增長。截至6月底全國并網(wǎng)太陽能發(fā)電裝機1814萬千瓦（絕大部分為光伏發(fā)電）、同比增長271.8%，與并網(wǎng)風電合計裝機容量突破1億千瓦。上半年發(fā)電量107億千瓦時、同比增長235.7%，發(fā)電設備利用小時632小時、同比降低36小時。
核電完成投資同比繼續(xù)負增長，上半年新投產(chǎn)3臺機組。上半年完成投資同比下降9.3%，3月份廣東陽江核電站1號機組投產(chǎn)，5月份福建寧德核電站一期2號機組和遼寧紅沿河核電站一期2號機組投產(chǎn)，截至6月底裝機容量1778萬千瓦、同比增長21.7%。發(fā)電量同比增長16.9%，設備利用小時3430小時、同比降低113小時。
火電完成投資及新增裝機同比下降。上半年完成投資同比下降7.7%，新增裝機1503萬千瓦，截至6月底 6000千瓦及以上火電裝機8.79億千瓦、同比增長5.4%。發(fā)電量同比增長4.7%，設備利用小時2375小時、同比降低26小時。
跨省區(qū)送電量快速增長。上半年跨區(qū)送電量同比增長14.8%；跨省輸出電量同比增長9.9%，其中南方電網(wǎng)西電東送電量同比增長15.8%，三峽電站送出電量同比增長4.2%。
電煤供應持續(xù)寬松，二季度天然氣供應形勢緩和。國內(nèi)煤炭市場供應充足，電煤供需總體寬松。隨著供暖期結束，二季度天然氣供應緩和，大部分燃機發(fā)電供氣不受限。行業(yè)經(jīng)營狀況繼續(xù)改善，但上半年五大發(fā)電集團所屬燃氣發(fā)電廠虧損面仍達三分之一，熱電聯(lián)產(chǎn)電廠供熱虧損面高達60%。
（三）全國電力供需總體寬松
上半年，全國電力供需總體寬松，其中東北和西北區(qū)域電力供應能力富余較多，南方區(qū)域電力供需平衡有余，華北、華中和華東區(qū)域電力供需總體平衡。省級電網(wǎng)中，山東、陜西、安徽、西藏和海南電網(wǎng)在部分高峰時段有一定錯峰。
二、下半年電力供需形勢預測
（一）下半年電力消費需求有望穩(wěn)中有升、增速前低后高
預計下半年我國經(jīng)濟將繼續(xù)保持平穩(wěn)增長，電力消費需求有望穩(wěn)中有升。預計全年全社會用電量5.63-5.69萬億千瓦時、同比增長5.5%-6.5%，預期5.66萬億千瓦時、同比增長6.0%左右，其中下半年增長6.5%左右、增速前低后高。
（二）電力供應能力充足，非化石能源發(fā)電裝機比重進一步提高
預計全年新增9600萬千瓦左右，其中非化石能源發(fā)電5600萬千瓦左右。預計年底全國發(fā)電裝機達到13.5億千瓦，其中非化石能源發(fā)電4.5億千瓦、占總裝機比重接近34%。
（三）下半年全國電力供需總體平衡
預計下半年全國電力供需總體平衡，部分地區(qū)供需寬松與局部地區(qū)供需偏緊并存。東北和西北區(qū)域電力供應能力仍然富余；受跨省區(qū)通道能力制約、華中等部分地區(qū)高溫天氣、華中和南方地區(qū)部分省份汛期來水較常年同期偏少、煤電機組環(huán)保改造、新投發(fā)電裝機少等因素影響，預計華北、華中和南方區(qū)域部分省份在迎峰度夏期間的用電高峰時段電力供應偏緊。預計全年發(fā)電設備利用小時4400-4450小時，其中火電設備利用小時4910-4960小時，低于上年。
三、有關建議
（一）加快開工一批大型水電、核電和電網(wǎng)項目，增加電源在建規(guī)模，促進綠色轉型
近年來新開工規(guī)模不足，水電和核電投資持續(xù)大幅下降，電源在建規(guī)模不足，將可能導致“十三五”期間再次出現(xiàn)電力供應緊張，同時，部分地區(qū)“棄水”、“棄風”現(xiàn)象仍然存在。為貫徹落實好中央精神，加快調(diào)整電力結構，轉變電力發(fā)展方式，拉動經(jīng)濟平穩(wěn)增長。建議：一是盡快核準開工一批大型水電、核電等重點電源項目，增加優(yōu)質(zhì)電源在建規(guī)模，確保電力綠色轉型和保障電力中長期穩(wěn)定供應。二是加快跨區(qū)跨省輸電通道建設，盡快核準建設大型風電、太陽能基地以及西南水電基地的外送通道，確保新增電源及時送出、現(xiàn)有電源過剩能力得到有效消納，以解決“棄風”、“棄光”及“棄水”難題。三是加大財政資金對農(nóng)網(wǎng)發(fā)展支持力度，加快配電網(wǎng)建設及智能化升級，提高電力系統(tǒng)對分布式能源的消納能力，提高用電質(zhì)量及可靠性。
（二）加快理順電價、熱價形成機制，促進解決北方熱電聯(lián)產(chǎn)企業(yè)及天然氣發(fā)電企業(yè)普遍虧損問題
一是加快建立獨立的輸配電價機制，輸配電價采用過網(wǎng)費模式，平均輸配電價由平均銷售電價扣除政府性基金及附加、線損折價和平均上網(wǎng)電價形成。在此基礎上，穩(wěn)妥推進電力用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易。二是針對華北、東北及西北地區(qū)熱電聯(lián)產(chǎn)企業(yè)供熱連年大面積虧損的實際困難，建議有關部門應出臺分區(qū)域供熱價格指導政策，對供熱虧損較大的地區(qū)按照成本加成原則重新核定熱價，同時在熱價中考慮供熱中燃用成本的脫硫、脫硝、除塵等環(huán)保補貼電價；對熱價倒掛嚴重、虧損嚴重的供熱企業(yè)予以政策支持和財稅補貼。三是加快理順天然氣發(fā)電價格機制，盡快建立氣電價格聯(lián)動機制。四是盡快研究云南等水電大省的火電價格形成機制，在地區(qū)內(nèi)開展水、火電企業(yè)發(fā)電權交易，建立健全水電與火電互補機制，盡早啟動實施火電機組兩部制電價試點， 補償火電企業(yè)基本的固定經(jīng)營成本，解決這些地區(qū)火電企業(yè)持續(xù)嚴重虧損、經(jīng)營狀況持續(xù)惡化而面臨的企業(yè)生存問題。
（三）高度重視我國光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展，提高新能源發(fā)電發(fā)展質(zhì)量
光熱發(fā)電與風電和光伏發(fā)電相比，具有并網(wǎng)友好、儲熱連續(xù)、發(fā)電穩(wěn)定等優(yōu)勢，是提高新能源開發(fā)質(zhì)量的重要方向。目前我國某些企業(yè)光熱發(fā)電技術已取得重大進展，自主研發(fā)并掌握了光熱電站核心關鍵技術和裝備技術，在光熱發(fā)電設備系統(tǒng)集成、國產(chǎn)化方面取得了較大突破，轉換效率提高，具有較強的競爭力，且目前已有穩(wěn)定運行的試驗項目。建議：一是加強對已有光熱發(fā)電科研技術成果的總結，組織高層專家對光熱發(fā)電技術成果進行進一步認定，促進形成一套完整的具有自主知識產(chǎn)權的技術體系。二是在有條件的地區(qū)推廣應用光熱發(fā)電，盡快實現(xiàn)技術成果的工業(yè)化轉變。通過示范電站的建設，總結經(jīng)驗，形成完善的包括關鍵光熱發(fā)電設備設計制造規(guī)程，形成設計、建設、施工、驗收、運行維護等方面技術標準。三是研究制定光熱電站發(fā)展規(guī)劃。重點研究建設河北、山西、陜西、內(nèi)蒙乃至青海、西藏光熱發(fā)電基地可行性。四是出臺電價、財稅、融資等相關激勵政策，大力推動光熱發(fā)電及其關聯(lián)產(chǎn)業(yè)發(fā)展，建立自有技術為主導的光熱產(chǎn)業(yè)鏈，使之成為帶動產(chǎn)業(yè)升級新的經(jīng)濟增長點。
