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增长同比-预计2019年全国全社会用电量同比增长5.5%左右

人类为蚊子献血

上半年,全國全社會用電量3.40萬億千瓦時、同比增長5.0%,一、二季度分別增長5.5%、4.5%。

上半年,全國電力供需總體平衡,局部地區出現錯避峰。其中,東北、西北電網區域電力供應能力富餘;華北、華中、華東、南方電網區域電力供需總體平衡,江西、湖北、海南等省份部分時段出現錯避峰。

預計2019年底,全國發電裝機容量可提前達到2020年20億千瓦的規劃目標,太陽能發電裝機容量遠超2020年1.1億千瓦的規劃目標,非化石能源發電裝機比重也將超過2020年39%的規劃目標。

《報告》指出,綜合考慮國內外宏觀經濟形勢、電能替代、上年基數、環保安全檢查等因素,下半年電力消費仍將延續上半年的平穩增長態勢,預計2019年全國全社會用電量同比增長5.5%左右。若夏季全國大部地區氣溫低於2018年同期,全年用電量實際增速可能會偏低於預測值。

第二產業及其製造業用電量穩定增長。上半年,第二產業用電量2.31萬億千瓦時、同比增長3.1%,增速比上年同期降低4.5個百分點,一、二季度分別增長3.0%、3.1%。第二產業用電量增長對全社會用電量增長的貢獻率為42.6%,比上年同期降低13.9個百分點;佔全社會用電量的比重為68.0%,比上年同期降低1.3個百分點。製造業用電量1.72萬億千瓦時、同比增長3.4%,一、二季度同比增長均為3.4%。從製造業幾大類行業來看,高技術及裝備製造業[1]用電量同比增長3.5%;消費品製造業[2]用電量增長2.1%;四大高載能行業[3]用電量同比增長3.4%,其中,建材行業用電量增長6.1%,黑色行業用電量增長5.9%,化工行業用電量增長1.3%,有色行業用電量增長1.2%。

建議下半年要確保電力安全穩定供應

電力燃料供應總體平衡,電煤價格高位波動。上半年,全國規模以上煤礦原煤產量增長3.7%,全國煤炭進口量增長5.7%,全國電廠發電及供熱消耗煤炭增長3.4%,全國電廠存煤總體處於高位,電煤供應總體平衡。受煤礦安全事故、安全生產督查、公路超限超載運輸治理等因素影響,局部地區部分時段電煤供應偏緊。電煤價格總體高位波動,2月份以來,CECI沿海指數各期綜合價均超過《關於印發平抑煤炭市場價格異常波動的備忘錄的通知》(發改運行〔2016〕2808號)規定的綠色區間上限,國內煤電企業燃料成本居高不下。

第一產業用電量中速增長。上半年,第一產業用電量345億千瓦時、同比增長5.0%,增速比上年同期降低5.3個百分點;佔全社會用電量比重為1.0%、與上年同期持平。

預計全年全社會用電量同比增長5.5%左右

上半年非化石能源發電量快速增長

110千伏及以下電網投資比重同比提高。上半年,全國基建新增220千伏及以上變電設備容量13238萬千伏安、同比少投產1743萬千伏安;新增220千伏及以上輸電線路長度16292千米、同比少投產6105千米。110千伏及以下電網投資占電網總投資的比重為64.3%,比上年同期提高8.2個百分點,配網建設及農網改造升級是當前電網投資建設重點。

截至6月底,全國全口徑發電裝機容量19.4億千瓦、同比增長6.1%,其中非化石能源發電裝機容量佔比41.2%、同比提高1.4個百分點;全國規模以上電廠發電量為3.37萬億千瓦時,同比增長3.3%;全國發電設備利用小時1834小時,同比下降24小時。

上半年第三產業和城鄉居民生活用電量較快增長

在保證電力安全穩定供應方面,《報告》建議,根據電力供需趨緊形勢,加快系統調峰能力建設,加強需求側管理,進一步完善市場機制調動火電機組靈活性改造積極性。

《報告》指出,當前已進入迎峰度夏關鍵期,下半年重大活動保電任務較為繁重,要切實按照高質量發展要求,做好用電預測預警和用電服務,保證電力燃料供給,保障電力生產供應,緩解電力企業經營困難,滿足實體經濟和行業發展要求、以及人民美好生活用電需求。

跨區跨省送電量較快增長,清潔能源得到大範圍優化配置。上半年,全國跨區、跨省送電量分別完成2243、6426億千瓦時,同比分別增長11.2%、12.0%。西北區域是外送電量最多的區域,上半年外送電量911億千瓦時,佔全國跨區送電量的40.6%,外送電量比上年增長15.9%。

全國新增裝機規模同比減少。上半年,全國新增發電裝機容量4074萬千瓦、同比少投產1194萬千瓦,主要是新增太陽能裝機容量1164萬千瓦、同比少投產1417萬千瓦。新增非化石能源發電裝機容量2506萬千瓦,佔新增發電裝機總容量的61.5%。新增煤電裝機984萬千瓦、同比少投產54萬千瓦。

絕大部分省份用電量均為正增長。上半年,東、中、西部和東北地區全社會用電量同比分別增長3.3%、6.4%、7.3%和3.5%,中部和西部地區增速領先於東部和東北地區;各地區用電量佔全國用電量的比重分別為47.0%、19.1%、27.9%和6.0%,用電量增長對全社會用電量增長的貢獻率分別為31.7%、24.0%、40.1%和4.2%。青海、甘肅、上海3個省(市)用電量同比下降,降幅分別為2.8%、0.7%、0.1%;28個省份用電量正增長,14個用電量增速超過全國平均增長水平的省份中,除海南、河北外,其餘均屬於中、西部省份。

二是推動煤炭優質產能釋放,合理安排運力,對煤炭供應不足和運力受制約區域,在鐵路運力配置上予以傾斜;加快進口煤通關速度,保障發電燃料穩定供應。

預計下半年全國電力供需總體平衡,部分地區電力供需偏緊,迎峰度夏高峰時段存在電力缺口。分區域看,華北、華中區域高峰時段電力供需緊張,部分省份在高峰時段需要採取錯避峰措施;華東、南方區域電力供需總體平衡;東北、西北區域電力供應富餘。預計全年火電設備利用小時略低於2018年的4378小時。

非化石能源發電量快速增長。上半年,全國規模以上電廠水電發電量5138億千瓦時、同比增長11.8%,核電發電量1600億千瓦時、同比增長23.1%,全口徑併網風電、併網太陽能發電量分別為2145、1063億千瓦時,同比分別增長11.5%、29.1%。受用電需求增長放緩、水電等非化石能源發電量快速增長等因素影響,全國規模以上火電廠發電量2.45萬億千瓦時、同比增長0.2%。

三是儘快研究出台容量電價,建立容量市場和輔助服務市場,進一步理順煤電價格形成機制,調動火電靈活性改造運行積極性,提高電網頂峰發電能力。

預計2019年全國新增發電裝機容量1.1億千瓦左右;截至2019年底,全國發電裝機容量20億千瓦左右,同比增長6%;非化石能源發電裝機容量合計8.4億千瓦、佔總裝機容量比重上升至42%左右,其中,水電3.6億千瓦、併網風電2.1億千瓦、併網太陽能發電2.0億千瓦、核電4900萬千瓦、生物質發電2200萬千瓦左右。

水電和太陽能發電設備利用小時同比提高。上半年,全國水電設備利用小時1674小時、同比提高169小時;火電2066小時、同比下降60小時,其中,煤電2127小時、同比下降57小時,氣電1212小時、同比下降121小時;核電3429小時、同比下降118小時;併網風電1133小時、同比下降10小時,為2013年以來的第二高水平,僅低於2018年同期;併網太陽能發電650小時、同比提高13小時。棄風棄光問題繼續改善,國家電網公司、南方電網公司經營區域內新能源利用率均超過95%。

一是儘快將具備投產條件的應急儲備電源納入投產計劃,確保具備條件的電廠在迎峰度夏期間發揮作用。

六是加快抽水蓄能、燃氣、儲能等調峰電站建設,提升電力系統削峰填谷和平衡調節能力。

第三產業用電量繼續保持較快增長。上半年,第三產業用電量5552億千瓦時、同比增長9.4%,一、二季度分別增長10.1%、8.6%;對全社會用電量增長的貢獻率為29.5%,比上年同期提高6.1個百分點;佔全社會用電量比重為16.3%、比上年同期提高0.7個百分點。其中,信息傳輸、軟件和信息技術服務業用電繼續保持快速增長勢頭,同比增長13.6%;租賃和商務服務業、房地產業、批發和零售業用電量同比分別增長12.9%、11.9%、10.7%;交通運輸/倉儲和郵政業用電量同比增長8.6%。電能替代持續推廣催生第三產業用電增長新亮點,充換電服務業用電量增長129.0%,港口岸電用電量增長316.9%,城市公共交通運輸業用電量增長18.6%。

城鄉居民生活用電量繼續保持較快增長。上半年,城鄉居民生活用電量4993億千瓦時、同比增長9.6%,一、二季度分別增長11.0%、7.7%;對全社會用電量增長的貢獻率為27.0%,比上年同期提高7.9個百分點;佔全社會用電量比重為14.7%、比上年同期提高0.6個百分點。

四是加強需求側管理,擴大峰谷電價執行範圍,確定科學合理的峰谷分時電價比,按最大供需缺口制定落實有序用電措施,引導用戶錯峰用電,實現削峰填谷、移峰平谷,全力滿足用電需求。

五是加快現有特高壓輸送通道的配套電源建設,合理布局保障性發電機組,緩解東中部地區的電力硬缺口。

中國電力企業聯合會26日發佈《2019年上半年全國電力供需形勢分析預測報告》(以下簡稱《報告》)。《報告》指出,上半年,全國電力生產運行平穩,電力供需總體平衡,局部地區出現錯避峰。預計下半年,電力消費將延續上半年的平穩增長態勢,全年全社會用電量同比增長5.5%左右,迎峰度夏期間部分地區電力供需偏緊、高峰時段存在電力缺口。

今日关键词:罗伟因病逝世