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供需保持平衡 下半年用电需求仍不容乐观

发布日期: 2014年08月26日 08:44 来源: 中国铁合金在线


所属铁合金系别: 镍铁 铁矿 铬铁 硅锰 锰铁 硅铁 钒铁 钼铁 钨铁 硅铬 铌铁 硅钙 硅钡 包芯线
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内容概述: “今年~月,全国电力供需平衡。月份,在国家微刺激政策等因素带动下,全国全社会用电量...

    “今年1~6月,全国电力供需平衡。6月份,在国家微刺激政策等因素带动下,全国全社会用电量增速连续两个月回升;轻、重工业用电量增长相对均衡,制造业日均用电量比上月增加较多,四大高耗能行业用电量增速比上年同期明显提高,第三产业和城乡居民生活用电量增长同比略有放缓。

    1~6月,我国发电装机容量快速增长,需求增长缓慢,导致各类型发电设备利用小时同比均有所减少,其中风电利用小时下降较多。电网投资与上年基本持平,电源投资大幅下降。全国基建新增同比略有增加,6月底7月初,溪洛渡、向家坝水电站已经实现全部投产发电,月底水电在建规模大幅缩小。6月份,云南、四川水电带动全国水电发电量保持增长;火电生产形势略有好转,但仍有9个省份出现负增长;全国风电发电量同比环比负增长。6月份,全国跨省区送电量、南方电网“西电东送”电量快速增长,三峡电厂送出电量连续两个月同比下降。

    展望全年,在我国经济有望平缓回升的预期下,预计全年全社会用电量同比增长将会保持在6.5%~7.5%之间。年底,全国发电装机将达到13.4亿千瓦,其中非化石能源发电4.5亿千瓦左右,非化石能源发电占比接近34%。全国电力供需有望继续保持总体平衡态势。

    A 数 据:

    供需增长明显 电力行业运行总体向好

    用电量增长5.3%

    今年1~6月,全国全社会用电量26276亿千瓦时,同比增长5.3%,增速比上年同期提高0.2个百分点。

    分产业看,1~6月,第一产业用电量435亿千瓦时,同比下降4.6%,占全社会用电量的比重为1.7%;第二产业用电量19325亿千瓦时,同比增长5.1%,增速比上年同期提高0.2个百分点,用电量占全社会用电量的比重为73.5%,对全社会用电量增长的贡献率为70.6%;第三产业用电量3138亿千瓦时,同比增长6.9%,增速比上年同期低2.4个百分点,用电量占全社会用电量的比重为11.9%,对全社会用电量增长的贡献率为15.2%;城乡居民生活用电量3378亿千瓦时,同比增长6.6%,增速比上年同期提高2.7个百分点,占全社会用电量的比重为12.9%,对全社会用电量增长的贡献率为15.8%。

    分地区看,1~6月,全社会用电量增速高于全国平均水平(5.3%)的省份有16个,其中增速高于10%的省份有新疆(19.6%)和重庆(10.0%)。除内蒙古、山东、辽宁分别增长9.6%、4.0%和2.7%外,华北、东北区域其他6个省用电量增速均低于2%,占增速低于2%省份数量(8个)的75%,全社会用电量增速最低的三个省份分别为甘肃(0.2%)、黑龙江(0.9%)和吉林(1.2%)。

    工业用电量增长5.0%

    1~6月,全国工业用电量18982亿千瓦时,同比增长5.0%,增速比上年同期提高0.2个百分点,占全社会用电量的比重为72.2%,对全社会用电量增长的贡献率为68.1%。其中,轻、重工业用电量分别为3137和15845亿千瓦时,同比分别增长4.7%和5.1%,增速分别比上年同期回落0.2个和提高0.2个百分点。

    6月份,全国工业用电量3423亿千瓦时,同比增长5.1%,占全社会用电量的比重为73.8%,对全社会用电量增长的贡献率为65.1%。其中,轻工业用电量589亿千瓦时,同比增长4.9%,占全社会用电量的比重为12.7%;重工业用电量2834亿千瓦时,同比增长5.2%,占全社会用电量的比重为61.1%。

    1~6月,全国制造业用电量14206亿千瓦时,同比增长5.5%,增速比上年同期提高0.7个百分点。6月份,全国制造业用电量2594亿千瓦时,同比增长6.3%,增速比上月提高1.7个百分点;制造业日均用电量86.5亿千瓦时/天,创历史新高,分别比上年同期和上月增加5.5和4.7亿千瓦时/天。

    1~6月,化学原料制品、非金属矿物制品、黑色金属冶炼、有色金属冶炼四大高载能行业用电量合计8314亿千瓦时,同比增长4.6%,增速比上年同期提高0.4个百分点;合计用电量占全社会用电量的比重为31.6%,对全社会用电量增长的贡献率为27.8%。

    6月份,四大高载能行业用电量合计1502亿千瓦时,同比增长6.3%,增速比上年同期提高3.8个百分点。

    装机容量增长9.4%

    据统计,截至6月底,全国6000千瓦及以上电厂装机容量12.5亿千瓦,同比增长9.4%。其中,水电2.54亿千瓦,火电8.79亿千瓦,核电1778万千瓦,并网风电8275万千瓦,并网太阳能发电1814万千瓦。

    1~6月,全国规模以上电厂发电量26163亿千瓦时,同比增长5.8%,增速比上年同期提高1.5个百分点。其中6月份发电量4581亿千瓦时,同比增长5.7%。

    1~6月,全国规模以上电厂水电发电量3713亿千瓦时,同比增长9.7%,增速比上年同期回落2.2个百分点。其中,6月份水电发电量875亿千瓦时,同比增长4.4%,增速比上年同期回落1.4个百分点。

    1~6月,全国规模以上电厂火电发电量20995亿千瓦时,同比增长4.7%,增速比上年同期提高2.1个百分点。其中,6月份火电发电量3461亿千瓦时,同比增长6.0%。

    1~6月,全国核电发电量566亿千瓦时,同比增长16.9%;其中6月份核电发电量106亿千瓦时,同比增长11.0%。

    1~6月,全国6000千瓦及以上风电厂发电量785亿千瓦时,同比增长12.0%,增幅比上年同期降低27.3个百分点。6月份,全国风电发电量101亿千瓦时,同比下降4.0%,环比下降41.5%。

    设备利用降低79小时

    1~6月,全国发电设备累计平均利用小时2087小时,比上年同期降低79小时,降幅比1~5月扩大20小时。

    分类型看,1~6月,全国水电设备平均利用小时1430小时,比上年同期降低101小时,降幅比1~5月扩大37小时。全国火电设备平均利用小时2375小时,比上年同期降低26小时,降幅较1~5月扩大9小时。全国核电设备平均利用小时3430小时,比上年同期降低113小时。全国风电设备平均利用小时986小时,比上年同期降低114小时;分省来看,在风电装机超过200万千瓦的12个省份中,除甘肃、云南外,其他省份风电设备利用小时均有所下降,其中新疆、山西分别下降307小时和471小时。

    跨省区送电增长14.8%

    1~6月,全国跨区送电完成1155亿千瓦时,同比增长14.8%。其中,华北送华中(特高压)83亿千瓦时,同比增长15.1%;华北送华东66亿千瓦时,同比下降15.3%;内蒙古送西北(宁夏、陕西)19亿千瓦时,同比增长50.6%;东北送华北103亿千瓦时,同比增长54.1%;华中送华东328亿千瓦时,同比增长22.6%;华中送南方107亿千瓦时,同比下降2.1%;西北送华北和华中合计272亿千瓦时,同比增长18.2%。三峡电厂送出电量339亿千瓦时,同比增长4.2%。

    1~6月,全国各省送出电量合计3813亿千瓦时,同比增长9.9%。6月份,全国跨区送电完成241亿千瓦时,同比增长14.9%。6月份,全国各省送出电量合计732亿千瓦时,同比增长11.3%。

    新增发电能力3670万千瓦

    1~6月,全国基建新增发电生产能力3670万千瓦,比上年同期多投产427万千瓦。其中,水电1301万千瓦、核电329万千瓦、风电投产443万千瓦,分别比上年同期多投产412、109和33万千瓦;火电新投产1503万千瓦、太阳能新投产94万千瓦,分别比上年同期少投产82和44万千瓦。

    1~6月,电网建设新增220千伏及以上变电设备容量12431万千伏安、交流线路长度17627千米,比上年同期多投产1759万千伏安和少投产2864千米;新增直流换流容量3060万千瓦、线路长度2876千米。

    B 运行特征:

    消费结构继续优化 投资总体呈现下降趋势

    上半年,全社会用电量呈逐月回升态势,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。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。

    上半年,我国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。值得注意的是,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%。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、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。

    与电力行业紧密相关的其他行业运行整体上有利于电力平稳发展。电煤供应方面持续宽松,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%。

    C 趋势:

    供需总体平衡 下半年消费增速将呈前低后高走势

    预计下半年我国经济将继续保持平稳增长,电力消费需求有望稳中有升。预计全年全社会用电量5.63万亿~5.69万亿千瓦时、同比增长5.5%~6.5%,预期5.66万亿千瓦时、同比增长6.0%左右,其中下半年增长6.5%左右,增速前低后高。

    在电力供应能力充足的前提下,非化石能源发电装机比重进一步提高。预计全年新增9600万千瓦左右,其中非化石能源发电5600万千瓦左右。预计年底全国发电装机达到13.5亿千瓦,其中非化石能源发电4.5亿千瓦、占总装机比重接近34%。

    总体判断,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;受跨省区通道能力制约、华中等部分地区高温天气、华中和南方地区部分省份汛期来水较常年同期偏少、煤电机组环保改造、新投发电装机少等因素影响,预计华北、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。预计全年发电设备利用小时4400~4450小时,其中火电设备利用小时4910~4960小时,低于上年。

    D 建议:

    加快项目建设力度 提高新能源发电发展质量

    针对当前电力行业发展面临的问题,中电联建议,国家相关部门能够加快开工一批大型水电、核电和电网项目,增加电源在建规模,促进绿色转型。

    近年来新开工规模不足,水电和核电投资持续大幅下降,电源在建规模不足,将可能导致“十三五”期间再次出现电力供应紧张,同时,部分地区“弃水”、“弃风”现象仍然存在。为贯彻落实好中央精神,加快调整电力结构,转变电力发展方式,拉动经济平稳增长。建议:一是尽快核准开工一批大型水电、核电等重点电源项目,增加优质电源在建规模,确保电力绿色转型和保障电力中长期稳定供应。二是加快跨区跨省输电通道建设,尽快核准建设大型风电、太阳能基地以及西南水电基地的外送通道,确保新增电源及时送出、现有电源过剩能力得到有效消纳,以解决“弃风”、“弃光”及“弃水”难题。三是加大财政资金对农网发展支持力度,加快配电网建设及智能化升级,提高电力系统对分布式能源的消纳能力,提高用电质量及可靠性。

    同时建议加快理顺电价、热价形成机制,促进解决北方热电联产企业及天然气发电企业普遍亏损问题。

    一是加快建立独立的输配电价机制,输配电价采用过网费模式,平均输配电价由平均销售电价扣除政府性基金及附加、线损折价和平均上网电价形成。在此基础上,稳妥推进电力用户与发电企业直接交易。二是针对华北、东北及西北地区热电联产企业供热连年大面积亏损的实际困难,建议有关部门应出台分区域供热价格指导政策,对供热亏损较大的地区按照成本加成原则重新核定热价,同时在热价中考虑供热中燃用成本的脱硫、脱硝、除尘等环保补贴电价;对热价倒挂严重、亏损严重的供热企业予以政策支持和财税补贴。三是加快理顺天然气发电价格机制,尽快建立气电价格联动机制。四是尽快研究云南等水电大省的火电价格形成机制,在地区内开展水、火电企业发电权交易,建立健全水电与火电互补机制,尽早启动实施火电机组两部制电价试点,补偿火电企业基本的固定经营成本,解决这些地区火电企业持续严重亏损、经营状况持续恶化而面临的企业生存问题。

    中电联还建议指出,相关部门要高度重视我国光热发电产业发展,并提高新能源发电发展质量。

    据了解,光热发电与风电和光伏发电相比,具有并网友好、储热连续、发电稳定等优势,是提高新能源开发质量的重要方向。目前我国某些企业光热发电技术已取得重大进展,自主研发并掌握了光热电站核心关键技术和装备技术,在光热发电设备系统集成、国产化方面取得了较大突破,转换效率提高,具有较强的竞争力,且目前已有稳定运行的试验项目。

    为此建议:一是加强对已有光热发电科研技术成果的总结,组织高层专家对光热发电技术成果进行进一步认定,促进形成一套完整的具有自主知识产权的技术体系。二是在有条件的地区推广应用光热发电,尽快实现技术成果的工业化转变。通过示范电站的建设,总结经验,形成完善的包括关键光热发电设备设计制造规程,形成设计、建设、施工、验收、运行维护等方面技术标准。三是研究制定光热电站发展规划。重点研究建设河北、山西、陕西、内蒙古乃至青海、西藏光热发电基地可行性。四是出台电价、财税、融资等相关激励政策,大力推动光热发电及其关联产业发展,建立自有技术为主导的光热产业链,使之成为带动产业升级新的经济增长点。

    相关报道

    多省市发电企业下调上网电价 煤炭价格再度承压

    据报道,多个省市发电企业已经收到从8月15日开始下调上网电价的通知,调整幅度从0.45分/千瓦时到2.7分/千瓦时不等,燃煤机组平均下调幅度为0.93分/千瓦时,低于市场此前预计的1~2分/千瓦时。此次调整对电厂的收入和利润将有一定的影响,据不同的测算方式,此次调价令发电行业的利润损失至少超过50亿元。因此,行业人士担忧已经十分低迷的煤炭价格将再度承压。

    据业内人士透露,浙江、福建、上海等东南沿海地区的电厂均确认收到了下调上网电价的通知。其中,浙江下调上网电价1.5分/千瓦时。按照目前浙江地区上网电价0.425元/千瓦时来计算,此次下调1.5分/千瓦时,降幅为3.5%。

    一位上海地区的电厂人士表示,上海此次下调上网电价0.5分/千瓦时。此次上网电价降幅较小,是因为今年以来上海地区火力发电量不理想,该集团旗下的电厂今年7月的发电量同比去年为负增长。最早获得通知的福建地区此次下调上网电价幅度为0.45分/千瓦时,低于发电厂此前预计。目前了解到上网电价下调幅度最大的省份是江西省,调整幅度为2.7分/千瓦时。

    另外,尽管有部分地区的电厂仍没有收到通知调整上网电价的正式文件,但据相关部门透露的信息,江苏和山东地区此次上网电价下调的幅度分别为1.1分/千瓦时和0.8分/千瓦时。不过具体降幅以最终的通知为准。

    今年以来,动力煤价格跌幅超过15%,远远超过煤电联动规定的5%波动幅度。因此大多数煤炭和电力行业分析师判断认为,此次上网电价下调应该与煤炭价格下跌有关。

    专家认为,目前政府部门对于煤炭行业脱困非常重视。神华、中煤等大型煤炭企业纷纷宣布限产。国内煤价价格企稳的可能性较大,甚至不排除第四季度有小幅反弹的可能。值得注意的是,去年9月,全国29个省市也曾下调了上网电价,平均下调幅度为1.4/千瓦时。但当时煤炭价格却进入了快速上涨期。由此可见,供需关系才是取决煤炭价格的主要因素。

    (本站声明:凡本网转载自其它媒体的文章,目的在于传递更多信息,并不代表本网赞同其观点和对其真实性负责。来源:中国工业报)

 

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