2013年全國電力供需形勢分析預測報告
2013/3/6 8:53:25 新聞來源：中國能源報
2013年全國電力供需形勢預測
（一）國內經濟企穩回升，用電增速有所回升
2013年，中央經濟工作會議確定了國內生產總值增長7.5%左右的目標，結合曆年來實際執行結果大多超過預期值的實際，綜合各方預測結果，初步預測2013年GDP增長7.5%-9.0%、推薦8.0%左右，相應全國全社會用電量增長6.5%-8.5%，推薦5.33萬億千瓦時左右、增長7.5%左右。
（二）新增發電裝機超過上年，火電新增裝機繼續減少
預計2013年全國新增裝機8700萬千瓦左右，其中火電4000萬千瓦左右。預計2013年底全國發電裝機12.3億千瓦左右，發電裝機規模有望躍居世界第一，其中水電2.8億千瓦、火電8.6億千瓦、核電1478萬千瓦、並網風電7500萬千瓦、並網太陽能600萬千瓦左右(若國家政策及時出台並落實到位，有望超過1000萬千瓦)。
（三）影響電力供需的外部因素分析
氣候變化頻繁以及可能出現的極端氣候將對電力供需產生較大影響。2013年如果出現持續高溫高濕度天氣，將可能出現降溫負荷集中釋放的情況，因此需要重視迎峰度夏期間極端高溫天氣出現的可能性以及對電力保障能力和電力供需平衡的影響。
來水情況對大部分地區尤其是水電比重偏大地區(如華中和南方電網地區)的電力供需影響很大。2012年底，國家電網公司經營區域重點水電廠蓄能值同比增加27億千瓦時，南方電網公司經營區域三大流域蓄能值同比增加155億千瓦時，水電廠蓄水情況較好將有利於保證汛前水電生產，但汛期及汛後水電來水情況仍有較大的不確定性。
電煤供應總體平穩，局部地區電煤運輸偏緊。天然氣供應總體偏緊，部分地區較為嚴重。2013年天然氣價格改革可能逐步在全國大範圍推廣，將推高天然氣發電成本，而當前我國天然氣發電價格機製尚未形成，給燃氣發電企業的經營狀況帶來風險，也將影響到天然氣發電機組的頂峰發電能力。
（四）2013年全國電力供需總體平衡
根據預測和初步平衡，2013年全國電力供需總體平衡,東北地區供應富餘能力增加；西北地區供應能力有一定富餘；南方區域電力供需平衡有餘；華中區域電力供需總體平衡；受跨區通道能力製約、部分機組停機進行脫硝改造以及天然氣供應緊張等因素影響，考慮高溫、來水等不確定性，華東和華北地區的部分省份在部分高峰時段可能有少量電力缺口。預計全年發電設備利用小時數4700-4800小時，其中火電設備利用小時數5050-5150小時，均比2012年有所提高。
有關建議
（一）加大水電開工規模，繼續優化電源布局和結構
一是按規劃及時核準、新開工西南水電基地等一批水電項目，加強移民協調力度，確保已核準水電項目的建設進度，確保按期投產；二是針對東北區域發電裝機長期富餘較多、利用小時低的實際情況，“十二五”期間嚴格控製區域內包括火電、風電在內的電源開工規模，以消化現有供應能力，提高存量資產效益；三是盡快完善並落實促進風電、太陽能發電、分布式能源係統發展的相關政策措施，實現有序發展；四是加強調峰調頻電源建設，以提高電力係統消納風電、光伏發電的能力；五是優化發展煤電，積極發展清潔煤發電，鼓勵發展熱電聯產。
（二）立足國情，完善機製，促進風電、太陽能發電和分布式能源科學有序發展
一是統籌兼顧我國經濟社會對國家財政補貼能力、電價承受能力、電力係統消納能力以及一次能源資源條件，優化可再生能源發電和分布式能源結構，科學製定全國風電、太陽能發電和分布式能源發展中長期總量目標，減緩電價較快增加壓力，促進國內經濟，提升國際競爭力。風電、太陽能發電和分布式能源發展目標要與分年度的國家財政補貼總額、電價水平、稅收政策等直接掛鉤。
二是要加大國家財政補貼額度，做到開發目標與財政補貼額度相平衡，進一步優化發放流程，確保及時足額發放財政補貼。
三是堅持集中與分散相結合原則，立足能源和電力行業整體發展規劃來製定風電、太陽能發電和分布式能源發展規劃，實現區域布局及項目與消納市場、配套電網以及調峰電源相統籌，做到國家與地方規劃相統一。
四是要統籌項目核準，提前核準開工配套電網工程和調峰電源，確保風電、太陽能發電和分布式能源項目及時送出、合理消納。沒有落實好財政補貼、稅收政策和電價的電源項目，政府不得核準開工。
五是堅持用技術標準引導和規範，抓緊製定和完善科學的技術標準體係和相關管理辦法。
六是不斷加快技術創新，進一步降低造價，提高質量，逐步提高與傳統能源發電的競爭力。
（三）加快特高壓及智能電網建設，提高跨區跨省電力交換能力，加大城鄉電網改造力度
針對我國能源資源與需求逆向分布特點，以及提高消納風電、太陽能發電及分布式能源能力的客觀要求，為此建議：一是盡快核準建設一批重點項目，加快哈密南-鄭州、溪洛渡-浙西以及雲南金沙江中遊送電廣西等交直流特高壓跨區通道建設，推進蒙西-長沙、蒙西-湖北、錫盟-泰州、寧東-浙江等特高壓跨區通道前期工作，提高西南水電基地及“三北”地區煤電、新能源基地的外送通道能力；二是加快智能電網建設，提高電力係統對風電及太陽能發電等的消納能力，滿足用戶多樣化的電力需求；三是加大城鄉電網改造力度，促進城鎮化建設，提高配電網對分布式能源的消納能力。
（四）做好電煤價格並軌後續工作，加快電價機製改革
電煤價格並軌後，應做好相關後續工作：一是國家相關部門應加快製定並落實煤電聯動實施細則，出台相關煤炭價格指數、電煤中長期合同監管規範等；二是利用好國際市場煤炭相對寬鬆的環境，進一步擴大煤炭進口，滿足東部沿海地區煤炭需求，平抑國內電煤市場價格；三是要確保並軌後電力安全穩定運行，著重解決好局部地區性問題，如黑龍江、安徽、重慶、山東等部分重點合同煤與市場煤差價較大的地方以及“三北地區”供熱機組重點合同電煤比重較高的地方，國家要適當考慮電煤價格並軌後企業增大的經營壓力；四是解決發電企業曆史欠賬問題。
同時，應盡快完善一次能源價格、上網電價、銷售電價之間的聯動機製，把加快推進電價機製改革作為深化電力體製改革的首要任務之一。建議：一是加快發電環節電價改革。盡快理順煤電關係，研究雲南、四川、湖南等水電大省的火電價格形成機製，以保障火電企業投資和生產的積極性；盡快調整完善水電價格形成機製；理順調峰電源的電價形成機製，加快形成天然氣發電價格機製。二是加快製定出台獨立的輸配電價。三是加強電價監管，防止部分地區借電力供需形勢緩和之機，出台降低電價政策，拉動高耗能行業的生產。
（五）積極推動電力行業節能減排工作，不斷提高電能在終端能源的消費比重
為了加快解決我國嚴重灰霾天氣的環境問題，為此建議：一是加快以電代煤的步伐，降低散燒煤應用範圍，提高煤炭轉化為電力的比重，加大熱電聯產的力度，不斷提升電力消費占一次能源比重和電能占終端能源消費比重，以提高能源利用效率和降低全社會的汙染物排放水平；二是通過市場機製和經濟手段促進節能減排，深化電力需求側管理，推行合同能源管理，加快推進火電氮氧化物排汙權交易、發電權交易等方式；三是電力行業繼續按照節能減排規劃、排放標準等要求，高質量完成好脫硝改造計劃，提高現有除塵、脫硫、脫硝設施運行的穩定性和可靠性，提高設施運行維護管理水平，發揮好現有環保設施的汙染物控製能力。
（一）國內經濟企穩回升，用電增速有所回升
2013年，中央經濟工作會議確定了國內生產總值增長7.5%左右的目標，結合曆年來實際執行結果大多超過預期值的實際，綜合各方預測結果，初步預測2013年GDP增長7.5%-9.0%、推薦8.0%左右，相應全國全社會用電量增長6.5%-8.5%，推薦5.33萬億千瓦時左右、增長7.5%左右。
（二）新增發電裝機超過上年，火電新增裝機繼續減少
預計2013年全國新增裝機8700萬千瓦左右，其中火電4000萬千瓦左右。預計2013年底全國發電裝機12.3億千瓦左右，發電裝機規模有望躍居世界第一，其中水電2.8億千瓦、火電8.6億千瓦、核電1478萬千瓦、並網風電7500萬千瓦、並網太陽能600萬千瓦左右(若國家政策及時出台並落實到位，有望超過1000萬千瓦)。
（三）影響電力供需的外部因素分析
氣候變化頻繁以及可能出現的極端氣候將對電力供需產生較大影響。2013年如果出現持續高溫高濕度天氣，將可能出現降溫負荷集中釋放的情況，因此需要重視迎峰度夏期間極端高溫天氣出現的可能性以及對電力保障能力和電力供需平衡的影響。
來水情況對大部分地區尤其是水電比重偏大地區(如華中和南方電網地區)的電力供需影響很大。2012年底，國家電網公司經營區域重點水電廠蓄能值同比增加27億千瓦時，南方電網公司經營區域三大流域蓄能值同比增加155億千瓦時，水電廠蓄水情況較好將有利於保證汛前水電生產，但汛期及汛後水電來水情況仍有較大的不確定性。
電煤供應總體平穩，局部地區電煤運輸偏緊。天然氣供應總體偏緊，部分地區較為嚴重。2013年天然氣價格改革可能逐步在全國大範圍推廣，將推高天然氣發電成本，而當前我國天然氣發電價格機製尚未形成，給燃氣發電企業的經營狀況帶來風險，也將影響到天然氣發電機組的頂峰發電能力。
（四）2013年全國電力供需總體平衡
根據預測和初步平衡，2013年全國電力供需總體平衡,東北地區供應富餘能力增加；西北地區供應能力有一定富餘；南方區域電力供需平衡有餘；華中區域電力供需總體平衡；受跨區通道能力製約、部分機組停機進行脫硝改造以及天然氣供應緊張等因素影響，考慮高溫、來水等不確定性，華東和華北地區的部分省份在部分高峰時段可能有少量電力缺口。預計全年發電設備利用小時數4700-4800小時，其中火電設備利用小時數5050-5150小時，均比2012年有所提高。
有關建議
（一）加大水電開工規模，繼續優化電源布局和結構
一是按規劃及時核準、新開工西南水電基地等一批水電項目，加強移民協調力度，確保已核準水電項目的建設進度，確保按期投產；二是針對東北區域發電裝機長期富餘較多、利用小時低的實際情況，“十二五”期間嚴格控製區域內包括火電、風電在內的電源開工規模，以消化現有供應能力，提高存量資產效益；三是盡快完善並落實促進風電、太陽能發電、分布式能源係統發展的相關政策措施，實現有序發展；四是加強調峰調頻電源建設，以提高電力係統消納風電、光伏發電的能力；五是優化發展煤電，積極發展清潔煤發電，鼓勵發展熱電聯產。
（二）立足國情，完善機製，促進風電、太陽能發電和分布式能源科學有序發展
一是統籌兼顧我國經濟社會對國家財政補貼能力、電價承受能力、電力係統消納能力以及一次能源資源條件，優化可再生能源發電和分布式能源結構，科學製定全國風電、太陽能發電和分布式能源發展中長期總量目標，減緩電價較快增加壓力，促進國內經濟，提升國際競爭力。風電、太陽能發電和分布式能源發展目標要與分年度的國家財政補貼總額、電價水平、稅收政策等直接掛鉤。
二是要加大國家財政補貼額度，做到開發目標與財政補貼額度相平衡，進一步優化發放流程，確保及時足額發放財政補貼。
三是堅持集中與分散相結合原則，立足能源和電力行業整體發展規劃來製定風電、太陽能發電和分布式能源發展規劃，實現區域布局及項目與消納市場、配套電網以及調峰電源相統籌，做到國家與地方規劃相統一。
四是要統籌項目核準，提前核準開工配套電網工程和調峰電源，確保風電、太陽能發電和分布式能源項目及時送出、合理消納。沒有落實好財政補貼、稅收政策和電價的電源項目，政府不得核準開工。
五是堅持用技術標準引導和規範，抓緊製定和完善科學的技術標準體係和相關管理辦法。
六是不斷加快技術創新，進一步降低造價，提高質量，逐步提高與傳統能源發電的競爭力。
（三）加快特高壓及智能電網建設，提高跨區跨省電力交換能力，加大城鄉電網改造力度
針對我國能源資源與需求逆向分布特點，以及提高消納風電、太陽能發電及分布式能源能力的客觀要求，為此建議：一是盡快核準建設一批重點項目，加快哈密南-鄭州、溪洛渡-浙西以及雲南金沙江中遊送電廣西等交直流特高壓跨區通道建設，推進蒙西-長沙、蒙西-湖北、錫盟-泰州、寧東-浙江等特高壓跨區通道前期工作，提高西南水電基地及“三北”地區煤電、新能源基地的外送通道能力；二是加快智能電網建設，提高電力係統對風電及太陽能發電等的消納能力，滿足用戶多樣化的電力需求；三是加大城鄉電網改造力度，促進城鎮化建設，提高配電網對分布式能源的消納能力。
（四）做好電煤價格並軌後續工作，加快電價機製改革
電煤價格並軌後，應做好相關後續工作：一是國家相關部門應加快製定並落實煤電聯動實施細則，出台相關煤炭價格指數、電煤中長期合同監管規範等；二是利用好國際市場煤炭相對寬鬆的環境，進一步擴大煤炭進口，滿足東部沿海地區煤炭需求，平抑國內電煤市場價格；三是要確保並軌後電力安全穩定運行，著重解決好局部地區性問題，如黑龍江、安徽、重慶、山東等部分重點合同煤與市場煤差價較大的地方以及“三北地區”供熱機組重點合同電煤比重較高的地方，國家要適當考慮電煤價格並軌後企業增大的經營壓力；四是解決發電企業曆史欠賬問題。
同時，應盡快完善一次能源價格、上網電價、銷售電價之間的聯動機製，把加快推進電價機製改革作為深化電力體製改革的首要任務之一。建議：一是加快發電環節電價改革。盡快理順煤電關係，研究雲南、四川、湖南等水電大省的火電價格形成機製，以保障火電企業投資和生產的積極性；盡快調整完善水電價格形成機製；理順調峰電源的電價形成機製，加快形成天然氣發電價格機製。二是加快製定出台獨立的輸配電價。三是加強電價監管，防止部分地區借電力供需形勢緩和之機，出台降低電價政策，拉動高耗能行業的生產。
（五）積極推動電力行業節能減排工作，不斷提高電能在終端能源的消費比重
為了加快解決我國嚴重灰霾天氣的環境問題，為此建議：一是加快以電代煤的步伐，降低散燒煤應用範圍，提高煤炭轉化為電力的比重，加大熱電聯產的力度，不斷提升電力消費占一次能源比重和電能占終端能源消費比重，以提高能源利用效率和降低全社會的汙染物排放水平；二是通過市場機製和經濟手段促進節能減排，深化電力需求側管理，推行合同能源管理，加快推進火電氮氧化物排汙權交易、發電權交易等方式；三是電力行業繼續按照節能減排規劃、排放標準等要求，高質量完成好脫硝改造計劃，提高現有除塵、脫硫、脫硝設施運行的穩定性和可靠性，提高設施運行維護管理水平，發揮好現有環保設施的汙染物控製能力。
