中电联发布《全国电力供需与经济运行形势分析预测报告(2009年一季度)》
2009-06-25 17:13:20 来源:
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电力18讯: 本刊讯4月下旬,中电联发布了《全国电力供需与经济运行形势分析预测报告(2009年季度)》(以下简称《报告》)。
《报告》指出,今年一季度,全国电力运行平稳,用电需求下降趋势有所遏制,负增长态势明显减缓,用电市场出现了一些积极变化,供应能力继续增强,全国总体供大于求,发电设备利用小时继续下降,由于各种体制、机制性矛盾集中体现在电价矛盾积累较多,全行业经济效益状况明显改观。
一、一季度全国电力供需与经济运行形势分析
(一)电力供应情况
1.发电装机稳步增长,全国装机突破8亿千瓦。
一季度,全国电源基本建设完成投资449.06亿元,比去年同期减少57.69亿元,电源投资占全部电力投资的48.74%,火电投资比重比2008年进一步降低。一季度,新增生产能力(正式投产)1 0 1 1.45 7Y千瓦,比上年同期少投产234.59万千瓦。其中水电1 37.73万千瓦,比去年同期多投产3 8.65万千瓦;火电82 1.40万千瓦,比去年同期少投产24 1.5 1万千瓦;风电50.23万千瓦,比去年同期少投产23.92万千瓦。一季度,新投产单机容量60万千瓦及以上火电机组6台、366万千瓦,占新投产火电机组总容量的44.56%;新投产单机容量30万千瓦及以上火电机组容量占全部新投产火电机组容量的比重高达9 1.43%。
2009年3月底,全国6000千瓦及以上发电设备容量7.66亿千瓦,比上年同期增长1 O.6%。其中,水电、火电分别为1.46和6.0 1亿千瓦,比上年同期分别增长1 9.3%和8.2%,核电装机仍为884.6万千瓦。全口径发电设备容量超过8亿千瓦。
2.发电量增速略有回升;水电生产保持高速增长。
2009年一季度,全国规模以上电厂发电量7797亿千瓦时,比上年同期下降2.O%,增速比上年同期回落1 6.O个百分点。其中,水电96 1.8亿千瓦时,比上年同期增长24%,增速比上年同期提高1 2.6个百分点;火电6544.5亿千瓦时,比上年同期下降6.1%,增速比上年同期回落1 9.5个百分点;核电1 39.5亿千瓦时,比上年同期增长3.6%,增速比上年同期回落36.5个百分点。水电发电量占全部发电量的比重比上年同期提高3.O 1个百分点,火电发电量比重则大幅回落3.9 1个百分点,核电发电量比重回落O.24个百分点,风电等其他能源发电比重上升O.90个百分点,达到1.93%。
一季度,全国发电市场总体低迷,但全国统调最高发电负荷增速比主要电网统调发电量增速高1.5个百分点。南方电网区域统调发电负荷和统调发电量相对较好,都呈现正增长;东北、西北区域整体低迷,统调发电负荷下降幅度分别达到8.2%和6.6%,统调用电量分别下降7.6%和1 O.2%。
3.发电设备累计平均利用小时下降幅度较大。
一季度,全国6000千瓦及以上电厂累计平均设备利用小时为1009小时,同比降低1 5 1小时。其中,水电60 1小时,增长44小时;火电11 Oo小时,同比降低1 86小时。
(二)电网输送情况
1.电网投资所占比重继续加大,特高压工程顺利投产运行。
一季度,全国电网建设完成投资472.34亿元,占全部电力投资的比重上升到5 1.26%,比2008年比重又提高1.2 1个百分点。一季度,全国新增220千伏及以上变电容量2602万千伏安,比上年同期多投产838万千伏安,投产主要集中在国网直属特高压(600万千伏安)和辽宁、河南等几个省份的220千伏工程;线路长度2832千米,比上年多投产l 338千米,投产主要集中在国网直属特高压(645千米)和江西、广东的500千伏工程o
2.跨区送电量保持快速增长。
一季度,全国跨区送电量完成1 89.45亿千瓦时,同比增长32.11%,增速比上年同期提高17.82个百分点,保持了快速增长。
3.区域内“西电东送"高速增长。
一季度,南方电网“西电东送"共完成233.85亿千瓦时,同比增长1 03.89%(1~2月、3月增速分别为1 34.25%和68.1 5%),增速比上年同期提高99.05个百分点,其中,西电送广东和送广西分别完成l 98.89亿千瓦时和34.96亿千瓦时,分别增长11 2.24%和66.63%。一季度,京津唐电网受电电量92.74亿千瓦时,同比增长11 6.68%,增速比上年同期提高11 6.74个百分点。其中,从山西电网受人电量2 1.6 1亿千瓦时,而上年同期未受人;从内蒙古电网受人59.80亿千瓦时,同比增长63.69%。京津唐电网从上年6月份开始向山东电网送电,今年一季度完成送电11.33亿千瓦时。
4.进出口电量双双下降。
一季度,电力进出口总量为40.08亿千瓦时,同比下降1 6.74%。进口龟量8.1 8亿千瓦时,同比下降43.14%。
(三)电力消费情况 ’
1.全社会用电量增速高位快速回落。
1~3月份,全国全社会用电量7809.90亿千瓦时,同比下降4.02%,增速比上年同期回落1 7.06个百分点。从近期分月走势来看,全社会用电量从2008年10月份开始出现大幅下滑,由9月份的6.2%下降到1 2月份的一8.3%l’1~2月份合计一5.2%,3月份回升到一2.O%(2008年3月当月的用电量增幅是一年来最高值),单月用电量已经连续三个月回升,而且3月份当月用电量也是去年1 O月以来的最高值。一季度,日均用电量86.78亿千瓦时,与2008年四季度日均用电量86.93亿千瓦时基本持平。可以说,发电量加速下滑的态势得到一定的遏制o
2.产业用电差异很大,第二产业依然低迷。
一季度,第一产业用电量1 74.60亿千瓦时(占全社会用电量的2.24%),同比增长5.1 2%,增幅下降4.08个百分点,其中,3月份同比增长6.73%,增幅比上月下降1 2.2个百分点;第二产业用电量5590.83亿千瓦时(占7 1.59%),同比下降8.2 1%,增幅回落20.04个百分点,其中,3月份同比下降4.56%,增幅比上月下降5.37个百分点;第三产业用电量920.5 8亿千瓦时(占11.79%),同比增长7.4_1%,增幅回落7.97个百分点,其中,3月份同比增长8.43%,增幅比上月回落1.36个百分点;城乡居民生活用电量11 23.89亿千瓦时(占1 4.39%),同比增长9.88%,增幅回落9.80个百分点,其中,3月份同比增长4.25%,增幅比上月回落11.49%个百分点。
3.工业用电所占比重大幅下降。
一季度,全国工业用电量5507.80亿千瓦时,同比下降8.3 8%,增速比上年同期降低20.11 7个百分点。工业用电量占全部用电量的70.52%,比上年同期降低3.58个百分点。一季度,工业用电持续下降500亿千瓦时,高于全社会用电量下降量327.11亿千瓦时。
4.重点行业用电增速大幅回落。
5.地区用电分化特点比较显著,3月份出现积极变化。
3月份,各省用电出现积极变化。全国共有北京、黑龙江、上海、安徽、江西、山东、湖北、湖南、海南、重庆、贵州、云南、新疆等1 3个省区全社会用电量实现正增长,是上年11月以来最好的一个月,与1 O月基本相当。3月份全国共有25个省份用电量增速高于1~2月份增速,表现出一定的复苏迹象,华东大部分省区恢复幅度较大。虽然全国大部分地区用电下滑的趋势没有改变,但是各个地区用电分化的特点却比较显著。
6.各区域最高用电负荷和统调用电量同比增速明显放缓,最高用电负荷增长率和统调用电量增长率基本相当。
一季度,全国主要电网统调最高用电负荷合计为42566万千瓦,同比下降O.79%;统调用电量为6808.05亿千瓦时,同比下降2.35%。全国主要电网统调最高用电负荷合计增长率比统调用电量增长率高1.56个百分点,供需形势较为缓和。
(四)电力生产及输送环节能源利用效率又有较大幅度提高
一季度,全国6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗为338克/千瓦时,比上年同期降低7克/千瓦时,结构调整效果非常明显。全国发电厂累计厂用电率5.85%,其中水电O.50%,火电6.52%。线路损失率4.94%,比上年同期下降O.53%个百分点。
(五)电力行业经营没有明显好转,电网企业首次出现整体亏损
电力行业利润增幅继续下降;火电行业经营略有好转;电力供应业经营状况恶化;可再生能源效益状况良好;主营成本增长明显放缓;行业企业负债率继续上升。
二、二季度及全年全国电力供需形势分析预测:
(一)电力供应能力分析:
1.装机容量及电网建设。2009年二季度及下半年,电力企业继续积极配合国家宏观调控政策和确保国家促进经济平稳发展各项措施在电力行业落实到位,特别是电网企业逐步加大电网投资尤其是城农网投资的力度。预计2009年全国电源投资和投产规模将在去年的高水平上继续回落,全年完成投资在3000亿元左右,上半年基建新增装机在3000万千瓦左右,全年基建新增装机在9000万千瓦左右,全年计划安排关停小火电机组1 300万千瓦;2009年底,全国发电装机容量在8.6亿千瓦左右,相对于电力需求,电力供应能力充足。电源结构调整力度加大,水电仍然处于投产高峰期;火电建设继续向着大容量、高参数、节水环保型方向发展,将有8台百万千瓦超超临界火电机组投产,80%以上为30万千瓦以上机组;风电建设规模继续扩大,投产规模将超过700万千瓦。
电网基本建设投资规模预计将进一步扩大到3500亿元左右,电网投资占全部电力建设投资规模的比重继续提高,电网电源发展更加协调。2009年,将重点发展中西部地区县级以上城市电网改造,服务西部经济和新农村建设;将继续推进皖电东送、川电东送、葛沪直流改造、西南水电送出、宁东和呼伦贝尔、锡盟煤电外送等工程。适时启动新疆联网工程,配套建设大型风电基地送出输变电工程。海南联网一期工程预计将在今年上半年投产,二期工程也将积极推进。
2.煤电价格分歧引起的深层次矛盾极有可能影响电力供需。
3.来水。一季度,全国部分地区来水总体比多年同期偏多,在地域分布上,总体呈现“西丰东枯"的特点。从目前情况看,上半年来水总体为平水水平,但近几年来水不均衡,极端天气频繁的特点可能更加突出,影响水电出力和水力调度。预计在水电装机保持较大投产规模的情况下,水电出力仍然会保持较高地增长,水电增速高于总体发电量增速。
(二)电力需求及供需形势预测
目前,电力需求仍然比较疲软,特别是3月中旬以来由于生产产品没有投入最终消费,导致企业生产又有所下降,发用电量也有缓慢下滑的苗头。根本来说,现阶段电力需求的走势主要还是看扩大投资和扩大内需各项措施的政策效果,同时要高度关注国际金融危机的演变对我国对外贸易的影响。总的来看,2009年外贸出口对经济增长的拉动很小;新开工和新增投资保持较快规模,并且逐步进入建设期将逐步释放出对大部分工业品的巨大需求,从而从根本上拉升去年以来一直疲软的工业生产,是电力需求回升的根本动力;国家扩大消费特别是“各种下乡政策”和更新换代需求可以确保我国第三产业需求稳定在一个比较高的水平上,与城乡居民生活用电一起是稳定电力需求的坚实基础。如果国际经济环境不进一步恶化,加上各项宏观调控政策措施作用基本显现,电力需求有望转人正增长,电力有望在各行各业中率先表现出复苏的迹象。预计上半年全社会用电量增速在一1%左右,全年全社会用电量增速恢复到5%左右。全年发电设备利用小时在4400小时左右,其中,火电在4600小时左右。
二季度以及下半年,全国电力供需形势将继续呈现供大于求态势,部分地区富裕容量较多。其中,华东、南方电网供需平衡,华北、华中、东北、西北电网电力富裕。受煤电矛盾、来水、气候等不确定性因素影响,以及个别发达地区存在的电网“卡脖子"问题依然存在,个别省份在电力负荷高峰时段仍可能存在少量电力供需缺口,需要进一步加强需求侧管理加以调节。
《报告》对当前电力供需一些问题提出如下建议:
(一)尽快扭转电力企业持续亏损问题,确保电力稳定运行。建议国家在迎峰度夏前,抓紧疏导煤电价格矛盾,理顺煤电价格关系,将电煤价格控制在合理水平,继续坚持煤电联动原则,缓解电力企业经营困难。要继续推进煤电联营,建设大型煤电基地,打造综合能源产业集团,提高电煤控制能力,减少电煤市场风险。对于国家扩内需、保增长的电力项目,要加快审批进度,确保项目早日开工;要研究落实农网建设国家资本金投入的政策。要着力解决火电上市公司政策性亏损问题,尽快恢复上市公司融资功能,通过稳定资本市场促进复苏。
(二)着力解决市场萎缩情况下的供需矛盾问题。建议国家尽快组织开展大用户直供试点,积极总结经验并逐步推广,要加强“三公"调度监督,解决大用户直供有关配套政策。要认真维护省间交易的良好秩序,严格执行各种省间送电合同。电网企业要密切跟踪各种扩大内需的项目,保障扩大内需项目的用电需求。要加大电网建设力度,解决配网卡脖子问题,提高服务能力和效率,努力增供促销。
《报告》指出,今年一季度,全国电力运行平稳,用电需求下降趋势有所遏制,负增长态势明显减缓,用电市场出现了一些积极变化,供应能力继续增强,全国总体供大于求,发电设备利用小时继续下降,由于各种体制、机制性矛盾集中体现在电价矛盾积累较多,全行业经济效益状况明显改观。
一、一季度全国电力供需与经济运行形势分析
(一)电力供应情况
1.发电装机稳步增长,全国装机突破8亿千瓦。
一季度,全国电源基本建设完成投资449.06亿元,比去年同期减少57.69亿元,电源投资占全部电力投资的48.74%,火电投资比重比2008年进一步降低。一季度,新增生产能力(正式投产)1 0 1 1.45 7Y千瓦,比上年同期少投产234.59万千瓦。其中水电1 37.73万千瓦,比去年同期多投产3 8.65万千瓦;火电82 1.40万千瓦,比去年同期少投产24 1.5 1万千瓦;风电50.23万千瓦,比去年同期少投产23.92万千瓦。一季度,新投产单机容量60万千瓦及以上火电机组6台、366万千瓦,占新投产火电机组总容量的44.56%;新投产单机容量30万千瓦及以上火电机组容量占全部新投产火电机组容量的比重高达9 1.43%。
2009年3月底,全国6000千瓦及以上发电设备容量7.66亿千瓦,比上年同期增长1 O.6%。其中,水电、火电分别为1.46和6.0 1亿千瓦,比上年同期分别增长1 9.3%和8.2%,核电装机仍为884.6万千瓦。全口径发电设备容量超过8亿千瓦。
2.发电量增速略有回升;水电生产保持高速增长。
2009年一季度,全国规模以上电厂发电量7797亿千瓦时,比上年同期下降2.O%,增速比上年同期回落1 6.O个百分点。其中,水电96 1.8亿千瓦时,比上年同期增长24%,增速比上年同期提高1 2.6个百分点;火电6544.5亿千瓦时,比上年同期下降6.1%,增速比上年同期回落1 9.5个百分点;核电1 39.5亿千瓦时,比上年同期增长3.6%,增速比上年同期回落36.5个百分点。水电发电量占全部发电量的比重比上年同期提高3.O 1个百分点,火电发电量比重则大幅回落3.9 1个百分点,核电发电量比重回落O.24个百分点,风电等其他能源发电比重上升O.90个百分点,达到1.93%。
一季度,全国发电市场总体低迷,但全国统调最高发电负荷增速比主要电网统调发电量增速高1.5个百分点。南方电网区域统调发电负荷和统调发电量相对较好,都呈现正增长;东北、西北区域整体低迷,统调发电负荷下降幅度分别达到8.2%和6.6%,统调用电量分别下降7.6%和1 O.2%。
3.发电设备累计平均利用小时下降幅度较大。
一季度,全国6000千瓦及以上电厂累计平均设备利用小时为1009小时,同比降低1 5 1小时。其中,水电60 1小时,增长44小时;火电11 Oo小时,同比降低1 86小时。
(二)电网输送情况
1.电网投资所占比重继续加大,特高压工程顺利投产运行。
一季度,全国电网建设完成投资472.34亿元,占全部电力投资的比重上升到5 1.26%,比2008年比重又提高1.2 1个百分点。一季度,全国新增220千伏及以上变电容量2602万千伏安,比上年同期多投产838万千伏安,投产主要集中在国网直属特高压(600万千伏安)和辽宁、河南等几个省份的220千伏工程;线路长度2832千米,比上年多投产l 338千米,投产主要集中在国网直属特高压(645千米)和江西、广东的500千伏工程o
2.跨区送电量保持快速增长。
一季度,全国跨区送电量完成1 89.45亿千瓦时,同比增长32.11%,增速比上年同期提高17.82个百分点,保持了快速增长。
3.区域内“西电东送"高速增长。
一季度,南方电网“西电东送"共完成233.85亿千瓦时,同比增长1 03.89%(1~2月、3月增速分别为1 34.25%和68.1 5%),增速比上年同期提高99.05个百分点,其中,西电送广东和送广西分别完成l 98.89亿千瓦时和34.96亿千瓦时,分别增长11 2.24%和66.63%。一季度,京津唐电网受电电量92.74亿千瓦时,同比增长11 6.68%,增速比上年同期提高11 6.74个百分点。其中,从山西电网受人电量2 1.6 1亿千瓦时,而上年同期未受人;从内蒙古电网受人59.80亿千瓦时,同比增长63.69%。京津唐电网从上年6月份开始向山东电网送电,今年一季度完成送电11.33亿千瓦时。
4.进出口电量双双下降。
一季度,电力进出口总量为40.08亿千瓦时,同比下降1 6.74%。进口龟量8.1 8亿千瓦时,同比下降43.14%。
(三)电力消费情况 ’
1.全社会用电量增速高位快速回落。
1~3月份,全国全社会用电量7809.90亿千瓦时,同比下降4.02%,增速比上年同期回落1 7.06个百分点。从近期分月走势来看,全社会用电量从2008年10月份开始出现大幅下滑,由9月份的6.2%下降到1 2月份的一8.3%l’1~2月份合计一5.2%,3月份回升到一2.O%(2008年3月当月的用电量增幅是一年来最高值),单月用电量已经连续三个月回升,而且3月份当月用电量也是去年1 O月以来的最高值。一季度,日均用电量86.78亿千瓦时,与2008年四季度日均用电量86.93亿千瓦时基本持平。可以说,发电量加速下滑的态势得到一定的遏制o
2.产业用电差异很大,第二产业依然低迷。
一季度,第一产业用电量1 74.60亿千瓦时(占全社会用电量的2.24%),同比增长5.1 2%,增幅下降4.08个百分点,其中,3月份同比增长6.73%,增幅比上月下降1 2.2个百分点;第二产业用电量5590.83亿千瓦时(占7 1.59%),同比下降8.2 1%,增幅回落20.04个百分点,其中,3月份同比下降4.56%,增幅比上月下降5.37个百分点;第三产业用电量920.5 8亿千瓦时(占11.79%),同比增长7.4_1%,增幅回落7.97个百分点,其中,3月份同比增长8.43%,增幅比上月回落1.36个百分点;城乡居民生活用电量11 23.89亿千瓦时(占1 4.39%),同比增长9.88%,增幅回落9.80个百分点,其中,3月份同比增长4.25%,增幅比上月回落11.49%个百分点。
3.工业用电所占比重大幅下降。
一季度,全国工业用电量5507.80亿千瓦时,同比下降8.3 8%,增速比上年同期降低20.11 7个百分点。工业用电量占全部用电量的70.52%,比上年同期降低3.58个百分点。一季度,工业用电持续下降500亿千瓦时,高于全社会用电量下降量327.11亿千瓦时。
4.重点行业用电增速大幅回落。
5.地区用电分化特点比较显著,3月份出现积极变化。
3月份,各省用电出现积极变化。全国共有北京、黑龙江、上海、安徽、江西、山东、湖北、湖南、海南、重庆、贵州、云南、新疆等1 3个省区全社会用电量实现正增长,是上年11月以来最好的一个月,与1 O月基本相当。3月份全国共有25个省份用电量增速高于1~2月份增速,表现出一定的复苏迹象,华东大部分省区恢复幅度较大。虽然全国大部分地区用电下滑的趋势没有改变,但是各个地区用电分化的特点却比较显著。
6.各区域最高用电负荷和统调用电量同比增速明显放缓,最高用电负荷增长率和统调用电量增长率基本相当。
一季度,全国主要电网统调最高用电负荷合计为42566万千瓦,同比下降O.79%;统调用电量为6808.05亿千瓦时,同比下降2.35%。全国主要电网统调最高用电负荷合计增长率比统调用电量增长率高1.56个百分点,供需形势较为缓和。
(四)电力生产及输送环节能源利用效率又有较大幅度提高
一季度,全国6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗为338克/千瓦时,比上年同期降低7克/千瓦时,结构调整效果非常明显。全国发电厂累计厂用电率5.85%,其中水电O.50%,火电6.52%。线路损失率4.94%,比上年同期下降O.53%个百分点。
(五)电力行业经营没有明显好转,电网企业首次出现整体亏损
电力行业利润增幅继续下降;火电行业经营略有好转;电力供应业经营状况恶化;可再生能源效益状况良好;主营成本增长明显放缓;行业企业负债率继续上升。
二、二季度及全年全国电力供需形势分析预测:
(一)电力供应能力分析:
1.装机容量及电网建设。2009年二季度及下半年,电力企业继续积极配合国家宏观调控政策和确保国家促进经济平稳发展各项措施在电力行业落实到位,特别是电网企业逐步加大电网投资尤其是城农网投资的力度。预计2009年全国电源投资和投产规模将在去年的高水平上继续回落,全年完成投资在3000亿元左右,上半年基建新增装机在3000万千瓦左右,全年基建新增装机在9000万千瓦左右,全年计划安排关停小火电机组1 300万千瓦;2009年底,全国发电装机容量在8.6亿千瓦左右,相对于电力需求,电力供应能力充足。电源结构调整力度加大,水电仍然处于投产高峰期;火电建设继续向着大容量、高参数、节水环保型方向发展,将有8台百万千瓦超超临界火电机组投产,80%以上为30万千瓦以上机组;风电建设规模继续扩大,投产规模将超过700万千瓦。
电网基本建设投资规模预计将进一步扩大到3500亿元左右,电网投资占全部电力建设投资规模的比重继续提高,电网电源发展更加协调。2009年,将重点发展中西部地区县级以上城市电网改造,服务西部经济和新农村建设;将继续推进皖电东送、川电东送、葛沪直流改造、西南水电送出、宁东和呼伦贝尔、锡盟煤电外送等工程。适时启动新疆联网工程,配套建设大型风电基地送出输变电工程。海南联网一期工程预计将在今年上半年投产,二期工程也将积极推进。
2.煤电价格分歧引起的深层次矛盾极有可能影响电力供需。
3.来水。一季度,全国部分地区来水总体比多年同期偏多,在地域分布上,总体呈现“西丰东枯"的特点。从目前情况看,上半年来水总体为平水水平,但近几年来水不均衡,极端天气频繁的特点可能更加突出,影响水电出力和水力调度。预计在水电装机保持较大投产规模的情况下,水电出力仍然会保持较高地增长,水电增速高于总体发电量增速。
(二)电力需求及供需形势预测
目前,电力需求仍然比较疲软,特别是3月中旬以来由于生产产品没有投入最终消费,导致企业生产又有所下降,发用电量也有缓慢下滑的苗头。根本来说,现阶段电力需求的走势主要还是看扩大投资和扩大内需各项措施的政策效果,同时要高度关注国际金融危机的演变对我国对外贸易的影响。总的来看,2009年外贸出口对经济增长的拉动很小;新开工和新增投资保持较快规模,并且逐步进入建设期将逐步释放出对大部分工业品的巨大需求,从而从根本上拉升去年以来一直疲软的工业生产,是电力需求回升的根本动力;国家扩大消费特别是“各种下乡政策”和更新换代需求可以确保我国第三产业需求稳定在一个比较高的水平上,与城乡居民生活用电一起是稳定电力需求的坚实基础。如果国际经济环境不进一步恶化,加上各项宏观调控政策措施作用基本显现,电力需求有望转人正增长,电力有望在各行各业中率先表现出复苏的迹象。预计上半年全社会用电量增速在一1%左右,全年全社会用电量增速恢复到5%左右。全年发电设备利用小时在4400小时左右,其中,火电在4600小时左右。
二季度以及下半年,全国电力供需形势将继续呈现供大于求态势,部分地区富裕容量较多。其中,华东、南方电网供需平衡,华北、华中、东北、西北电网电力富裕。受煤电矛盾、来水、气候等不确定性因素影响,以及个别发达地区存在的电网“卡脖子"问题依然存在,个别省份在电力负荷高峰时段仍可能存在少量电力供需缺口,需要进一步加强需求侧管理加以调节。
《报告》对当前电力供需一些问题提出如下建议:
(一)尽快扭转电力企业持续亏损问题,确保电力稳定运行。建议国家在迎峰度夏前,抓紧疏导煤电价格矛盾,理顺煤电价格关系,将电煤价格控制在合理水平,继续坚持煤电联动原则,缓解电力企业经营困难。要继续推进煤电联营,建设大型煤电基地,打造综合能源产业集团,提高电煤控制能力,减少电煤市场风险。对于国家扩内需、保增长的电力项目,要加快审批进度,确保项目早日开工;要研究落实农网建设国家资本金投入的政策。要着力解决火电上市公司政策性亏损问题,尽快恢复上市公司融资功能,通过稳定资本市场促进复苏。
(二)着力解决市场萎缩情况下的供需矛盾问题。建议国家尽快组织开展大用户直供试点,积极总结经验并逐步推广,要加强“三公"调度监督,解决大用户直供有关配套政策。要认真维护省间交易的良好秩序,严格执行各种省间送电合同。电网企业要密切跟踪各种扩大内需的项目,保障扩大内需项目的用电需求。要加大电网建设力度,解决配网卡脖子问题,提高服务能力和效率,努力增供促销。
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