三是水电和太阳能发电量快速增长。上半年,全国规模以上工业发电量同比增长5.2%,其中,规模以上电厂太阳能发电、水电、风电、火电、核电发电量同比分别增长27.1%、21.4%、6.9%、1.7%和0.1%。二季度,受降水同比增加以及上年同期低基数因素拉动,4、5、6月水电发电量同比分别增长21.0%、38.6%、44.5%。上半年,全口径非化石能源发电量同比增加2935亿千瓦时,占同期全社会用电量同比增量的84.2%。
四是水电发电设备利用小时同比提高,其他类型发电设备利用小时均同比下降。上半年,全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时1666小时,同比降低71小时。分类型看,水电1477小时,同比提高238小时。火电2099小时,同比降低43小时;其中,煤电2203小时,同比降低41小时;气电1084小时,同比降低53小时。核电3715小时,同比降低55小时。并网风电1134小时,同比降低103小时。并网太阳能发电626小时,同比降低32小时。
五是跨区、跨省输送电量二季度增速明显上升。上半年,全国完成跨区输送电量3905亿千瓦时,同比增长9.7%,其中一、二季度同比分别增长3.7%、16.4%。二季度来水明显好转,西南地区水电发电量大幅增加,西南外送电量增速从一季度的同比下降16.1%上升至二季度同比增长72.8%。上半年,全国完成跨省输送电量8805亿千瓦时,同比增长6.0%,其中一、二季度同比分别增长4.8%、7.2%;内蒙古、山西、云南、四川、新疆上半年输出电量规模超过500亿千瓦时。
(三)全国电力供需情况
上半年全国电力供需总体平衡。上半年,电力行业企业全力以赴抓好保电保暖保供工作,全国电力系统安全稳定运行。1月部分时段全国出现大范围寒潮天气,多地出现大幅降温,用电负荷快速增长,华北、华东、南方等地区部分省份在用电高峰时段电力供应偏紧,通过源网荷储协同发力,守牢了民生用电安全底线。蒙西电网用电负荷快速增长,电力供需形势持续偏紧,通过加强省间互济、采取需求侧管理等措施,大幅缓解了全网供电紧张局面。
二、全国电力供需形势预测
(一)电力消费预测
预计2024年全年用电量同比增长6.5%左右,最高用电负荷比2023年增加1亿千瓦左右。气象部门最新预判今年夏季我国大部地区气温偏高,根据不同预测方法对全社会用电量预测结果,综合判断,预计2024年全年全社会用电量9.82万亿千瓦时,同比增长6.5%左右。受2023年下半年基数较高(2023年下半年全社会用电量同比增长8.2%,比2023年上半年增速提高3.2个百分点)等因素影响,下半年全社会用电量同比增长5%左右。预计全国统调最高用电负荷14.5亿千瓦左右,比2023年增加1亿千瓦。
(二)电力供应预测
预计2024年并网风电和太阳能发电合计新增装机规模达到3亿千瓦左右,累计装机占比将首次超过40%。在国家“双碳”目标下,电力行业大力投资发展新能源。预计2024年全年新增发电装机规模与2023年基本相当,其中并网风电和太阳能发电合计新增装机规模达到3亿千瓦左右。2024年底,全国发电装机容量预计达到33亿千瓦左右,同比增长13%。非化石能源发电装机19亿千瓦左右,占总装机的比重上升至57.5%;其中并网风电和太阳能发电合计装机容量达到13.5亿千瓦左右,占总装机比重将首次超过40%,部分地区新能源消纳压力凸显、利用率将明显下降。火电14.6亿千瓦,其中煤电12亿千瓦,占总装机比重降至37%以下。
(三)电力供需形势预测
预计2024年迎峰度夏期间全国电力供需形势总体紧平衡。综合考虑需求增长、电源投产以及一次能源情况,预计今年迎峰度夏期间全国电力供需形势总体紧平衡,蒙西、江苏、浙江、安徽、河南、江西、四川、重庆、广东、云南等部分省级电网电力供需形势偏紧。
注释:
1.各项统计数据均未包括香港特别行政区、澳门特别行政区和台湾省。部分数据因四舍五入的原因,存在总计与分项合计不等的情况。
2.两年平均增速是以2021年同期值为基数,采用几何平均方法计算。
3.规模以上电厂发电量统计范围为年主营业务收入2000万元及以上的电厂发电量,数据来源于国家统计局。
4.四大高载能行业包括:化学原料和化学制品制造业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼和压延加工业、有色金属冶炼和压延加工业4个行业。
5.高技术及装备制造业包括:医药制造业、金属制品业、通用设备制造业、专用设备制造业、汽车制造业、铁路/船舶/航空航天和其他运输设备制造业、电气机械和器材制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业、仪器仪表制造业9个行业。
6.消费品制造业包括:农副食品加工业、食品制造业、酒/饮料及精制茶制造业、烟草制品业、纺织业、纺织服装/服饰业、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋业、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品业、家具制造业、造纸和纸制品业、印刷和记录媒介复制业、文教/工美/体育和娱乐用品制造业12个行业。
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