报告|一季度全国电力供需形势分析预测

　　一季度火电新增装机创新高，设备利用率创近10年最低水平

　　从中电联刚刚发布的《2016年一季度全国电力供需形势分析预测报告》了解到，一季度我国主力电源火电新增装机1746万千瓦，创近年同期新高，使全国火电装机容量一举突破10亿千瓦。与此同时，火电发电量持续负增长，同比下降2.2%，设备利用小时同比降低108小时，已连续20个月同比降低，为近10年来同期最低水平。

　　这份报告显示，一季度，全社会用电量同比增长3.2%，增速同比提高2.4个百分点、比上年四季度提高3.7个百分点，用电形势有所好转。第三产业和城乡居民生活用电量快速增长。反映出国家结构调整和转型升级效果继续显现，拉动用电增长的主要动力从传统高耗能产业向服务业和生活用电转换，电力消费结构在不断调整。同时，一季度新增发电装机容量为历年同期最多，3月底全口径发电装机容量达到15.2亿千瓦左右、供应能力充足，全国电力供需总体宽松、部分地区过剩。

　　报告指出，一季度火电投资同比下降19.5%；新增装机1746万千瓦（其中煤电1363万千瓦），创近些年同期新高，局部地区火电装机过快增长、过剩压力进一步加剧。3月底全国6000千瓦及以上火电装机容量10.1亿千瓦（其中煤电8.4亿千瓦），比上年3月底增长9.3%。火电发电量持续负增长，同比下降2.2%；设备利用小时1006小时（其中煤电1054小时），同比降低108小时，已连续20个月同比降低，为近10年来的同期最低水平。受水电大发影响，浙江、广西、湖南、广东、福建、四川、云南和西藏火电设备利用小时均低于900小时，其中云南仅有279小时、比全国平均水平低728小时。

　　同时，一季度水电发电设备利用小时创近10年同期新高，并网风电、太阳能发电装机及发电量高速增长，风电设备利用小时同比降低。

　　这份报告预测上半年全社会用电量同比增长2%左右，全年电力消费增速高于2015年。全年新增装机超过1亿千瓦，预计年底发电装机容量将达到16.3亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机比重进一步提高至36%左右；全国电力供应能力总体富余、部分地区过剩。全年火电设备利用小时降至4000小时左右，加之燃煤发电上网电价下调、部分省份电力用户直接交易降价幅度较大，煤电企业生产效益被进一步压缩，发展面临更大的挑战。

　　2016年一季度全国电力供需形势分析预测报告

　　一季度，全社会用电量同比增长3.2%，增速同比提高2.4个百分点、比上年四季度提高3.7个百分点，用电形势有所好转。第三产业和城乡居民生活用电量快速增长，分别拉动全社会用电量增长1.5和1.6个百分点，所占全社会用电比重同比分别提高1.0和1.1个百分点；第二产业同比增长0.2%，其中四大高耗能行业用电量同比下降5.8%、比重降低2.7个百分点，合计下拉全社会用电量增速1.8个百分点，仍是第二产业及其工业用电量低速增长的最主要原因，反映出国家结构调整和转型升级效果继续显现，拉动用电增长的主要动力从传统高耗能产业向服务业和生活用电转换，电力消费结构在不断调整。一季度新增发电装机容量为历年同期最多，3月底全口径发电装机容量达到15.2亿千瓦左右、供应能力充足，非化石能源发电量延续快速增长，火电发电量持续负增长、设备利用小时继续下降。全国电力供需总体宽松、部分地区过剩。

　　（一）电力消费增速回升，用电形势有所好转

　　一季度全国全社会用电量1.35万亿千瓦时、同比增长3.2%，增速同比提高2.4个百分点、环比上年四季度提高3.7个百分点，用电形势有所好转。主要原因：一是今年以来经济运行总体平稳，尤其是3月份显现出积极变化，当月用电量增长5.6%，对一季度用电增长的贡献达到60%，高于往年同期平均值20个百分点左右。二是闰年因素（2月份多一天），拉高当季用电增速1.1个百分点。三是气温偏低因素。据气象部门监测，1、2月份全国平均气温分别比上年同期低2.2摄氏度和1.4摄氏度,对居民生活及第三产业用电有明显拉动作用。

　　3月份，全社会用电量同比增长5.6%，比1~2月份回升3.6个百分点。主要原因：一是工业生产以及外贸出口显现出积极变化。二是上年同期基数偏低（上年3月份增速为-2.2%）。三是少数省份高耗能行业用电增速在一季度的月度之间波动较大。

　　电力消费主要特点有：

　　一是第三产业及其各行业用电均实现快速增长。第三产业用电同比增长10.9%，第三产业内各行业用电量均实现较快增长。其中，信息传输计算机服务和软件业用电同比增长15.6%，延续近年来的快速增长势头；住宿和餐饮业用电增长8.3%，增速同比提高5.8个百分点，随着消费转向大众消费，用电形势明显好于前两年。

　　二是城乡居民生活用电量快速增长。

　　城乡居民生活用电同比增长10.8%，为2013年四季度以来的季度最高增速。1、2月份全国大部分地区气温偏低，促进了用电负荷及电量较快增长，其中东、中部地区受气温影响尤为突出。

　　三是第二产业及其工业用电量增速实现由负转正。第二产业及其工业用电量均同比增长0.2%，其中3月当月第二产业用电量同比增长4.3%，带动当季增速实现由负转正，扭转了上年以来季度增速持续负增长的态势。制造业用电量同比下降1.5%，其中建材、有色金属冶炼和黑色金属冶炼行业用电量同比分别下降4.7%、5.7%、14.0%，是导致第二产业及其工业用电低速增长、制造业用电负增长的主要原因，若扣除这三个行业，则第二产业及其工业、制造业用电量同比分别增长4.5%、4.7%和4.5%。

　　四是电力消费增长动力持续转换、消费结构继续调整。从用电增长动力看，第三产业和城乡居民生活用电量快速增长，分别拉动全社会用电量增长1.5和1.6个百分点，而第二产业持续低速增长，其中四大高耗能行业用电量继续下降、下拉全社会用电量增速1.8个百分点，反映出当前拉动用电增长的主要动力从传统高耗能行业继续向服务业和生活用电转换。从电力消费结构看，一、二、三产及城乡居民生活用电量占全社会用电量的比重分别为1.4%、68.7%、14.3%和15.6%。与上年同期相比，第三产业和城乡居民生活用电量比重分别提高1.0和1.1个百分点，而第二产业比重降低2.1个百分点，其中四大高耗能行业比重降低2.7个百分点，反映出国家结构调整和转型升级效果持续显现。

　　五是各地区用电均实现正增长，西部地区用电增速同比回落。东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长4.1%、4.7%、1.0%和1.5%，增速同比分别提高2.8、5.5、-0.9和3.5个百分点。其中，东部地区拉动全国全社会用电量增长2.0个百分点，是全国用电增长的主要稳定力量；中部地区在各地区中增速提高幅度最大，除了经济平稳增长外，上年同期基数偏低（上年同期增速为-0.8%）以及高耗能行业用电降幅收窄是主要原因；西部地区是唯一用电增速回落的地区，该地区高耗能产业比重偏大、且高耗能行业用电增速同比回落幅度较大是主要原因，全国用电负增长的5个省份中有4个属于西部地区；东北地区受上年持续负增长导致基数偏低影响，今年以来用电形势总体好于上年，扭转了持续负增长的态势，但增速低于全国平均水平。

　　（二）发电装机快速增长、电力供应能力总体富余，非化石能源发电延续快速增长，火电设备利用小时继续降低

　　一季度，全国主要电力企业合计完成投资同比增长14.2%，其中电源投资同比下降14.9%，电网投资同比增长40.8%。基建新增发电装机2815万千瓦，是历年同期新增装机最多的一年、比上年同期多投产1008万千瓦，其中新增非化石能源发电装机1084万千瓦。3月底全国6000千瓦及以上电厂装机为14.9亿千瓦、同比增长11.7%，远超同期全国电力消费增速,全口径发电装机容量达到15.2亿千瓦左右。一季度全国规模以上电厂发电量1.36万亿千瓦时、同比增长1.8%；全国发电设备利用小时886小时、同比降低74小时。

　　电力供应主要特点有：

　　一是火电新增装机规模创近些年同期新高，发电设备利用小时同比继续降低。火电投资同比下降19.5%；新增装机1746万千瓦（其中煤电1363万千瓦），创近些年同期新高，局部地区火电装机过快增长、过剩压力进一步加剧。3月底全国6000千瓦及以上火电装机容量10.1亿千瓦（其中煤电8.4亿千瓦），比上年3月底增长9.3%。火电发电量持续负增长，同比下降2.2%；设备利用小时1006小时（其中煤电1054小时），同比降低108小时，已连续20个月同比降低，为近十年来的同期最低水平。受水电大发影响，浙江、广西、湖南、广东、福建、四川、云南和西藏火电设备利用小时均低于900小时，其中云南仅有279小时、比全国平均水平低728小时。

　　二是水电发电设备利用小时创近十年同期新高。水电投资同比下降20.5%，已连续4年下降；新增水电装机159万千瓦。3月底全国6000千瓦及以上水电装机2.8亿千瓦，比上年3月底增长5.0%。全国规模以上电厂水电发电量同比增长17.5%，设备利用小时691小时、同比增加82小时，为近十年来同期最高水平。水电装机容量超过500万千瓦的省份中，福建、广西、湖南、贵州和四川水电设备利用小时分别达到1180、976、933、820和769小时。

　　三是并网风电、太阳能发电装机及发电量高速增长，风电设备利用小时同比降低。风电投资下降27.9%，3月底全国并网风电装机1.34亿千瓦，比上年3月底增长33%，其中内蒙古和新疆分别达到2453和1691万千瓦；发电量增长21.0%，设备利用小时422小时、同比减少61小时，并网风电装机容量超过500万千瓦的11个省份中有10个省份利用小时同比降低。3月底全国并网太阳能发电装机容量5000万千瓦左右，其中甘肃、新疆、青海和内蒙古超过500万千瓦。

　　四是核电装机及发电量高速增长。核电投资同比下降5.7%，已连续4年下降。3月底全国核电装机容量2814万千瓦，比上年3月底增长33.7%。一季度发电量同比增长33.4%，设备利用小时1646小时、同比增加7小时。

　　五是跨区、跨省送电增速均同比提高。跨区、跨省送电量分别增长4.8%和3.6%，增速同比分别提高3.5和6.3个百分点。其中，西北受哈(密)郑(州)±800千伏特高压直流工程送出增长47.3%影响，外送电量增长9.8%；华中由于水电送华东增长97.1%，外送电量增长33.1%。南方电网区域西电东送电量同比增长5.5%。

　　六是电煤供应宽松，发电用天然气供应总体平稳。电煤供需总体宽松，煤炭价格稳中略升。受气温偏低以及上年底气价下调刺激需求等因素影响，全国天然气消费需求回升，绝大部分地区天然气发电供气总体有保障。

　　（三）全国电力供需总体宽松、部分地区过剩华

　　北区域电力供需总体平衡，华中、华东和南方区域供需总体宽松、部分省份供应能力富余，东北和西北区域电力供应能力过剩。

　　后三季度全国电力供需形势预测

　　展望后三季度，预计上半年全社会用电量同比增长2%左右，全年电力消费增速高于2015年。全年新增装机超过1亿千瓦，预计年底发电装机容量将达到16.3亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机比重进一步提高至36%左右；全国电力供应能力总体富余、部分地区过剩。全年火电设备利用小时降至4000小时左右，加之燃煤发电上网电价下调、部分省份电力用户直接交易降价幅度较大，煤电企业生产效益被进一步压缩，发展面临更大的挑战。

　　（一）全年电力消费增速高于2015年

　　综合考虑宏观经济形势、气温及基数、工商业用电价格下调、电力用户直接交易降低用户生产成本、电能替代等因素，预计2016年电力消费情况总体好于2015年。考虑到上年二季度较一季度基数有所上升等因素，预计上半年全社会用电量同比增长2%左右。全年增速仍维持年初的判断，在考虑常年气温水平的情况下，预计全年全社会用电量同比增长1%~2%（如果气温波动较大，其对全社会用电量增幅的影响程度可能达到1个百分点左右），后续需密切关注主要经济指标及电力消费走势。

　　（二）新增发电装机仍保持较大规模，非化石能源发电装机比重进一步提高

　　预计全年新增发电装机超过1亿千瓦，其中非化石能源发电装机超过5500万千瓦。预计年底全国发电装机容量16.3亿千瓦、同比增长7.0%左右，其中非化石能源发电5.9亿千瓦、占总装机比重36%左右。

　　（三）全国电力供应能力总体富余、部分地区过剩

　　预计东北和西北区域电力供应能力过剩较多，华北区域电力供需总体平衡，华中、华东和南方区域电力供需总体宽松、多个省份富余。按照全社会用电量增速1%~2%的中值测算，预计全年发电设备利用小时3700小时左右，其中火电设备利用小时将降至4000小时左右。

　　有关建议

　　严控煤电新开工规模，地方政府及发电企业应有序规划和建设煤电项目，科学确定和严格控制煤电新开工规模，避免进一步加剧煤电产能过剩；坚持集中与分布式相结合的原则发展新能源，在具有消纳能力的地区继续推进风电、光伏发电发展，积极推动中东部地区分散式、分布式新能源开发，实现低压并网就地消纳；加快推进城乡配网及农网升级改造，促进新能源就地消纳、提高电能替代比重。坚持输出与就地消纳并重，加快建立辅助服务市场、提高系统综合调峰能力，着力解决“弃水”“弃风”“弃光”问题。积极稳妥、统筹推进电力用户直接交易，完善市场交易规则并加强市场秩序监管。

　　（一）严控煤电新开工规模，坚持集中与分布式相结合的原则发展新能源，加快推进城乡配网及农网升级改造，促进电力行业科学发展

　　一是严控煤电新开工规模。地方政府及发电企业应认真贯彻落实国家发改委、国家能源局《关于促进我国煤电有序发展的通知》文件要求，密切关注煤电规划建设风险预警提示，有序规划和建设煤电项目，科学确定和严格控制煤电新开工规模，避免进一步加剧煤电产能过剩。二是坚持集中与分布式相结合的原则发展新能源。在具有消纳能力的地区继续推进风电、光伏发电发展，积极推动中东部地区分散式、分布式新能源开发，实现低压并网就地消纳；有关部门及地方在分布式发电的电价、融资、并网、建筑屋顶物权等方面加大政策扶持和创新力度；调动各方面的积极性，鼓励大型发电企业积极参与分布式发电开发。三是加快推进城乡配电网及农网升级改造，促进新能源就地消纳、提高电能替代比重。各级政府及相关企业要认真贯彻落实国务院关于实施新一轮农网改造升级工程电视电话会议精神，以及国家发展改革委《关于加快配电网建设改造的指导意见》、国家能源局《配电网建设改造行动计划(2015～2020年)》等文件要求，加快编制并落实相关专项规划及政策措施，实现配电网布局优化，满足分布式能源及电动汽车快速发展的接入要求，促进新能源就地消纳、提高电能替代比重，并为智慧化用电发展提供保障。

　　（二）坚持输出与就地消纳并重，加快建立辅助服务市场、提高系统综合调峰能力，着力解决“弃水”“弃风”“弃光”问题

　　一是扩大可再生能源在更大范围内平衡消纳能力。提高已投运的跨省区输电通道利用效率；结合规划加快跨省区输电工程特别是水电、风电外送通道建设。二是千方百计提高可再生能源发电就近消纳能力。认真落实国家发改委《关于开展可再生能源就近消纳试点的通知》（发改办运行[2015]2554号），鼓励风电、光伏发电企业参与电力直接交易，推进可再生能源与火电发电权交易置换，以及可再生能源替代燃煤自备电厂发电，积极推广电采暖等多种形式的电能替代。三是加快建立辅助服务市场，提高系统综合调峰能力。加快调峰等辅助服务市场建设，在建立相应市场激励机制的基础上加快将部分有条件的煤电机组改造为深度调峰机组，鼓励热电联产、自备电厂积极参与调峰，充分发挥抽水蓄能机组和储能设备的快速调峰能力，着力提高电网的可再生能源消纳能力。四是推广实行峰谷分时电价、完善阶梯电价制度。针对居民等电力用户实行峰谷分时电价等需求侧管理，并适当加大峰谷电价差，提高低谷时段电网负荷水平，促进低谷电能消费；在当前电力消费需求放缓、电力供应能力总体富余的形势下，完善阶梯电价制度，促进电能消费并提高电能替代规模，提升电能占终端能源消费比重。

　　（三）积极稳妥、统筹推进电力用户直接交易，完善市场交易规则并加强市场秩序监管

　　一是积极稳妥，统筹推进。各地应遵循我国市场化改革的整体部署，结合本地自身实际，积极稳妥，统筹推进电力用户直接交易；直接交易推进过程中，既要满足国家有关直接交易电量比例放开的进度安排，也要避免推进过快但相关规则尚未健全而出现的不规范竞价；尚未启动直接交易试点的地区要积极探索并尽快启动，为明后年进一步扩大直接交易比例做好准备。二是完善市场交易规则，着力培育各类市场主体。严格遵循电力体制改革9号文和国家有关改革配套文件精神，尽快建立并完善电力直接交易相关交易规则；坚持市场为主、政府引导为辅的原则，厘清政府职责与市场边界；积极探索交易方式，着力规范电力市场主体的准入管理、培育各类市场主体，规范交易双方的交易行为，推动电力市场体系建设。三是加强市场秩序监管。国家有关部门密切跟踪、加强电力用户直接交易监管，对地方政府直接指定交易对象、电量、电价等非市场行为及时纠正，禁止不符合国家产业政策的企业参与直接交易；切实加强直接交易合同约束力，保证交易双方的履约意识，杜绝用户实际用电量与合同电量存在较大偏差、长期拖欠巨额电费等行为，维护市场秩序。