2016年前三季度全國電力供需形勢分析預測報告
日期：2016-11-04 閱讀數：
前三季度，全社會用電量同比增長4.5%，增速同比提高3.7個百分點，其中三季度同比增長7.8%。第三產業用電量同比增長11.5%，持續保持較高增速，顯示出我國經濟增長中服務業消費的拉動作用突出；城鄉居民生活用電量同比增長11.6%，其中三季度增長18.4%，創10年來季度增速新高，主要是受1961年以來最高溫天氣影響；第二產業用電量同比增長2.0%，增速同比提高2.9個百分點。受房地產和汽車市場回暖的影響較為明顯，制造業用電量同比增長1.1%，各季度增速分別為-1.5%、0.7%和3.8%，呈逐季回升態勢，其中化工、建材、鋼鐵冶煉、有色金屬四大高耗能行業合計用電量同比下降1.9%，除此之外的其他制造業均保持一定增長水平，新興技術行業及大眾消費品業增長勢頭較好，反映出當前產業結構調整和轉型升級效果繼續顯現，電力消費結構在不斷調整。截至9月底，全國6000千瓦及以上電廠發電裝機容量15.5億千瓦，同比增長10.8%，超過同期全社會用電量增速6.3個百分點，局部地區電力供應能力過剩問題進一步加劇；非化石能源發電量延續快速增長，三季度電力消費明顯回升，9月份火電發電量累計增速由負轉正。全國電力供需總體寬松、部分地區相對過剩，電煤供需形勢從寬松逐步轉為偏緊、部分地區緊張。
預計四季度全社會用電量增速將比三季度有所回落，全年全社會用電量同比增長4.5%左右，氣溫因素拉高全年增速2個百分點左右。預計全年新增裝機1.2億千瓦左右，其中非化石能源發電新增7000萬千瓦，年底全國發電裝機容量16.4億千瓦左右，非化石能源發電裝機比重將進一步提高至36.5%左右。全國電力供應能力總體富余、部分地區相對過剩,迎峰度冬期間部分地區電煤供應可能出現偏緊甚至緊張局面。預計全年火電設備利用小時降至4150小時左右，加之燃煤發電上網電價下調、部分省份電力用戶直接交易降價幅度較大、電煤價格急劇上漲，煤電企業效益被嚴重壓縮，部分大型發電集團煤電已出現整體虧損，企業生產經營正面臨嚴峻困難與挑戰。
一、前三季度全國電力供需狀況
（一）電力消費增速同比提高，三季度全社會用電量較快增長
前三季度全國全社會用電量4.39萬億千瓦時、同比增長4.5%，增速同比提高3.7個百分點。分季度看，一、二、三季度全社會用電量同比分別增長3.2%（扣除閏年因素增長2.1%）、2.1%、7.8%，三季度增速明顯提高，其中，7、8、9月份增速分別為8.2%、8.3%和6.9%。
三季度增速明顯提高的主要原因：一是高溫天氣因素。根據氣象部門監測數據，三季度全國平均氣溫為1961年以來歷史同期最高值，高溫天氣顯著拉高了用電負荷及電量增長。二是上年同期基數偏低。受宏觀經濟尤其是工業生產明顯下滑，以及氣溫偏低因素影響，上年三季度全社會用電量僅增長0.1%、增速環比回落1.6個百分點，基數偏低拉高了今年三季度增速。三是實體經濟運行顯現出穩中趨好跡象。三季度制造業用電量同比增長3.8%，明顯高于一、二季度，與8、9月制造業PMI、工業增加值增速、工業企業利潤增速等主要指標表現情況總體相匹配。
電力消費主要特點有：
一是三季度城鄉居民生活用電量增速創10年來新高。前三季度城鄉居民生活用電同比增長11.6%，增速同比提高7.0個百分點。其中，三季度增速為18.4%，超過2013年同期全國大范圍極端高溫天氣時的用電增長水平。
二是第三產業及其各行業用電快速增長。與第三產業增加值保持較快增長相對應，第三產業用電量同比增長11.5%。其中，三季度增長15.3%，為2011年二季度以來的季度最高增長水平。分行業看，信息傳輸計算機服務和軟件業用電同比增長15.3%，延續近年來的快速增長勢頭；金融、房地產、商務及居民服務業用電增長12.7%；交通運輸、倉儲、郵政業用電增長10.7%；商業、住宿和餐飲業用電增長10.0%。
三是第二產業及其制造業用電增速逐季上升，產業結構調整和轉型升級效果持續顯現。第二產業及其工業用電量同比分別增長2.0%和1.9%，增速同比均提高2.9個百分點；制造業用電量同比增長1.1%，各季度增速分別為-1.5%、0.7%和3.8%，呈逐季回升態勢。四大高耗能行業（化學原料及化學制品制造業、非金屬礦物制品業、黑色金屬冶煉及壓延加工業、有色金屬冶煉及壓延加工業）合計用電量同比下降1.9%，其中，一、二、三季度增速分別為-5.8%、-1.1%、0.8%。在房地產和汽車市場回暖等因素作用下，二季度以來非金屬礦物制品業、黑色和有色金屬冶煉及壓延加工業等重要生產資料價格總體波動上升，市場預期好轉，其主要產品產量增速逐步提高，帶動用電增速明顯回升，也帶動第二產業及其制造業用電增速逐季提高。
前三季度，在20個制造業行業中，除黑色和有色金屬冶煉及壓延加工業兩個高耗能行業用電負增長外，其余制造業行業均實現正增長，且除四大高耗能行業及紡織業（1.9%）以外的其他15個行業用電增速均超過2%，其中，交通運輸電氣電子設備制造業、醫藥制造業、化學纖維制造業、工藝品及其他制造業、文體用品制造業等10個行業用電增速均超過5%。可見，除高耗能行業以外的其他制造業保持一定增長水平，其中新興技術行業及大眾消費品業增長勢頭較好，反映出當前產業結構調整和轉型升級效果繼續顯現。
四是電力消費增長動力持續轉換、消費結構繼續調整。從用電增長動力看，第二產業、第三產業和城鄉居民生活用電量分別拉動全社會用電量增長1.4、1.5和1.5個百分點。其中，第二產業中的四大高耗能行業下拉全社會用電增速0.6個百分點，當前全社會用電量增長的主要動力從前些年的傳統高耗能行業持續向服務業、生活用電以及新興技術行業轉換。從電力消費結構看，第三產業和城鄉居民生活用電量比重同比均提高0.9個百分點，而第二產業比重降低1.8個百分點，其中四大高耗能行業比重降低1.9個百分點，第二產業用電比重的下降全部來自于高耗能行業比重的下降。
五是各地區用電均實現正增長，東、中部地區增速領先。東、中、西部和東北地區全社會用電量同比分別增長5.5%、5.5%、2.6%和1.4%，增速同比分別提高4.7、5.2、0.7和3.2個百分點。總體來看，東、中部地區用電形勢相對較好，是今年全國用電量增長的主要穩定力量，分別拉動全國全社會用電量增長2.7和1.0個百分點，西部地區拉動0.7個百分點，東北地區拉動0.1個百分點。
（二）發電裝機容量快速增長，電力供應能力總體富余
前三季度，全國主要電力企業合計完成投資同比增長12.4%。其中，電網投資增長31.6%，主要是電網公司貫徹落實國家相關文件精神，加大了城鄉配網及農網升級改造力度，全國110千伏及以下電網投資同比增長51.5%；電源投資同比下降10.9%，除太陽能發電外的其余各大類型電源投資均同比下降。
前三季度，全國基建新增發電裝機7270萬千瓦、同比少投產159萬千瓦，其中新增非化石能源發電裝機4408萬千瓦。截至9月底，全國6000千瓦及以上電廠裝機容量15.5億千瓦、同比增長10.8%，超過同期全社會用電量增速6.3個百分點。前三季度，全國規模以上電廠發電量4.37萬億千瓦時、同比增長3.4%。發電設備利用小時2818小時、同比降低179小時。
電力供應主要特點有：
一是火電新增裝機規模同比減少，發電設備利用小時同比繼續降低。今年國家出臺了促進燃煤發電（以下簡稱煤電）有序發展相關政策，前三季度火電完成投資同比下降8.4%，降幅逐季擴大；火電新增裝機2901萬千瓦（其中煤電2266萬千瓦）、同比少投產1054萬千瓦，國家控制煤電建設的相關政策效果有所顯現。9月底全國6000千瓦及以上火電裝機容量10.3億千瓦、同比增長7.3%。全國規模以上電廠火電發電量同比增長0.8%，9月份，受電力消費較快增長以及水電發電量大幅下降等影響，當月火電發電量同比增長12.2%，拉動今年以來火電發電量累計增速首次實現正增長；設備利用小時3071小時（煤電3166小時）、同比降低213小時，為近些年來同期最低水平，廣西、四川、云南和西藏不足2000小時，其中云南僅872小時。
二是水電發電量較快增長，發電設備利用小時同比增加。水電投資同比下降20.5%，已連續4年下降；新增水電裝機788萬千瓦，其中抽水蓄能電站239萬千瓦。截至9月底，全國6000千瓦及以上水電裝機2.8億千瓦，同比增長3.9%。全國規模以上電廠水電發電量同比增長8.6%，受來水形勢變化等因素影響，前三季度全國水電生產呈現前高后低的特征，9月份發電量同比下降11.4%；設備利用小時2766小時、同比增加127小時。
三是并網風電裝機容量及發電量快速增長，設備利用小時降幅略有收窄。風電投資下降29.2%；截至9月底，全國并網風電裝機1.4億千瓦、同比增長28.0%；全國6000千瓦及以上電廠風電發電量增長26.8%，設備利用小時1251小時、同比降低66小時，降幅較上半年收窄19小時，吉林、新疆和甘肅等省份設備利用小時低于1000小時，其中甘肅僅870小時。與上年同期相比，新疆、寧夏和甘肅風電設備利用小時同比分別降低388、358、105小時。“三北”地區部分省份棄風情況仍然較為嚴重。
四是并網太陽能發電裝機容量翻倍增長，太陽能發電設備利用小時降幅擴大。受光伏發電上網電價限期下調政策影響，一大批太陽能發電項目集中投產，太陽能發電裝機新投產2254萬千瓦、同比增加1571萬千瓦，截至9月底全國并網太陽能發電裝機容量7075萬千瓦（其中絕大部分為光伏發電），同比增長超一倍。前三季度，全國6000千瓦及以上電廠并網太陽能發電量460億千瓦時、同比增長63.4%；全國并網太陽能發電設備利用小時889小時、同比降低107小時，寧夏、新疆和青海降幅超過100小時。西北地區部分省份棄光情況較為突出。
五是核電裝機及發電量快速增長，核電設備利用小時持續下降。核電投資同比下降1.4%；核電新投產5臺機組、503萬千瓦。截至9月底，全國核電裝機容量3135萬千瓦、同比增長29.9%，發電量同比增長22.4%；設備利用小時5235小時、同比降低290小時，降幅比上半年擴大181小時。與上年同期相比，除廣東外的其余省份設備利用小時降幅均超過250小時。其中，福建、遼寧分別降低645、780小時,主要原因是近兩年用電增長放緩而裝機容量快速增長，尤其是多臺核電機組陸續投產導致部分核電機組降負荷運行甚至停機備用。
六是跨區、跨省送電實現一定增長。受電網公司加大華中和南方水電以及西北風電外送消納等影響，跨區送電量增長5.6%。跨省輸出電量增長4.4%，南方電網區域西電東送電量同比增長6.2%。
七是全國電煤供需形勢由寬松轉為偏緊、電煤價格急劇上升，發電用天然氣供應總體平穩。前三季度，全國煤炭市場需求低迷，但受煤炭去產能控產量影響，煤炭產量降幅明顯超過消費量降幅，導致電煤供需失衡，煤炭庫存下降，同時，煤炭運輸環節受阻，全國電煤供需形勢從寬松逐步轉為偏緊、部分地區緊張,電煤價格急劇上升，加劇煤電企業經營困難局面。一季度，全國天然氣需求明顯回升，個別地區部分時段天然氣發電供氣受到一定影響；二、三季度，進入天然氣消費淡季，需求明顯回落，天然氣發電供氣總體有保障。
（三）全國電力供需總體寬松、部分地區相對過剩
華北、華東區域電力供需總體平衡，華中、南方區域供需總體寬松，東北和西北區域電力供應能力過剩。
二、四季度及全年全國電力供需形勢預測
（一）四季度全社會用電量增速環比回落，全年增速高于上年
四季度，預計氣溫因素對用電的影響比三季度有所減弱，預計全社會用電量增速將比三季度有所回落；預計全年全社會用電量同比增長4.5%左右，其中氣溫因素拉高全年增速2個百分點左右、明顯超過預期，也導致全年用電增速明顯超過預期。
（二）火電新增裝機少于上年，非化石能源占比進一步提高
預計全年全國基建新增發電裝機1.2億千瓦左右，其中非化石能源發電裝機7000萬千瓦左右，火電5000萬千瓦、比上年減少1600萬千瓦左右。預計2016年底全國發電裝機容量將達到16.4億千瓦，其中，非化石能源發電6.0億千瓦、占總裝機比重將上升至36.5%左右。
（三）電力供需的外部影響因素諸多，不確定性增加
一是迎峰度冬期間部分地區電煤供應將可能偏緊甚至緊張，個別地區部分時段天然氣發電供氣預計將受到一定影響。二是電煤價格急劇上漲，加劇發電企業經營困難局面, 將可能影響到電力熱力供應。三是氣象部門初步預計迎峰度冬期間我國氣溫呈北冷南暖的特征，低溫天氣將加劇吉林等東北地區電煤供需緊張局面。四是全國水電廠蓄能值同比減少，結合氣象部門預測今冬全國大部地區降水以偏少為主的初步判斷，預計四季度全國水電生產形勢總體不容樂觀。
（四）全國電力供應能力總體富余，部分地區相對過剩
預計四季度全國電力供應能力總體富余、部分地區相對過剩。其中，東北、西北區域電力供應能力過剩，華北區域電力供需總體平衡，華中、華東區域電力供需總體寬松，南方區域電力供需總體寬松，其中貴州因電煤緊張以及來水偏枯導致電力供需偏緊。預計全年發電設備利用小時3800小時左右，其中火電設備利用小時將降至4150小時左右。
三、有關建議
（一）堅持多措并舉，保障電煤市場穩定供應
隨著一系列煤炭去產能政策的相繼落實，煤炭供給側結構性改革取得了一定成效，但也出現了電煤價格急劇上漲、部分地區電煤供應緊張等新情況，應密切關注出現的新形勢、新問題，及時采取有效措施，避免煤炭市場大起大落反復出現。一是督促各地嚴格貫徹落實《關于適度增加部分先進產能投放保障今冬明春煤炭穩定供應的通知》（發改電〔2016〕605號）等文件要求。盡快加大釋放安全高效先進煤礦產量，加快回補各環節煤炭庫存，滿足冬儲煤的實際需要，以保障電煤穩定供應，并盡快抑制煤價上漲趨勢。二是協調解決好煤炭運輸環節問題。國家有關政府部門及單位積極協調鐵路運輸部門，保障電煤運力，尤其及時向華中等遠距離跨區調運的電煤低庫存地區增調鐵路運力，確保電廠庫存的有效提升，特別是迎峰度冬、迎峰度夏、全國“兩會”等關鍵時期和重要節假日的電煤供應和運輸。三是鼓勵煤炭企業與發電企業簽訂中長期合同。促進煤電雙方形成“利益共享，風險共擔”的長期良性合作機制，規避因電煤市場價格大起大落給煤、電雙方經營帶來的風險；加大對煤、電雙方履行中長期合同的事中事后監管，建立煤炭購銷誠信保障監督體系，提高合同兌現率。四是逐步培養合理有效的市場機制。盡快制定并完善各項長效措施，科學統籌當期問題與長遠發展，保障市場穩定，避免因煤炭產量和價格大起大落沖擊相關產業及經濟發展，實現上下游各行業的多贏發展。
（二）統籌推進電力改革與行業發展，避免行業風險聚集
當前電力行業特別是發電企業正處于市場需求增長放緩、電力交易價格下降、燃料成本大幅上漲、節能減排改造任務繁重、產能過剩風險加劇等多重矛盾交織疊加的特殊時期，企業面臨嚴峻的經營壓力和困境，急需統籌電力改革與行業發展、經營各項工作，積極穩妥推動改革政策落實。一是要統籌協調電力體制改革、國企改革、國有資產監督管理體制改革等多重改革與行業發展，完善相關調控政策。充分考慮改革對象的承受能力，堅持在保證行業企業運行在合理區間和健康發展的大前提下，推進行業改革和產業調控，避免各類不利因素疊加影響造成的風險快速聚集，引發企業大面積經營困難。二是加強政府對電力市場改革的指導和監督，推進電力市場公平、有序競爭。建議中央政府有關部門密切關注改革中出現的新情況、新趨勢，進一步規范電力市場化改革秩序，營造公平公開、競爭有序的電力市場環境，加強對各省級電力市場交易的指導和監管，及時糾正地方保護性的不合理政策；堅持市場為主、政府引導為輔的原則，避免政府對電力交易具體過程的過多干預。三是推動電力交易價格形成機制的建立和完善。完善電力市場交易機制，避免人為設計嚴重供需不平衡的電力交易市場等不規范行為，建立交易價格信息統計發布平臺，逐步形成合理的價格形成機制，使價格信號真正反映市場供需。四是健全電力市場主體信用體系。健全守信激勵和失信懲戒機制，加強對電力市場主體的監督和懲戒，規范電力市場交易秩序，防范惡性競爭；切實加強直接交易合同約束力，保證交易雙方的履約意識，杜絕用戶實際用電量與合同電量存在較大偏差、長期拖欠巨額電費等行為，維護市場秩序。
（三）堅持輸出與就地消納并重，推進市場機制化解清潔能源棄能問題
近年來我國可再生能源發電的迅速發展顯著促進了能源結構的優化調整，但在電力消費市場放緩的大背景下，新能源發展過于集中和速度過快、電源電網發展不協調等矛盾，嚴重制約了新能源發電的健康可持續發展，需統籌協調相關部門和企業，標本兼顧，從行業全局妥善解決好棄能問題。一是提高可再生能源在更大范圍內的平衡消納能力。采取有效措施，加強送受端、區域間的協調，充分利用現有跨省（區）輸電通道，結合規劃加快跨省（區）輸電工程，特別是可再生能源基地外送通道建設，確保現有可再生能源過剩能力得到更大范圍消納、新增發電能力能及時送出。二是提高可再生能源發電就近消納能力。充分發揮市場機制在消納存量可再生能源中的關鍵作用，鼓勵可再生能源參與電力直接交易，推進可再生能源與火電發電權交易置換，以及可再生能源替代燃煤自備電廠發電，促進可再生能源就近消納。三是推廣實行峰谷分時電價。結合電力交易市場的建立和發展，加快峰谷分時電價和實時電價的試點和推廣應用；加強需求側管理，適當加大峰谷電價差，促進低谷電能消費、提高電網負荷水平；完善階梯電價制度，鼓勵居民低谷時段用電，低谷電量不納入階梯電價的計量，促進居民用電增長。四是加快建立輔助服務市場，提高系統綜合調峰能力。建立健全發電企業調峰、調頻、備用等輔助服務考核機制和補償機制；加快建設抽水蓄能等各類調峰電源，鼓勵各方投資建設服務新能源消納的調峰機組；貫徹落實好國家能源局關于火電靈活性改造試點的通知要求，盡快推進各批次試點項目改造，積累經驗，逐步推廣。五是加強政府監管，提高政策執行力度。提高國家各項清潔能源發展政策措施的統一性和連續性，穩妥處理好電力行業當期投資與長遠發展之間的關系，進一步協調好地方政府和中央企業之間的關系，為清潔能源的健康有序發展提供健康的政策環境。
轉自中國電力網
