一季度火電新增裝機創新高，設備利用率創近10年最低水平

　　從中電聯剛剛發布的《2016年一季度全國電力供需形勢分析預測報告》了解到，一季度我國主力電源火電新增裝機1746萬千瓦，創近年同期新高，使全國火電裝機容量一舉突破10億千瓦。與此同時，火電發電量持續負增長，同比下降2.2%，設備利用小時同比降低108小時，已連續20個月同比降低，為近10年來同期最低水平。

　　這份報告顯示，一季度，全社會用電量同比增長3.2%，增速同比提高2.4個百分點、比上年四季度提高3.7個百分點，用電形勢有所好轉。第三產業和城鄉居民生活用電量快速增長。反映出國家結構調整和轉型升級效果繼續顯現，拉動用電增長的主要動力從傳統高耗能產業向服務業和生活用電轉換，電力消費結構在不斷調整。同時，一季度新增發電裝機容量為歷年同期最多，3月底全口徑發電裝機容量達到15.2億千瓦左右、供應能力充足，全國電力供需總體寬松、部分地區過剩。

　　報告指出，一季度火電投資同比下降19.5%；新增裝機1746萬千瓦（其中煤電1363萬千瓦），創近些年同期新高，局部地區火電裝機過快增長、過剩壓力進一步加劇。3月底全國6000千瓦及以上火電裝機容量10.1億千瓦（其中煤電8.4億千瓦），比上年3月底增長9.3%。火電發電量持續負增長，同比下降2.2%；設備利用小時1006小時（其中煤電1054小時），同比降低108小時，已連續20個月同比降低，為近10年來的同期最低水平。受水電大發影響，浙江、廣西、湖南、廣東、福建、四川、云南和西藏火電設備利用小時均低于900小時，其中云南僅有279小時、比全國平均水平低728小時。

　　同時，一季度水電發電設備利用小時創近10年同期新高，并網風電、太陽能發電裝機及發電量高速增長，風電設備利用小時同比降低。

　　這份報告預測上半年全社會用電量同比增長2%左右，全年電力消費增速高于2015年。全年新增裝機超過1億千瓦，預計年底發電裝機容量將達到16.3億千瓦左右，其中非化石能源發電裝機比重進一步提高至36%左右；全國電力供應能力總體富余、部分地區過剩。全年火電設備利用小時降至4000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，煤電企業生產效益被進一步壓縮，發展面臨更大的挑戰。

　　2016年一季度全國電力供需形勢分析預測報告

　　一季度，全社會用電量同比增長3.2%，增速同比提高2.4個百分點、比上年四季度提高3.7個百分點，用電形勢有所好轉。第三產業和城鄉居民生活用電量快速增長，分別拉動全社會用電量增長1.5和1.6個百分點，所占全社會用電比重同比分別提高1.0和1.1個百分點；第二產業同比增長0.2%，其中四大高耗能行業用電量同比下降5.8%、比重降低2.7個百分點，合計下拉全社會用電量增速1.8個百分點，仍是第二產業及其工業用電量低速增長的最主要原因，反映出國家結構調整和轉型升級效果繼續顯現，拉動用電增長的主要動力從傳統高耗能產業向服務業和生活用電轉換，電力消費結構在不斷調整。一季度新增發電裝機容量為歷年同期最多，3月底全口徑發電裝機容量達到15.2億千瓦左右、供應能力充足，非化石能源發電量延續快速增長，火電發電量持續負增長、設備利用小時繼續下降。全國電力供需總體寬松、部分地區過剩。

　　（一）電力消費增速回升，用電形勢有所好轉

　　一季度全國全社會用電量1.35萬億千瓦時、同比增長3.2%，增速同比提高2.4個百分點、環比上年四季度提高3.7個百分點，用電形勢有所好轉。主要原因：一是今年以來經濟運行總體平穩，尤其是3月份顯現出積極變化，當月用電量增長5.6%，對一季度用電增長的貢獻達到60%，高于往年同期平均值20個百分點左右。二是閏年因素（2月份多一天），拉高當季用電增速1.1個百分點。三是氣溫偏低因素。據氣象部門監測，1、2月份全國平均氣溫分別比上年同期低2.2攝氏度和1.4攝氏度,對居民生活及第三產業用電有明顯拉動作用。

　　3月份，全社會用電量同比增長5.6%，比1~2月份回升3.6個百分點。主要原因：一是工業生產以及外貿出口顯現出積極變化。二是上年同期基數偏低（上年3月份增速為-2.2%）。三是少數省份高耗能行業用電增速在一季度的月度之間波動較大。

　　電力消費主要特點有：

　　一是第三產業及其各行業用電均實現快速增長。第三產業用電同比增長10.9%，第三產業內各行業用電量均實現較快增長。其中，信息傳輸計算機服務和軟件業用電同比增長15.6%，延續近年來的快速增長勢頭；住宿和餐飲業用電增長8.3%，增速同比提高5.8個百分點，隨著消費轉向大眾消費，用電形勢明顯好于前兩年。

　　二是城鄉居民生活用電量快速增長。

　　城鄉居民生活用電同比增長10.8%，為2013年四季度以來的季度最高增速。1、2月份全國大部分地區氣溫偏低，促進了用電負荷及電量較快增長，其中東、中部地區受氣溫影響尤為突出。

　　三是第二產業及其工業用電量增速實現由負轉正。第二產業及其工業用電量均同比增長0.2%，其中3月當月第二產業用電量同比增長4.3%，帶動當季增速實現由負轉正，扭轉了上年以來季度增速持續負增長的態勢。制造業用電量同比下降1.5%，其中建材、有色金屬冶煉和黑色金屬冶煉行業用電量同比分別下降4.7%、5.7%、14.0%，是導致第二產業及其工業用電低速增長、制造業用電負增長的主要原因，若扣除這三個行業，則第二產業及其工業、制造業用電量同比分別增長4.5%、4.7%和4.5%。

　　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，第三產業和城鄉居民生活用電量快速增長，分別拉動全社會用電量增長1.5和1.6個百分點，而第二產業持續低速增長，其中四大高耗能行業用電量繼續下降、下拉全社會用電量增速1.8個百分點，反映出當前拉動用電增長的主要動力從傳統高耗能行業繼續向服務業和生活用電轉換。從電力消費結構看，一、二、三產及城鄉居民生活用電量占全社會用電量的比重分別為1.4%、68.7%、14.3%和15.6%。與上年同期相比，第三產業和城鄉居民生活用電量比重分別提高1.0和1.1個百分點，而第二產業比重降低2.1個百分點，其中四大高耗能行業比重降低2.7個百分點，反映出國家結構調整和轉型升級效果持續顯現。

　　五是各地區用電均實現正增長，西部地區用電增速同比回落。東、中、西部和東北地區全社會用電量同比分別增長4.1%、4.7%、1.0%和1.5%，增速同比分別提高2.8、5.5、-0.9和3.5個百分點。其中，東部地區拉動全國全社會用電量增長2.0個百分點，是全國用電增長的主要穩定力量；中部地區在各地區中增速提高幅度最大，除了經濟平穩增長外，上年同期基數偏低（上年同期增速為-0.8%）以及高耗能行業用電降幅收窄是主要原因；西部地區是唯一用電增速回落的地區，該地區高耗能產業比重偏大、且高耗能行業用電增速同比回落幅度較大是主要原因，全國用電負增長的5個省份中有4個屬于西部地區；東北地區受上年持續負增長導致基數偏低影響，今年以來用電形勢總體好于上年，扭轉了持續負增長的態勢，但增速低于全國平均水平。

　　（二）發電裝機快速增長、電力供應能力總體富余，非化石能源發電延續快速增長，火電設備利用小時繼續降低

　　一季度，全國主要電力企業合計完成投資同比增長14.2%，其中電源投資同比下降14.9%，電網投資同比增長40.8%。基建新增發電裝機2815萬千瓦，是歷年同期新增裝機最多的一年、比上年同期多投產1008萬千瓦，其中新增非化石能源發電裝機1084萬千瓦。3月底全國6000千瓦及以上電廠裝機為14.9億千瓦、同比增長11.7%，遠超同期全國電力消費增速,全口徑發電裝機容量達到15.2億千瓦左右。一季度全國規模以上電廠發電量1.36萬億千瓦時、同比增長1.8%；全國發電設備利用小時886小時、同比降低74小時。

　　電力供應主要特點有：

　　一是火電新增裝機規模創近些年同期新高，發電設備利用小時同比繼續降低。火電投資同比下降19.5%；新增裝機1746萬千瓦（其中煤電1363萬千瓦），創近些年同期新高，局部地區火電裝機過快增長、過剩壓力進一步加劇。3月底全國6000千瓦及以上火電裝機容量10.1億千瓦（其中煤電8.4億千瓦），比上年3月底增長9.3%。火電發電量持續負增長，同比下降2.2%；設備利用小時1006小時（其中煤電1054小時），同比降低108小時，已連續20個月同比降低，為近十年來的同期最低水平。受水電大發影響，浙江、廣西、湖南、廣東、福建、四川、云南和西藏火電設備利用小時均低于900小時，其中云南僅有279小時、比全國平均水平低728小時。

　　二是水電發電設備利用小時創近十年同期新高。水電投資同比下降20.5%，已連續4年下降；新增水電裝機159萬千瓦。3月底全國6000千瓦及以上水電裝機2.8億千瓦，比上年3月底增長5.0%。全國規模以上電廠水電發電量同比增長17.5%，設備利用小時691小時、同比增加82小時，為近十年來同期最高水平。水電裝機容量超過500萬千瓦的省份中，福建、廣西、湖南、貴州和四川水電設備利用小時分別達到1180、976、933、820和769小時。

　　三是并網風電、太陽能發電裝機及發電量高速增長，風電設備利用小時同比降低。風電投資下降27.9%，3月底全國并網風電裝機1.34億千瓦，比上年3月底增長33%，其中內蒙古和新疆分別達到2453和1691萬千瓦；發電量增長21.0%，設備利用小時422小時、同比減少61小時，并網風電裝機容量超過500萬千瓦的11個省份中有10個省份利用小時同比降低。3月底全國并網太陽能發電裝機容量5000萬千瓦左右，其中甘肅、新疆、青海和內蒙古超過500萬千瓦。

　　四是核電裝機及發電量高速增長。核電投資同比下降5.7%，已連續4年下降。3月底全國核電裝機容量2814萬千瓦，比上年3月底增長33.7%。一季度發電量同比增長33.4%，設備利用小時1646小時、同比增加7小時。

　　五是跨區、跨省送電增速均同比提高。跨區、跨省送電量分別增長4.8%和3.6%，增速同比分別提高3.5和6.3個百分點。其中，西北受哈(密)鄭(州)±800千伏特高壓直流工程送出增長47.3%影響，外送電量增長9.8%；華中由于水電送華東增長97.1%，外送電量增長33.1%。南方電網區域西電東送電量同比增長5.5%。

　　六是電煤供應寬松，發電用天然氣供應總體平穩。電煤供需總體寬松，煤炭價格穩中略升。受氣溫偏低以及上年底氣價下調刺激需求等因素影響，全國天然氣消費需求回升，絕大部分地區天然氣發電供氣總體有保障。

　　（三）全國電力供需總體寬松、部分地區過剩華

　　北區域電力供需總體平衡，華中、華東和南方區域供需總體寬松、部分省份供應能力富余，東北和西北區域電力供應能力過剩。

　　后三季度全國電力供需形勢預測

　　展望后三季度，預計上半年全社會用電量同比增長2%左右，全年電力消費增速高于2015年。全年新增裝機超過1億千瓦，預計年底發電裝機容量將達到16.3億千瓦左右，其中非化石能源發電裝機比重進一步提高至36%左右；全國電力供應能力總體富余、部分地區過剩。全年火電設備利用小時降至4000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，煤電企業生產效益被進一步壓縮，發展面臨更大的挑戰。

　　（一）全年電力消費增速高于2015年

　　綜合考慮宏觀經濟形勢、氣溫及基數、工商業用電價格下調、電力用戶直接交易降低用戶生產成本、電能替代等因素，預計2016年電力消費情況總體好于2015年。考慮到上年二季度較一季度基數有所上升等因素，預計上半年全社會用電量同比增長2%左右。全年增速仍維持年初的判斷，在考慮常年氣溫水平的情況下，預計全年全社會用電量同比增長1%~2%（如果氣溫波動較大，其對全社會用電量增幅的影響程度可能達到1個百分點左右），后續需密切關注主要經濟指標及電力消費走勢。

　　（二）新增發電裝機仍保持較大規模，非化石能源發電裝機比重進一步提高

　　預計全年新增發電裝機超過1億千瓦，其中非化石能源發電裝機超過5500萬千瓦。預計年底全國發電裝機容量16.3億千瓦、同比增長7.0%左右，其中非化石能源發電5.9億千瓦、占總裝機比重36%左右。

　　（三）全國電力供應能力總體富余、部分地區過剩

　　預計東北和西北區域電力供應能力過剩較多，華北區域電力供需總體平衡，華中、華東和南方區域電力供需總體寬松、多個省份富余。按照全社會用電量增速1%~2%的中值測算，預計全年發電設備利用小時3700小時左右，其中火電設備利用小時將降至4000小時左右。

　　有關建議

　　嚴控煤電新開工規模，地方政府及發電企業應有序規劃和建設煤電項目，科學確定和嚴格控制煤電新開工規模，避免進一步加劇煤電產能過剩；堅持集中與分布式相結合的原則發展新能源，在具有消納能力的地區繼續推進風電、光伏發電發展，積極推動中東部地區分散式、分布式新能源開發，實現低壓并網就地消納；加快推進城鄉配網及農網升級改造，促進新能源就地消納、提高電能替代比重。堅持輸出與就地消納并重，加快建立輔助服務市場、提高系統綜合調峰能力，著力解決“棄水”“棄風”“棄光”問題。積極穩妥、統籌推進電力用戶直接交易，完善市場交易規則并加強市場秩序監管。

　　（一）嚴控煤電新開工規模，堅持集中與分布式相結合的原則發展新能源，加快推進城鄉配網及農網升級改造，促進電力行業科學發展

　　一是嚴控煤電新開工規模。地方政府及發電企業應認真貫徹落實國家發改委、國家能源局《關于促進我國煤電有序發展的通知》文件要求，密切關注煤電規劃建設風險預警提示，有序規劃和建設煤電項目，科學確定和嚴格控制煤電新開工規模，避免進一步加劇煤電產能過剩。二是堅持集中與分布式相結合的原則發展新能源。在具有消納能力的地區繼續推進風電、光伏發電發展，積極推動中東部地區分散式、分布式新能源開發，實現低壓并網就地消納；有關部門及地方在分布式發電的電價、融資、并網、建筑屋頂物權等方面加大政策扶持和創新力度；調動各方面的積極性，鼓勵大型發電企業積極參與分布式發電開發。三是加快推進城鄉配電網及農網升級改造，促進新能源就地消納、提高電能替代比重。各級政府及相關企業要認真貫徹落實國務院關于實施新一輪農網改造升級工程電視電話會議精神，以及國家發展改革委《關于加快配電網建設改造的指導意見》、國家能源局《配電網建設改造行動計劃(2015～2020年)》等文件要求，加快編制并落實相關專項規劃及政策措施，實現配電網布局優化，滿足分布式能源及電動汽車快速發展的接入要求，促進新能源就地消納、提高電能替代比重，并為智慧化用電發展提供保障。

　　（二）堅持輸出與就地消納并重，加快建立輔助服務市場、提高系統綜合調峰能力，著力解決“棄水”“棄風”“棄光”問題

　　一是擴大可再生能源在更大范圍內平衡消納能力。提高已投運的跨省區輸電通道利用效率；結合規劃加快跨省區輸電工程特別是水電、風電外送通道建設。二是千方百計提高可再生能源發電就近消納能力。認真落實國家發改委《關于開展可再生能源就近消納試點的通知》（發改辦運行[2015]2554號），鼓勵風電、光伏發電企業參與電力直接交易，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，積極推廣電采暖等多種形式的電能替代。三是加快建立輔助服務市場，提高系統綜合調峰能力。加快調峰等輔助服務市場建設，在建立相應市場激勵機制的基礎上加快將部分有條件的煤電機組改造為深度調峰機組，鼓勵熱電聯產、自備電廠積極參與調峰，充分發揮抽水蓄能機組和儲能設備的快速調峰能力，著力提高電網的可再生能源消納能力。四是推廣實行峰谷分時電價、完善階梯電價制度。針對居民等電力用戶實行峰谷分時電價等需求側管理，并適當加大峰谷電價差，提高低谷時段電網負荷水平，促進低谷電能消費；在當前電力消費需求放緩、電力供應能力總體富余的形勢下，完善階梯電價制度，促進電能消費并提高電能替代規模，提升電能占終端能源消費比重。

　　（三）積極穩妥、統籌推進電力用戶直接交易，完善市場交易規則并加強市場秩序監管

　　一是積極穩妥，統籌推進。各地應遵循我國市場化改革的整體部署，結合本地自身實際，積極穩妥，統籌推進電力用戶直接交易；直接交易推進過程中，既要滿足國家有關直接交易電量比例放開的進度安排，也要避免推進過快但相關規則尚未健全而出現的不規范競價；尚未啟動直接交易試點的地區要積極探索并盡快啟動，為明后年進一步擴大直接交易比例做好準備。二是完善市場交易規則，著力培育各類市場主體。嚴格遵循電力體制改革9號文和國家有關改革配套文件精神，盡快建立并完善電力直接交易相關交易規則；堅持市場為主、政府引導為輔的原則，厘清政府職責與市場邊界；積極探索交易方式，著力規范電力市場主體的準入管理、培育各類市場主體，規范交易雙方的交易行為，推動電力市場體系建設。三是加強市場秩序監管。國家有關部門密切跟蹤、加強電力用戶直接交易監管，對地方政府直接指定交易對象、電量、電價等非市場行為及時糾正，禁止不符合國家產業政策的企業參與直接交易；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。