上半年，全國電力需求增長好于年初預(yù)期，發(fā)電裝機保持快速增長，電力供需形勢總體寬松。下半年及全年電力供需形勢又將如何？本文對此進行了研判?？傮w來看，考慮到今年以來的新情況，預(yù)計2016年電力需求增速將上升至3.5%左右，電力供應(yīng)仍保持快速增長，全國電力供需形勢將更為寬松。

電力需求增速平穩(wěn)回升，全年增速為3.5%左右

上半年，我國電力需求總體呈向好態(tài)勢，全社會用電量達到2.78萬億千瓦時，同比增長2.7%，增速比上年同期回升1.4個百分點，比去年全年回升2.2個百分點，主要得益于工業(yè)生產(chǎn)企穩(wěn)、日歷天數(shù)多1天以及一季度氣溫明顯偏低。

下半年，中央將繼續(xù)實施積極的財政政策、穩(wěn)健的貨幣政策，適度擴大總需求，以推進供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革為主線，全面落實“三去一降一補”五大重點任務(wù)，經(jīng)濟總體保持平穩(wěn)態(tài)勢，預(yù)計下半年經(jīng)濟增速為6.7%左右，全年經(jīng)濟增速在6.7%左右，“L”型特征明顯。

從重點行業(yè)看，主要受限于產(chǎn)能過剩的壓力，黑色金屬、有色金屬以及建材行業(yè)運行疲軟；化工行業(yè)由于產(chǎn)品分散，行業(yè)運行總體平穩(wěn)。此外，“一帶一路”、京津冀協(xié)同發(fā)展、長江經(jīng)濟帶建設(shè)三大國家戰(zhàn)略與城市管廊建設(shè)的實施，以及下調(diào)電價、開展大用戶直接交易等一系列改革政策的落實，將在一定程度上促進上述行業(yè)的發(fā)展?？傮w來看，重點行業(yè)發(fā)展形勢將比去年有所改善。

從氣溫走勢看，夏季大部分省份氣溫較常年同期偏高，將帶動降溫負荷較快增長。

綜合考慮宏觀經(jīng)濟運行、重點行業(yè)發(fā)展以及氣溫等因素，預(yù)計2016年下半年我國電力需求增速進一步回升的概率較大。采用國家電網(wǎng)公司電力供需研究實驗室模型測算，2016年全年全社會用電量將達到5.72~5.77萬億千瓦時，增速為3%～4%。其中，下半年全社會用電量增速為4.3%，2016年全年全社會用電量增速為3.5%；分季度看，四個季度增速分別為3.2%、2.1%、5.6%、2.9%；分部門看，第一、二、三產(chǎn)以及居民生活用電增速分別為6.4%、1.2%、10.8%和8.6%。

新增裝機規(guī)模創(chuàng)歷史新高，清潔能源裝機比重明顯上升

上半年，全國新投運發(fā)電裝機容量5699萬千瓦，比上年同期多投1360萬千瓦。其中，新投水電437萬千瓦、火電2711萬千瓦、核電217萬千瓦、風電574萬千瓦、太陽能發(fā)電1760萬千瓦。截至6月底，全國6000千瓦及以上電廠裝機容量15.2億千瓦，同比增長11.3%。

預(yù)計2016年全國新增發(fā)電裝機容量達到1.3億千瓦。其中，火電為5400萬千瓦，水電1100萬千瓦，核電490萬千瓦，并網(wǎng)風電3400萬千瓦，并網(wǎng)太陽能發(fā)電2700萬千瓦。截至2016年底，全國發(fā)電裝機容量將達到16.4億千瓦，比上年增長8.7%。其中，水電3.3億千瓦，增長3.5%，占比為20.2%；火電10.4億千瓦，增長5.5%，占比為63.8%；核電3209萬千瓦，增長18.1%，占比為2.0%；并網(wǎng)風電1.6億千瓦，增長26.6%，占比為9.9%；并網(wǎng)太陽能發(fā)電6830萬千瓦，增長64.2%，占比為4.2%。清潔能源裝機容量達到5.93億千瓦，占總裝機比重上升至36.2%，比上年提高約1.9個百分點。

從布局來看，新增裝機主要集中在華北、西北電網(wǎng)區(qū)域，二者占比分別為25%、23%；華東、華中、東北、西南和南方電網(wǎng)區(qū)域全年新增發(fā)電裝機容量分別約占全國新增裝機的比重為13%、10%、8%、6%、15%。其中，新增水電集中在西南電網(wǎng)和南方電網(wǎng)區(qū)域，二者合計占全國新增水電裝機的62%；新增火電集中在華北、西北、南方電網(wǎng)區(qū)域，分別占28%、19%、15%；新增核電集中在華東、東北和南方電網(wǎng)區(qū)域，分別占44%、20%、35%；新增風電集中在華北、西北電網(wǎng)區(qū)域，分別占30%、23%；新增太陽能裝機集中在西北、華北電網(wǎng)區(qū)域，分別占41%、25%。

發(fā)電設(shè)備利用小時數(shù)持續(xù)下降，全國電力供需形勢更為寬松，個別地區(qū)在高峰時段存在少量電力缺口

上半年，全國發(fā)電設(shè)備平均利用小時1797小時，同比降低138小時，持續(xù)5年下降的態(tài)勢。其中，水電設(shè)備平均利用小時1658小時，同比增加146小時；火電設(shè)備平均利用小時1964小時，同比降低194小時。

預(yù)計2016年全國發(fā)電設(shè)備平均利用小時數(shù)約為3760小時，比上年下降約210小時，其中火電設(shè)備平均利用小時數(shù)為4040小時，比上年下降約290小時，進一步創(chuàng)改革開放以來新低。

由于電力裝機增長明顯快于需求，而且來水偏豐，電煤供應(yīng)狀況較好，全國電力供需形勢進一步寬松。分區(qū)域看，華北電網(wǎng)電力供需平衡；華東、華中、南方電網(wǎng)電力供需平衡有余；東北、西北、西南電網(wǎng)電力供應(yīng)存在大量富余。省級電網(wǎng)中，僅河北南部電網(wǎng)、山東電網(wǎng)、江蘇電網(wǎng)、安徽電網(wǎng)受高溫影響，夏季高峰時段存在少量電力缺口。

當前電力工業(yè)面臨的主要問題

（一）電力工業(yè)總體供大于求，東北、西北地區(qū)電力富余程度進一步加劇。隨著我國經(jīng)濟進入“新常態(tài)”，電力需求增長明顯放緩，由于缺乏統(tǒng)籌的電力規(guī)劃指導(dǎo)，電源裝機仍舊保持快速增長，使得全國多數(shù)地區(qū)存在電力供應(yīng)大于電力需求的問題。2016年，東北、西北電網(wǎng)富余程度均比2015年有所加劇。

（二）全國新增煤電裝機保持較大規(guī)模，東中部地區(qū)新增煤電依然較多。近年來，發(fā)電企業(yè)投資的積極性依然較高，加之審批權(quán)下放后，部分地方政府“穩(wěn)增長”要求，煤電新增裝機仍保持較大規(guī)模，且布局不盡合理。預(yù)計2016年全國新增煤電裝機5100萬千瓦左右，其中東部、中部地區(qū)分別新增約1300萬、1200萬千瓦，二者合計約占新增裝機總量的一半。

（三）部分地區(qū)可再生能源發(fā)展過快，消納問題日益突出。近年來，受運行機制不健全、電力需求增長放緩、系統(tǒng)調(diào)峰資源不足以及電力外送能力有限等因素影響，我國棄水、棄風、棄光規(guī)模持續(xù)攀升，但部分消納困難的地區(qū)仍大力發(fā)展可再生能源。上半年，全國棄風電量達到323億千瓦時，棄風率為21%，同比上升6個百分點。甘肅、新疆、吉林、內(nèi)蒙古棄風率均超過30%。此外，西南地區(qū)棄水、西北地區(qū)棄光的規(guī)模也有所上升。

（四）電力需求增長緩慢，電力企業(yè)經(jīng)營壓力進一步加大。對電網(wǎng)企業(yè)而言，受電力需求增長緩慢影響，售電量增長乏力，加之電力體制改革將使售電市場競爭加劇，企業(yè)難以靠售電支撐收入、利潤的較快增長。對發(fā)電企業(yè)而言，火電設(shè)備利用小時數(shù)持續(xù)下降，上網(wǎng)電價有所下調(diào)，電煤價格上升，企業(yè)盈利空間進一步收縮。

相關(guān)建議

（一）加強電力統(tǒng)籌規(guī)劃，促進電力工業(yè)健康發(fā)展。

一是綜合考慮資源稟賦、環(huán)境空間、電力需求等因素，統(tǒng)一規(guī)劃電源與電網(wǎng)的發(fā)展目標、結(jié)構(gòu)及布局，實現(xiàn)電源與電網(wǎng)之間、電源與電源之間、中央與地方之間的統(tǒng)籌規(guī)劃。二是統(tǒng)籌可再生能源開發(fā)與消納市場，科學(xué)確定可再生能源項目規(guī)模和布局，同步規(guī)劃建設(shè)調(diào)峰電源、外送通道。三是加快建設(shè)淮南—南京—上海等跨區(qū)輸電工程，盡快核準后續(xù)工程，盡快啟動一批項目前期工作，盡快明確送端電源，實現(xiàn)送出工程與跨區(qū)輸電本體工程建設(shè)進度匹配。

（二）嚴格控制煤電裝機規(guī)模，促進煤電有序發(fā)展。

一是完善煤電建設(shè)風險預(yù)警機制，定期發(fā)布分省煤電建設(shè)風險預(yù)警提示，引導(dǎo)投資建設(shè)預(yù)期。二是在京津冀、長三角、珠三角等大氣污染防治重點地區(qū)，不再安排新增煤電規(guī)劃建設(shè)規(guī)模，電力過剩地區(qū)要取消一批不具備核準條件煤電項目、緩核一批已納入規(guī)劃未核準的煤電項目、緩建一批已核準未開工的煤電項目，并盡快明確取消、緩核、緩建煤電項目的具體清單。

三是加大淘汰落后機組力度，細化淘汰落后產(chǎn)能計劃，加強監(jiān)督管理處理。

（三）行政與市場手段相結(jié)合，促進可再生能源消納。

一是優(yōu)化電網(wǎng)運行方式，充分發(fā)揮電網(wǎng)優(yōu)勢，構(gòu)建全國范圍內(nèi)的電力電量平衡、調(diào)峰資源共享和各類資源互補的可再生能源消納平臺，擴大可再生能源的消納范圍，提高可再生能源消納比例。二是加快抽水蓄能和燃氣調(diào)峰電站等靈活調(diào)節(jié)機組建設(shè)，加大新能源場站儲能設(shè)施建設(shè)等，提高系統(tǒng)調(diào)峰能力。三是完善市場化機制，研究制定靈活的發(fā)電上網(wǎng)和負荷側(cè)峰谷電價機制，引導(dǎo)發(fā)電企業(yè)和電力用戶錯峰發(fā)用電；加快建立輔助服務(wù)市場，提高常規(guī)火電機組參與調(diào)峰的積極性。四是進一步完善新能源消納配合制度，棄能嚴重地區(qū)要進一步加強對購電地方政府的溝通與協(xié)調(diào)。

（四）內(nèi)部挖潛與市場開拓并舉，實現(xiàn)電力企業(yè)提質(zhì)增效。

一是加快結(jié)構(gòu)性改革，淘汰落后產(chǎn)能、治理整合虧損企業(yè)、強化成本管控、有序轉(zhuǎn)讓非主業(yè)資產(chǎn)，科學(xué)安排各類項目建設(shè)時序和布局。二是積極推動電力深化改革，適應(yīng)新形勢，做優(yōu)主業(yè)，防范風險，提升企業(yè)經(jīng)營效益。三是大力推廣電能替代，挖掘電量增長潛力，促進各領(lǐng)域電氣化水平的提升以及社會節(jié)能減排。四是加強與“一帶一路”沿線國家的合作，開拓國際市場，拓展利潤增長點。

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