上半年，受工業用電量下行、產業結構調整以及氣溫降水等因素影響，全社會用電量同比僅增長1.3%, 但二季度各月增速逐月小幅回升;第二產業用電量同比下降0.5%，其中黑色金屬冶煉和建材行業用電量增速同比分別回落8.2和15.7個百分點，是第二產業用電量下降的主因;第三產業用電量增長8.1%，其中信息業消費持續保持旺盛勢頭;城鄉居民生活用電量增長4.8%，其中二季度增長7.4%、增速環比提高4.8個百分點。6月底發電裝機容量接近14億千瓦、電力供應能力充足，非化石能源發電量同比增長16.0%，火電發電量連續12個月同比下降、設備利用小時同比降幅持續擴大。全國電力供需更為寬松，運行安全穩定。
下半年，全國電力消費增速有望回升，預計全年全社會用電量同比增長2%-4%。全年新投產發電裝機超過1億千瓦，年底發電裝機容量14.7億千瓦左右，其中非化石能源發電裝機容量比重提高至35%左右。預計全國電力供需形勢更為寬松;全國火電設備利用小時將跌破4500小時，創新低。
一、上半年全國電力供需狀況
(一)電力消費增速明顯回落，但二季度各月增速連續小幅回升。上半年全國全社會用電量2.66萬億千瓦時、同比增長1.3%，為2010年以來同期最低，增速同比回落4.0個百分點。主要原因：一是宏觀經濟及工業生產增長趨緩，特別是部分重化工業生產明顯下滑的影響。當前市場需求增長乏力，工業生產及固定資產投資增速放緩，房地產市場持續低迷，企業限產、停產增多,尤其是部分產能過剩矛盾突出的重化工業下滑更為明顯。由于重化工業用電量占比遠遠超過其增加值占比，重化工業回落帶動全社會用電量回落幅度明顯超過GDP及工業增加值回落幅度。二是氣溫、降水因素影響。一季度前三個月全國平均氣溫均比常年同期偏高1.5℃以上，而5、6月份全國平均降水量分別比常年同期偏多15.1%和5.5%，影響到一季度采暖負荷以及二季度降溫負荷的增長。三是產業結構調整影響。國家持續推行轉方式、調結構產業政策，節能減排力度加大，電能利用效率提升。四是電力生產自身消耗減少的影響。上半年線損電量同比下降5.6%，火電發電量負增長導致火電廠用電量增速同比回落5.1個百分點。
二季度，全社會用電量同比增長1.7%，增速環比提高0.9個百分點;各月增速分別為1.3%、1.6%和1.8%，自3月用電增速出現階段性底部以來連續3個月小幅回升。
電力消費結構繼續優化。第三產業和城鄉居民生活用電量占全社會用電量比重同比分別提高0.8和0.4個百分點，第二產業比重降低1.2個百分點，其中四大高耗能行業(化工、建材、黑色金屬冶煉、有色金屬冶煉)用電量比重為30.8%，同比降低0.9個百分點。
第二產業及其工業用電量負增長，黑色金屬冶煉和建材行業用電量大幅下降是主因。上半年，第二產業用電量同比下降0.5%，其中工業用電同比下降0.4%，是全社會用電量低速增長的主要原因。受固定資產投資增速持續放緩特別是房地產市場低迷，以及部分地區推進節能減排、加大淘汰落后產能等因素影響，黑色金屬冶煉和建材行業用電量同比分別下降6.5%和6.4%，增速同比分別回落8.2和15.7個百分點，兩個行業合計用電量增長對全社會用電量增長的貢獻率為-83.1%。若扣除這兩個行業，則全社會用電量同比增長2.8%，第二產業及其工業用電量分別增長1.2%和1.3%。
第三產業用電保持快速增長，住宿餐飲業用電增速有所恢復。第三產業用電同比增長8.1%、同比提高1.2個百分點，成為穩定全社會用電增長的最主要力量。其中，信息傳輸計算機服務和軟件業用電同比增長16.1%，延續快速增長勢頭;住宿和餐飲業用電形勢有所恢復，用電量同比增長4.5%、同比提高3.7個百分點。
二季度城鄉居民生活用電增速環比回升。受氣溫、降水等因素影響，城鄉居民生活用電同比增長4.8%，增速同比回落1.8個百分點，其中二季度增速環比回升4.8個百分點。
中部和東北地區用電量負增長，中、西部地區用電量增速同比回落幅度較大。東、中、西部和東北地區全社會用電量同比分別增長1.6%、-0.3%、2.6%和-2.0%，增速同比分別回落3.0、5.4、5.0和4.0個百分點。二季度，各地區用電增速均環比上升，東、中、西部和東北地區同比分別增長1.9%、0.2%、3.3%和-1.9%，增速分別環比一季度提高0.5、1.0、1.4和0.1個百分點，其中中部地區實現由負轉正。
(二)電力供應能力充足，非化石能源發電延續較快增長，火電發電量連續12個月負增長、利用小時繼續下降。上半年，基建新增發電裝機4338萬千瓦，其中非化石能源發電占46.7%。6月底全國6000千瓦及以上電廠裝機為13.6億千瓦、同比增長8.7%，全口徑發電裝機容量接近14億千瓦。上半年全國規模以上電廠發電量2.71萬億千瓦時、同比增長0.6%，其中非化石能源發電量同比增長16.0%;全國發電設備利用小時1936小時，同比降低151小時。
水電投資連續3年下降，水電發電量快速增長。水電投資僅為2012年同期(水電完成投資最多)的一半，新增水電裝機506萬千瓦。6月底全國6000千瓦及以上水電裝機2.68億千瓦、同比增長5.7%，全國主要發電企業常規水電在建規模萎縮至2500萬千瓦。規模以上電廠水電發電量同比增長13.3%，設備利用小時1512小時，同比增加82小時。
并網風電裝機容量突破1億千瓦，并網太陽能發電量高速增長。全國6000千瓦及以上并網風電裝機容量為10491萬千瓦、同比增長26.8%，發電量增長26.2%，設備利用小時1002小時、同比增加16小時。全國并網太陽能發電裝機同比增長61.4%，發電量同比增長62.5%。
核電進入規模投產期，核電發電量高速增長。新投產3臺核電機組，6月底全國核電裝機容量達到2214萬千瓦、同比增長24.5%，上半年發電量同比增長34.8%，設備利用小時3456小時、同比增加27小時,其中遼寧僅為2763小時。
火電發電量連續12個月同比負增長。新增火電裝機2343萬千瓦。6月底全國6000千瓦及以上火電裝機9.35億千瓦(其中煤電8.44億千瓦)、同比增長6.4%。受電力消費需求放緩、供需寬松以及為快速增長的非化石能源發電調峰等因素影響，火電發電量同比下降3.2%，自2014年7月份以來連續12個月負增長;設備利用小時2158小時(其中煤電2224小時)，同比降低217小時。
跨區送電低速增長，省間輸出電量同比下降。跨區送電量1226億千瓦時、同比增長3.8%。跨省輸出電量3965億千瓦時、同比下降0.9%。南方電網區域西電東送電量同比增長26.2%。三峽電站送出電量同比增長3.8%。
電煤供應延續寬松，發電用天然氣供應總體平穩。全國煤炭市場需求低迷，國內煤炭市場供應充足，電煤供需總體寬松。全國天然氣消費需求增長放緩，除海南外，天然氣發電供氣總體平穩。因氣價偏高、地方政府補貼不到位，部分天然氣電廠持續虧損。
(三)全國電力供需形勢較去年更為寬松。東北和西北區域供應能力富余較多，華中區域供需總體寬松，華北、華東和南方區域供需總體平衡、部分省份供應能力盈余;省級電網中，海南電力供需矛盾較為突出，江西1月份因電網影響在部分時段存在錯峰。
二、下半年全國電力供需形勢預測
(一)下半年電力消費增速總體回升。綜合考慮宏觀經濟形勢、氣溫及基數以及電能替代等因素，預計下半年用電量增速有望總體回升。預計全年全社會用電量5.64-5.75萬億千瓦時、同比增長2%-4%，增速低于上年。影響預測的主要不確定因素，一是“穩增長”措施落實效果，二是“迎峰度夏”期間氣候因素難以準確判斷。
(二)電力供應能力充足，非化石能源發電裝機比重進一步提高。預計2015年基建新增發電裝機容量超過1億千瓦，其中非化石能源發電占總新增裝機比重超過53%。預計年底全國發電裝機容量14.7億千瓦、同比增長7.5%左右，其中非化石能源發電裝機比重提高到35%左右。
(三)下半年全國電力供需形勢更為寬松。預計東北和西北區域電力供應能力富余較多，華中區域電力供需總體寬松，華東和南方區域電力供需總體平衡、部分省份電力供應能力盈余，華北區域電力供需總體平衡、部分省份高峰時段供應偏緊。預計全年發電設備利用小時4100小時左右，其中火電設備利用小時將跌破4500小時，再創新低。
三、有關建議
(一)編制好經濟新常態下的電力工業“十三五”規劃
我國經濟發展已經進入新常態，電力消費從高速增長向下換擋為中速甚至中低速增長;電力供需總體寬松環境下電力發展的重點從主要解決用電“有沒有”轉移到主要解決“好不好”，即要著力推動電力行業提質增效升級;發展主要從外延式擴張轉變為主要依靠創新和深化改革來推動。所以，做好經濟新常態下的電力工業“十三五”規劃研究編制工作十分重要。為此，一是做好電力需求分析預測。深刻領會和準確把握習近平總書記提出的我國經濟正在向形態更高級、分工更復雜、結構更合理的九方面變化和經濟新常態的三大特點，總結歷史數據，分析國際經驗，掌握經濟社會發展與電力需求增長的普遍規律，順應電力需求增速換擋的大勢，做好“十三五”及中長期電力需求預測。二是科學統籌確定發展目標，加快提高國家電氣化水平。按照國家“四個全面”戰略布局，落實國家確定的2020年和2030年非化石能源占一次能源消費比重分別提高到15%和20%左右、單位國內生產總值二氧化碳排放強度比2005年分別下降40%-45%和60%-65%以及2030年左右二氧化碳排放達到峰值且將努力早日達峰等能源結構調整目標和大氣污染治理目標，科學統籌確定非化石能源發電發展目標，穩步推進電力綠色化轉型，以相對較低的電力成本安全綠色滿足經濟社會發展的電力有效需求;加快在工業、交通運輸業、建筑業等領域推廣實施電能替代戰略，提高全社會電氣化水平，不斷提升電能占終端能源消費比重。三是堅持電力統一規劃，著力提供用得起的安全綠色電能。立足電力行業全局，統籌規劃水電、煤電、核電、天然氣發電、新能源發電以及電網發展目標、結構和布局，優化配置非化石能源發電品種，優先發展水電和核電、提高新能源發電發展質量，控制煤炭消費總量、提高電煤占煤炭消費中的比重，建立分布式電源發展新機制，推進電網智能化，著力提供用得起(即經濟社會發展可承受、可促進國內產業提升國際競爭力和電力行業可持續發展)的安全綠色電能。四是穩妥有序探索電力項目核準制改革。在強化國家統一電力規劃下，穩妥有序探索電力項目核準制改革，實行通過公開市場招標擇優確定投資主體制度，發揮市場在電力資源配置中的決定性作用。
(二)合理控制開工投產規模，穩定經濟增長和推進電力行業提質增效
近年來，全國電力供需從過去總體平衡轉變為總體寬松甚至過剩，經濟結構調整帶來用電負荷峰谷差加大，電源結構不合理使電力系統調峰能力明顯不足，造成煤電利用小時持續下降和電力行業發展質量、效益下降。同時，經濟下行壓力大，“穩增長”、“調結構”和“惠民生”任務重，需要電力行業通過“有保有壓”來提質增效和穩定經濟增長。為此，一是合理控制新開工投產規模。結合當前及“十三五”期間電力消費增速向下換擋的實際，科學確定和合理控制新開工投產規模，消化好現有過剩能力，使全國電力供需從總體寬松甚至過剩加快轉變為總體平衡。既要控制煤電開工規模，也要合理控制具有明顯隨機性、間歇性、波動性的風電和光伏發電的開發節奏，以避免過快發展造成發電能力過剩加劇、行業資產利用效率下降、國家財政補貼能力不足加劇和可再生能源電價附加上調壓力加劇。二是適度增加水電和核電開工規模。相比風電和太陽能風電，水電和核電不僅同樣具有良好綠色低碳性能，還有發電成本較低和發電容量效用高的比較優勢，在合理控制總開工規模下，可適度增加開工規模。這兩類項目建設周期長，大都在“十三五”末及以后相繼投產，既能拉動和穩定經濟增長，又能有效規避當前供需寬松困局，還能促進電力結構綠色轉型和保障電力中長期安全經濟供應。三是提高調峰電源比重。在合理控制開工規模下，加快建設抽水蓄能等調峰電源，提高電力系統調峰電源比重，加快提高電力系統調峰能力，以提高消納可再生能源發電能力，提高行業資產利用效率和效益。四是加快跨省區輸電通道和配電網建設。當前，要認真貫徹落實國家發展改革委《關于下達農村電網改造升級工程2015年第二批中央預算內投資計劃的通知》(發改投資〔2015〕723號)要求，安全優質高效推進新增農網改造升級工程建設。加快跨省區輸電通道建設。加快城市配電網建設及智能化升級，提高電能質量、供電可靠性以及對分布式能源的消納能力。
(三)遠近結合、多措并舉，著力解決“棄水”、“棄風”和“棄光”問題
近年來，我國可再生能源發電發展迅速，政府和行業企業采取多項措施來促進消納，但西南基地“棄水”和“三北”基地“棄風”、“棄光”問題仍然比較嚴重。要從行業全局來解決上述難題，一方面要強化電力統一規劃，真正做到各類電源之間、電源電網之間相協調，區域布局及項目與消納市場、配套電網以及調峰電源相統籌，健全國家規劃剛性實施機制;另一方面要調整新能源發電發展思路，風電和光伏發電發展應堅持集中與分散相結合原則，近中期優先鼓勵分散、分布式開發。同時，要采取應急措施，包括：一是結合規劃提出云南、四川和“三北”等可再生能源基地的跨省區消納應急輸電通道工程，盡早核準和建設。二是嚴格控制電力富余較多以及“棄水”、“棄風”和“棄光”嚴重地區的電源開工規模，集中消化現有過剩能力。三是落實好《關于改善電力運行調節、促進清潔能源多發滿發的指導意見》文件，落實相關地區、部門和單位責任和義務，在年度電量平衡中預留空間和優先消納、加大調峰輔助服務等市場機制，加強廠網協調，促進清潔能源消納。
(四)全面貫徹落實中發[2015]9號文件，加快出臺實施細則和配套文件，穩妥有序推進試點
國家發展改革委按照中發[2015]9號文和國家總體部署，正在有效組織有關部門和單位研究制定出臺各項實施細則和配套文件，按照先試點再推廣原則穩妥有序推進改革。結合當前電力行業經濟運行實際，一是加快建立輔助服務分擔共享新機制，緩解“棄水”、“棄風”和“棄光”矛盾。完善并網發電企業輔助服務考核機制和補償機制，建立用戶參與的輔助服務分擔共享機制。二是抓緊出臺電力直接交易方面的指導意見，統一規范大用戶直接交易政策。分期分批有序開放交易市場主體，科學設定和有效監管交易價格、交易電量，堅決制止惡性競爭和不公平競爭。三是加快出臺《自備電廠管理辦法》，加強和規范自備電廠監督管理。要嚴格自備電廠準入標準和自發自用為主的功能定位，嚴格執行國家節能和環保排放標準，公平承擔與公共電廠同樣的政府性基金、政策性交叉補貼和系統備用費等社會責任，自備電廠余量上網要在同一市場平臺上與公用電廠公平競爭。
|
