2016年全国电力供需形势分析预测

上半年，全国电力需求增长好于年初预期，发电装机保持快速增长，电力供需形势总体宽松。下半年及全年电力供需形势又将如何？本文对此进行了研判。总体来看，考虑到今年以来的新情况，预计2016年电力需求增速将上升至3.5%左右，电力供应仍保持快速增长，全国电力供需形势将更为宽松。

电力需求增速平稳回升，全年增速为3.5%左右

上半年，我国电力需求总体呈向好态势，全社会用电量达到2.78万亿千瓦时，同比增长2.7%，增速比上年同期回升1.4个百分点，比去年全年回升2.2个百分点，主要得益于工业生产企稳、日历天数多1天以及一季度气温明显偏低。

下半年，中央将继续实施积极的财政政策、稳健的货币政策，适度扩大总需求，以推进供给侧结构性改革为主线，全面落实“三去一降一补”五大重点任务，经济总体保持平稳态势，预计下半年经济增速为6.7%左右，全年经济增速在6.7%左右，“L”型特征明显。

从重点行业看，主要受限于产能过剩  的压力，黑色金属、有色金属以及建材行业运行疲软；化工行业由于产品分散，行业运行总体平稳。此外，“一带一路”、京津冀协同发展、长江经济带建设三大国家战略与城市管廊建设的实施，以及下调电价、开展大用户直接交易等一系列改革政策的落实，将在一定程度上促进上述行业的发展。总体来看，重点行业发展形势将比去年有所改善。

从气温走势看，夏季大部分省份气温较常年同期偏高，将带动降温负荷较快增长。

综合考虑宏观经济运行、重点行业发展以及气温等因素，预计2016年下半年我国电力需求增速进一步回升的概率较大。采用国家电网公司电力供需研究实验室模型测算，2016年全年全社会用电量将达到5.72~5.77万亿千瓦时，增速为3%～4%。其中，下半年全社会用电量增速为4.3%，2016年全年全社会用电量增速为3.5%；分季度看，四个季度增速分别为3.2%、2.1%、5.6%、2.9%；分部门看，第一、二、三产以及居民生活用电增速分别为6.4%、1.2%、10.8%和8.6%。

新增装机规模创历史新高，清洁能源装机比重明显上升

上半年，全国新投运发电装机容量5699万千瓦，比上年同期多投1360万千瓦。其中，新投水电437万千瓦、火电2711万千瓦、核电217万千瓦、风电574万千瓦、太阳能发电1760万千瓦。截至6月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量15.2亿千瓦，同比增长11.3%。

预计2016年全国新增发电装机容量达到1.3亿千瓦。其中，火电为5400万千瓦，水电1100万千瓦，核电490万千瓦，并网风电3400万千瓦，并网太阳能发电2700万千瓦。截至2016年底，全国发电装机容量将达到16.4亿千瓦，比上年增长8.7%。其中，水电3.3亿千瓦，增长3.5%，占比为20.2%；火电10.4亿千瓦，增长5.5%，占比为63.8%；核电3209万千瓦，增长18.1%，占比为2.0%；并网风电1.6亿千瓦，增长26.6%，占比为9.9%；并网太阳能发电6830万千瓦，增长64.2%，占比为4.2%。清洁能源装机容量达到5.93亿千瓦，占总装机比重上升至36.2%，比上年提高约1.9个百分点。

从布局来看，新增装机主要集中在华北、西北电网区域，二者占比分别为25%、23%；华东、华中、东北、西南和南方电网区域全年新增发电装机容量分别约占全国新增装机的比重为13%、10%、8%、6%、15%。其中，新增水电集中在西南电网和南方电网区域，二者合计占全国新增水电装机的62%；新增火电集中在华北、西北、南方电网区域，分别占28%、19%、15%；新增核电集中在华东、东北和南方电网区域，分别占44%、20%、35%；新增风电集中在华北、西北电网区域，分别占30%、23%；新增太阳能装机集中在西北、华北电网区域，分别占41%、25%。

发电设备利用小时数持续下降，全国电力供需形势更为宽松，个别地区在高峰时段存在少量电力缺口

上半年，全国发电设备平均利用小时1797小时，同比降低138小时，持续5年下降的态势。其中，水电设备平均利用小时1658小时，同比增加146小时；火电设备平均利用小时1964小时，同比降低194小时。

预计2016年全国发电设备平均利用小时数约为3760小时，比上年下降约210小时，其中火电设备平均利用小时数为4040小时，比上年下降约290小时，进一步创改革开放以来新低。

由于电力装机增长明显快于需求，而且来水偏丰，电煤供应状况较好，全国电力供需形势进一步宽松。分区域看，华北电网电力供需平衡；华东、华中、南方电网电力供需平衡有余；东北、西北、西南电网电力供应存在大量富余。省级电网中，仅河北南部电网、山东电网、江苏电网、安徽电网受高温影响，夏季高峰时段存在少量电力缺口。

当前电力工业面临的主要问题

（一）电力工业总体供大于求，东北、西北地区电力富余程度进一步加剧。随着我国经济进入“新常态”，电力需求增长明显放缓，由于缺乏统筹的电力规划指导，电源装机仍旧保持快速增长，使得全国多数地区存在电力供应大于电力需求的问题。2016年，东北、西北电网富余程度均比2015年有所加剧。

（二）全国新增煤电装机保持较大规模，东中部地区新增煤电依然较多。近年来，发电企业投资的积极性依然较高，加之审批权下放后，部分地方政府“稳增长”要求，煤电新增装机仍保持较大规模，且布局不尽合理。预计2016年全国新增煤电装机  5100万千瓦左右，其中东部、中部地区分别新增约1300万、1200万千瓦，二者合计约占新增装机总量的一半。

（三）部分地区可再生能源发展过快，消纳问题日益突出。近年来，受运行机制不健全、电力需求增长放缓、系统调峰资源不足以及电力外送能力有限等因素影响，我国弃水、弃风、弃光规模持续攀升，但部分消纳困难的地区仍大力发展可再生能源。上半年，全国弃风电量达到323亿千瓦时，弃风率为21%，同比上升6个百分点。甘肃、新疆、吉林、内蒙古弃风率均超过30%。此外，西南地区弃水、西北地区弃光的规模也有所上升。

（四）电力需求增长缓慢，电力企业经营压力进一步加大。对电网企业而言，受电力需求增长缓慢影响，售电量增长乏力，加之电力体制改革将使售电市场竞争加剧，企业难以靠售电支撑收入、利润的较快增长。对发电企业而言，火电设备利用小时数持续下降，上网电价有所下调，电煤价格上升，企业盈利空间进一步收缩。

相关建议

（一）加强电力统筹规划，促进电力工业健康发展。

一是综合考虑资源禀赋、环境空间、电力需求等因素，统一规划电源与电网的发展目标、结构及布局，实现电源与电网之间、电源与电源之间、中央与地方之间的统筹规划。二是统筹可再生能源开发与消纳市场，科学确定可再生能源项目规模和布局，同步规划建设调峰电源、外送通道。三是加快建设淮南—南京—上海等跨区输电工程，尽快核准后续工程，尽快启动一批项目前期工作，尽快明确送端电源，实现送出工程与跨区输电本体工程建设进度匹配。

（二）严格控制煤电装机规模，促进煤电有序发展。

一是完善煤电建设风险预警机制，定期发布分省煤电建设风险预警提示，引导投资建设预期。二是在京津冀、长三角、珠三角等大气污染防治重点地区，不再安排新增煤电规划建设规模，电力过剩地区要取消一批不具备核准条件煤电项目、缓核一批已纳入规划未核准的煤电项目、缓建一批已核准未开工的煤电项目，并尽快明确取消、缓核、缓建煤电项目的具体清单。

三是加大淘汰落后机组力度，细化淘汰落后产能计划，加强监督管理处理。

（三）行政与市场手段相结合，促进可再生能源消纳。

一是优化电网运行方式，充分发挥电网优势，构建全国范围内的电力电量平衡、调峰资源共享和各类资源互补的可再生能源消纳平台，扩大可再生能源的消纳范围，提高可再生能源消纳比例。二是加快抽水蓄能和燃气调峰电站等灵活调节机组建设，加大新能源场站储能设施建设等，提高系统调峰能力。三是完善市场化机制，研究制定灵活的发电上网和负荷侧峰谷电价机制，引导发电企业和电力用户错峰发用电；加快建立辅助服务市场，提高常规火电机组参与调峰的积极性。四是进一步完善新能源消纳配合制度，弃能严重地区要进一步加强对购电地方政府的沟通与协调。

（四）内部挖潜与市场开拓并举，实现电力企业提质增效。

一是加快结构性改革，淘汰落后产能、治理整合亏损企业、强化成本管控、有序转让非主业资产，科学安排各类项目建设时序和布局。二是积极推动电力深化改革，适应新形势，做优主业，防范风险，提升企业经营效益。三是大力推广电能替代，挖掘电量增长潜力，促进各领域电气化水平的提升以及社会节能减排。四是加强与“一带一路”沿线国家的合作，开拓国际市场，拓展利润增长点。（作者单位：国网能源研究院）