中國儲能網訊：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(yè)用電量同比增長11.5%，持續(xù)保持較高增速，顯示出我國經濟增長中服務業(yè)消費的拉動作用突出；城鄉(xiāng)居民生活用電量同比增長11.6%，其中三季度增長18.4%，創(chuàng)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(yè)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(yè)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(tài)勢，其中化工、建材、鋼鐵冶煉、有色金屬四大高耗能行業(yè)合計用電量同比下降1.9%，除此之外的其他制造業(yè)均保持一定增長水平，新興技術行業(yè)及大眾消費品業(yè)增長勢頭較好，反映出當前產業(yè)結構調整和轉型升級效果繼續(xù)顯現(xiàn)，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(fā)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(qū)電力供應能力過剩問題進一步加劇；非化石能源發(fā)電量延續(xù)快速增長，三季度電力消費明顯回升，9月份火電發(fā)電量累計增速由負轉正。全國電力供需總體寬松、部分地區(qū)相對過剩，電煤供需形勢從寬松逐步轉為偏緊、部分地區(qū)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(fā)電新增7000萬千瓦，年底全國發(fā)電裝機容量16.4億千瓦左右，非化石能源發(fā)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(qū)相對過剩,迎峰度冬期間部分地區(qū)電煤供應可能出現(xiàn)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(fā)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(yè)效益被嚴重壓縮，部分大型發(fā)電集團煤電已出現(xiàn)整體虧損，企業(yè)生產經營正面臨嚴峻困難與挑戰(zhàn)。
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(jù)氣象部門監(jiān)測數(shù)據(jù)，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(shù)偏低。受宏觀經濟尤其是工業(yè)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(huán)比回落1.6個百分點，基數(shù)偏低拉高了今年三季度增速。三是實體經濟運行顯現(xiàn)出穩(wěn)中趨好跡象。三季度制造業(yè)用電量同比增長3.8%，明顯高于一、二季度，與8、9月制造業(yè)PMI、工業(yè)增加值增速、工業(yè)企業(yè)利潤增速等主要指標表現(xiàn)情況總體相匹配。
電力消費主要特點有：
一是三季度城鄉(xiāng)居民生活用電量增速創(chuàng)10年來新高。前三季度城鄉(xiāng)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(yè)及其各行業(yè)用電快速增長。與第三產業(yè)增加值保持較快增長相對應，第三產業(yè)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(yè)看，信息傳輸計算機服務和軟件業(yè)用電同比增長15.3%，延續(xù)近年來的快速增長勢頭；金融、房地產、商務及居民服務業(yè)用電增長12.7%；交通運輸、倉儲、郵政業(yè)用電增長10.7%；商業(yè)、住宿和餐飲業(yè)用電增長10.0%。
三是第二產業(yè)及其制造業(yè)用電增速逐季上升，產業(yè)結構調整和轉型升級效果持續(xù)顯現(xiàn)。第二產業(yè)及其工業(yè)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(yè)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(tài)勢。四大高耗能行業(yè)（化學原料及化學制品制造業(yè)、非金屬礦物制品業(yè)、黑色金屬冶煉及壓延加工業(yè)、有色金屬冶煉及壓延加工業(yè)）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(yè)、黑色和有色金屬冶煉及壓延加工業(yè)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(yè)及其制造業(yè)用電增速逐季提高。
前三季度，在20個制造業(yè)行業(yè)中，除黑色和有色金屬冶煉及壓延加工業(yè)兩個高耗能行業(yè)用電負增長外，其余制造業(yè)行業(yè)均實現(xiàn)正增長，且除四大高耗能行業(yè)及紡織業(yè)（1.9%）以外的其他15個行業(yè)用電增速均超過2%，其中，交通運輸電氣電子設備制造業(yè)、醫(yī)藥制造業(yè)、化學纖維制造業(yè)、工藝品及其他制造業(yè)、文體用品制造業(yè)等10個行業(yè)用電增速均超過5%?？梢?，除高耗能行業(yè)以外的其他制造業(yè)保持一定增長水平，其中新興技術行業(yè)及大眾消費品業(yè)增長勢頭較好，反映出當前產業(yè)結構調整和轉型升級效果繼續(xù)顯現(xiàn)。
四是電力消費增長動力持續(xù)轉換、消費結構繼續(xù)調整。從用電增長動力看，第二產業(yè)、第三產業(yè)和城鄉(xiāng)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(yè)中的四大高耗能行業(yè)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(tǒng)高耗能行業(yè)持續(xù)向服務業(yè)、生活用電以及新興技術行業(yè)轉換。從電力消費結構看，第三產業(yè)和城鄉(xiāng)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(yè)比重降低1.8個百分點，其中四大高耗能行業(yè)比重降低1.9個百分點，第二產業(yè)用電比重的下降全部來自于高耗能行業(yè)比重的下降。
五是各地區(qū)用電均實現(xiàn)正增長，東、中部地區(qū)增速領先。東、中、西部和東北地區(qū)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?？傮w來看，東、中部地區(qū)用電形勢相對較好，是今年全國用電量增長的主要穩(wěn)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(qū)拉動0.7個百分點，東北地區(qū)拉動0.1個百分點。
（二）發(fā)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(yè)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(xiāng)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(fā)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(fā)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(fā)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(guī)模以上電廠發(fā)電量4.37萬億千瓦時、同比增長3.4%。發(fā)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(guī)模同比減少，發(fā)電設備利用小時同比繼續(xù)降低。今年國家出臺了促進燃煤發(fā)電（以下簡稱煤電）有序發(fā)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(xiàn)。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(guī)模以上電廠火電發(fā)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(fā)電量大幅下降等影響，當月火電發(fā)電量同比增長12.2%，拉動今年以來火電發(fā)電量累計增速首次實現(xiàn)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(fā)電量較快增長，發(fā)電設備利用小時同比增加。水電投資同比下降20.5%，已連續(xù)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(guī)模以上電廠水電發(fā)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(xiàn)前高后低的特征，9月份發(fā)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(fā)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(fā)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(qū)部分省份棄風情況仍然較為嚴重。
四是并網太陽能發(fā)電裝機容量翻倍增長，太陽能發(fā)電設備利用小時降幅擴大。受光伏發(fā)電上網電價限期下調政策影響，一大批太陽能發(fā)電項目集中投產，太陽能發(fā)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(fā)電裝機容量7075萬千瓦（其中絕大部分為光伏發(fā)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(fā)電量460億千瓦時、同比增長63.4%；全國并網太陽能發(fā)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(qū)部分省份棄光情況較為突出。
五是核電裝機及發(fā)電量快速增長，核電設備利用小時持續(xù)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(fā)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(xù)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(qū)、跨省送電實現(xiàn)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(qū)送電量增長5.6%?？缡≥敵鲭娏吭鲩L4.4%，南方電網區(qū)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(fā)電用天然氣供應總體平穩(wěn)。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(huán)節(jié)受阻，全國電煤供需形勢從寬松逐步轉為偏緊、部分地區(qū)緊張,電煤價格急劇上升，加劇煤電企業(yè)經營困難局面。一季度，全國天然氣需求明顯回升，個別地區(qū)部分時段天然氣發(fā)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(fā)電供氣總體有保障。
（三）全國電力供需總體寬松、部分地區(qū)相對過剩
華北、華東區(qū)域電力供需總體平衡，華中、南方區(qū)域供需總體寬松，東北和西北區(qū)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(huán)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(fā)電裝機1.2億千瓦左右，其中非化石能源發(fā)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(fā)電裝機容量將達到16.4億千瓦，其中，非化石能源發(fā)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(qū)電煤供應將可能偏緊甚至緊張，個別地區(qū)部分時段天然氣發(fā)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(fā)電企業(yè)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(qū)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(qū)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(qū)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(qū)相對過剩。其中，東北、西北區(qū)域電力供應能力過剩，華北區(qū)域電力供需總體平衡，華中、華東區(qū)域電力供需總體寬松，南方區(qū)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(fā)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(wěn)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(xiàn)了電煤價格急劇上漲、部分地區(qū)電煤供應緊張等新情況，應密切關注出現(xiàn)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(xiàn)。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(wěn)定供應的通知》（發(fā)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(huán)節(jié)煤炭庫存，滿足冬儲煤的實際需要，以保障電煤穩(wěn)定供應，并盡快抑制煤價上漲趨勢。二是協(xié)調解決好煤炭運輸環(huán)節(jié)問題。國家有關政府部門及單位積極協(xié)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(qū)調運的電煤低庫存地區(qū)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(jié)假日的電煤供應和運輸。三是鼓勵煤炭企業(yè)與發(fā)電企業(yè)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(guī)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(jiān)管，建立煤炭購銷誠信保障監(jiān)督體系，提高合同兌現(xiàn)率。四是逐步培養(yǎng)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(tǒng)籌當期問題與長遠發(fā)展，保障市場穩(wěn)定，避免因煤炭產量和價格大起大落沖擊相關產業(yè)及經濟發(fā)展，實現(xiàn)上下游各行業(yè)的多贏發(fā)展。
（二）統(tǒng)籌推進電力改革與行業(yè)發(fā)展，避免行業(yè)風險聚集
當前電力行業(yè)特別是發(fā)電企業(yè)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(jié)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(yè)面臨嚴峻的經營壓力和困境，急需統(tǒng)籌電力改革與行業(yè)發(fā)展、經營各項工作，積極穩(wěn)妥推動改革政策落實。一是要統(tǒng)籌協(xié)調電力體制改革、國企改革、國有資產監(jiān)督管理體制改革等多重改革與行業(yè)發(fā)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(yè)企業(yè)運行在合理區(qū)間和健康發(fā)展的大前提下，推進行業(yè)改革和產業(yè)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(fā)企業(yè)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(jiān)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(xiàn)的新情況、新趨勢，進一步規(guī)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(huán)境，加強對各省級電力市場交易的指導和監(jiān)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(guī)范行為，建立交易價格信息統(tǒng)計發(fā)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(jiān)督和懲戒，規(guī)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(fā)電的迅速發(fā)展顯著促進了能源結構的優(yōu)化調整，但在電力消費市場放緩的大背景下，新能源發(fā)展過于集中和速度過快、電源電網發(fā)展不協(xié)調等矛盾，嚴重制約了新能源發(fā)電的健康可持續(xù)發(fā)展，需統(tǒng)籌協(xié)調相關部門和企業(yè)，標本兼顧，從行業(yè)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(qū)域間的協(xié)調，充分利用現(xiàn)有跨?。▍^(qū)）輸電通道，結合規(guī)劃加快跨?。▍^(qū)）輸電工程，特別是可再生能源基地外送通道建設，確?，F(xiàn)有可再生能源過剩能力得到更大范圍消納、新增發(fā)電能力能及時送出。二是提高可再生能源發(fā)電就近消納能力。充分發(fā)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(fā)電權交易置換，以及可再生能源替代燃煤自備電廠發(fā)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(fā)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(tǒng)綜合調峰能力。建立健全發(fā)電企業(yè)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(jiān)管，提高政策執(zhí)行力度。提高國家各項清潔能源發(fā)展政策措施的統(tǒng)一性和連續(xù)性，穩(wěn)妥處理好電力行業(yè)當期投資與長遠發(fā)展之間的關系，進一步協(xié)調好地方政府和中央企業(yè)之間的關系，為清潔能源的健康有序發(fā)展提供健康的政策環(huán)境。
