2017年上半年全国电力供需形势分析预测报告

2017年上半年全国电力供需形势分析预测报告上半年，经济运行保持在合理区间，稳中向好态势趋于明显。全国电力供需总体宽松，部分地区电力供应能力富余。全社会用电量同比增长6.3%，增速同比提高3.6个百分点，延续了2016年下半年以来的较快增长势头。第二产业用电量同比增长6.1%，拉动全社会用电量增长4.4个百分点，是全社会用电量增长的主要动力。第三产业用电量同比增长9.3%，拉动全社会用电量增长1.2个百分点；所占全社会用电量比重为13.7%，同比提高0.4个百分点。受上年同期高基数、一季度气温偏暖等因素影响，居民生活用电量同比增长4.5%，为近十年同期第二低增速。上半年，全国规模以上电厂发电量同比增长6.3%；6月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量16.3亿千瓦，同比增长6.9%，供应能力充足。煤电有序发展效果明显，煤电投资同比下降29.0%、煤电新增装机规模同比下降48.3%。电源结构及布局持续优化，新增非化石能源发电装机占新增总装机的73.4%，比重同比提高20个百分点；东、中部地区新增风电、太阳能发电装机占比分别达到57.9%和76.1%。电力企业多措并举有效促进新能源消纳，弃风弃光问题有所缓解，风电设备平均利用小时同比提高67小时，太阳能发电设备平均利用小时同比提高39小时。全国煤炭供需平衡偏紧，各环节库存下降，电煤价格高位上涨，煤电企业电煤成本大幅攀升，大部分发电集团煤电板块持续整体亏损。受2016年下半年高基数等因素影响，预计今年下半年全社会用电量增速略高于4%，全年同比增长5%左右、与上年总体持平；若迎峰度夏期间出现长时间大范围极端高温天气，则全年全社会用电量增速将可能略高于5%。预计全年新增装机略超1亿千瓦，年底发电装机容量达到17.6亿千瓦左右，非化石能源发电装机占比进一步提高至38%左右。预计下半年全国电力供应能力总体富余、部分地区相对过剩。电煤价格继续高位运行，市场交易电量降价幅度较大、且规模继续扩大，发电成本难以有效向外疏导，预计煤电企业将持续亏损，发电企业生产经营继续面临严峻困难与挑战。一、上半年全国电力供需状况（一）全社会用电量增速同比提高，二产用电量较快增长是主要拉动力上半年，全国全社会用电量2.95万亿千瓦时、同比增长6.3%，为2012年以来同期最高增长水平，增速同比提高3.6个百分点。用电较快增长的原因主要有四个方面：一是宏观经济总体延续稳中向好，工业增加值、社会消费品零售总额、基础设施投资、外贸出口等关键指标增速回升。二是工业品市场供需关系有所改善，市场价格回升，企业生产形势明显好转，拉动用电增长。三是高技术产业、装备制造业等新技术以及新产业新业态快速发展，带动用电速度快速增长，逐步孕育出拉动全社会用电量增长的又一重要力量。四是上年同期基数相对偏低。上半年电力消费主要特点有：一是第二产业及其制造业用电较快增长。第二产业及其制造业用电量同比分别增长6.1%和7.0%，增速同比分别提高5.6和7.3个百分点，分别拉动全社会用电量增长4.4和3.7个百分点。宏观经济稳中向好以及上年同期低基数是第二产业及其制造业用电较快增长的主要原因。传统产业中的有色金属冶炼、石油加工炼焦及核燃料加工业、化学纤维制造业、木材加工及制品和家具制造业等4个行业用电量增速超过10%。其中，有色金属冶炼行业用电增长对全社会用电量增长的贡献率达19.3%。代表工业转型方向、高技术制造比例较高的通用及专用设备制造业、交通运输电气电子设备制造业、医药制造业用电量同比分别增长10.2%、9.7%和7.6%；三个行业合计用电量比重(7.5%)比上年同期提高0.2个百分点，成为电力消费结构调整的亮点。二是第三产业用电快速增长，生产性服务业用电形势好于消费性服务业。第三产业用电量同比增长9.3%，拉动全社会用电量增长1.2个百分点。其中，信息传输计算机服务和软件业用电量增长14.3%，延续近年来用电快速增长势头。交通运输仓储和邮政业用电量增长12.9%，主要是在高铁、动车快速发展以及电动汽车快速推广的拉动下，城市公共交通、电气与铁路用电同比分别增长26.0%和14.2%。三是城乡居民生活用电量增速同比回落，为近10年来同期第二低增速。受上年同期高基数以及一季度气温偏暖等因素影响，居民生活用电量同比增长4.5%，增速同比降低3.2个百分点；拉动全社会用电量增长0.6个百分点，拉动率比上年同期降低0.4个百分点。四是各地区用电增速均同比提高，西部地区增速领先。东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长5.3%、6.1%、9.0%和3.9%，增速同比分别提高1.7、2.7、8.1和3.3个百分点。东、西部地区对全国用电量增长的拉动大，分别拉动2.6和2.4个百分点；西部地区受上年低基数和今年高耗能行业用电明显回升的拉动，用电增速大幅提高。（二）发电投资及新增装机同比减少，电力供应能力增长放缓上半年，电源投资节奏继续放缓、结构继续清洁化、布局进一步优化，弃风弃光问题有所缓解，电力供给侧结构性改革成效明显。全国主要电力企业总计完成投资同比增长1.6%；其中，发电企业有效控制投资节奏，电源完成投资同比下降13.5%。电网企业贯彻落实国家配电网建设改造行动计划及新一轮农村电网改造升级等政策，完成投资同比增长10.0%；其中，110千伏及以下电网投资占比达到54.9%。上半年，全国基建新增发电装机5056万千瓦，同比少投产643万千瓦；其中，新增非化石能源发电装机占新增总装机比重为73.4%，同比提高20个百分点。截至6月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量为16.3亿千瓦、同比增长6.9%，增速同比降低4.3个百分点。全国规模以上电厂发电量2.96万亿千瓦时，同比增长6.3%。上半年电力供应主要特点有：一是火电完成投资和新增装机规模双降，火电设备利用小时同比提高。火电完成投资同比下降17.4%，其中，煤电完成投资同比下降29.0%。全国基建新增火电装机容量1421万千瓦、同比少投产1290万千瓦；其中，煤电投产1112万千瓦、同比少投产1037万千瓦。煤电投资及投产规模大幅减少，反映出国家促进煤电有序发展系列政策措施效果持续显现。截至6月底，全国6000千瓦及以上火电装机容量10.6亿千瓦、同比增长4.6%，增速同比降低3.3个百分点。在电力消费需求较快增长、水电发电量下降等因素拉动下，全国规模以上电厂火电发电量同比增长7.1%；全国火电设备平均利用小时2010小时（其中煤电2040小时）、同比提高46小时。二是水电发电量负增长，设备平均利用小时同比下降。全国基建新增水电装机564万千瓦、同比多投产126万千瓦。截至6月底，全国6000千瓦及以上水电装机3亿千瓦（其中抽水蓄能装机2769万千瓦）、同比增长4.2%。受上年同期高基数以及上年底蓄能值偏低等因素影响，全国规模以上电厂水电发电量同比下降4.2%；全国水电设备平均利用小时1514小时、同比降低144小时。三是并网风电新增装机超半数布局在东、中部地区，弃风问题明显缓解。新增并网风电装机容量601万千瓦、同比多投产27万千瓦；其中，东、中部地区新增风电装机占比达到57.9%，风电布局呈现出向东、中部地区转移趋势。6月底，全国并网风电装机容量1.54亿千瓦、同比增长12.0%；全国6000千瓦及以上电厂并网风电发电量1490亿千瓦时、同比增长21.0%，明显超过装机容量增速。在有关部门和电力企业的共同努力下，弃风问题有所缓解，全国风电利用小时数984小时、同比提高67小时；其中，东北、西北地区风电设备平均利用小时数同比分别提高92和173小时。四是并网太阳能发电装机和发电量持续快速增长，设备利用小时同比提高。上半年，全国新增并网太阳能发电装机2362万千瓦、同比增加602万千瓦；其中，6月份太阳能新增装机规模占上半年的比重达到50.5%。从布局上看，东、中部地区太阳能新增规模占全国的比重达到76.1%。截至6月底，全国并网太阳能发电装机容量为9797万千瓦、同比增长53.8%，占总发电装机容量比重为5.9%。全国并网太阳能发电量501亿千瓦时、同比增长74.3%。太阳能发电设备平均利用小时630小时、同比提高39小时，弃光问题有所缓解。五是核电新投产一台机组，发电量及设备平均利用小时均同比增长。广东阳江核电站4号机组（109万千瓦）投产，截至6月底，全国核电装机3473万千瓦、同比增长17.3%。全国核电发电量同比增长19.6%；核电设备平均利用小时3406小时、同比提高59小时。六是跨区跨省送电较快增长。全国完成跨区送电量1680亿千瓦时、同比增长6.9%。全国跨省送电量4804亿千瓦时、同比增长8.3%。七是煤炭供应平衡偏紧，煤电企业电煤成本大幅攀升、经营形势严峻。全国煤炭供需平衡偏紧，各环节库存下降，电煤价格高位上涨，煤电企业燃料成本大幅攀升，大部分发电集团煤电板块持续整体亏损，发电行业效益大幅下滑。（三）全国电力供需总体宽松，部分地区相对过剩上半年，全国电力供需总体宽松，部分地区相对过剩。其中，华北区域电力供需总体平衡；华中、华东和南方区域供需总体宽松、部分省份供应能力富余；东北和西北区域电力供应能力相对过剩。二、下半年全国电力供需形势预测（一）全年电力消费走势前高后稳，年度增速与上年大体持平综合宏观经济形势、外贸出口、服务业发展、电能替代、房地产及汽车行业政策调整、气温等方面因素，预计全年电力消费增长呈前高后稳走势。考虑到2016年下半年高基数因素形成的下拉影响（2016年下半年全社会用电量增长7.2%，比上半年增速2.7%提高4.5个百分点），预计今年下半年全社会用电量增速略高于4%；全年全社会用电量同比增长5%左右，增速与上年大体持平。若全国出现长时间大范围极端高温天气，则将导致全年全社会用电量增速略高于5%。（二）全国电力供应能力充足，电煤供应平衡偏紧预计下半年全国基建新增装机容量6000万千瓦，全年全国新增发电装机1.1亿千瓦左右，其中，新增非化石能源发电装机6500万千瓦左右。预计2017年底全国发电装机容量将达到17.6亿千瓦、同比增长7%左右；其中，非化石能源发电6.7亿千瓦，占总装机容量比重38%，比上年提高1个百分点左右。预计下半年电煤供应将延续平衡偏紧局势，若迎峰度夏期间出现持续大范围极端高温天气、水电欠发、运力受限等因素交织叠加的情况，局部地区部分时段将可能出现电煤供应紧张局面。（三）电力供需维持总体宽松，全年火电设备利用小时数接近上年预计下半年全国电力供需总体继续宽松，东北、西北电网区域电力供应能力相对过剩。受7月中旬大范围高温天气影响，多地电网负荷创历史新高，华北地区电力供需偏紧。预计全年全国发电设备利用小时3720小时左右，其中火电设备利用小时4150小时左右，好于年初预期。三、有关建议（一）落实迎峰度夏工作方案及预案，确保电力系统安全稳定运行当前全国电力供需总体宽松，但在极端气候条件下部分地区仍存在电力供应偏紧甚至紧张情况，应积极应对高温热浪等气温因素带来的负荷突变，始终把电力系统安全稳定运行放在首位，防止发生大面积停电，保障生产生活用电需求，为党的十九大顺利召开提供坚强的电力保障。一是制定并落实相关方案和预案。相关地方及企业应严格贯彻落实国家发展改革委《关于做好2017年迎峰度夏期间煤电油气运保障工作的通知》（发改运行〔2017〕1129号），统筹做好煤电油气运保障工作。二是加强省间互济，做好余缺调节。针对部分电力供需偏紧的地区，充分利用高峰时间段差异，增加省间、区域间高峰电力保障能力，消除省间壁垒，根据需要及时组织临时交易，实现省间互济、余缺调节。三是加强电力需求侧管理。综合运用财政、税收、物价等政策杠杆，完善峰谷分时电价，精细化做好有序用电工作，平抑高峰负荷需求。通过多平台及时发布电力供需信息，创新推广“虚拟电厂”等需求侧管理形式，引导社会积极参与有序用电，营造良好供电、保电环境。四是密切关注持续高温大负荷和强雷雨等自然灾害，确保电力系统安全稳定运行。高温天气会促使降温负荷陡增，自然灾害、外力破坏是导致线路跳闸的首要因素。部