2015年7月电力行业运行综述

    7月份，由于气候因素对 电力 需求的拉动不及预期，工业生产持续不振，导致全社会 用电 量同比负增长，工业、高耗能产业用电持续不振。从电力生产看，受主要 水电 生产区域涞水情况不佳影响，当月水电出力出现下降， 火电 降幅有所收窄。1-7月份，全社会用电量略有增长，水电保持了快速增长，核电和风电大幅度增长，火电仍下降。 发电 装机容量保持较快增长，发电利用小时同比降幅扩大，九成省份火电利用小时同比下降。跨区输送电量增速继续回落，跨省输送电量同比负增长。基建新增装机规模同比增加，电源新开工规模提速。总体上，全国电力供需依然宽松。

     一、电力行业经济运行情况

    （一）全社会用电量负增长，工业、高耗能产业用电持续不振

    全社会用电量当月同比负增长，累计同比增速明显回落。数据显示，7月份，全国全社会用电量5034亿千瓦时，日均环比增长3.1%，同比下降1.3%。分产业看，第一产业用电量130亿千瓦时，同比增长7.0%；第二产业用电量3647亿千瓦时，同比下降3.3%；第三产业用电量644亿千瓦时，同比增长4.4%；城乡居民生活用电量614亿千瓦时，同比增长3.8%。1-7月份，全国全社会用电量31668亿千瓦时，同比增长0.8%，增速同比回落4.1个百分点。分产业看，1-7月份，第一产业用电量570亿千瓦时，同比增长2.4%；第二产业用电量22900亿千瓦时，同比下降0.9%，对全社会用电量增长的贡献率为-80.8%；第三产业用电量4040亿千瓦时，同比增长7.5%，增速同比提高0.9个百分点，对全社会用电量增长的贡献率为105.8%；城乡居民生活用电量4158亿千瓦时，同比增长4.7%，增速同比降低1.0个百分点，占全社会用电量的比重为13.1%，对全社会用电量增长的贡献率为69.9%。

    工业用电量同比负增长，轻工业用电量增速明显回落。7月份，全国工业用电量3590亿千瓦时，同比下降3.3%。其中，轻工业用电量606亿千瓦时，同比下降0.4%；重工业用电量2984亿千瓦时，同比下降3.8%，占全社会用电量的比重为59.3%。1-7月份，全国工业用电量22504亿千瓦时，同比下降0.9%，增速同比降低5.5个百分点，对全社会用电量增长的贡献率为-77.2%。其中，轻、重工业用电量分别为3810和18694亿千瓦时，同比分别增长1.7%和下降1.4%，增速同比分别降低2.3和6.2个百分点。

    高耗能行业用电量持续不振。7月份，化学原料制品、非金属矿物制品、黑色金属冶炼、有色金属冶炼四大高载能行业用电量合计1432亿千瓦时，同比下降4.9%，增速同比回落9.9个百分点，占全社会用电量的比重为28.4%。1-7月份，四大高载能行业用电量合计9624亿千瓦时，同比下降2.0%，增速同比回落6.7个百分点；合计用电量占全社会用电量的比重为30.4%，对全社会用电量增长的贡献率为-74.2%。

图1  2014～2015年全社会日均用电量

    （二）全国发电量负增长，水电出力罕见下降，火力发电降幅收窄

    发电装机容量保持较快增长。截至7月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量13.6亿千瓦，同比增长8.5%。其中，水电2.69亿千瓦、火电9.4亿千瓦、核电2323万千瓦、并网风电10653万千瓦。

    全国发电量当月同比负增长，累计略有增长。数据显示，7月份，全国规模以上电厂发电量5092亿千瓦时，同比下降2.0%。1-7月份，全国规模以上电厂发电量32208亿千瓦时，同比增长0.4%，增速同比降低5.2个百分点。

    水电出力逆转为负增长。7月份，全国规模以上电厂水电发电量1089亿千瓦时，同比下降3.8%，而6月份为同比增长16.4%。这主要是由于当月主要水电生产区域涞水状况不佳以及上年同期基数较高，去年7月水电同比增速高达29%。1-7月份，全国规模以上电厂水电发电量5348亿千瓦时，同比增长9.6%，增速同比下降3.9个百分点。全国水电发电量前三位的省份为四川（1281亿千瓦时）、云南（1033亿千瓦时）和湖北（728亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的56.9%，同比增速分别为10.9%、15.1%和7.8%。

    火电降幅有所收窄。7月份，全国规模以上电厂火电发电量3658亿千瓦时，同比下降3.1%，降幅比上月收窄2.7个百分点。1-7月份，全国规模以上电厂火电发电量24555亿千瓦时，同比下降3.0%，增速比上年同期降低6.5个百分点。各省中，只有新疆增长较快（20.4%），23个省份火电发电量出现负增长，四川（-23.3%）、云南（-33.5%）和西藏（-73.8%）同比下降超过20%。

    核电大幅增长，风电增势减弱。7月份，全国核电发电量168亿千瓦时，同比增长41.4%；全国6000千瓦及以上风电厂发电量114亿千瓦时，同比增长3.7%，而6月份增速为49.9%。1-7月份，全国核电发电量934亿千瓦时，同比增长35.0%；全国6000千瓦及以上风电厂发电量1104亿千瓦时，同比增长23.5%，增幅比上年同期提高10.3个百分点。

图2  2014～2015年全国规模以上电厂日均火电发电量

    （三）发电利用小时同比降幅扩大，九成省份火电利用小时同比下降

    全国发电设备利用小时降幅扩大。1-7月份，全国发电设备累计平均利用小时2293小时，同比下降188小时，降幅同比扩大87小时。

    水电设备平均利用小时增加。1-7月份，全国水电设备平均利用小时1911小时，同比增加59小时；水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中，湖南、青海和四川同比分别下降210小时、71小时和31小时，云南增加39小时， 贵州 、广西和湖北同比分别增加555小时、360小时和171小时。

    火电设备利用小时降幅扩大，九成省份同比下降。1-7月份，全国火电设备平均利用小时2531小时，同比下降259小时，降幅比2014年同期扩大203小时；其中青海3202小时，海南、宁夏和 江苏 超过3000小时；吉林、四川、云南和西藏火电设备利用小时低于2000小时，分别为1900小时、1768小时、1051小时和55小时；与上年同期相比，共有28个省份火电利用小时同比下降，其中，云南和北京下降超过600小时。

    核电设备利用小时上升，风电设备利用小时下降。1-7月份，全国核电设备平均利用小时4183小时，同比上升114小时。全国风电设备平均利用小时1107小时，同比下降10小时。

    （四）基建新增装机规模同比增加，电源新开工规模提速

    水电投产下降，火电、风电和太阳能投产增加。1-7月份，全国基建新增发电生产能力5237万千瓦，比上年同期多投产971万千瓦。其中，水电597万千瓦、火电2886万千瓦、核电326万千瓦、风电853万千瓦、太阳能574万千瓦；水电比去年同期少投产856万千瓦；核电比去年同期基本持平；火电、风电和太阳能分别比去年同期多投产1011、350和470万千瓦。

    电源新开工规模增加。1-7月份，全国主要发电企业电源项目新开工规模3411万千瓦，比上年同期增加2035万千瓦；其中，水电新开工362万千瓦、火电新开工1967万千瓦、核电新开工224万千瓦、风电新开工802万千瓦、太阳能新开工56万千瓦。

    （五）电力行业 耗煤 量继续下降

    供发电标准煤耗下降。1-7月份，全国6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗316克/千瓦时，同比下降2克/千瓦时；发电标准煤耗298克/千瓦时，同比下降1克/千瓦时。

    全国重点电厂耗煤仍快速下降，但降幅收窄。7月份，全国重点电厂耗煤9830万吨，同比下降8.3%，降幅比上月收窄5.2个百分点；1-7月份，重点电厂耗煤66340万吨，同比下降10.3%。7月末库存为6529万吨，比去年同期下降1171万吨。

    全国供热耗煤量较快增长。1-7月份，全国供热量为211481万百万千焦，同比增长11.5%，供热耗用原煤量12067万吨，同比增长6.5%。

    二、电力行业运行影响因素分析及发展动向

    （一）预计8月份电厂耗煤环比上升

    8月上旬电厂耗煤大幅回升。数据显示，8月上旬，全国重点发电企业日均供煤321万吨，比上月增长1.6%，同比下降10.6%；日均耗煤356万吨，比上月增长12.3%，同比下降1.1%；比近几年最高点429万吨（2013年12月日均耗煤）下降17%。

    8月中旬电厂耗煤比上旬有所回落，库存有所减少。数据显示，8月中旬，全国重点发电企业日均供煤334万吨，比上月增长5.7%，同比下降5.4%；日均耗煤343万吨（2012年以来全年日均耗煤分别为：358万吨、364万吨和339万吨，今年以来累计日均耗煤316万吨，比近几年分别下降11.7%、13.2%和6.9%），比上月增长8.2%，同比增长0.9%；比近几年最高点429万吨（2013年12月日均耗煤）下降26.3%。截止8月20日，电厂 存煤 6364万吨，比上月末减少165万吨，下降2.5%；比年初减少3091万吨，下降32.7%；同比减少1567万吨，下降19.8%。存煤可用18天，比上月末减少2天，同比减少4天。

    （二）国家能源局组织开展电网企业输配电成本专项监管工作

    2015年电网企业输配电成本专项监管工作于8月19日正式启动。此次专项监管范围覆盖冀北、 黑龙江 、 陕西 、福建、湖南、贵州6个地区，由国家能源局统一组织成六个检查组实施检查，其中冀北电网为国家能源局驻点检查地区。检查时间为2个月，至10月底结束。此项监管旨在规范电网企业输配电成本行为，促进输配电价改革和电力市场建设，切实维护消费者的合法权益。今年3月15日，《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）正式印发，强调改革的总体思路是“三放开、一独立、一深化、三强化”，同时明确将按照“准许成本加合理收益”原则，核定电网企业准许总收入和输配电价。通过专项监管，摸清电网企业资产状况，输配电成本支出范围和构成、成本归集方式、成本管理政策等内容，全面、深入了解电网企业输配电成本信息，有利于建立健全电网企业成本约束机制和激励机制，提高政府定价的科学性、合理性和透明度，维护消费者的合法权益，促进独立的输配电价格机制建立，促进电力市场建设，有利于政府部门、监管机构对电网企业的监管及社会公众对电网企业的监督。

    （三）全球风电产业未来五年发展预测

    根据世界风能协会的最新预测，未来5年全球市场将以亚洲为龙头、欧洲，北美为主力。未来5年全球风电市场将继续保持稳定增长势头：2015年全球风电新增装机容量有望达到53.5GW，累计风电装机将突破400GW大关(423GW)；到2020年底，全球风电累计装机容量将接近700GW。第一，风电的高速增长是由其越来越有竞争力的价格驱动的，同时风电还能提高能源安全，价格稳定(不受燃料价格波动影响)。风电(特别在中国等地)帮助缓解大气污染，而大气污染问题在一些国家和地区正在成为一些城市或地区面临的最大生存挑战。在亚洲，非洲和拉丁美洲，经济发展对清洁，可持续的本地能源的的需求可以不断地被风电所满足，这一趋势将在未来长期继续。第二，世界风能协会预测2015年全球新增风电装机容量将再次超过50GW，2018年全球新增风电装机容量将达到60GW。亚洲将接替欧洲成为世界风电发的重心，中国将继续引领全球增长，并有把握实现2020年并网200GW的目标。 2014年印度新增装机容量达到232万千瓦，这一不错表现让其位列亚洲第二，印度市场也将在未来几年里实现稳步的增长。第三，欧洲市场将呈现比较稳定的发展趋势，德国和英国仍将引领欧洲风电产业的发展，并将在海上风电场建设方面做出突出贡献。第四， 美国 风电市场在经历了2013年的低谷后，在2014年开始恢复，并且将在未来两年内保持较为强劲的增长势头。 加拿大 未来两年的增长势头也比较迅猛。但是北美市场可能成为一个充满不确定性的市场，因为2016年以后的美国和加拿大将出现政策真空，而这将对2016年及以后的风电市场产生深远影响。第五，拉丁美洲也正在成为一个强劲的区域市场，其中的领头力量是巴西，墨西哥紧随其后。第六，非洲2014年的装机首次超过了1GW，2015年有望再次达到这样的装机成绩。非洲的市场目前由 南非 、埃及和摩洛哥引领，而且将有更多的新市场从非洲涌现，这将使非洲在未来几年成为发展速度最快的区域。2014年，南非的风电市场终于顺利启动了。这将有望在5年内，从非洲南部到东部掀起一轮小型的风电开发高潮。

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