2015年9月电力行业运行综述

    9月份，主要受经济增长稳中趋缓因素影响，全社会 用电 量未有增长，工业用电增速转负。从 电力 生产看，全国 发电 量出现回落， 水电 连续三个月下降， 火电 也转为下降。前三季度，全国全社会用电量低速增长，发电量与去年同期基本持平，水电有小幅增长，核电、风电大幅增长，火电则下降。发电利用小时同比降幅扩大，仅核电发电设备利用小时增长，水电、火电、风电发电利用小时均下降，其中火电降幅最大。基建新增装机规模同比增加，火电在建规模同比大幅上升。总体上，全国电力供需依然宽松。预计四季度，电力行业供需仍将宽松，全年电煤消费量将比上年下降已成定局。

 

    一、电力行业经济运行情况

    （一）全社会用电量未有增长，工业用电增速转负

    全社会用电量未有增长，二产用电量同比继续下降，三产用电量保持较快增长。9月份，全国全社会用电量4563亿千瓦时，同比下降0.2%，日均环比下降8%。分产业看，第一产业用电量102亿千瓦时，同比增长5.1%；第二产业用电量3128亿千瓦时，同比下降2.9%；第三产业用电量650亿千瓦时，同比增长6.2%；城乡居民生活用电量684亿千瓦时，同比增长6.9%。1-9月份，全国全社会用电量41344亿千瓦时，同比增长0.8%，增速同比回落3.0个百分点。分产业看，1-9月份，第一产业用电量806亿千瓦时，同比增长2.7%；第二产业用电量29559亿千瓦时，同比下降1.0%，对全社会用电量增长的贡献率为-83.1%；第三产业用电量5406亿千瓦时，同比增长7.3%，增速同比提高1.7个百分点，对全社会用电量增长的贡献率为106.8%；城乡居民生活用电量5573亿千瓦时，同比增长4.6%，增速同比提高2.8个百分点，对全社会用电量增长的贡献率为70.3%。

    工业用电量当月增速转负，制造业用电量同比降幅扩大。9月份，全国工业用电量3068亿千瓦时，同比下降2.9%。其中，轻工业用电量574亿千瓦时，同比下降0.8%；重工业用电量2494亿千瓦时，同比下降3.4%。全国制造业用电量2458亿千瓦时，同比下降2.1%；制造业日均用电量81.9亿千瓦时/天，同比减少1.7亿千瓦时/天，环比减少2.2亿千瓦时/天。1-9月份，全国工业用电量29039亿千瓦时，同比下降0.9%，增速同比降低4.8个百分点，对全社会用电量增长的贡献率为-79.4%。其中，轻、重工业用电量分别为5009和24029亿千瓦时，同比分别增长1.6%和下降1.5%，增速同比分别降低2.2和5.4个百分点。全国制造业用电量21832亿千瓦时，同比下降0.6%，增速同比降低5.5个百分点。

    高耗能行业用电量继续回落，有色、化工用电量维持正增长。9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1402亿千瓦时，同比下降3.0%，增速同比回落6.3个百分点，占全社会用电量的比重为30.7%。其中，化工行业用电量同比增长0.6%，增速同比回落6.8个百分点； 建材 行业用电量同比下降7.0%；黑色金属行业用电量同比下降8.5%；有色金属冶炼行业同比增长4.1%，增速同比提高1.7个百分点。1-9月份，四大高载能行业合计用电量合计12469亿千瓦时，同比下降2.2%，增速同比回落6.5个百分点。

图1  2014～2015年全社会日均用电量

    （二）全国发电量出现回落，水电连续三个月下降，火电也转为下降

    发电装机容量保持较快增长。截至9月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量13.9亿千瓦，同比增长9.4%。其中，水电2.7亿千瓦、火电9.5亿千瓦、核电2414万千瓦、并网风电10885万千瓦。

    全国发电量当月小幅下降，累计同比接近基本持平。9月份，全国规模以上电厂发电量4548亿千瓦时，日均环比下降8.8%，同比下降3.1%。1-9月份，全国规模以上电厂发电量41990亿千瓦时，同比增长0.1%，增速同比降低4.3个百分点。

    水力发电量连续三个月下降。9月份，全国规模以上电厂水电发电量1075亿千瓦时，同比下降6.7%。1-9月份，全国规模以上电厂水电发电量7472亿千瓦时，同比增长3.5%，增速同比降低17.2个百分点。全国水电发电量前三位的省份为四川（1871亿千瓦时）、云南（1458亿千瓦时）和湖北（1009亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的58.1%，同比增速分别为7.0%、7.4%和-5.0%。

    火电当月止增转跌，累计仍下降。9月份，全国规模以上电厂火电发电量3146亿千瓦时，同比降低3.6%。1-9月份，全国规模以上电厂火电发电量31532亿千瓦时，同比下降2.2%，增速比上年同期降低2.9个百分点。各省中，只有新疆增长较快（20.7%），21个省份火电发电量出现负增长，四川（-21.9%）、云南（-32.9%）和西藏（-68.6%）同比下降超过20%。

    核电、风电继续大幅增长。9月份，全国核电发电量159亿千瓦时，同比增长22.9%；全国6000千瓦及以上风电厂发电量120亿千瓦时，同比增长22.5%。1-9月份，全国核电发电量1262亿千瓦时，同比增长32.4%，增幅比上年同期提高14.7个百分点；全国6000千瓦及以上风电厂发电量1335亿千瓦时，同比增长23.5%，增幅比上年同期提高14.6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，水电利用小时继续下降

    全国发电设备利用小时降幅扩大。1-9月份，全国发电设备累计平均利用小时2972小时，同比下降232小时，降幅同比扩大58小时。

    水电设备平均利用小时也有下降。1-9月份，全国水电设备平均利用小时2639小时，同比降低84小时；水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中，青海、湖南、四川、云南和湖北同比分别下降205小时、185小时、172小时、166小时和147小时； 贵州 和广西同比分别提高233小时和306小时。

    火电设备利用小时降幅扩大，九成省份同比下降。全国火电设备平均利用小时3247小时，同比下降265小时，降幅比2014年同期扩大83小时；海南利用小时数超过4000小时；吉林、四川、云南和西藏火电设备利用小时低于2500小时，分别为2337小时、2112小时、1229小时和60小时；与上年同期相比，共有25个省份火电利用小时同比下降，其中，云南和四川下降超过600小时。

    核电设备利用小时上升，风电设备利用小时下降。1-9月份，全国核电设备平均利用小时5525小时，同比上升19小时。全国风电设备平均利用小时1317小时，同比下降23小时。

    （四）基建新增装机规模同比增加，火电在建规模同比大幅上升

    水电投产下降，火电、核电、风电投产增加。1-9月份，全国基建新增发电生产能力7429万千瓦，比上年同期多投产2179万千瓦；其中，水电1085万千瓦、火电3955万千瓦，核电546千瓦、风电1160万千瓦、太阳能投产683万千瓦；水电比去年同期少投产480万千瓦；火电、核电、风电、太阳能分别比去年同期多投产1375、217、550和517万千瓦。

    截至9月底，电源项目在建规模约17665亿千瓦，比上年同期增加3147万千瓦。其中，火电在建规模7808万千瓦，水电在建规模4597万千瓦，核电在建规模2769万千瓦，风电在建规模2249万千瓦。

    （五）电力行业 耗煤 量持续下降

    供发电标准煤耗下降。1-9月份，全国6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗317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2克/千瓦时。

    全国重点电厂耗煤持续下降。9月份，全国重点电厂耗煤8063万吨，同比下降9.3%，降幅比上月扩大7.9个百分点；1-9月份，重点电厂耗煤84539万吨，同比下降9.2%。9月末库存为6919万吨，比去年同期下降1733万吨。

    全国供热耗煤量较快增长。1-9月份，全国供热量为239611万百万千焦，同比增长9.1%，供热耗用原煤量13716万吨，同比增长6.3%。

    二、电力行业运行影响因素分析及发展动向

    （一）10月份电厂耗煤或将继续回落，全年电煤消费下降已成定局

    10月上旬，电厂耗煤大幅下降。数据显示，10月上旬，全国重点发电企业日均供煤257万吨，比上月减少24万吨，下降8.5%，同比减少50万吨，下降16.3%；日均耗煤235万吨，比上月减少34万吨，下降12.6%，同比减少34万吨，下降12.6%。

    10月中旬电厂耗煤降幅收窄、库存继续回升。10月中旬，全国重点发电企业日均供煤269万吨，比上月减少12万吨，下降4.3%，同比减少50万吨，下降15.7%；日均耗煤247万吨，比上月减少22万吨，下降8.2%，同比减少36万吨，下降12.7%。截止10月20日，电厂 存煤 7352万吨，比上月末增加433万吨，增长6.3%；比年初减少2103万吨，下降22.2%；同比减少1997万吨，下降21.4%。存煤可用29天，比上月末增加4天，同比减少3天。

    今后一段时间，是传统的迎峰度冬用电、用煤高峰期，但在经济下行压力较大、工业用电持续不振的大背景下，电力供需宽松局面很难逆转，预计电煤需求仍将总体疲软，旺季短期内过剩状况或有所缓解，全年电煤需求将比上年明显下降已成定局。

    （二）我国加快推进电力价格机制改革

   10月15日，国务院下发关于推进价格机制改革的若干意见。《意见》在重点领域价格改革部分，专门安排一节，阐述加快推进能源价格市场化问题。其中第一句就指出：按照“管住中间、放开两头”总体思路，推进电力、天然气等能源价格改革，促进市场主体多元化竞争，稳妥处理和逐步减少交叉补贴，还原能源商品属性。

    关于输配电价问题，基本上延续了电改9号文的精神：有序放开上网电价和公益性以外的销售电价，建立主要由市场决定能源价格的机制。把输配电价与发售电价在形成机制上分开，单独核定输配电价，分步实现公益性以外的发售电价由市场形成。按照“准许成本加合理收益”原则，合理制定电网、天然气管网输配价格。

    值得注意的是“加快推进能源价格市场化”一节的最后一句：在放开竞争性环节电价之前，完善煤电价格联动机制和标杆电价体系，使电力价格更好反映市场需求和成本变化。

    结合《意见》中“健全生产领域节能环保价格政策”一节的内容，对未来电价调整的主要方向就更清楚了：健全生产领域节能环保价格政策。建立有利于节能减排的价格体系，逐步使能源价格充分反映环境治理成本。继续实施并适时调整脱硫、脱硝、除尘等环保电价政策。鼓励各地根据产业发展实际和结构调整需要，结合电力、水等领域体制改革进程，研究完善对“两高一剩”(高耗能、高污染、产能过剩)行业落后工艺、设备和产品生产的差别电价、水价等价格措施，对电解铝、 水泥 等行业实行基于单位能耗超定额加价的电价政策，加快淘汰落后产能，促进产业结构转型升级。

    《意见》明确提出实现主要改革目标的时间表：到2017年，竞争性领域和环节价格基本放开，政府定价范围主要限定在重要公用事业、公益性服务、网络型自然垄断环节。到2020年，市场决定价格机制基本完善，科学、规范、透明的价格监管制度和反垄断执法体系基本建立，价格调控机制基本健全。

    （三） 内蒙 古建立我国首个省级电网独立输配电价体系

    国家发展改革委9月份批复了内蒙古西部电网输配电价改革试点首个监管周期输配电准许收入和输配电价，新电价机制自2015年10月1日起实行。这是我国第一个按照“准许成本加合理收益”原则测算的、能够直接用于电力市场交易的省级电网独立输配电价，为“放开两头”、推进发电和售电价格市场化创造了必要条件，奠定了坚实基础。为促进经济增长，内蒙古自治区将核减的成本空间主要用于降低 蒙西 电网大工业电价，降价金额约26亿元。蒙西电网分电压等级输配电价考虑了交叉补贴因素，明确电力用户要按其接入的电网电压等级支付含交叉补贴的输配电价，有利于减少输配电价改革对居民和农业电价的影响，促进电力体制改革稳妥推进。

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