11月份，全国工业增加值有所回升，第二产业用电量降幅收窄，第一产业、第三产业、居民用电量继续保持增长，拉动全社会用电略有增长，但增速同比仍明显回落。从电力生产看，全国发电量略有增长，水电小幅增长，火电持续负增长；与上月相比，枯水期水电出力减少为火电腾出空间，火电发电量环比快速回升，同比降幅有所收窄。受此影响，当月全国重点电厂耗煤环比快速增长，同比降幅也有收窄。
1-11月份，全社会用电量增速同比回落，三产用电量保持较快增长，工业用电量持续负增长，高耗能行业用电量持续负增长，核电、风电发电量增长显著，火电发电量持续负增长；各类型发电设备利用小时均同比降低，利用小时降幅继续扩大；火电新增装机规模同比大幅上升，水电新增装机规模同比下降；虽然供热耗煤量较快增长，但发电耗煤降幅也较大，电力行业耗煤量呈现回落态势。总体上，全国电力供需形势总体宽松。12月中上旬，重点电厂耗煤环比有所增加，但同比下降态势未改，预计今后一段时间，在取暖用煤需求处在季节性高位、水电出力环比仍将回落等因素拉动下，电力、电煤供需疲软态势会有所缓解，但供大于求格局难以逆转。
一、电力行业经济运行情况
（一）全社会用电量略有增长，增速同比明显回落
当月全社会用电量增速同比回落，三产用电量保持较快增长。11月份，全国全社会用电量4658亿千瓦时，同比增长0.6%。分产业看，第一产业用电量74亿千瓦时，同比增长2.7%；第二产业用电量3471亿千瓦时，同比下降1.6%；第三产业用电量566亿千瓦时，同比增长9.4%；城乡居民生活用电量547亿千瓦时，同比增长6.5%。1-11月份，全国全社会用电量50493亿千瓦时，同比增长0.7%，增速同比回落3.0个百分点。分产业看，1-11月份，第一产业用电量953亿千瓦时，同比增长3.0%，占全社会用电量的比重为1.9%；第二产业用电量36330亿千瓦时，同比下降1.1%，对全社会用电量增长的贡献率为-113.2%；第三产业用电量6524亿千瓦时，同比增长7.3%，增速同比提高1.2个百分点，对全社会用电量增长的贡献率为122.2%；城乡居民生活用电量6686亿千瓦时，同比增长4.7%，增速同比提高2.7个百分点，对全社会用电量增长的贡献率为83.4%。
工业用电量持续负增长，制造业用电量同比降幅扩大。11月份，全国工业用电量3412亿千瓦时，同比下降1.6%。其中，轻工业用电量576亿千瓦时，同比增长2.6%；重工业用电量2836亿千瓦时，同比下降2.4%。全国制造业用电量2490亿千瓦时，同比下降2.5%；制造业日均用电量83.0亿千瓦时/天，比上年同期减少2.2亿千瓦时/天，比上月增加5.6亿千瓦时/天。1-11月份，全国工业用电量35698亿千瓦时，同比下降1.1%，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-107.9%。其中，轻、重工业用电量分别为6132和29566亿千瓦时，同比分别增长1.3%和下降1.6%，增速同比分别降低2.9和5.2个百分点。全国制造业用电量26724亿千瓦时，同比下降1.0%，增速同比降低5.6个百分点。
高耗能行业用电量持续负增长，钢铁和有色行业用电量环比下降。11月份，四大高载能行业用电量合计1410亿千瓦时，同比下降 6.2%，增速同比回落8.8个百分点，占全社会用电量的比重为30.3%。其中，化工行业用电量376亿千瓦时，同比增长3.7%，增速同比回落0.4个百分点；建材行业用电量279亿千瓦时，同比下降5.6%，增速同比回落5.6个百分点；黑色金属行业用电量410亿千瓦时，同比下降13.5%，增速同比回落12.5个百分点；有色金属冶炼行业345亿千瓦时，同比下降7.0%，增速同比回落15.5个百分点。1-11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15287亿千瓦时，同比下降2.7%，增速同比回落6.6个百分点；合计用电量占全社会用电量的比重为30.3%，对全社会用电量增长的贡献率为-118.1%。
图1 2014～2015年全社会日均用电量
（二）全国发电量略有增长，水电小幅增长，火电持续负增长
发电装机容量保持较快增长。截至11月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量14.1亿千瓦，同比增长9.7%。其中，水电2.8亿千瓦、火电9.6亿千瓦、核电2696万千瓦、并网风电11327万千瓦。
全国发电量同比略有增长，日均环比快速下降。11月份，全国规模以上电厂发电量4660亿千瓦时，日均环比下降18.1%，同比增长0.1%。1-11月份，全国规模以上电厂发电量51257亿千瓦时，同比增长0.1%，增速同比降低3.8个百分点。
水力发电量同比小幅增长，环比继续快速回落。11月份，全国规模以上电厂水电发电776亿千瓦时，日均环比下降19.4%，同比增长3.0%。1-11月份，全国规模以上电厂水电发电量9259亿千瓦时，同比增长3.6%，增速同比降低18.8个百分点。全国水电发电量前三位的省份为四川（2349亿千瓦时）、云南（1836亿千瓦时）和湖北（1221亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的58.4%，同比增速分别为6.4%、5.3%和-5.5%。
火电量持续负增长。11月份，全国规模以上电厂火电发电量3532亿千瓦时，日均环比增长17.5%，同比下降1.5%，增幅比上月收窄5.1个百分点。1-11月份，全国规模以上电厂火电发电量38232亿千瓦时，同比下降2.4%，增速比上年同期降低2.1个百分点。各省中，只有新疆和北京增长较快（18.5%和16.3%），22个省份火电发电量出现负增长，四川（-22.0%）、云南（-33.1%）和西藏（-61.2%）同比降幅超过20%。
核电继续大幅增长，风电当月同比出现下降、累计仍大幅增长。11月份，全国核电发电量145亿千瓦时，同比增长19.4%；全国6000千瓦及以上风电厂发电量154亿千瓦时，同比下降1.1%。1-11月份，全国核电发电量1549亿千瓦时，同比增长29.8%，增速比上年同期增加11.5个百分点；全国6000千瓦及以上风电厂发电量1659亿千瓦时，同比增长20.4%，增幅比上年同期提高10.4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）全国水电、火电、核电、风电发电设备利用小时均呈下降态势
全国发电设备利用小时降幅扩大。1-11月份，全国发电设备累计平均利用小时3597小时，同比下降309小时，降幅同比扩大87小时。
全国水电设备平均利用小时下降，贵州、广西有所提高。1-11月份，全国水电设备平均利用小时3256小时，同比下降139小时；水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中，四川、青海、云南、湖北和湖南同比分别下降481小时、277小时、270小时、216小时和73小时，贵州和广西同比分别提高403小时和465小时。
火电设备利用小时降幅扩大，28个省份火电利用小时同比下降。全国火电设备平均利用小时3916小时，同比下降355小时，降幅比上年同期扩大94小时；海南利用小时数超过5000小时；四川、云南和西藏火电设备利用小时低于2500小时，分别为2450小时、1403小时和68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，其中云南和福建下降超过900小时。
核电、风电设备利用小时也有下降。1-11月份，全国核电设备平均利用小时6763小时，同比下降32小时。全国风电设备平均利用小时1611小时，同比下降74小时。
（四）火电新增装机规模同比大幅上升，水电新增装机规模同比下降
水电投产规模同比减少，火电、核电、风电投产规模同比增加。1-11月份，全国基建新增发电生产能力9044万千瓦，比上年同期多投产2338万千瓦；其中，水电1331万千瓦、火电4751万千瓦、核电547千瓦、风电1589万千瓦、太阳能投产827万千瓦；水电比去年同期少投产490万千瓦；火电、核电、风电、太阳能分别比去年同期多投产1346、218、659和606万千瓦。
（五）电力行业耗煤量季节性回升，同比仍持续下降
供发电标准煤耗下降。1-11月份，全国6000千瓦及以上电厂发电标准煤耗297克/千瓦时，同比下降2克/千瓦时；供电标准煤耗316克/千瓦时，同比下降2克/千瓦时。
全国重点电厂耗煤环比快速回升，同比降幅明显收窄。11月份，全国重点电厂耗煤9712万吨，日均环比增长了22%，同比下降3.0%，降幅又比上月收窄9.3个百分点；1-11月份，重点电厂耗煤102214万吨，同比下降8.9%。11月末库存为7343万吨，比去年同期下降2417万吨。
全国供热耗煤量较快增长。1-11月份，全国供热量为301962万百万千焦，同比增长11.4%，供热耗用原煤量17342万吨，同比增长9.7%。
二、电力行业运行影响因素分析及发展动向
（一）12月份电厂耗煤环比继续回升，比去年同期仍下降
12月上旬电厂耗煤增加、库存小幅减少。本旬，全国重点发电企业日均供煤348万吨，比上月增加9万吨，增长2.7%，同比减少19万吨，下降5.2%；日均耗煤353万吨，比上月增加30万吨，增长9.3%，同比减少26万吨，下降6.9%。
12月中旬电厂耗煤继续增加、库存减少。全国重点发电企业日均供煤353万吨，比上月增加47万吨，增长15.4%，同比减少29万吨，下降7.6%；日均耗煤355万吨，比上月增加31万吨，增长9.6%，同比减少34万吨，下降8.7%。截止12月20日，电厂存煤7290万吨，比上月末减少57万吨，下降24.2%；比年初减少2165万吨，下降22.9%；同比减少2326万吨，下降24.2%。存煤可用20天，比上月末减少2天，同比减少5天。
12月份，受气候寒冷、取暖需求影响，电厂耗煤环比大幅回升，不过从同比看，仍呈下降态势，降幅比前期有所收窄。总体上，电煤供求过剩状况将有一定缓解，但供大于求格局很难逆转。
（二）燃煤发电上网电价明年1月1日起下调
国务院总理李克强12月23日主持召开国务院常务会议，会议决定，通过疏导电价矛盾，促进减轻企业负担、节能减排和工业结构调整。根据发电成本变化情况，从2016年1月1日起下调燃煤发电上网电价，全国平均每千瓦时降低约3分钱，降价金额重点用于同幅度降低一般工商业销售电价、支持燃煤电厂超低排放改造和可再生能源发展，并设立工业企业结构调整专项资金，支持地方在淘汰煤炭、钢铁行业落后产能中安置下岗失业人员等。同时，完善煤电价格联动机制，对高耗能行业继续实施差别、惩罚性和阶梯电价，推动产业升级。
（三）发改委调整陆上风电光伏发电上网标杆电价政策
近日，国家发展改革委发出《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》，适当降低新建陆上风电和光伏发电上网标杆电价。根据工程造价降低情况和适当的项目资本金收益率水平，《通知》明确，对陆上风电项目上网标杆电价，2016年、2018年一类、二类、三类资源区分别降低2分钱、3分钱，四类资源区分别降低1分钱、2分钱。对光伏发电标杆电价，2016年一类、二类资源区分别降低10分钱、7分钱，三类资源区降低2分钱。同时指出，利用建筑物屋顶及附属场所建设的分布式光伏发电项目，在符合条件的情况下允许变更为“全额上网”模式，“全额上网”项目的发电量由电网企业按照当地光伏电站上网标杆电价收购。《通知》指出，鼓励各地通过招标等市场化方式确定相关新能源项目业主和上网电价，但通过竞争方式形成的上网电价不得高于国家规定的当地标杆上网电价水平。随着国家有关部门逐步改善当前“弃风”、“弃光”状况，调整后的标杆电价政策仍将对新能源产业保持较强的支持力度。
（四）国家实行燃煤电厂超低排放电价支持政策
12月2日，国家发展改革委、环境保护部、国家能源局发布《关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知》（发改价格[2015]2835号），提到为鼓励引导火电超低排放，对经所在地省级环保部门验收合格并符合上述超低限值要求的燃煤发电企业给予适当的上网电价支持。其中，对2016年1月1日以前已经并网运行的现役机组，对其统购上网电量加价每千瓦时1分钱(含税);对2016年1月1日之后并网运行的新建机组，对其统购上网电量加价每千瓦时0.5分钱(含税)。省级能源主管部门负责确认适用上网电价支持政策的机组类型。超低排放电价政策增加的购电支出在销售电价调整时疏导。上述电价加价标准暂定执行到2017年底，2018年以后逐步统一和降低标准。地方制定更严格超低排放标准的，鼓励地方出台相关支持奖励政策措施。12月2日召开的国务院常务会议，决定全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造，大幅降低发电煤耗和污染排放，上述政策是政府出台的具体支持措施之一，有利于推进煤炭清洁高效利用，促进节能减排和大气污染治理。（作者：童小娟）
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