2015年12月份，季节性电力需求上升，拉动全国用、发电量环比回升，但同比由上月的正增长转为负增长。其中，水电发电量的季节性回落给了火电环比快速增长的空间，但是水电同比保持增长态势，风电、核电、太阳能等新能源发电持续发力，导致了火力发电量降幅比上月有所扩大。从2015年全年看，全社会用电量增长乏力，第二产业用电量增速下降，第三产业和居民生活用电成为拉动全社会用电量增长的主要动力。全国发电量增速明显放缓，水力发电量实现增长，火力发电量持续下降，核电、并网风电和并网太阳能大幅增长、占全部发电量的比重继续提升；各类型发电设备利用小时均出现下降，水电降幅最小，火电降幅最大；全国供发电标准煤耗继续下降，电力行业煤炭消费量出现下降。进入2016年1月份，重点发电企业耗煤走低，库存有所回落。预计2016年全社会用电需求增速将比上年有所提升，但仍呈低速增长态势，而供应侧新投产装机有较大规模，我国发电设备尤其是火电设备利用小时数将进一步下降，电力行业煤炭需求仍将低迷。
一、2015年电力行业经济运行情况
（一）全社会用电增速明显放缓
全社会用电量增长乏力。12月份，全社会用电量5007亿千瓦时，日均环比增长4.0%，同比下降1.0%。2015年，全社会用电量55500亿千瓦时，同比增长0.5%。分产业看，第一产业用电量1020亿千瓦时，同比增长2.5%；第二产业用电量40046亿千瓦时，同比下降1.4%；第三产业用电量7158亿千瓦时，同比增长7.5%；城乡居民生活用电量7276亿千瓦时，同比增长5.0%。2015年，全社会用电量增长乏力，主要是由于第二产业用电量增速下降所致，这是经济新常态下，第二产业尤其是工业生产放缓、结构调整加快及用电效率提升的结果。此外，2015年暖冬凉夏的气温因素也在一定程度上影响了用电量增速。
第二产业内部行业用电量增速分化。2015年，工业用电量39348亿千瓦时，比上年下降1.4%，其中，轻、重工业用电量分别为6729亿千瓦时和32620亿千瓦时，分别比上年增长1.3%和下降1.9%。轻、重工业用电量增速差距从2013、2014年的不到1个百分点扩大至3.2个百分点，国内外需求不足及结构调整对重工业的影响明显大于轻工业。2015年，高耗能行业用电量减少，尤其是黑色金属和建材行业。国家电网公司经营区域的化工、建材、黑色金属、有色金属行业合计用电量比上年减少4.0%。其中化工行业用电量实现3.1%的正增长，有色金属行业用电量减少0.7%，黑色金属和建材行业用电量分别减少9.6%和7.2%。2015年，全国粗钢产量减少2.3%,水泥产量减少4.9%。受国家大力发展战略性新兴产业等政策影响，交通运输与电气电子设备制造业、医药制造业、石油加工与炼焦及核燃料加工业等用电量保持较快增长。
第三产业和居民生活用电成为拉动全社会用电量增长的主要动力。2015年，尽管我国经济增长总体有所放缓，但第三产业依然保持较快增长势头，其增加值增速达8.3%，比上年提高0.5个百分点，占GDP的比重首次超过一半。与此同时，第三产业用电量增速达7.5%，比上年提高1.1个百分点，占全社会用电量的比重上升至12.9%，对全社会用电量增长的贡献率达到174%。2015年，居民生活用电量增长5%，增速比上年回升2.8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达到121%。在冬暖夏凉的天气条件下，居民生活用电增速实现稳步回升，在一定程度上反映了我国居民收入与生活水平的提高以及房地产销售市场的好转。
图1 2014～2015年全社会日均用电量
（二）发电量增速明显放缓，水力发电量实现增长，火力发电量持续下降
据国家统计局发布数据，12月份全国规模以上电厂发电量4910亿千瓦时，日均环比增长2.0%，同比下降3.7%，增速比上月加快0.5个百分点。其中，水电发电量677亿千瓦时，日均环比下降15.6%，同比增长11.3%，增速比上月加快8.3个百分点；火电发电量3856亿千瓦时，日均环比增长5.7%，同比下降6.5%，降幅比上月扩大5个百分点，持续4个月下降。2015年，全国规模以上电厂发电量56184亿千瓦时，同比下降0.2%。其中，水电发电量9960亿千瓦时，同比增长4.2%；火电发电量42102亿千瓦时，同比下降2.8%。
据中国电力企业联合会发布数据，2015年，全国全口径发电量56045亿千瓦时，比上年增长0.6%，比上年4.3%的增速回落3.7个百分点。分类型看，水电发电量11143亿千瓦时，比上年增长5.1%，占全国发电量的19.9%，比上年提高0.9个百分点；火电发电量40972亿千瓦时，比上年下降2.3%，占全国发电量的73.1%，比上年降低2.2个百分点；核电、并网风电和并网太阳能发电量为1695亿千瓦时、1851亿千瓦时和383亿千瓦时，分别比上年增长27.2%、15.8%和64.4%，占全国发电量的比重分别比上年提高0.6个、0.4个和0.3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）各类型发电设备利用小时均减少
据行业快报统计，受电力需求增长放缓、新能源装机比重不断提高等因素影响，2015年全国6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时为3969小时，比上年减少349小时，是1978年以来的最低水平。
其中，水电设备平均利用小时3621小时，比上年减少48小时。火电设备平均利用小时4329小时，比上年减少410小时。核电设备平均利用小时7350小时，比上年减少437小时。并网风电设备平均利用小时1728小时，比上年减少172小时。
（四）全国基建新增发电生产能力较快增长
截至2015年底，全国发电装机容量150673万千瓦，比上年增长10.4%；其中，水电31937万千瓦（含抽水蓄能2271万千瓦），比上年增长4.9%，占全部装机容量的21.2%；火电99021万千瓦（含煤电88419万千瓦、气电6637万千瓦），比上年增长7.8%，占全部装机容量的65.7%；核电2717万千瓦，并网风电12830万千瓦，并网太阳能发电4158万千瓦，分别比上年增长35.3%、32.5%和67.3%。与上年相比，水电、火电分别下降1.1个和1.6个百分点，核电、风电、太阳能分别上升0.3个、1.4个和0.9个百分点。
图3 2015年分类型发电装机容量及所占比重
2015年，全国基建新增发电设备容量12974万千瓦，其中，水电新增1608万千瓦，火电新增6400万千瓦，核电新增724万千瓦，并网风电新增2961万千瓦，并网太阳能发电新增1282万千瓦。
（五）供电标准煤耗下降，重点发电企业煤耗下降
2015年，全国6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗315克/千瓦时，比上年降低4克/千瓦时；全国电网输电线路损失率6.62%，与上年的6.60%基本持平。
12月份，全国重点发电企业耗煤1.12亿吨，比上年下降7.8%。全年累计耗煤11.34亿吨，比上年下降8.8%，降幅比上年扩大1.4个百分点。
二、影响因素分析及发展动向
（一）2016年1月电厂耗煤走低，库存有所回落
进入2016年，电厂耗煤总体下降，由于供煤量减少，库存有所回落。1月上旬，全国重点发电企业日均供煤343万吨，环比减少20万吨，下降5.5%，同比减少5万吨，下降1.4%；日均耗煤347万吨，环比减少15万吨，下降4.3%，同比减少33万吨，下降8.7%。1月中旬，全国重点发电企业日均供煤355万吨，环比减少8万吨，下降2.2%，同比减少9万吨，下降2.5%；日均耗煤355万吨，环比减少7万吨，下降1.9%，同比减少27万吨，下降7.1%。截止1月20日，电厂存煤7271万吨，比上月末减少87万吨，下降1.2%；同比减少1771万吨，下降19.6%；存煤可用20天，比12月末减少2天，同比减少3天。
据国网能源研究院预测，2016年，受工业去产能、房地产去库存等因素影响，高耗能行业用电量继续呈负增长，但受下调电价、降低企业税费负担等降成本及一带一路、京津冀协同发展、长江经济带战略等因素影响，高耗能工业用电量降幅有所缩小，且非高耗能工业用电增速有望加快，从而使第二产业用电量增速回升，预计第二产业用电量增长-1%～1%。在第三产业用电方面，由于部分政策的边际效应持续减弱，加之2015年气候导致的基数偏低，今年第三产业用电量仍将保持较快增长，预计增速将上升至7.5%～9.5%。城镇化、农民工市民化的快速推进有利于支撑居民生活用电量较快增长，预计增速上升至5.5%～7.5%。第一产业用电量增速较为平稳，预计为2.5%左右。综合考虑，预计2016年我国全社会用电量增长1%～3%。尽管用电量增速较2015年有所回升，但仍呈低速增长态势，而供应侧新投产的装机将保持1亿千瓦左右的较大规模，我国发电设备尤其是火电设备利用小时数将进一步下降。因此，预计2016年电力行业煤炭需求仍将低迷。
（二）国家降低燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格
国家发展改革委于2015年12月27日发布《关于降低燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格的通知》（发改价格[2015]3105号），明确按现行煤电价格联动机制规定，将于2016年1月1日起降低燃煤发电上网电价全国平均每千瓦时约3分钱，同时降低一般工商业销售电价全国平均每千瓦时约3分钱。今年以来，电煤价格继续大幅下降，此次电价调整的一揽子措施有利于充分发挥价格作为供给侧重要环节对结构性改革的推动作用，减轻中小微企业负担，促进可再生能源发展、支持燃煤电厂超低排放改造。我国于2004年建立煤电价格联动机制，并于2012年对煤电价格联动机制进行了完善。2013年以来，由于煤价下降，我国已连续4次下调上网电价。主要用于下调工商业销售电价，逐步提高脱硫、脱硝、除尘等环保电价加价标准和可再生能源附加征收标准等。电力价格改革的方向是“放开两头、管住中间”。在电力市场交易机制形成前，对于占用电量70%的燃煤机组实行煤电价格联动机制的过渡性政策。在今年试点的基础上，2016年，我国将进一步扩大输配电价试点范围，2017年基本覆盖到全国。
（三）国家完善煤电价格联动机制
国家发展改革委2015年12月31日印发《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》（以下简称《通知》），完善后的煤电价格联动机制自2016年1月1日起开始实施。《通知》明确，煤电价格联动机制电价调整的依据是中国电煤价格指数，联动机制以一个年度为周期，由国家发展改革委统一部署启动，以省（区、市）为单位组织实施。按联动机制调整的上网电价和销售电价实施时间为每年1月1日。2015年9月，国家发展改革委价格监测中心、秦皇岛煤炭交易市场等机构已经建立并按月公布了中国电煤价格指数。中国电煤价格指数以各省监测的发电企业电煤到厂价为主，并吸收环渤海动力煤价格指数等影响力较大的市场监测数据形成，代表规格品为5000大卡电煤。《通知》规定，2014年平均电煤价格为基准煤价，原则上以与2014年电煤价格对应的上网电价为基准电价。今后，每次实施煤电价格联动，电煤价格和上网电价分别与基准煤价、基准电价相比较计算。《通知》规定，煤电价格实行区间联动，周期内电煤价格与基准煤价相比波动每吨30元为启动点，每吨150元为熔断点。当煤价波动不超过每吨30元，成本变化由发电企业自行消纳，不启动联动机制；煤价波动超过每吨150元的部分也不联动。煤价波动在每吨30元至150元之间的部分，实施分档累退联动，即煤炭价格波动幅度越大，联动的比例系数越小。《通知》向社会公布了联动机制计算公式。上网电价调整后，按公式测算相应调整销售电价。其中，工商业用电价格相应调整，调整水平按燃煤机组上网电量、其他电源上网电量、外送外购电量情况以及节能环保电价等因素确定。居民生活、农业生产用电价格保持相对稳定。《通知》同时强调，在完善煤电价格联动机制的同时，要坚持推进电价市场化改革，加快电力市场建设，逐步放开竞争性环节电力价格。参与电力市场交易的电量电价，由交易双方自主协商确定。煤电价格联动机制的公开透明实施，将有利于合理引导社会预期，促进煤电市场稳定。
（四）水泥企业用电阶梯电价政策出台化解过剩产能
近日，为贯彻落实《国务院关于化解产能严重过剩矛盾的指导意见》（国发[2013]41号），发挥价格政策在化解水泥产能过剩方面的作用，发展改革委与工业信息化部联合下发《关于水泥企业用电实行阶梯电价政策有关问题的通知》，自2016年1月起，对淘汰类以外的通用硅酸盐水泥生产用电实行基于电耗的阶梯电价政策。通知明确，对GB16780-2012《水泥单位产品能源消耗限额》实施前后投产的水泥企业，区分企业投产时间和耗能环节实行不同阶梯电价加价标准。水泥企业用电阶梯电价按年度执行。各地可在国家规定基础上进一步提高加价标准。上述政策的出台，将有利于促进水泥行业技术进步和节能减排水平的提高。据行业相关部门预计，水泥行业阶梯电价政策的实施将促使约10%左右产能的水泥生产线达不到能耗要求被淘汰，对促进化解水泥行业过剩产能将起到一定作用。（作者：童小娟）
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