预计今年用电量增速约为3%

 

　　2016年，全国用电形势呈现增速同比提高、动力持续转换、消费结构继续调整的特征。2016年，全国电力供需进一步宽松、局部地区电力供应能力过剩问题进一步加剧。分区域看，华北区域电力供需总体平衡，华东、华中、南方区域供需总体宽松，东北和西北区域电力供应能力过剩。2016年全国全社会用电量同比增长5.0%，比上年提高4.0个百分点；各季度同比分别增长3.2%（扣除闰年因素增长2.1%）、2.1%、7.8%和6.5%。东、中部地区用电增速领先并呈前低后高走势。东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长5.9%、5.4%、3.7%和2.7%，东、中部地区用电形势相对较好，是全国用电增长的主要动力。

 

　　在投资方面，2016年全国主要电力企业合计完成投资同比增长3.3%。在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引导下，电网投资同比增长16.9%，其中占电网总投资58%的110千伏及以下电网投资同比增长35.6%；在国家促进燃煤发电有序发展等一系列政策措施影响下，电源投资同比下降12.9%。

 

　　2016年，全国净增发电装机容量1.2亿千瓦，比上年减少2186万千瓦，其中净增非化石能源发电装机7200万千瓦，接近上年水平，而煤电净增规模同比减少1154万千瓦，电力行业控制投资节奏、优化投资结构的效果开始显现。截至2016年底，全国全口径发电装机容量16.5亿千瓦，同比增长8.2%。其中，非化石能源6.0亿千瓦，占总发电装机容量的比重较上年提高1.7个百分点。全年全国全口径发电量5.99万亿千瓦时，同比增长5.2%；发电设备利用小时3785小时，同比降低203小时。其中，火电设备利用小时进一步降至4165小时，为1964年以来年度最低。电煤供需形势从2016年上半年的宽松转为下半年的偏紧。

 

　　《报告》预测，2017年全社会用电量增速低于2016年。具体来讲，综合考虑宏观经济形势、服务业和居民用电发展趋势、电能替代、房地产及汽车行业政策调整、2016年夏季高温天气等因素，预计2017年全国全社会用电量同比增长3%左右。若夏季或冬季出现极端气候将可能导致全社会用电量上下波动约1个百分点。此外，各级政府稳增长政策措施力度调整将可能导致全社会用电量上下波动约0.5个百分点。预计2017年全年全国基建新增发电装机约1.1亿千瓦，其中非化石能源发电装机约6000万千瓦。预计2017年底全国发电装机容量将达17.5亿千瓦，其中非化石能源发电6.6亿千瓦，占总装机比重将上升至38%左右。

 

　　在供需形势方面，《报告》预计2017年全国电力供应能力总体富余。其中，华北电网区域电力供需总体平衡，华东、华中、南方电网区域电力供需总体宽松，东北、西北电网区域电力供应能力过剩较多。预计全年全国发电设备利用小时3600小时左右，其中火电设备利用小时将下降至4000小时左右。电煤价格继续高位运行，部分省份电力用户直接交易降价幅度较大且交易规模继续扩大，发电成本难以及时有效向外疏导，煤电企业效益将进一步被压缩，企业生产经营继续面临严峻困难与挑战。

 

　　为此，中电联建议，要加大政策扶持力度，降低电力企业经营负担和风险。要进一步完善煤电联动机制，合理疏导煤电企业大幅上涨的燃料成本。2015年以来，全国煤电上网标杆电价已经历两次下调，电力直接交易进一步降低了上网电价，而燃料及环保成本大幅上涨、煤电利用小时持续下降导致发电边际成本也在上涨，煤电企业抗成本波动能力明显弱化。建议完善煤电联动机制，重新调整联动周期、价格计算机制等关键环节，以合理疏导煤电企业成本。同时，要进一步完善煤电环保补贴机制，及时足额发放可再生能源补贴。建议将煤电环保电价补贴调整为“价外补贴”，在市场竞争电价之外按照度电标准给予补贴，保障参与市场竞争的发电量也可以得到应有的环保补贴收入。加快解决可再生能源电价附加补助资金历史欠账问题，扩大补贴资金来源渠道，简化可再生能源补贴申报、拨付流程，确保可再生能源补贴及时足额发放到位，完善可再生能源发电补贴定价机制及相关政策。