截至2016年11月，全國全社會用電量53847億千瓦時，同比增長5.0%，增速比上年同期提高4.2個百分點，全國電力供需總體寬松。

分產(chǎn)業(yè)看，1-11月份，第一產(chǎn)業(yè)用電量1002億千瓦時，同比增長5.2%，占全社會用電量的比重為1.9%;第二產(chǎn)業(yè)用電量38119億千瓦時，同比增長2.6%，增速比上年同期提高3.7個百分點，占全社會用電量的比重為70.8%;第三產(chǎn)業(yè)用電量7286億千瓦時，同比增長11.7%，增速比上年同期提高4.4個百分點，占全社會用電量的比重為13.5%;城鄉(xiāng)居民生活用電量7441億千瓦時，同比增長11.4%，增速比上年同期提高6.7個百分點，占全社會用電量的比重為13.8%。

圖1.2015-2016年月度電力消費走勢圖

對于四大高載能行業(yè)而言，1-11月份，化學(xué)原料制品、非金屬礦物制品、黑色金屬冶煉和有色金屬冶煉四大高載能行業(yè)用電量合計15922億千瓦時，同比下降0.9%，增速比上年同期提高1.9個百分點;其中，化工行業(yè)用電量3956億千瓦時，同比增長1.2%，增速比上年同期回落1.1個百分點;建材行業(yè)用電量2911億千瓦時，同比增長2.4%，增速比上年同期提高8.8個百分點;黑色金屬冶煉行業(yè)用電量4407億千瓦時，同比下降5.0%，增速比上年同期提高3.4個百分點;有色金屬冶煉行業(yè)4647億千瓦時，同比下降0.4%，增速比上年同期回落3.2個百分點。這表明高載能行業(yè)2014、2015年連續(xù)超跌的勢頭有所遏制，但2016年的企穩(wěn)狀態(tài)是受房地產(chǎn)在短期政策下短暫回暖和“去產(chǎn)能”導(dǎo)致的價格過快上漲所誘發(fā)?？傮w來看，高能耗行業(yè)進(jìn)入飽和平臺期的判斷依然正確。

從電力裝機(jī)規(guī)模來看，截至11月底，全國6000千瓦及以上電廠裝機(jī)容量15.7億千瓦，同比增長10.4%，增速比上年同期提高0.7個百分點。其中，水電2.9億千瓦、火電10.4億千瓦、核電3352萬千瓦、并網(wǎng)風(fēng)電1.4億千瓦。

從電源利用效率來看，1-11月份，全國發(fā)電設(shè)備累計平均利用小時3434小時，同比降低195小時。分類型看，1-11月份，全國水電設(shè)備平均利用小時3334小時，同比增加78小時;全國火電設(shè)備平均利用小時3756小時，同比降低204小時;全國核電設(shè)備平均利用小時6378小時，同比降低385小時;全國風(fēng)電設(shè)備平均利用小時1573小時，同比降低39小時?；痣娫谶^剩加劇的背景下利用率繼續(xù)惡化，而可再生能源“三棄”問題有進(jìn)一步加劇的勢頭。

2017年電力發(fā)展展望

(一)電力需求展望

從2016年電力需求來看，1-11月全社會用電量增速有所回升，除了三產(chǎn)和居民用電保持高速增長外，二產(chǎn)也拉動了用電量的增長，其中四大高載能行業(yè)用電量增速同比下降0.9%，增速比上年同期提高1.9個百分點，這也是前11個月用電量增速回升的一大原因。2016年9月后工業(yè)用電有回升站穩(wěn)的態(tài)勢，預(yù)期2017年增速會回調(diào)后企穩(wěn)。

綜合來看，預(yù)計2017年我國全社會用電量增速約4%，比2016年有所放緩。首先，12月9日召開的政治局會議提出的“穩(wěn)中求進(jìn)”工作總基調(diào)對指導(dǎo)明年經(jīng)濟(jì)工作具有特別重要的意義。此外，強(qiáng)調(diào)要深入推進(jìn)“三去一降一補(bǔ)”，推動五大任務(wù)有實質(zhì)性進(jìn)展。這就意味著2017年第二產(chǎn)業(yè)、特別是高能耗行業(yè)用電量增長將維持負(fù)增長或低增長態(tài)勢，不會對全社會用電產(chǎn)生積極貢獻(xiàn)。其次，產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整和轉(zhuǎn)型升級效果持續(xù)顯現(xiàn)，第三產(chǎn)業(yè)用電量增速將繼續(xù)保持高速增長，電力消費結(jié)構(gòu)持續(xù)調(diào)整。另外，居民用電量增長將繼續(xù)保持較快的增長，不過考慮到2016年的溫度負(fù)荷因素，預(yù)計2017年居民生活和三產(chǎn)增用電速將低于2016年水平。

圖2.2017年全社會用電量預(yù)測

(二)電力供應(yīng)展望

電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃指出，為保障全面建成小康社會的電力電量需求，預(yù)期2020年全社會用電量6.8-7.2萬億千瓦時，年均增長3.6-4.8%。電源結(jié)構(gòu)方面，非化石能源發(fā)電裝機(jī)達(dá)到7.7億千瓦左右，氣電裝機(jī)增加5000萬千瓦，達(dá)到1.1億千瓦以上，占比超過5%;煤電裝機(jī)力爭控制在11億千瓦以內(nèi)，占比降至約55%。

展望2017年電力供應(yīng)形勢，重點是各類電源的投產(chǎn)新增情況。其中，由于水電和核電建設(shè)周期長，新增供應(yīng)能力較為明確。據(jù)相關(guān)項目資料統(tǒng)計，預(yù)計2016-2017年水電將新增發(fā)電能力480萬千瓦，核電將新增發(fā)電能力1378萬千瓦;到2017年，我國水電裝機(jī)規(guī)模將達(dá)到3.02億千瓦，核電裝機(jī)規(guī)模將達(dá)到4078萬千瓦。另據(jù)有關(guān)分析，2017年預(yù)計新增風(fēng)電并網(wǎng)裝機(jī)容量2000萬千瓦、新增光伏發(fā)電并網(wǎng)裝機(jī)容量1800萬千瓦。由此可得2017年全國電力供應(yīng)能力展望(表1)。

根據(jù)項目批復(fù)及在建情況，預(yù)計2016、2017年年均將投產(chǎn)5000萬千瓦的煤電。這也就意味著到2017年末，煤電裝機(jī)容量將達(dá)到10億千瓦。根據(jù)電量平衡的計算結(jié)果，預(yù)計2017年煤電項目利用小時數(shù)約為4072小時，而火電行業(yè)平均利用小時數(shù)預(yù)計將跌破4000小時。

圖3.2005-2017年火電利用小時數(shù)變化情況

(三)發(fā)電耗煤展望

2014年來國家能源主管與環(huán)境管理部門陸續(xù)發(fā)布了煤電節(jié)能減排改造政策、計劃與推進(jìn)政策，體現(xiàn)了煤電行業(yè)能效提升的發(fā)展目標(biāo)與方向，同時也反映了主管部門對于煤電機(jī)組節(jié)能減排改造的決心與態(tài)度。根據(jù)中國電力企業(yè)聯(lián)合會公布的數(shù)據(jù)，截至2016年11月全國煤電機(jī)組平均供電煤耗為313gce/kWh，在2015年的基礎(chǔ)上進(jìn)一步下降了2gce/kWh。我們預(yù)計2017年供電煤耗會進(jìn)一步降低到312gce/kWh。

圖4.2005年來火電發(fā)供電煤耗變化趨勢分析

就發(fā)電耗煤量而言，2013年達(dá)到了12.21億噸標(biāo)準(zhǔn)煤，此后2014、2015年由于煤電發(fā)電量下降而連續(xù)兩年降低。根據(jù)2016年、2017年的煤電發(fā)電量和發(fā)電煤耗率的走勢，我們預(yù)計2016、2017年發(fā)電耗煤量有小幅回升，2017年預(yù)計達(dá)到11.94億噸標(biāo)準(zhǔn)煤，仍未回升到2013年的水平。

如果“十三五”期間新增電力需求的主體以新增清潔電源為主來滿足，煤電發(fā)電量增幅有望控制在1.5%-2%左右;同時煤電發(fā)電效率繼續(xù)穩(wěn)步提高，那么“十三五”后三年將能繼續(xù)以每年約2000萬噸標(biāo)煤的發(fā)電用煤增量保障電力供應(yīng)。上述分析成立的話，整個“十三五期”間電力行業(yè)可以約11.6%的煤電電量增長和9%的發(fā)電用煤增長來保障23%的全社會用電量增長，電力供應(yīng)結(jié)構(gòu)清潔化的勢頭進(jìn)一步加強(qiáng)。這也從另一個側(cè)面印證了控制煤電裝機(jī)規(guī)模無序增長的必要性。

進(jìn)一步，如果整個“十三五”期間僅有4000億千瓦時煤電電量增長空間的判斷成立，那么以11億千瓦作為2020年煤電裝機(jī)規(guī)模的“天花板”明顯不合理，毫無道理可言。相關(guān)研究表明，當(dāng)前電力普遍過剩，不存在要靠增加煤電裝機(jī)規(guī)模來保障資源裕度和可靠性的問題。就系統(tǒng)靈活性而言，現(xiàn)役煤電機(jī)組改造是最經(jīng)濟(jì)的途徑，而長期來看必須要靠抽蓄、氣電等更為靈活的電源以及需求響應(yīng)、儲能和靈活的市場機(jī)制等一攬子方式來保障。而且，短期來看，增加煤電裝機(jī)會增加系統(tǒng)運行的剛性約束，對系統(tǒng)靈活性并無積極貢獻(xiàn)。更為重要的是，有關(guān)研究表明，2020年后電力需求增速進(jìn)一步放緩，僅靠可再生、核電和氣電等清潔電源就可滿足新增電力需求，那么“十三五”期間新增的裝機(jī)將拖累煤電部門的整體經(jīng)濟(jì)性，并成為電力行業(yè)低碳轉(zhuǎn)型的障礙。

圖5.2013-2017年發(fā)電耗煤量分析

(四)煤電經(jīng)濟(jì)性展望

2014-2016年上半年的低煤價與高上網(wǎng)電價給煤電項目帶來了可觀的經(jīng)濟(jì)效益。隨著2016年初煤電上網(wǎng)電價下調(diào)3分錢和2016年下半年動力煤價格的迅速攀升，煤電盈虧平衡迅速發(fā)生逆轉(zhuǎn)。進(jìn)一步，在電力供需寬松的大環(huán)境下，煤電機(jī)組利用小時數(shù)的逐步走低和直購電比例穩(wěn)步擴(kuò)大等因素對煤電項目的經(jīng)濟(jì)性產(chǎn)生了巨大影響，預(yù)計2017年全國煤電將陷入全行業(yè)虧損的境地。經(jīng)測算，一個標(biāo)準(zhǔn)60萬千瓦的煤電項目，利用小時數(shù)為4072小時，5500大卡的動力煤價格按照535元/噸的長協(xié)價進(jìn)行核算，其度電成本約為0.35元/kWh;而煤電上網(wǎng)電價調(diào)整后，全國煤電上網(wǎng)電價平均水平約為0.36元/kWh，再考慮直購電降價和比例擴(kuò)大因素，煤電2017年的全行業(yè)虧損局面將無可避免。2016年全國直購電量約8000億千瓦時，占同年煤電發(fā)電量的20%，度電比標(biāo)桿電價降幅約6分錢，相當(dāng)于煤電一度電降低1.2分錢;2017年直購電量要達(dá)到全社會用電量的30%，約占當(dāng)年煤電電量的45%，如按6分錢降價幅度計，相當(dāng)于煤電一度電降低2.7分錢。

選取廣東、山東、山西、新疆和內(nèi)蒙古五個在建煤電規(guī)模最大的省份對煤電機(jī)組經(jīng)濟(jì)性作進(jìn)一步分析。從LCOE與上網(wǎng)電價的對比情況來看，廣東、內(nèi)蒙古與山東三省(區(qū))電價和度電成本基本持平，而山西、新疆兩大煤電基地省份將出現(xiàn)成本與電價倒掛。從新建項目投資回報來看，廣東、山東和內(nèi)蒙古三省(區(qū))的內(nèi)部收益率尚能維持在5%左右，另外兩省份該收益率預(yù)計將跌至負(fù)值，無法收回投資。要注意到這些省份要么是煤電基地省份、要么是電力負(fù)荷中心省份，其變化對判斷全國煤電經(jīng)濟(jì)性走勢有著風(fēng)向標(biāo)意義。

圖6.2017年典型省LCOE與上網(wǎng)電價對比

作為可調(diào)節(jié)電源，煤電還承擔(dān)著備用、調(diào)峰等重要的系統(tǒng)服務(wù)功能。由電量型電源向電力型電源轉(zhuǎn)變，也是在我國特定的電源結(jié)構(gòu)現(xiàn)狀下加速可再生能源規(guī)模化利用而賦予煤電的新使命。為此，2016年國家能源局已經(jīng)部署煤電機(jī)組靈活性任務(wù)工作，而東北電網(wǎng)輔助服務(wù)市場化也將為電力型煤電機(jī)組探索新的商業(yè)模式。但是，輔助服務(wù)市場的發(fā)展、調(diào)整和成熟尚需時日;更重要的是，指望輔助服務(wù)收益來彌補(bǔ)煤電因利用小時數(shù)下降的收入損失也非常不現(xiàn)實。以全世界來看市場機(jī)制最為成熟的美國PJM為例，2010-2015年其批發(fā)市場中各種輔助服務(wù)(運行備用、無功補(bǔ)償、調(diào)頻和其它)占總收入的平均比例不過3%。

(五)棄風(fēng)、棄光、棄水問題展望

2016年棄風(fēng)、棄光、棄水問題呈惡化趨勢，棄風(fēng)棄光的主要原因有四個方面：一個是布局問題，二是電網(wǎng)輸送問題，三是系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力問題，四是總體電力過剩。為此“十三五”規(guī)劃國家能源局堅持集中與分散并舉原則;在可再生能源布局上已進(jìn)行了系統(tǒng)優(yōu)化;以貼近需求和就近消納原則，大力促進(jìn)風(fēng)電光伏的就近消納和分布式、分散化發(fā)展;同時，通過煤電靈活性改造、加快抽蓄和氣電發(fā)展等措施全面提升系統(tǒng)的靈活性，提高電力系統(tǒng)的調(diào)峰能力。

然而，持續(xù)惡化的棄風(fēng)棄光，除了技術(shù)問題，更重要的還是體制機(jī)制和深層次利益格局調(diào)整問題。在過剩形勢加劇和經(jīng)濟(jì)形勢不明朗的環(huán)境下，預(yù)計2017年“三北”地區(qū)棄風(fēng)棄光問題將難有改善。另一方面，還應(yīng)關(guān)注目前中東部和南方省區(qū)的新問題冒頭。

政策建議

2017年是實施“十三五”規(guī)劃的關(guān)鍵一年，也是電力體制改革的關(guān)鍵一年，必須在“建市場、轉(zhuǎn)機(jī)制、調(diào)結(jié)構(gòu)、促轉(zhuǎn)型、提效率”上取得實質(zhì)性突破。

一是認(rèn)真評估“十三五”煤電裝機(jī)目標(biāo)的合理性和必要性。建議在2017年底進(jìn)行中期評估，按程序?qū)γ弘娨?guī)劃目標(biāo)進(jìn)行滾動修正。

二是升級執(zhí)行“三個一批”煤電調(diào)控政策，力爭2019年之后不再投產(chǎn)新增煤電項目。嚴(yán)控煤電裝機(jī)規(guī)模，使其利用小時數(shù)保持合理水平，避免煤電行業(yè)陷入長期虧損境地。

三是結(jié)合電力體制改革探索與構(gòu)建電力型煤電機(jī)組的商業(yè)模式。根據(jù)備用機(jī)組、靈活性改造機(jī)組的資本回收情況、年運行固定費用、備用與調(diào)峰的變動與機(jī)會成本等要素設(shè)計電力型煤電機(jī)組的商業(yè)模式，據(jù)此進(jìn)行電力市場規(guī)則設(shè)計。選擇典型省份開展輔助服務(wù)市場改革試點，為煤電逐步從電量型機(jī)組向電力型機(jī)組轉(zhuǎn)變設(shè)計適用的市場機(jī)制。2017年東北地區(qū)輔助服務(wù)市場化試點將全面啟動，應(yīng)在實際運行的基礎(chǔ)上盡快總結(jié)經(jīng)驗、及早全面推廣。

四是加快電力市場、特別是現(xiàn)貨市場建設(shè)。按計劃削減煤電的計劃電量指標(biāo)，2017年3月后新投產(chǎn)的煤電項目不再下達(dá)計劃指標(biāo)。對商業(yè)化能力較強(qiáng)的風(fēng)電，探索市場化支持新機(jī)制：在細(xì)化落實可再生開發(fā)目標(biāo)引導(dǎo)制度和非水可再生能源發(fā)電配額考核制度的基礎(chǔ)上，變FIT為固定補(bǔ)貼政策，改革電力調(diào)度機(jī)制，探索通過電力市場和綠色證書交易等多種途徑實現(xiàn)可再生能源的高效規(guī)?；l(fā)展。

特別是，電力市場改革已進(jìn)入攻堅階段，如2017年不能在現(xiàn)貨市場、特別是跨區(qū)現(xiàn)貨市場落地上取得突破，持續(xù)改革的動力和動能受阻，改革可能會陷入僵持階段。而在當(dāng)前霧霾橫行、經(jīng)濟(jì)下行壓力巨大的環(huán)境下，有效的跨區(qū)電力市場有望在降低經(jīng)濟(jì)整體運行成本、激發(fā)經(jīng)濟(jì)增長活力、空氣質(zhì)量改善和減排協(xié)同方面發(fā)揮聯(lián)動作用。以京津冀電力市場為例，如果北京的燃?xì)怆娬静皇怯糜诒本┑幕?，而是作為調(diào)峰電源參與京津冀電網(wǎng)平衡，這樣河北的風(fēng)電消納問題可得到極大改善，而北京也將因大幅降低供電成本而受益，同時因減少了煤電電量京津冀的空氣質(zhì)量改善也將受益。