電力需求增速平穩回升，全年增速為3.5%左右
上半年，我國電力需求總體呈向好態勢，全社會用電量達到2.78萬億千瓦時，同比增長2.7%，增速比上年同期回升1.4個百分點，比去年全年回升2.2個百分點，主要得益于工業生產企穩、日歷天數多1天以及一季度氣溫明顯偏低。
下半年，中央將繼續實施積極的財政政策、穩健的貨幣政策，適度擴大總需求，以推進供給側結構性改革為主線，全面落實“三去一降一補”五大重點任務，經濟總體保持平穩態勢，預計下半年經濟增速為6.7%左右，全年經濟增速在6.7%左右，“L”型特征明顯。
從重點行業看，主要受限于產能過剩的壓力，黑色金屬、有色金屬以及建材行業運行疲軟；化工行業由于產品分散，行業運行總體平穩。此外，“一帶一路”、京津冀協同發展、長江經濟帶建設三大國家戰略與城市管廊建設的實施，以及下調電價、開展大用戶直接交易等一系列改革政策的落實，將在一定程度上促進上述行業的發展。總體來看，重點行業發展形勢將比去年有所改善。
從氣溫走勢看，夏季大部分省份氣溫較常年同期偏高，將帶動降溫負荷較快增長。
綜合考慮宏觀經濟運行、重點行業發展以及氣溫等因素，預計2016年下半年我國電力需求增速進一步回升的概率較大。采用國家電網公司電力供需研究實驗室模型測算，2016年全年全社會用電量將達到5.72~5.77萬億千瓦時，增速為3%～4%。其中，下半年全社會用電量增速為4.3%，2016年全年全社會用電量增速為3.5%；分季度看，四個季度增速分別為3.2%、2.1%、5.6%、2.9%；分部門看，第一、二、三產以及居民生活用電增速分別為6.4%、1.2%、10.8%和8.6%。
新增裝機規模創歷史新高，清潔能源裝機比重明顯上升
上半年，全國新投運發電裝機容量5699萬千瓦，比上年同期多投1360萬千瓦。其中，新投水電437萬千瓦、火電2711萬千瓦、核電217萬千瓦、風電574萬千瓦、太陽能發電1760萬千瓦。截至6月底，全國6000千瓦及以上電廠裝機容量15.2億千瓦，同比增長11.3%。
預計2016年全國新增發電裝機容量達到1.3億千瓦。其中，火電為5400萬千瓦，水電1100萬千瓦，核電490萬千瓦，并網風電3400萬千瓦，并網太陽能發電2700萬千瓦。截至2016年底，全國發電裝機容量將達到16.4億千瓦，比上年增長8.7%。其中，水電3.3億千瓦，增長3.5%，占比為20.2%；火電10.4億千瓦，增長5.5%，占比為63.8%；核電3209萬千瓦，增長18.1%，占比為2.0%；并網風電1.6億千瓦，增長26.6%，占比為9.9%；并網太陽能發電6830萬千瓦，增長64.2%，占比為4.2%。清潔能源裝機容量達到5.93億千瓦，占總裝機比重上升至36.2%，比上年提高約1.9個百分點。
從布局來看，新增裝機主要集中在華北、西北電網區域，二者占比分別為25%、23%；華東、華中、東北、西南和南方電網區域全年新增發電裝機容量分別約占全國新增裝機的比重為13%、10%、8%、6%、15%。其中，新增水電集中在西南電網和南方電網區域，二者合計占全國新增水電裝機的62%；新增火電集中在華北、西北、南方電網區域，分別占28%、19%、15%；新增核電集中在華東、東北和南方電網區域，分別占44%、20%、35%；新增風電集中在華北、西北電網區域，分別占30%、23%；新增太陽能裝機集中在西北、華北電網區域，分別占41%、25%。發電設備利用小時數持續下降，全國電力供需形勢更為寬松，個別地區在高峰時段存在少量電力缺口
上半年，全國發電設備平均利用小時1797小時，同比降低138小時，持續5年下降的態勢。其中，水電設備平均利用小時1658小時，同比增加146小時；火電設備平均利用小時1964小時，同比降低194小時。
預計2016年全國發電設備平均利用小時數約為3760小時，比上年下降約210小時，其中火電設備平均利用小時數為4040小時，比上年下降約290小時，進一步創改革開放以來新低。
由于電力裝機增長明顯快于需求，而且來水偏豐，電煤供應狀況較好，全國電力供需形勢進一步寬松。分區域看，華北電網電力供需平衡；華東、華中、南方電網電力供需平衡有余；東北、西北、西南電網電力供應存在大量富余。省級電網中，僅河北南部電網、山東電網、江蘇電網、安徽電網受高溫影響，夏季高峰時段存在少量電力缺口。
當前電力工業面臨的主要問題
（一）電力工業總體供大于求，東北、西北地區電力富余程度進一步加劇。隨著我國經濟進入“新常態”，電力需求增長明顯放緩，由于缺乏統籌的電力規劃指導，電源裝機仍舊保持快速增長，使得全國多數地區存在電力供應大于電力需求的問題。2016年，東北、西北電網富余程度均比2015年有所加劇。
（二）全國新增煤電裝機保持較大規模，東中部地區新增煤電依然較多。近年來，發電企業投資的積極性依然較高，加之審批權下放后，部分地方政府“穩增長”要求，煤電新增裝機仍保持較大規模，且布局不盡合理。預計2016年全國新增煤電裝機5100萬千瓦左右，其中東部、中部地區分別新增約1300萬、1200萬千瓦，二者合計約占新增裝機總量的一半。
（三）部分地區可再生能源發展過快，消納問題日益突出。近年來，受運行機制不健全、電力需求增長放緩、系統調峰資源不足以及電力外送能力有限等因素影響，我國棄水、棄風、棄光規模持續攀升，但部分消納困難的地區仍大力發展可再生能源。上半年，全國棄風電量達到323億千瓦時，棄風率為21%，同比上升6個百分點。甘肅、新疆、吉林、內蒙古棄風率均超過30%。此外，西南地區棄水、西北地區棄光的規模也有所上升。
（四）電力需求增長緩慢，電力企業經營壓力進一步加大。對電網企業而言，受電力需求增長緩慢影響，售電量增長乏力，加之電力體制改革將使售電市場競爭加劇，企業難以靠售電支撐收入、利潤的較快增長。對發電企業而言，火電設備利用小時數持續下降，上網電價有所下調，電煤價格上升，企業盈利空間進一步收縮。
相關建議（一）加強電力統籌規劃，促進電力工業健康發展。
一是綜合考慮資源稟賦、環境空間、電力需求等因素，統一規劃電源與電網的發展目標、結構及布局，實現電源與電網之間、電源與電源之間、中央與地方之間的統籌規劃。二是統籌可再生能源開發與消納市場，科學確定可再生能源項目規模和布局，同步規劃建設調峰電源、外送通道。三是加快建設淮南—南京—上海等跨區輸電工程，盡快核準后續工程，盡快啟動一批項目前期工作，盡快明確送端電源，實現送出工程與跨區輸電本體工程建設進度匹配。
（二）嚴格控制煤電裝機規模，促進煤電有序發展。
一是完善煤電建設風險預警機制，定期發布分省煤電建設風險預警提示，引導投資建設預期。二是在京津冀、長三角、珠三角等大氣污染防治重點地區，不再安排新增煤電規劃建設規模，電力過剩地區要取消一批不具備核準條件煤電項目、緩核一批已納入規劃未核準的煤電項目、緩建一批已核準未開工的煤電項目，并盡快明確取消、緩核、緩建煤電項目的具體清單。
三是加大淘汰落后機組力度，細化淘汰落后產能計劃，加強監督管理處理。
（三）行政與市場手段相結合，促進可再生能源消納。
一是優化電網運行方式，充分發揮電網優勢，構建全國范圍內的電力電量平衡、調峰資源共享和各類資源互補的可再生能源消納平臺，擴大可再生能源的消納范圍，提高可再生能源消納比例。二是加快抽水蓄能和燃氣調峰電站等靈活調節機組建設，加大新能源場站儲能設施建設等，提高系統調峰能力。三是完善市場化機制，研究制定靈活的發電上網和負荷側峰谷電價機制，引導發電企業和電力用戶錯峰發用電；加快建立輔助服務市場，提高常規火電機組參與調峰的積極性。四是進一步完善新能源消納配合制度，棄能嚴重地區要進一步加強對購電地方政府的溝通與協調。
（四）內部挖潛與市場開拓并舉，實現電力企業提質增效。
一是加快結構性改革，淘汰落后產能、治理整合虧損企業、強化成本管控、有序轉讓非主業資產，科學安排各類項目建設時序和布局。二是積極推動電力深化改革，適應新形勢，做優主業，防范風險，提升企業經營效益。三是大力推廣電能替代，挖掘電量增長潛力，促進各領域電氣化水平的提升以及社會節能減排。四是加強與“一帶一路”沿線國家的合作，開拓國際市場，拓展利潤增長點。 來源： 國網能源研究院
