2016年中国电力行业全貌及发展概况

三、电力消费需求逐步回升，电力供需形势进一步宽松

电力消费需求增速回升 受工业生产恢复、夏季高温天气和上年同期低基数等因素影响，全国全社会用电量59747亿千瓦时，比上年增长4.9%，增速比上年提高4.0个百分点，但增速仍连续3年低于5%。第一产业用电量1092亿千瓦时，比上年增长5.0%;第二产业用电量42615亿千瓦时，比上年增长2.8%，增速比上年提高3.6个百分点，下半年二产业用电恢复、分别拉动三、四季度全社会用电量3.3和3.9个百分点，拉动全年全社会用电量2.1个百分点，是全社会用电量增速提高的最主要动力。其中，黑色金属冶炼及压延加工业、有色金属冶炼及压延加工业、非金属矿物制品业和化学原料及化学制品业四大高耗能行业合计用电量与上年持平，而装备制造、新兴技术和大众消费品业增长势头良好，反映出制造业产业结构调整和转型升级效果继续显现;第三产业用电量7970亿千瓦时、增长11.2%(其中信息传输、计算机服务和软件业增长15.1%)，城乡居民生活用电量8071亿千瓦时、增长10.8%，均拉动全社会用电量1.4个百分点，服务业和居民消费对用电增长的稳定作用更加突出。2016年，全国人均用电量和人均生活用电量为4321千瓦时和584千瓦时，分别比上年增加179千瓦时和54千瓦时。

电能替代成效显现 为确保完成“十三五”期间电能替代散烧煤、燃油1.3亿吨标煤的目标，行业企业按照“成熟领域全覆盖、新兴领域大力推、创新领域抓试点”的工作布局，大力推进电能替代。抓住电动汽车充电基础设施互联互通、居民区与单位建桩、重点区域城际高速公路建设快充网络等关键点，加快推动电动汽车充电基础设施建设，全国累计建成公共充电桩超过15万个，私人充电桩总数超过20万个;在内蒙古、河北、吉林等省份大力推动各类可再生能源清洁供热示范工程。据调查统计，国家电网公司(以下简称“国家电网”)、中国南方电网有限责任公司(以下简称“南方电网”)、内蒙古电力(集团)有限责任公司(以下简称“内蒙古电力”)和陕西省地方电力(集团)有限公司(以下简称“陕西地电”)共推广电能替代项目4.1万个，完成替代电量1079亿千瓦时。其中，居民、机关、学校、商业采热、采暖领域替代电量121亿千瓦时，工业生产领域480亿千瓦时，农业生产领域56亿千瓦时，交通运输领域130亿千瓦时。

积极推进电力需求侧管理 根据国家制定的“十三五”能源转型目标要求，结合电力市场化建设、电力供需新形势需要，创新电力需求侧管理工作机制和工作领域，国家、行业企业和社会共同加大推进电力需求侧管理工作力度。政府有关部门总结北京、苏州、唐山、佛山电力需求侧管理城市综合试点经验，持续组织电网企业电力需求侧管理目标考核;部分省份电力需求侧管理平台基本实现了用电在线监测、产业经济运行分析等方面的数字化、网络化、可视化，加强对参与用电直接交易、执行差别电价的重点企业引导。行业企业积极推进电力需求侧管理工作，截至2016年底，全国已有30家工业企业通过电力需求侧管理评价。国家电网、南方电网、内蒙古电力和陕西地电超额完成年度电力需求侧管理目标任务，共节约电量147亿千瓦时、电力352万千瓦，有力保障了电力供需平衡和促进资源优化配置。

电力供需形势进一步宽松 受装机增长持续快于用电增长影响，全国电力供需形势进一步宽松，部分地区相对过剩，仅局部地区在部分时段有少量错峰。分区域看，华北区域电力供需总体平衡，其中蒙西和山西电力供应能力富余，迎峰度夏期间高峰时段山东、河北均出现电力缺口(最大电力缺口分别为203、50万千瓦);华东、华中、南方区域电力供需总体宽松;东北、西北区域电力供应能力富余较多。

四、电力科技创新水平不断提升，污染物排放持续较大幅度下降

科技创新成果丰硕 电网科技创新方面，新开工±1100千伏准东至皖南特高压直流输电工程，是目前世界上电压等级最高、输送容量最大、输送距离最远、技术水平最先进的特高压输电工程;鲁西背靠背直流工程是目前世界上首次采用

我国自主研发的柔性直流与常规直流组合技术模式的背靠背工程，具有电能质量更高、控制更为灵活、配套换流站占地小等优势;世界首个特高压GIL综合管廊工程——苏通GIL综合管廊工程已开工建设;自主研发的世界首个200千伏高压直流断路器投入工程应用。电源科技创新方面, 核电、超超临界火电等重大电力装备自主研制和示范应用取得积极进展，100万千瓦二次再热燃煤发电机组示范工程全面投产，机组发电效率超过45%，达到国际先进水平;世界首台60万千瓦超临界循环流化床锅炉机组投入商业运行。CAP1400通过国际原子能机构通用反应堆安全审评，“华龙一号”首堆示范工程建设有序，核岛安装工程已正式开始，模块化小型核反应堆技术成为世界小堆发展的一个重要里程碑;我国首座拥有完全自主知识产权的浙江仙居抽水蓄能电站，其机组的核心部件及自动控制系统，均由我国完全自主设计开发、制造。低风速风电技术和风机超长柔性叶片应用，实现了发电能力与载荷的最佳匹配，大幅提高了风电机组的技术经济性。

中国电力工业科技创新成果获多项大奖 2016年，“互联电网动态过程安全防御关键技术及应用”荣获国家科学技术进步一等奖，另有12个项目分别荣获国家技术发明、国家科学技术进步二等奖。张家口风光储输示范工程获得中国工业大奖。“多端柔性直流输电关键技术研究、设备研制与示范应用”等5个项目获得中国电力创新奖一等奖。溪洛渡水电站获得菲迪克2016年工程项目杰出奖，小湾水电站拱坝工程获得第二届碾压混凝土坝“国际里程碑工程奖”。

能效水平持续提高 大容量、高参数、节能环保型煤电机组比重稳步提升，电力能效水平持续提高。2016年，全国6000千瓦及以上火电厂供电标准煤耗312克/千瓦时，比上年降低3克/千瓦时，煤电机组供电煤耗继续保持世界先进水平;输电线路损失率6.49%，比上年降低0.15个百分点，处于同类国家先进水平。在电力供需放缓以及脱硫、脱硝等环保设施大规模进行超低排放改造的情况下，6000千瓦及以上火电厂厂用电率6.01%，比上年下降0.03个百分点。

污染物排放持续下降 全国电力烟尘、二氧化硫和氮氧化物排放量分别约为35、170和155万吨、分别比上年下降12.5%、15.0%和13.9%;单位火电发电量烟尘排放量、二氧化硫排放量和氮氧化物排放量分别为0.08、0.39和0.36克/千瓦时，比上年分别下降0.01、0.08和0.07克/千瓦时;单位火电发电量二氧化碳排放约822克/千瓦时，比2005年下降21.6%。截至2016年底，全国已投运火电厂烟气脱硫机组容量约8.8亿千瓦，占全国煤电机组容量的93.0%，如果考虑具有脱硫作用的循环流化床锅炉，全国脱硫机组占煤电机组比例接近100%;已投运火电厂烟气脱硝机组容量约9.1亿千瓦，占全国火电机组容量85.8%。全国火电厂单位发电量耗水量1.3千克/千瓦时，比上年降低0.1千克/千瓦时;单位发电量废水排放量0.06千克/千瓦时，比上年降低0.01千克/千瓦时。全国燃煤电厂粉煤灰产量约5.0亿吨，与上年持平，综合利用率约为72%，比上年提高2个百分点。

五、电力市场化建设有序推进，电价调控发挥积极作用

积极推动电力市场体系和试点建设 2016年，在《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)文件及相关配套文件的基础上，国家发展改革委、国家能源局又出台了一系列有关电力市场化建设的政策文件，有序推进电力市场建设，加大电力交易规模、增加交易品种，加快推进输配电价改革，引导加强售电侧管理，推动增量配电试点业务开展，有力地支持和推动了电力市场化体系构建和电力市场交易试点工作。各省级政府主管部门结合各地实际，研究制定电力改革试点方案，重点推进电力改革相关工作，取得较大成效;截至2016年底，已有21个省份获批电力改革综合试点，9个省份获批售电侧改革试点，1个区域电网和全部32个省级电网获批输配电价改革试点，开展首批增量配电业务试点105项，东北区域还开展了电力辅助服务市场专项改革试点。

市场交易中心相继组建，市场化交易在探索中前行 2016年3月份，北京、广州两大电力交易中心成立，标志着电力市场建设迈出关键一步。截至2016年底，除海南省外，我国已挂牌成立31家省级电力交易中心。在中央和地方共同推动下，发用电计划加快放开，发售电企业和电力用户积极参与，各省级市场化电力交易陆续启动，初步统计全年市场化交易电量约1万亿千瓦时，比上年增长超过1倍，占全国全社会用电量的比重达到19%左右。

积极发挥电价调控作用 为降低社会企业生产成本，自2016年1月1日起，全国燃煤发电上网电价平均下调3分/千瓦时，全国一般工商业销售电价平均下调约3分/千瓦时，大工业用电价格不作调整。调整了两部制电价用户基本电价计费方式。加大可再生能源支持力度，提高可再生能源基金征收标准，自2016年1月1日起，各省(除新疆、西藏外)居民生活和农业生产以外全部销售电量的基金征收标准由1.5分/千瓦时提高到1.9分/千瓦时。核定全国统一的太阳能热发电标杆上网电价为1.15元/千瓦时(含税)。降低2017年1月1日后新建光伏发电和2018年1月1日后新核准建设的陆上风电标杆电价;对非招标的海上风电项目，区分近海风电和潮间带风电两种类型确定上网电价。电价在降成本、调结构、促减排中的调控作用更加突出。