报告 | 2018我国电力发展与改革形势分析

2018年2月底发布的《2017年国民经济和社会发展统计公报》显示，刚刚过去的2017年，我国经济实力实现新跃升，国内生产总值首次超过80万亿元、达到82.7万亿元，同比增长6.9%。按年平均汇率折算超过12万亿美元，占世界经济比重的15%左右，比5年前提高3个百分点以上，稳居世界第二位。

作为经济社会发展的重要物质基础和动力，我国电力行业也快速发展、深刻变革。总体规模再上新台阶，供需失衡的状况依旧;社会用电量增速加快，电力结构更加优化;市场格局又现新调整，改革红利进一步释放。在新时代大背景下，其出现的新情况、存在的老问题，都值得特别关注。

2018年是贯彻党的十九大精神的开局之年，是改革开放40周年，是决胜全面建成小康社会、实施“十三五”规划承上启下的关键一年。电力行业企业将如何以习近平新时代中国特色社会主义思想为指引，开创电力行业绿色发展新境界，成为新的时代课题，需要行业认真作答更需要企业科学践行。

一、全社会用电量平稳较快增长，电力消费结构持续优化

(一)全社会用电量增长6.6%，增速与2009年相当

国家能源局数据显示，2017年，全社会用电量首次突破6万亿千瓦时大关，达到6.3万亿千瓦时，同比增长6.6%，增长情况超过年初预期。按照中电联年初预测，全社会用电量增速低于2016年，在常年气温水平情况下，预计2017年全国全社会用电量同比增长3%左右。此预测数据不到实际数据的一半。

随着全社会用电量数据的不断突破预期，中电联也持续调整预测数据，从“增速低于2016年”翻转到“超过2016年增长水平”。上半年数据出炉后，中电联预测下半年全社会用电量增速略高于4%;全年全社会用电量同比增长5%左右，增速与上年大体持平。10月份则预测四季度全社会用电量同比增长5%左右，全年全社会用电量同比增长6.5%左右，超过2016年增长水平。

全社会用电量增速在2015年触底之后，已连续两年超预期增长。但从近十年数据观察，这一增速并不特别“出色”，与2009年增速相当，在十年增速排名中居第四位，与2010年、2011年的高增长相比差距较大，与党的十八大后的2013年相比也有1个百分点的差距。但观察认为这一增速高度契合了当前的经济新常态，略低于6.9%的GDP增速，电力消费弹性系数接近于1。

2017年全社会用电量打破了此前连续三年低于5%的颓势，也因此增长了电力消费预测信心。中电联最近发布分析预测报告，认为在平水年、没有大范围极端气温影响情况下，2018全社会用电量增长5.5%左右。虽然尚低于2017年实际增长数据，但较去年初预测数据已有大幅提升。

图1 2008～2017年全国全社会用电量

(二)第三产业用电延续两位数增长，电力消费结构进一步优化

2017年，各产业用电量均呈现较为强劲的增长势头，但同比增速变化情况并不完全一致，两项加速、两项减速。其中，第一产业用电量1155亿千瓦时，同比增长7.3%，增速同比提高2.3个百分点;第二产业用电量44413亿千瓦时，同比增长5.5%，增速较上年提高了2.7个百分点;第三产业用电量8814亿千瓦时，同比增长10.7%，延续两位数增长态势，但同比略有减缓;城乡居民生活用电8695亿千瓦时，同比增长7.8%，较上年减缓3个百分点。

十年来，第三产业用电量增速虽有波动，但持续保持6%以上的较高增速，其他产业用电增速波动更为明显，第一产业用电在2012年甚至出现了负增长。第二产业既有2010年15.9%的超高速增长，也有2015年1.0%的低增长(按照快报数据口径，第二产业2015年用电量则出现了负增长1.4%的罕见情况)。与2007年相比，2017年第一产业用电增长33.8%，在所有产业中增长垫底;第二产业增长78.3%;第三产业增长176.7%，2013年即接近实现翻番;城乡居民生活用电增长140.9%，在2015年实现了翻番。

图2 2008～2017年分产业用电增长情况

注：2017年分产业数据来源于国家能源局发布资料，其他年度分产业数据根据上表数据计算得出

从用电结构看，2017年的突出特点是第三产业用电总量首次超过居民生活用电总量。2009年以来，第三产业用电增速持续高于居民生活用电，总量差距从2007年的低400多亿千瓦时到2017年反超100多亿千瓦时。与发达国家相比，我国第三产业用电尚处于较低水平，未来增长空间巨大。

自2007年以来，我国用电调整持续保持第一产业和第二产业减少比重、第三产业和城乡居民用电增加比重。其中，第一产业累计减少0.9个百分点，占比已不足2%;第二产业同比减少0.7个百分点，累计减少6.1个百分点，但仍占七成以上，未根本改变用电结构;第三产业同比增长0.5个百分点，累计增长4.2个百分点;城乡居民用电比重累计提升2.7个百分点。

根据近几年的全国用电结构变化趋势，估计年内第二产业用电将首次降低到70%以内，第三产业用电将持续保持快速增长势头，逐步缩小与第二产业用电总量差距。第一产业用电量增长持续较为缓慢，在目前情况下可能成为常态。

图3 2007年全国用电结构

图4 2016年全国用电结构

图5 2017年全国用电结构

二、全国发电能力依然迅速增长，电源结构深刻优化调整

(一)全国电力装机增长1.3亿千瓦，连续五年新增容量破亿千瓦

2017年，全国发电能力突飞猛进之势持续，新增生产能力1.34亿千瓦。根据中电联统计的历史数据，这是增速突破了2015年保持的年增1.32亿千瓦的纪录，创下年度增量历史新高。在电力供需失衡较为严重的情况下，超用电需求的装机增长值得警惕。

自2002年电力体制改革形成多家发电集团的格局以来，我国发电装机即进入了高速增长通道。2006年，我国年增基建新增容量首次超过1亿千瓦，在持续一年新增容量过亿后，受到“上大压小”、煤电困局等因素影响，年度新增容量回落到1亿千瓦以内。直到2013年，受煤价结束十年黄金期进入相对疲软阶段、新能源发电超常规扩张等因素影响，我国电力装机再次进入年增过亿时代，并持续保持。全国发电装机由2007年的7.18亿千瓦，大步提升到17.78亿千瓦，年均增长1.06亿千瓦，为增长最快的历史时期。

图6 2008～2017年全国新增电力装机容量情况

从增幅上看，2017年增长7.6%，为近年来最低。“十一五”期间，我国电力装机持续在两位数以上高位，“十二五”后基本进入了个位数增长阶段，只有2015年增长10.62%是例外。此前2012年增长7.9%是较低增幅，直到2017年增长率更低，但这一增速仍高于GDP增速0.7个百分点，高于全社会用电增速3.2个百分点。截至2017年底，全国电力装机容量达到17.78亿千瓦，是全球无敌的第一装机大国。

图7 2008～2017年全国电力装机总量

(二)电力结构得到改善，火电装机比重再降两个百分点

在全球能源转型大潮中，我国是积极倡导者、实践者、引领者。以低碳化为主要特征的本轮能源变革，风力发电、太阳能发电等低碳、无碳能源迅速崛起，电力在能源系统的中心地位更加突出，装机结构随之不断变化调整。2017年，全国电力装机容量当中，水电装机3.41亿千瓦，占比19.20%，同比下降约1个百分点;火电装机11.06亿千瓦，占比62.24%，同比下降2个百分点;核电装机3582万千瓦，占比2.01%，与上年基本持平;风电1.64亿千瓦，占比9.21%，同比提升约0.2个百分点;太阳能发电1.30亿千瓦，占比7.33%，同比提高2.6个百分点。

图8 2007年全国电源结构

图9 2016年全国电源结构

图10 2017年全国电源结构

从十年历史数据来看，电源结构优化调整的趋势更为明显，呈现传统化石能源发电装机比重明显下降、新能源装机比重明显上升的势头。数据显示，水电和核电装机比重近年来变化不大，略有下降和上升。最大变量是火电和新能源发电，其中火电装机比重较2007年下降了15.38个百分点，新能源发电装机比重则上升了15.3个百分点。目前，我国新能源发电装机容量稳居世界第一位，水电、风电、太阳能发电等单项装机容量也高居世界之首。把我国认定为本轮能源革命的决定因素，一方面在于我国庞大体量自带的重要性，另一方面则源自我国主动出击的自觉担当。

(三)太阳能发电仍旧高歌猛进，其他装机增长多有收缩

虽然全国发电装机新增1.34亿千瓦、创下历史新高，但因新增装机结构不同，新能源年可利用小时低，电量供应增长并非线性增长。其中，太阳能发电装机增长最为迅猛，增长5394万千瓦，不但高出其上年实际增量2000万千瓦之多，且首次超过火电增长规模，成为增长最大的单一发电品种。

曾经与太阳能发电同样“风光无限”的风电，近几年来所走的扩张道路显然与太阳能发电不同。在可见太阳能发电数据的2009年，风华正茂的风电新增规模曾是起步线上的太阳能发电新增量的数百倍，短短数年之后即换了局面。风电年新增装机在2015年达到3139万千瓦的历史高峰后，陡然下挫1000多万千瓦、低于当年太阳能发电增量，2017年再减400万千瓦、不足同年太阳能发电增量的三分之一。

图11 2009~2017年风光发电年新增装机情况

核电再回低速增长通道。我国核电发展起步并不算太晚，但一直处于不温不火的状态，从未出现过“风光无限”的高歌猛进。全国核电装机十年合计新增2600多万千瓦，在所有发电种类中增量最小，不及太阳能发电去年一年的增量。党的十八大之后，核电似呈现加速之势，盛传的每年新增6~8台机组也曾令人振奋不已、充满期待，但实际情况却不尽然。首先，在日本福岛核事故后，核电新核准项目慎之又慎，2016年、2017年均为核电零核准。今年再次提出计划开工6~8台，尚不知能否如愿。其次，从新增投产规模看，2013~2016年新增核电容量分别为221万千瓦、547万千瓦、612万千瓦、720万千瓦，短暂呈现加速状态，到2017年陡然缩减，投产容量仅218万千瓦，为党的十八大后新增发电能力最小的年份。

图12 2008~2017年核电装机和新增装机情况

火电新增装机继续呈缩减之势。全年新增4578万千瓦，较上年减少602万千瓦，缩减势头弱于上年，但增量已低于太阳能发电，让出长年盘踞的首位退居第二位。其中，煤电新增3900万千瓦左右、同比减少约400万千瓦。自2016年以来，因煤电过剩问题日益加剧，国家开始对煤电采取强有力刹车措施。根据国务院发布的信息，2017年我国淘汰、停建、缓建煤电产能6500万千瓦，超额完成了5000万千瓦的目标任务。受到刹车政策、煤价持续高位运行等影响，煤电新增容量再次冲高的可能性很小，此前的高速发展将成为历史。预测认为，年底煤电装机将达到10.2亿千瓦，距2020年11亿千瓦的控制目标仅剩8000万千瓦的空间。

图13 2008~2017年火电装机和新增装机情况

水电依然保持1000万千瓦以上的年投产量。“十一五”以来，我国水电持续保持较快投产速度，2007年后每年投产量均在1000万千瓦以上，其中四年投产量超过了2000万千瓦，以2013年新增3096万千瓦为历史高峰。在2016年以1174万千瓦成为近年投产低位后，2017年投产量略有增长。但由于“十二五”期间水电开工量远低于规划目标，后续年份的水电投产力度将受到深刻影响。目前，与2020年水电装机3.8亿千瓦的目标还有约4000万千瓦差距，必须年投产1300万千瓦以上才能实现目标。从近两年情况看，显然存在很大困难和挑战。

图14 2008~2017年火电和水电新增装机情况

随着能源低碳转型的持续推进，能源结构调整的结果更加明显地体现在电力领域，因为风能、太阳能等方向性替代能源主要利用途径是转化为电力，也因此有观点认为本轮能源革命的根本途径是再电气化。按照2016年底出台的《能源发展“十三五”规划》、《电力发展“十三五”规划》，到2020年全国火电装机比重控制在55%以内。从目前看，太阳能发电已经提前三年实现了“十三五”发展目标，在年内计划开展的规划滚动调整中，预计电源结构设想还将更进一步优化。

三、电力供需形势总体宽松，发电设备利用小时继续下探

2017年，全国电力装机增速高于全社会用电量增速约1个百分点，彻底抵消全社会用电量超预期增长对设备利用率的提升作用，导致发电设备利用小时数进一步下探。全年平均利用小时数3786小时，较上年微降11小时。2008年，我国发电设备平均利用小时数跌破5000小时，除2010年和2011年在经济刺激下发电设备平均利用小时数略有回升外，其他年份均呈下滑之势。从2015年开始，全国发电设备平均利用小时数跌进4000小时以内，电力过剩局面形成并清晰显现。与2007年相比，全国发电设备利用小时数下降了1234小时，所降空间与目前太阳能发电年利用小时相当。

图15 2008~2017年发电设备利用小时数变化情况

火电设备平均利用小时数同比略升，但多年看则下降严重。全年利用4209小时，同比提升23小时，主要原因在于全社会用电量较快增长、作为主力电源之一的水电发电量低速增长，给火电提供了发挥作用的空间。但从多年情况来看，火电利用小时数下降严重，与2007年相比，全国火电设备平均利用小时下降了1135小时。从未来数年看，按照“十三五”规划数据和目前电力装机增长情况，火电设备利用小时数预计将持续保持低位运行。

水电设备平均利用小时数微降，多年来变化不大。全年利用小时3579小时，尽管同比下降40小时，但在近十年数据中居于中间位置。广受社会关注的“弃水”问题仍然存在，但在各方面的共同努力下正逐步改善。国家能源局发布的信息显示，2017年全国弃水电量515亿千瓦时，在来水好于上年的情况下，水能利用率达到96%左右。

核电设备平均利用小时数略升，但多年来呈现降势。全年利用小时7108小时，同比上升48小时，依然运行在7000小时以上。但从十年数据看，核电利用小时下降还是较为明显的，2015年前一直保持7700小时以上的利用小时数，2015年出现较为明显下降，2016年再大幅降至7060小时，目前年利用小时与十年内高峰比相差700多小时，弃核问题已引起业内较大关注。随着市场化改革的深入推进，核电参与程度日益加深，核电利用小时数随行就市的情况或将日益明显。

图16 2008~2017年水电和核电利用小时数变化情况

新能源利用情况好转，弃风、充光问题有所缓解。2017年，全国风电弃风电量419亿千瓦时、同比减少78亿千瓦时，弃风率12%、同比下降5.2个百分点，实现了弃风电量和弃风率的“双降”。此前两年，全国风电利用小时均不足1800小时，2017年利用小时虽然与超过2000小时的年份相比还存在差距，但已恢复到了一个比较高的水平。2017年，全国弃光电量73亿千瓦时，弃光率6%、同比下降4.3个百分点，主要集中在新疆和甘肃，弃光电量分别为28.2亿千瓦时、18.5亿千瓦时，弃光率均超20%，但同比下降9个百分点以上，趋向良性发展。