二是水電發(fā)電量、利用小時(shí)均同比下降。水電完成投資同比下降13.2%，全國基建新增水電裝機(jī)193萬千瓦、同比多投產(chǎn)34萬千瓦。受來水偏枯和上年底蓄能值相對(duì)偏低的影響，全國規(guī)模以上電廠水電發(fā)電量同比下降4.1%;全國水電設(shè)備利用小時(shí)623小時(shí)、同比降低68小時(shí)。

 

三是并網(wǎng)風(fēng)電發(fā)電裝機(jī)及發(fā)電量高速增長，棄風(fēng)問題有所緩解。全國新增風(fēng)電裝機(jī)容量352萬千瓦，同比多投產(chǎn)101萬千瓦，其中，中、東部地區(qū)省份新增裝機(jī)規(guī)模合計(jì)占全國比重接近一半，布局得到進(jìn)一步優(yōu)化。截至3月底，全國并網(wǎng)風(fēng)電裝機(jī)容量1.51億千瓦、同比增長12.9%;全國6000千瓦及以上電廠并網(wǎng)風(fēng)電發(fā)電量同比增長25.2%，明顯高于裝機(jī)容量增速。全國風(fēng)電設(shè)備利用小時(shí)數(shù)468小時(shí)、同比提高46小時(shí);部分大型發(fā)電集團(tuán)數(shù)據(jù)反映，一季度“三北”地區(qū)棄風(fēng)率同比降低了8個(gè)百分點(diǎn)左右。今年以來有關(guān)部門和企業(yè)認(rèn)真貫徹落實(shí)中央精神，通過開展風(fēng)電跨省區(qū)市場化交易、替代燃煤自備電廠發(fā)電、合理安排火電機(jī)組深度調(diào)峰、開展電力輔助服務(wù)市場試點(diǎn)等工作，積極促進(jìn)風(fēng)電等新能源消納，是當(dāng)季風(fēng)電設(shè)備利用小時(shí)同比提高、棄風(fēng)問題緩解的主要原因。

 

四是并網(wǎng)太陽能發(fā)電裝機(jī)和發(fā)電量持續(xù)快速增長，設(shè)備利用小時(shí)同比提高。一季度全國新投產(chǎn)并網(wǎng)太陽能發(fā)電裝機(jī)394萬千瓦、同比少投產(chǎn)48萬千瓦，東、中部地區(qū)太陽能新增規(guī)模占全國的比重達(dá)到80.6%，開發(fā)布局明顯優(yōu)化。太陽能發(fā)電裝機(jī)容量同比增長70.6%，6000千瓦及以上電廠并網(wǎng)發(fā)電量同比增長78.4%，設(shè)備利用小時(shí)275小時(shí)、同比提高11小時(shí)。

 

五是核電裝機(jī)及發(fā)電量快速增長，設(shè)備利用小時(shí)持續(xù)下降。截至3月底，全國核電裝機(jī)3473萬千瓦、同比增長23.4%;核電發(fā)電量同比增長16.3%;設(shè)備利用小時(shí)1631小時(shí)、同比降低14小時(shí)。與上年同期相比，福建、浙江和江蘇設(shè)備利用小時(shí)分別提高294、184和157小時(shí)，其余省份設(shè)備利用小時(shí)均有所回落。

 

六是跨區(qū)跨省送電實(shí)現(xiàn)快速增長?？鐓^(qū)送電量增長12.6%、增速同比提高7.8個(gè)百分點(diǎn)，跨區(qū)送電量的增長主要是電網(wǎng)公司積極通過特高壓外送消納西北新能源以及西南水電。跨省輸出電量增長9.3%、增速同比提高5.7個(gè)百分點(diǎn)。南方電網(wǎng)區(qū)域西電東送電量同比下降2.9%，貴州受電煤供應(yīng)短缺及烏江流域來水偏枯的影響，送出電量下降較多。

 

七是各環(huán)節(jié)煤炭庫存下降、電煤供應(yīng)偏緊，發(fā)電用天然氣供應(yīng)總體平穩(wěn)。煤炭消費(fèi)需求明顯好于上年同期，煤炭生產(chǎn)供應(yīng)不足，原煤產(chǎn)量下降0.3%，煤炭進(jìn)口量環(huán)比減少14.1%，各環(huán)節(jié)煤炭庫存明顯下降，電煤供應(yīng)偏緊。電煤價(jià)格年初出現(xiàn)短暫回落，但回落時(shí)間和幅度都小于往年，2月下旬后再次上漲。一季度，天然氣供應(yīng)能力持續(xù)上升，全國大部分地區(qū)氣溫偏暖導(dǎo)致天然氣消費(fèi)需求放緩，全國天然氣供需總體平衡，發(fā)電用天然氣供應(yīng)總體有保障。

 

(三)全國電力供需總體寬松，部分地區(qū)相對(duì)過剩

 

一季度，全國電力供需總體寬松，部分地區(qū)相對(duì)過剩。分區(qū)域看，華北區(qū)域電力供需總體平衡，華中、華東和南方區(qū)域供需總體寬松、部分省份供應(yīng)能力富余，東北和西北區(qū)域電力供應(yīng)能力相對(duì)過剩。

 

二、后三季度全國電力供需形勢(shì)預(yù)測

 

(一)全社會(huì)用電量增速前高后低，全年增速低于上年

 

綜合考慮宏觀經(jīng)濟(jì)形勢(shì)、服務(wù)業(yè)發(fā)展趨勢(shì)、電能替代、房地產(chǎn)及汽車行業(yè)政策調(diào)整、氣溫等因素，預(yù)計(jì)上半年全社會(huì)用電量增長6%左右，增速超過上年同期。受去年下半年高基數(shù)影響，預(yù)計(jì)今年下半年電力需求增速將有所放緩，全年呈前高后低走勢(shì)，全年增速略低于上年。

 

(二)全年新增裝機(jī)容量約1億千瓦，非化石能源占比持續(xù)提高

 

預(yù)計(jì)全年全國基建新增發(fā)電裝機(jī)1.1億千瓦左右，其中非化石能源發(fā)電裝機(jī)6000萬千瓦左右，煤電5000萬千瓦。預(yù)計(jì)2017年底全國發(fā)電裝機(jī)容量將達(dá)到17.5億千瓦，其中非化石能源發(fā)電6.6億千瓦、占總裝機(jī)比重將上升至38%左右。

 

(三)電力供需影響因素較多，受電煤供應(yīng)和氣候影響較大

 

后三季度，影響電力供需的因素主要有：一是電煤供需形勢(shì)存在不確定性。二是煤電企業(yè)經(jīng)營形勢(shì)嚴(yán)峻，大面積虧損將可能影響到煤電企業(yè)經(jīng)營生產(chǎn)。三是氣象部門預(yù)測夏季全國大部分地區(qū)氣溫正常到偏高，華北和西北地區(qū)東南部、西南地區(qū)東北部高溫日數(shù)偏多;汛期我國降水總體呈現(xiàn)“北少南多”的特征。

 

(四)全年電力供需總體寬松，火電設(shè)備利用小時(shí)數(shù)同比下降

 

預(yù)計(jì)后三季度全國電力供需總體繼續(xù)寬松，部分地區(qū)相對(duì)過剩。其中，華北電網(wǎng)區(qū)域電力供需總體平衡,華東、華中、南方電網(wǎng)區(qū)域電力供需總體寬松,東北、西北電網(wǎng)區(qū)域電力供應(yīng)能力相對(duì)過剩。預(yù)計(jì)全年全國發(fā)電設(shè)備利用小時(shí)3680小時(shí)左右，其中火電設(shè)備利用小時(shí)將下降至4080小時(shí)左右。

 

三、有關(guān)建議

 

(一)改善企業(yè)經(jīng)營困境，促進(jìn)電力工業(yè)平穩(wěn)健康發(fā)展

 

當(dāng)前，煤電企業(yè)多重矛盾交織疊加，導(dǎo)致企業(yè)連續(xù)虧損、經(jīng)營形勢(shì)日趨嚴(yán)峻，企業(yè)摻燒煤泥比重提高、燃燒煤質(zhì)降低，電力系統(tǒng)安全風(fēng)險(xiǎn)上升，應(yīng)引起廣泛重視。建議在降煤價(jià)、順電價(jià)、規(guī)范交易、補(bǔ)歷史欠賬和推廣電能替代等方面改善發(fā)電企業(yè)經(jīng)營環(huán)境，避免行業(yè)風(fēng)險(xiǎn)進(jìn)一步聚集。

 

一是盡快有效引導(dǎo)煤炭市場價(jià)格回歸至合理區(qū)域。當(dāng)前，解決煤電企業(yè)經(jīng)營困難、避免成本增加向電力用戶傳導(dǎo)的最關(guān)鍵、最有效的途徑是合理下調(diào)煤價(jià)，降低燃料成本。一方面，多途徑加大煤炭市場供給量，推動(dòng)電煤市場盡快實(shí)現(xiàn)供需平衡;另一方面，進(jìn)一步規(guī)范煤炭價(jià)格形成機(jī)制，并加強(qiáng)價(jià)格監(jiān)管，從嚴(yán)查處價(jià)格壟斷、囤積居奇、哄抬價(jià)格等違法行為，避免價(jià)格信號(hào)失真誤導(dǎo)市場預(yù)期，擾亂市場秩序。