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南方電網去年售電、營收同比雙降 預計今年用電增速略升

2015年南方電網售電量、營業收入同比雙降，從一個側面反映出實體經濟承壓的狀況。

5月18日，《第一財經日報》記者在南方電網2016年社會責任新聞發布會上獲悉，2015年，南方電網售電量7822億千瓦時,同比下降0.5%;營業收入4707億元,同比下降0.7%。

此前的1月22日，南方電網公布消息稱，預計2016年用電增長緩慢，但增速可望略好於去年。

在上述新聞發布會上，南方電網透露，計劃在“十三五”期間投資1300億元用於農網改造升級，目前，首批3萬多個農網建設改造項目已全面開工。

自今年2月國家部署新一輪農網改造升級工作後，南方電網已經完成了新一輪農網改造升級規劃和實施方案，到2020年建成安全可靠、結構合理、適度超前的農村配電網，農村電網供電可靠率達到99.82%及以上。

會上發布了《中國南方電網2015企業社會責任報告》和《2015南方電網綠色發展報告》兩份報告。報告內容主要涉及過去一年該公司在農網改造、供給側結構性改革、精準扶貧、綠色發展等方面的工作。

“南方電網公司的發展道路就是一條主動履行社會責任之路。”南方電網戰略策劃部主任劉靜萍在會上說。他同時表示，南方電網本身就是上一輪中國電力體制改革的產物，是中國電力改革的試驗田。

現在，中國已經啟動了新一輪的電力體制改革。2014年11月深圳啟動輸配電價改革試點，建立起基於輸配電有效資產的“準許成本加合理收益”盈利模 式。會議稱，2015年，深圳供電局正式進入輸配電價第一監管周期(2015—2017年)，該周期內深圳輸配電價下降1.23分，預計可降低客戶電費 10億元。

南方電網還推動雲南、貴州納入輸配電價改革試點範圍，建立由市場決定價格的電價形成機制，配合地方政府有序推進電力體制改革綜合試點。

此外，為促進產業結構調整、化解過剩產能、促進地方經濟發展，南方電網推進電力供給側改革，依據政府授權在廣東、廣西、雲南、貴州成立電力交易中心，並於近期組建了服務跨省區交易的廣州電力交易中心。

會議稱，電力市場化交易對南方五省區經濟社會“穩增長、調結構”發揮了積極作用。數據顯示，2015年南方電網完成西電東送電量1891億千瓦時，消納水電1500億千瓦時;組織市場化交易電量880億千瓦時，為客戶節約電費支出52億元。

南方電網去年一年為扶貧項目投入總計1600萬元。今年4月，該公司啟動了精準扶貧示範村創建工作，明確在廣西、貴州、雲南各創建2個精準扶貧示範點，首批2個示範村將在明年6月完成創建。

另外，記者在會議上了解到，截至去年年底，南方五省區非化石能源裝機容量占比達到49.8%，比“十一五”末提高5.9個百分點。其中，風電裝機容 量1255萬千瓦，同比增長63.5%;光伏裝機容量220萬千瓦，同比增長125.3%。新能源裝機比重從2010年的0.8%，上升到2015年的 4.9%。

南方電網稱，公司已經落實國家節能及新能源產業發展規劃要求，推動電動汽車充電樁建設，截至去年年底，全網累計共建設運營充換電站14座，充電機3053臺，全年完成充電19萬車次。

該公司預計，到2020年，南方電網區域非化石能源裝機占比達50%以上，促使非化石能源占一次能源消費比重上升至27%，達到國際先進水平;萬元產值綜合能耗0.151噸標煤/萬元，較2015年下降約3.9%。

發改委：上半年第二產業用電仍低迷

國家發改委新聞發言人趙辰昕14日在新聞發布會上介紹，上半年，全國全社會用電量約27759億千瓦時，同比增長2.7%，增速較去年同期回升1.4個百分點，其中核電發電增速遙遙領先。

分產業看，第一、二、三產業和居民生活用電量同比分別增長7.7%、0.5%、9.2%和7.7%，增速同比分別回升6.9、1.0、1.2和2.9個百分點。

分季度看，一、二季度全國全社會用電量同比分別增長3.2%、2.1%。6月當月,全社會用電量約4925.3億千瓦時，同比增長2.6%，增速同比回升0.9個百分點。

趙辰昕介紹，全社會用電平穩增長的同時，結構不斷優化，三產和居民生活用電對全社會用電增長的貢獻率大於二產。上半年，三產和居民生活用電對全社會用電增長的影響度合計達到80.9%，遠高於二產的14.4%，用電結構進一步優化。三產用電中，信息傳輸、計算機服務和軟件業用電同比增長14.2%，商業、住宿和餐飲業用電同比增長7.3%，金融、房地產、商務及居民服務業用電同比增長9.6%。

他介紹，上半年，二產用電總體仍較低迷，用電同比僅增長0.5%，特別是高耗能行業用電降幅較大。其中，冶金、有色行業用電同比分別下降9.4%和4.3%，增速同比分別回落2.9和9.6個百分點。兩個行業用電下降對全社會用電增長的影響度達-47.9%，拉低全社會用電增速1.3個百分點。

他說，從發電情況看，6月份全國重點水電廠來水較好，清潔能源消納政策落實較好，發電結構繼續優化。初步統計，6月份全國水電、核電發電量同比分別增長2%和15.8%，而火電在發電裝機同比增長約9%(8400萬千瓦)的情況下，發電量僅增長1.3%;上半年全國水電、核電發電量同比分別增長15.3%和25.6%，火電發電量同比下降2.9%。

第一財經記者註意到，核電發電量增長的背後與新增核電機組投運有關。官方資料顯示，2015年,中國共有6臺核電機組正式投入商業運行，至此,中國投入商業運行的核電機組共28臺,總裝機容量達到2642.7萬千瓦,約占全國電力總裝機容量的1.75%。

官方資料顯示，2015年,全國累計發電量5.6萬億千瓦時,核電累計發電量為1695億千瓦時,同比增長約27.2%。

核電企業已經從中受益。中核集團旗下上市公司中國核電(601985.SH)在12日發布的公告顯示，截至6月30日，公司上半年累計發電量404.13億千瓦時，同比增長10.16%。

中國核電2015年年報顯示，2015年，該公司共有3臺核電機組投運。分別是方家山2號機組,福清2號機組,海南昌江1號機組。

中國還有更多的核電機組即將投產和開工。根據規劃，2020年核電達到5800萬千瓦在運，3000萬千瓦在建規模。據此測算，“十三五”期間，中國預計每年將有5至6臺核電機組開工建設。

有關部門最近再次釋放了利好核電的消息。比如，國家發改委和住建部在6月1日聯手印發的《長江三角洲城市群發展規劃》顯示，中國還要在蘇北沿海、浙江沿海等地區布局核電，推進三門核電二期、三期和象山核電一期項目建設。

國家能源局7月11日公布的《國家能源局關於推動東北地區電力協調發展的意見》也提出，要加快推進徐大堡核電外送華北通道前期論證工作，結合“十三五”電力規劃編制，提出可行的徐大堡核電消納方案，統籌研究新增東北向華北送電可能性。

這或許意味著，徐大堡核電項目離開工建設的時間已經不遠了。此前，中國在2014年發布的《國務院關於近期支持東北振興若幹重大政策舉措的意見》就提出，優化東北地區能源結構，適時啟動遼寧徐大堡核電項目建設。

在經濟“新常態”下,受國民經濟增長放緩和產業結構調整的影響,國內電力需求增速放緩。但由於核電和水電本身具有“清潔”的屬性，使得它們將越來越受到青睞，並擠壓火電的空間獲得更多的市場。

用電超過韓國和澳洲 廣東統調負荷在全國率先破億

“高燒不退”的廣東連續催生了用電負荷的高峰，也從側面反映了廣東的經濟實力。

南方電網剛剛公布的一則消息顯示：8月8日14時46分，廣東電網統調負荷再創歷史新高，達到10007萬千瓦，比去年最高負荷增長7.0%。這是廣東省負荷年內第6次刷新記錄，廣東電網成為全國首個統調負荷突破1億千瓦的省級電網。

廣東電網官方微信稱，這1億千瓦的負荷，分別超過了韓國和澳大利亞整個國家的電力負荷，相當於4.5個三峽水電站滿負載發電，可以滿足於1.3億臺空調同時制冷。

圖片來自廣東電網微發布

電力負荷，指的是電力系統中所有用電設備所耗的功率。一座城市的最高電力負荷，即生活、商業、工業、農業等方面所有用電設備在同一時間總功率。

這是廣東省負荷年內第6次刷新記錄，廣東電網成為全國首個統調負荷突破1億千瓦的省級電網。目前廣東電力供應平穩，未出現電源性錯峰用電。

近日，全國多家電網負荷受高溫天氣影響屢創新高。廣東電網全國率先破億達10007萬千瓦;江蘇電網緊隨其後，創下9244萬千瓦的新紀錄;第三名的山東電網負荷上月也達到6933萬千瓦。目前，兩大經濟大省的統調負荷比較接近，相比之下，廣東的最高統調負荷是第三名山東省的約1.5倍。

南方電網公布的資料顯示，十一五期間，廣東電網統調最高負荷平均增速11.5%。2012年起，隨著廣東省經濟經濟增長方式、產業結構轉型逐步邁入新常態，統調最高負荷從高速增長轉為中速增長，十二五期間平均增速為5.8%。

“十二五”以來，廣東省內東西兩翼區域負荷維持每年6.5點左右的高增速，珠三角地區保持年4.2個點的平穩增速。2016年上半年，珠三角9市供電量合計1866億千瓦時，占廣東省供電量72.8%，同比增長4.6%;粵東西北12市供電量合計634億千瓦時，同比增長7%。從上半年各區域電量增長情況來看，粵北地區電量增幅較大，逐漸成為新的負荷增長區。

圖片來自廣東電網微發布

盡管負荷不斷攀升，南方電網表示，廣東今夏不會出現電不夠用的情況。其原因是，今年1月，隨著廣東陽江核電站3號機組、東莞東興電廠5、6號機組等項目的投運，廣東省統調裝機容量達到10217萬千瓦，成為全國第二個裝機容量過億的省份。

此外，南方電網稱，公司統一安排協調好雲南、貴州、廣西等西部電力富余省份，確保在電力供應緊張時對廣東的支援，廣東最大的供電能力可達1.1億千瓦，系統最大可供負荷提高至1.04億千瓦，廣東省電力供應滿足需求。

南方電網稱，隨著廣東省內電源的不斷新增投產和西電東送通道的不斷投產，近年來電源增長速度持續高於負荷增長速度，廣東省電力供應趨於富余成為新常態。整個“十二五”期間，廣東省電力供應經歷了一個“先緊後松”的過程。

發改委：煤炭產量明顯下降 用電形勢有所好轉

8月8日，據發改委網站，發改委發文表示，上半年全國煤炭產量16.3億噸，同比下降9.7%，降幅同比擴大3.9%，煤炭產量明顯下降。庫存出現“三降”。6月末，煤炭企業、重點發電企業、環渤海五港存煤分別下降8.6%、16.6%和45%；煤炭消費繼續下降，上半年全國煤炭消費18.2億噸，同比下降5.1%。企業利潤降幅收窄，前5個月規模以上煤炭企業利潤同比下降73.2%，降幅比一季度收窄19.3%；受國內外差價影響，進口有所回升。

以下為全文：

煤電油氣運適應供需形勢變化

有效保障經濟社會發展需要

上半年，工業生產呈緩中趨穩態勢，煤電油氣運主動適應供需形勢變化，加快推進去產能、去庫存、降成本等各項供給側結構性改革工作，行業運行出現積極變化，有效保障了經濟社會發展需要。

一、煤炭產量明顯下降，去產能工作取得積極進展

今年以來，各地區、各有關部門認真貫徹落實黨中央、國務院化解煤炭過剩產能實現脫困發展決策部署，嚴格控制新增，加快淘汰落後，引導有序退出，落實減量生產，推進兼並重組和轉型升級，市場供大於求矛盾得到了緩解，煤炭價格有所回升，企業經營狀況有所改善，貨款回收有所好轉。

一是煤炭產量明顯下降。上半年全國煤炭產量16.3億噸，同比下降9.7%，降幅同比擴大3.9百分點。其中4月、5月、6月產量降幅分別為11%、15.5%和16.6%，呈逐月擴大態勢。二是庫存出現“三降”。6月末，煤炭企業、重點發電企業、環渤海五港(秦皇島、京唐、曹妃甸、天津、黃驊)存煤分別下降8.6%、16.6%和45%。三是價格穩中回升。目前秦皇島港5500大卡動力煤市場價格420元/噸，比3月末上漲30元/噸，比年初上漲50元/噸。四是企業利潤降幅收窄。前5個月規模以上煤炭企業實現利潤35億元，同比下降73.2%，降幅比一季度收窄19.3個百分點。五是煤炭消費繼續下降。據行業協會測算，上半年全國煤炭消費18.2億噸，同比下降5.1%。六是受國內外差價影響，進口有所回升。上半年煤炭進口1.1億噸，同比增長8.2%。其中5月、6月同比增速均超過30%。

二、電力消費增速同比提高，用電結構繼續優化

今年以來，電力行業運行總體好於去年。高耗能行業用電負增長，電力消費結構繼續優化。非化石能源發電快速增長。

一是用電形勢有所好轉。上半年全社會用電量2.78萬億千瓦時，同比增長2.7%，增速同比回升1.4個百分點。二是用電結構繼續優化。上半年，三產和居民生活用電同比分別增長9.2%和7.7%，對全社會用電增量的貢獻率達到80.9%，遠高於二產的14.4%。黑色、有色金屬冶煉壓延加工業及建材等高耗能行業用電量持續負增長，合計下拉全社會用電量增速1.3個百分點。三是非化石能源發電快速增長。上半年，全國水電、核電和並網風電發電量同比分別增長15.3%、25.6%和24.4%。全國水電設備利用小時1658小時，為近十年來同期最高水平，同比提高146小時。

雖然電力行業整體運行情況比上年好轉，但煤電企業效益面臨較大下滑壓力。近幾年火電設備利用小時持續下降，2015年降至4329小時，為1969年以來的最低值。今年上半年火電利用小時同比再下降194小時，預計全年全國火電利用小時將降至4000小時甚至更低。此外近年來煤電上網電價持續下降及近期煤價回升也給煤電企業帶來較大的經營壓力。

三、油氣生產總體平穩，石油開采和加工企業效益分化明顯

上半年，油氣行業生產運行總體平穩，進口大幅增加，在需求低迷，油價下跌等多重因素影響下，石油開采和加工企業效益分化明顯。

一是原油生產主動減量，天然氣產量保持增長。針對油價低迷形勢，企業主動實施“以進頂產”，上半年國內原油產量10045萬噸，同比下降4.8%。天然氣675億立方米，增長2.9%。二是成品油消費平穩增長，但柴油消費低迷。上半年，成品油消費量1.41億噸，同比增長4.4%，增幅同比提高1.4個百分點。其中，汽油消費量增長13.7%，增幅同比提高4.9個百分點;柴油消費量下降3.1%，降幅同比擴大1.4個百分點。三是進口大幅增加，對外依存度再創新高。上半年原油進口1.86億噸，增長14.2%。天然氣進口約合356億立方米，增長21.2%。原油、天然氣對外依存度分別達64%和35%，再創新高。四是油氣開采和石油加工企業效益明顯分化。1—5月，石油加工行業實現利潤721.1億元，同比增長2.5倍。但石油天然氣開采業凈虧損376.8億元，去年同期為增長497.1億元，油氣開采企業生產經營壓力有所加大。

四、全社會貨運量平穩增長，鐵路運輸出現積極變化

上半年，全社會貨運量繼續保持平穩增長，鐵路運輸出現了一些積極變化，港口吞吐量小幅增長，運價指數保持低位震蕩。

一是全社會貨運量增速平穩。上半年，全社會完成貨運量197.4億噸，同比增長3.1%。增速比一季度提高0.9個百分點。其中，公路貨運量同比增長4.4%，比一季度提高1.3個百分點;鐵路貨運量下降7.5%，降幅比一季度收窄1.5個百分點;水運貨運量增長1.3%，比一季度回落0.3個百分點。二是鐵路運輸出現積極變化。5月份以來，國家鐵路日均裝車同比增加1611車，自2014年首次實現同比增長。???二季度，國家鐵路除煤炭日均裝車繼續下滑外，金屬礦石、焦炭、鋼鐵、木材等部分大宗物資日均裝車數出現回升，比一季度分別增長18.1%、43.0%、10.8%和28.2%。零散快運、批量快運和集裝箱繼續保持大幅增長，同比分別增長94%、24.9%和40.3%。中歐班列啟用統一品牌標識，開行數量進一步提高，同比增長1.5倍。三是港口吞吐量保持增長。上半年，規模以上港口完成貨物吞吐量58億噸，同比增加2.2%。內貿吞吐量同比增長1.3%。外貿吞吐量同比增長4.1%，其中二季度增長5.5%，比一季度回升2.9個百分點。四是運價指數低位震蕩。上半年，波羅的海幹散貨綜合運價指數(BDI)震蕩回升，2月11日創歷史低位290點，6月30日收盤660點，比年初增長41.3%。中國沿海散貨運價指數(CCBFI)上半年平均806.2點，同比下降6.1%;其中6月平均826.6點，比上月回升5.3%。

高溫兇猛 生活用電成今夏電力消費主力軍

8月16日，國家發改委新聞發言人趙辰昕在例行新聞發布會上指出，1—7月，全社會用電量為33121億千瓦時，同比增長3.6%，增速同比加快2.8個百分點。7月當月，全社會用電量5523億千瓦時，同比增長8.17%，增速同比大幅回升9.49個百分點。

趙辰昕分析稱，用電增速快速回升主要受氣溫偏高和去年同期基數較低的影響。7月份，多地出現大範圍持續高溫天氣，全國平均氣溫22.7℃，較常年同期偏高0.9℃，為1961年以來同期第三高。受此影響，空調降溫負荷迅速攀升，日發電量和用電負荷連創歷史新高。而去年7月份全社會用電量同比下降1.32%，進一步擡高了今年用電增速。

第三產業和城鄉居民生活用電增長較快、高耗能行業用電量下降從7月份之前便開始顯現。據中電聯發布的數據顯示，今年上半年，全社會用電量同比增長2.7%，增速同比提高1.4個百分點，用電形勢比上年有所好轉。第三產業和城鄉居民生活用電分別拉動全社會用電量增長1.2和1.0個百分點，所占全社會用電比重同比分別提高0.8和0.6個百分點;第二產業用電同比增長0.5%，行業用電繼續分化，其中四大高耗能行業合計用電量同比下降3.3%、比重同比降低1.9個百分點，下拉全社會用電量增速1.1個百分點。

第二產業及其工業用電低速增長，制造業用電負增長，而高耗能行業之外的其他制造業用電量增長4.0%，反映出國家結構調整和轉型升級效果繼續顯現，電力消費結構不斷調整。

中電聯網站顯示，當前電力消費的主要特點是，第二產業及其工業用電量正增長，產業結構調整和轉型升級效果繼續顯現;第三產業和城鄉居民生活用電較快增長;電力消費增長動力持續轉換、消費結構繼續調整。

從用電增長動力看，第三產業和城鄉居民生活用電量較快增長，上半年分別拉動全社會用電量增長1.2和1.0個百分點，而第二產業僅拉動全社會用電量增長0.4個百分點，其中四大高耗能行業合計下拉全社會用電量增速1.1個百分點，反映出當前拉動用電增長的主要動力從傳統高耗能行業繼續向服務業和生活用電轉換。

廈門大學中國能源經濟研究中心主任林伯強接受第一財經記者采訪表示，第三產業和居民生活用電量增長較快與城鎮化進程中人民生活水平越來越高有關。“三產和居民用電量連年都在增長，原始數據較低，所以增幅也顯得大。”林伯強同時表示，雖然三產和居民生活用電的增長對社會總用電量增長的影響越來越大，但用電量與工業、尤其是鋼鐵水泥等重工業的發展關系依舊很大。“畢竟工業用電占60%左右，如果與基礎設施建造相關的項目增多，工業用電量和總用電量會有更大幅度的提升”。

華北電力大學能源與電力經濟研究咨詢中心主任曾鳴告訴第一財經記者，用電量數據反映出第二產業繼續下滑，經濟沒有好轉。“如果不主動從政策上進行結構調整，用電量也是這個趨勢。而由於科技發展和政策扶持等原因，第三產業發展向好，所以其用電量增長快。”

從中電聯公布的上半年的用電數據來看，不同的地區之間用電增長差異明顯，東、中部地區用電形勢相對較好。東、中、西部和東北地區全社會用電量同比分別增長3.6%、3.5%、0.9%和0.6%，增速同比分別提高1.4、3.8、-1.7和2.6個百分點。總體來看，東、中部地區市場化程度相對較高、產業結構多元，高耗能產業比重相對較小，是全國用電增長的主要穩定力量;而西部和東北地區大部分省份高耗能產業比重偏大、產業相對低端，用電量受高耗能行業持續低迷的影響更為明顯。

《巴黎協定》生效日 專家暢談節能減排與用電節電

“未來低碳能源機構的基本原則是城鄉統籌，熱電協同，工業與民用互補，基本途徑是加大核電和可再生能源比重，加大電力在終端能源的比例。”中國工程院院士、清華大學建築節能研究中心主任江億在11月4日於北京召開的“2016年全國用電與節電技術研討會”作出如上表述。

值得一提的是，11月4日也是《巴黎協定》生效的日子。這一天，北京出現嚴重霧霾。

參會專家就如何進一步推動能源消費革命、落實國家能源戰略，有效推動電能替代、節能減排和用電節電展開討論，建言獻策。

江億院士提出，能源供給側和消費側的革命是低碳的需要，是大氣環境質量的需要，是實現能源可持續發展的需要。

“《巴黎協定》要求，2050年之前全球碳排放總量下降到150億噸/年，而我國目前碳排放總量就達到100億噸/年，如何使我國在33年之後碳排放總量下降三分之二，是個很嚴峻的問題。”江院士說。

同樣在11月4日，國務院公布了《“十三五“控制溫室氣體排放工作方案》，以確保完成”十三五“低碳發展目標，推動我國二氧化碳排放2030年左右達峰並盡早達峰。

方案提出，到2020年，單位國內生產總值二氧化碳排放比2015年下降18%，碳排放總量得到有效控制。氫氟碳化物、甲烷、氧化亞氮、全氟化碳、六氟化硫等非二氧化碳溫室氣體控排力度進一步加大。碳匯能力顯著增強。支持優化開發區域碳排放率先達到峰值，力爭部分重化工業2020年左右實現率先達峰，能源體系、產業體系和消費領域低碳轉型取得積極成效。全國碳排放權交易市場啟動運行，應對氣候變化法律法規和標準體系初步建立，統計核算、評價考核和責任追究制度得到健全，低碳試點示範不斷深化，減汙減碳協同作用進一步加強，公眾低碳意識明顯提升。

此外，到2020年，力爭常規水電裝機達到3.4億千瓦，風電裝機達到2億千瓦，光伏裝機達到1億千瓦，核電裝機達到5800萬千瓦，在建容量達到3000萬千瓦以上。加強智慧能源體系建設，推行節能低碳電力調度，提升非化石能源電力消納能力。

對於調整能源結構，江院士分別解釋了低碳能源結構的幾個原則。“城鄉統籌原則。農村是未來可再生能源的生產基地，農村電網可以為電力峰谷差調節做出貢獻;熱力協同原則是指熱電聯產電廠可同時作為電力調峰電源，同時為電網調峰為建築供熱，而熱泵是高效的電熱轉換的裝置，可以在熱電協同中起重要作用。”

另一位中國工程院院士、我國著名電機學專家顧國彪在會上提出，更多使用電動汽車有利於我國作出的節油、高效、低排放的國際承諾。

“美國在1984年宣布，到1995年在加州實現一半電動汽車。目前電池研發的瓶頸制約了電動汽車的發展速度。”

顧院士特別強調，電動汽車不等同於新能源汽車。“利用天然氣、生物質制油、太陽能風能制氫作為動力源才能叫新能源汽車，而電動汽車是指使用常規電能驅動的汽車。如何讓電動汽車成為新能源汽車是當下技術亟需解決的問題。”

據了解，本次研討會的主要內容包括：研討交流能源革命路徑選擇，電能替代政策與措施等，電采暖、電鍋爐、電儲能、電動汽車等電能替代關鍵技術，電能替代商業化運作模式，電能替代示範試點項目實踐案例和經驗，電動汽車電池與充電技術、服務模式，售電側改革與需求響應相關問題，能效管理、節能服務產業發展現狀與先進經驗等。

全國前10月全社會用電量同比增4.8% 核電增長最猛

全國前十月社會用電量數據已經出爐。在發電情況方面，核電和水電的增速迅猛;而相比之下，火電增速緩慢。

11月11日，在國家發改委召開的新聞發布會上，國家發改委秘書長李樸民介紹，今年前10月，全國全社會用電量同比增長約4.8%。從發電情況看，初步統計， 1—10月份全國水電、核電、火電發電量同比分別增長7.3%、23%和1.9%。

值得關註的是，作為清潔能源，水電和核電未來還將獲得更多的發展空間。國家發改委、國家能源局最近發布的《電力發展“十三五”規劃》(下稱《規劃》)表示，堅持市場化消納機制，基本解決四川、雲南水電消納問題。強化政策措施，新建項目應提前落實市場空間，防止新棄水現象發生。

針對棄水問題，《規劃》指出，重點依托西南水電基地開發，建成金沙江中遊送電廣西、滇西北至廣東、四川水電外送、烏東德電站送兩廣輸電通道，開工建設白鶴灘電站外送工程，積極開展金沙江上遊等消納方案研究。

在核電方面，目前，中國是世界上核電在建規模最大的國家。根據《規劃》，“十三五”期間，全國將新增投產核電“約3000萬千瓦，開工3000萬千瓦以上，2020年裝機達5800萬千瓦”。

不過在火電方面，當前無論是總體的發電量還是發電利用小時都在下滑。

來自中電聯三季度的報告就顯示，前9月火電設備利用小時3071小時(煤電3166小時)、同比降低213小時，為近些年來同期最低水平，廣西、四川、雲南和西藏不足2000小時，其中雲南僅872小時。

由於擔心火電產能過剩，未來，中國火電的發展占比還將進一步收縮。《規劃》顯示，“十三五”期間，取消和推遲煤電建設項目1.5億千瓦以上，到2020年全國煤電裝機規模力爭控制在11億千瓦以內。全國實施煤電超低排放改造約4.2億千瓦，實施節能改造約3.4億千瓦，力爭淘汰落後煤電機組約2000萬千瓦。

但是，火電仍然是中國整體發電結構中不可或缺的一環，在“十三五”新的政策中，國家希望戰線收縮的火電為可再生能源的發展提供更多的調峰職能。

與此同時，李樸民介紹，各有關部門和企業共同努力促進風電、太陽能發電等清潔能源多發滿發。電網企業積極采取措施，進一步加大跨省跨區送受電調劑力度，預計今冬明春電力供應充足，發電結構將進一步優化。

社會用電量一直被認為是經濟發展的風向標。據李樸民介紹，1—10月份，中國經濟運行總體平穩，全社會用電量增加，價格溫和上漲，有效投資力度加大，在補短板中繼續發揮積極作用。

從用電結構來看，李樸民介紹，一、二、三產業和居民生活用電量同比分別增長5.1%、2.3%、11.6%和11.7%，增速同比分別回升2.1、3.3、4.5和7.1個百分點。三產和居民生活用電對全社會用電增長的貢獻率繼續大於二產。

三產用電中，信息傳輸、計算機服務和軟件業用電同比增長15.2%，商業、住宿和餐飲業用電同比增長9.9%，金融、房地產、商務及居民服務業用電同比增長12.6%。而工業用電中，采礦業用電出現了負增長，同比下降4.8%;制造業用電同比增長1.6%，四大高耗能行業用電增速總體偏低，其中鋼鐵和有色行業用電同比分別下降6.5%和1.6%，化工和建材行業用電同比分別增長1.8%和2.3%。

生活水平高不高看終端用電比例 再過4年我們將接近日美

本月初出臺的《電力發展“十三五”規劃》明確，預期2020年，人均用電量5000千瓦時左右，接近中等發達國家水平。城鄉電氣化水平明顯提高，電能占終端能源消費比重達到27%。

《規劃》還首次對於2020年的電力需求進行了預測。業內人士指出，“十三五”電力規劃有很多“第一次”，它的發布是一件劃時代的事情。

電氣化水平接近日本

能源局相關人士告訴第一財經記者，目前我國人均用電量在4150千瓦時左右，約為美國的三分之一，韓國、日本、法國、德國等國家的一半左右。

近年來，我國城鄉居民用電量穩步提升。發改委公布的最新數據顯示，今年10月份，我國城鄉居民生活用電633億千瓦時，同比增長12.2%;前10個月累計6847億千瓦時，同比增長11.6%。

華北電力大學能源與電力經濟研究咨詢中心主任曾鳴在接受第一財經記者采訪時表示，人均用電量進入中等發達國家水平，意味著居民用電比重繼續提升，到時家用設備高度電氣化，例如大功率烘幹機等電氣化設備都會增加規模。

電氣化的基本概念是指能源需求向電力轉化的水平。國際上凡是采用的電氣化水平的指標有兩個：一是發電能源消費占一次能源消費的比重，二是電能在終端能源消費中的比重。曾鳴認為，居民生活水平提高在用電方面的標誌就是終端用電比例等不斷提高。目前，我國的這一指標為22.6%，與“十三五”目標尚有4.4個百分點的差距。

國際能源署提供的2014年的數據顯示，日本電能占終端能源消費的比重最高，約達到27.7%。電能占終端能源消費的比重超過20%的國家還有韓國、法國、美國、英國、德國、加拿大和意大利。

在2000-2012年這一階段，中國電能占終端能源消費比重提高了8個百分點，明顯高於其它國家。業內分析，原因在於中國經濟快速增長，工業化、城鎮化進程加速推進，帶動電力消費增長高於能源消費增長幅度。

國際能源署(IEA)研究表明，提高電氣化水平是全球能源系統發展的驅動力。世界電力增長超過所有其他終端能源品種，過去30多年，電能占終端能源消費比重從9%提高到17%，2050年前將提升至25%以上，還有很大提升空間。提高電氣化水平需要在供給側和消費側進行徹底變革，在供應側提高可再生能源比重，消費側通過熱泵推動建築物用能，實現以電代氣，發展電動交通，實現以電代油等，提高電力在終端能源消費的比重。

《規劃》有很多“第一次”

《規劃》還對於2020年的電力需求進行了預測。《規劃》顯示，預期2020年全社會用電量6.8萬-7.2萬千瓦時。為了避免出現電力短缺影響經濟社會發展的情況和電力發展適度超前的原則，在預期2020年全社會用電需求的基礎上，按照2000億千瓦時預留電量儲備，以滿足經濟社會可能出現加速發展的需求。

本次出臺的《規劃》中，對於電力需求的預測尚屬首次。上述能源局人士表示，我國“十一五”“十二五”都沒有發布電力規劃，“十三五”電力規劃的成功發布，雖然主要是對現有問題的解決和調整，但依然是一件劃時代的事情，因此有很多“第一次”。而規劃的首要任務就是對經濟的預測和電力電量需求的預測。

“一個成熟的規劃應具有包容性，對負荷預測的包容性是重要的要素，這主要體現在做規劃時通常對未來的經濟及電力需求的預測定一個範圍，而不是一個數值。希望未來實際的電力需求發展在我們預測的這個範圍內，這樣現有的規劃足以保障電力供應。”該人士說。

例如，預留2000億千瓦時的電力儲備，就是出於對經濟社會和電力需求發展的超出預計。

“在現有的電源電網的規劃下，或許會出現電力短缺的情況，為避免此類情況發生，我們提出了按照2000億千瓦時預留電力儲備。如果電力需求增長超出預期，儲備的電力項目隨時開工投產，可以在現有基礎(7.2萬億千瓦時)上再多供應2000億千瓦時的電力需求。對需求超出預期的可能性及超出預期的程度進行了估計，2000億千瓦時處在保證電力供應和防止產能過剩的平衡點。”該人士解釋道。

國家電網落實電改：讓21省工商業用電節省168億元

第一財經記者從國家電網獲悉，12月5日，國家電網召開以混合所有制方式開展增量配電投資業務暨交易機構相對獨立運作新聞發布會，公布了以混合所有制方式開展增量配電投資業務、交易機構相對獨立運作等重點改革舉措及成果。

電網輸配電價改革全面提速

會議透露，國家電網正在配合國家發改委加快推進輸配電價改革試點。在該公司的經營範圍內，安徽、湖北、寧夏首批3省輸配電價已經批複實施。北京、天津、河北、河北、山西、陜西、江西、湖南、四川、重慶等多個省級電網以及華北電網等第二批試點單位輸配電成本監審工作基本完成，進入輸配電價測算階段。

目前，除西藏外的剩余13個省級電網輸配電價改革全面提速，10月份啟動成本現場監審工作，預計年底前完成。會議稱，輸配電價改革將為電力市場化交易提供堅實基礎。

推動交易機構組建和規範運行是國家電網在本輪電改中的另一舉措。目前，該公司按照配套文件要求和地方政府批複，以全資子公司和股份制模式成立北京電力交易中心和26家省級電力交易中心，交易機構組建基本完成。其中，北京電力交易中心是國內首家正式註冊的國家級電力交易中心。

而在本輪電改中備受社會關註的售電側改革方面，國家電網編發了《國家電網公司關於做好售電公司、市場交易用戶供電服務工作的通知》，並發布了售電公司、直接交易用戶、市場化零售用戶業務辦理服務指南。這業界認為是“主動了解用戶需求，以快速響應售電公司和市場交易用戶的供電服務需求，為其提高規範、優質、便捷的服務”的體現。

放開增量配電投資業務也是本輪電改的重要內容。在這方面，國家電網的做法是：“向有關部委建言獻策，配合做好有序放開配電網管理辦法研究和增量配電試點項目遴選工作，以積極、開放的態度，引導社會資本投資。”

本輪電改同樣關註到了新能源的消納問題。在這方面，國家電網加快了電網建設，“十二五”期間累計投資約850億元，開工、投運一批特高壓重點工程，促進新能源外送消納。

降低21個省份工商業用電成本約168億元

會議透露，國家電網在深化電力體制改革工作取得的成效包括：

一是有效降低用戶成本。安徽、湖北、寧夏3省核定輸配電價以後，較之前的購銷價差模式，年減少用戶電費支出超過35億元;統籌運用取消化肥優惠電價、跨省跨區電能交易價格下降等電價空間，降低21個省份工商業用電成本約168億元;認真落實國家發改委通知要求，調整優化用戶基本電價計費方式，放寬減容(暫停)期限限制，降低停產、半停產企業電費支出效果明顯，按年計算可達到150億元。

二是市場交易規模不斷擴大。截至11月底，北京電力交易中心和國家電網公司經營區域內各省級交易機構共開展電力直接交易電量5245億千瓦時，同比增長177.8%，發電側競爭形成的降價空間全部疏導到用戶側，為電力用戶降低購電成本271億元。

三是多買多賣市場競爭格局初步形成。目前，國家電網經營範圍內已成立售電公司1221家。完成30個重點城市市區和30個非重點城市核心區配電網改造，加快農網改造升級，為售電市場競爭提供網架支撐。

四是清潔能源消納取得新進展。今年以來，北京電力交易中心共開展水電、風電、光電、核電等清潔能源省間送電量達到3406億千瓦時，同比增長9.1%，接近北京、上海、天津、重慶四個直轄市全年的用電量。累計向華北、華東、華中等負荷中心地區輸送電量3164.5億千瓦時，減少當地標煤燃燒10126萬噸，減少當地二氧化碳排放25240萬噸、煙塵排放106萬噸、灰渣排放2835萬噸，為大氣汙染防治和霧霾治理做出了重要貢獻。

為增量配電投資業務放開提供支撐

近期，國家發改委、國家能源局印發《關於規範開展增量配電業務改革試點的通知》，確定了第一批105個試點項目。其中，會議透露，國家電網公司經營區82個。

會議稱，國家電網公司將積極參與增量配電投資業務競爭，並做好相關服務工作。這些工作具體包括：

一是面向政府，為增量配網投資業務放開提供支撐。根據國家確定的試點項目名單，國家電網旗下各省級電力公司協助地方政府劃定供電區域、明確供電範圍。按照國家有關要求，配合政府部門做好電網統一規劃，加強上級電網建設，確保外部電源的穩定可靠供應。

二是面向試點項目業主，提供優質並網服務。與試點項目運營主體簽訂調度協議，按照電網統一調度原則，做好調度管理和運行監督，確保電網安全穩定運行。

三是面向合作夥伴，爭取多方共贏。國家電網省級電力公司作為投資主體，參與競爭，與符合條件的社會資本合作成立混合所有制供電公司，通過參加招標等市場化方式爭取成為試點項目業主。對國家電網投資控股的混合所有制供電公司，做好信息公開工作，保障各類股東的合法權益。

上述會議還透露，為了深入落實交易機構相對獨立、規範運作的要求，北京電力交易中心將進一步促進市場公開透明運行，擴大電力市場交易規模，促進能源資源大範圍優化配置。

廣東電改降低用電成本12億 用戶稱“有了真正甲方的感覺”

作為電力改革“試驗田”，目前廣東電力市場交易活躍，市場主體迅速增加，價格也日趨合理。

南方電網公司副總經理楊晉柏告訴第一財經記者，相對獨立的電力交易中心確保了交易的公正公平公開，激發了市場活力。南方電網公司區域包括廣東在內的五省區，通過輸配電價改革、落實煤電價格聯動、開展市場化交易等，累計為用戶節約用電成本241.5億元。

第一財經記者實地走訪了廣東電力交易中心，采訪了售電公司、發電廠、用戶和交易中心各個市場主體，了解到售電側改革的紅利得到釋放，對降低成本、結構調整、產業轉移、效能提升都產生了積極影響。同時直接競爭交易增加了風險和不確定性，廣東電力交易中心將完善市場主體準入和退出、違約懲罰、信用管理等機制等。

電力市場交易活躍

楊晉柏表示，廣東電力市場建設成效初顯，改革紅利得到釋放，用電企業通過市場交易降低用電成本，有效落實供給側結構性改革要求，2013年以來用戶累計降低用電成本12億元。

第一財經記者了解到，符合產業政策、行業領先的大型骨幹企業優先進入市場，涉及醫藥、機械、電子電器、石油化工等行業共73家大型骨幹企業大用戶先期進入市場，總用電量約170億千瓦時。

此外，在產業轉移方面，省級產業轉移園區企業優先進入市場,促進粵東西北地區發展,共有569家園區電力用戶進入市場。依托售電市場和售電公司,提供綜合能源服務,提高企業用電效能。

廣東電力交易中心主任楊駿偉告訴第一財經記者，廣東電力交易中心設定了一定的機制來促進節能減排。具體而言，在機制引導方面，引入調節機制,煤耗越低可申報的市場電量上限越高,煤耗每降低1克,市場電量小時數可增加2-4小時。在準入條件方面，節能環保機組準許進入市場交易,30萬千瓦及以上煤機準許進入。

在合約轉讓方面，發電企業之間合同電量轉讓交易須符合節能減排原則,原則上只允許煤耗高的機組轉讓給煤耗低的機組。在成交順序方面，月度集中競爭市場,申報價差相同時,機組能耗低者優先成交。

楊駿偉向第一財經記者展示了一組數據，截至2016年11月底,進入廣東電力交易市場的市場主體共1297個。其中電廠38家,全部為30萬千瓦以上煤機,共計101臺,裝機5271萬千瓦,達全省統調裝機的51%。大用戶613家(可直接參與市場交易)、園區中小用戶436家(11個園區,需售電公司代理參與市場交易)。售電公司210家,數量全國最多。

2013年以來,累計成交電量840億千瓦時,單位價差-21.02厘/千瓦時,其中年度雙邊協商累計成交電量550億千瓦時,單位價差-9.65厘/千瓦時,月度集中競爭累計成交電量290億千瓦時,單位價差-42.58厘/千瓦時。

按照《關於進一步深化電力體制改革的若幹意見》(下稱中發9號文)的要求,在國家發改委、能源局及省政府的指導下,2016年6月28日,公司制的廣東電力交易中心掛牌。該交易中心不以營利為目的,在政府監管下搭建公開透明、功能完善的交易平臺,為市場主體提供規範公開透明的電力交易服務。

廣東電力交易中心有兩大交易品種,交易規則特點主要是價差傳導及價差對撮合。年度雙邊協商是按照自主自願原則,雙方線下協商,線上申報並生成合同，每年末開展。月度集中競爭是線上集中報價,價差對撮合成交，每月中旬開展。

楊駿偉對第一財經記者說，廣東電力交易市場交易活躍,隨著市場交易平穩有序開展,市場主體參與交易的熱情被不斷激發，形成了電網企業、發電企業、售電公司、電力用戶為主體的多買多賣的市場結構。

價格趨於合理

廣東電網公司副總經理陳曄對第一財經記者表示，隨著市場主體對交易規則和供求關系理解更加深入,市場價格逐步趨於合理水平。2016年上半年月度集中競爭市場利益分配波動相對較大,但隨著市場逐漸成熟,市場信息更加透明清晰,利益分布更加合理,通過市場無形之手的自動調節使市場交易逐步趨於理性。

廣東粵電集團有限公司沙角A電廠經營部部長李海雲接受第一財經記者采訪時表示，電力市場化改革是大勢所趨,對參與的市場主體來講，競爭推進發電企業實施全價值鏈管理、降低成本，由於電能是高度同質化的特殊商品，發電企業參與市場競爭不存在“產品性能差異”，價格成為企業的核心競爭力。要爭取客戶，就必須苦練內功，通過企業的全價值鏈管理來降低每一個生產經營環節的成本、形成價格上的優勢。

李海雲表示，沙角A電廠雖然是老電廠，但近幾年來一直堅持不懈地加大科技、技改投入，機組全部進行了增容改造，燃料管理實施精細化配煤摻燒，設備檢修推行狀態檢修和精密點檢，以確保企業的管理水平、市場意識、機組的可靠性、能耗水平等在同類型機組中領先，力爭保持較好的綜合競爭力。

華潤電力銷售有限公司總經理程誌偉對第一財經記者表示，電改對售電公司的影響是巨大的。首先在電改的推進中，售電公司作為新的市場主體參與到直接交易中，這對售電公司來說是一個積極參與到電改中的重要機會。其次，售電公司在市場中不斷摸索和積累經驗，為後續現貨市場的推出奠定了基礎。

華潤電力(廣東)銷售有限公司2016年簽約用戶共計141家，年度簽約電量約31.57億千瓦時，是廣東省簽約用戶數量最多的售電公司。結算率100%，和用戶結算全部兌現。

程誌偉介紹，華潤電力搭建了基於客戶需求的專業售電業務平臺，對接交易中心，並提供高質量的客戶管理和競價輔助服務。

“一方面交易中心的最新信息及時傳遞給售電公司，售電公司從改革的被動接受者轉變為主動參與者，並把意見和建議反饋給交易中心。同時，我們也積極參與到經信委和能監局組織的規則討論會。另一方面，交易中心搭建的交易系統平臺，涉及到信息系統、技術支持等工作，通過信息發布渠道，及時向我們提供最新信息。”程誌偉說。

對成本主要是電力的公司用戶來說，售電側改革的紅利更為明顯。空氣化工產品(中國)投資有限公司高級戰略采購經理張獻忠對第一財經記者表示，通過參與電力直接交易，不同程度上降低了生產中所使用的電力成本。電力像其它商品一樣也走向市場了，用戶購電除了電力公司外有了向電廠直接買電的新選擇。

“購電價格也降低了，這也與電力供需形勢改變和煤炭等初級能源價格降低直接相關。用戶有了真正甲方的感覺。”張獻忠說。

完善市場管理機制

李海雲告訴第一財經記者，售電側改革也給各方主體帶來了很大的挑戰。沙角A電廠的經營模式由原來的以產定銷轉變為現在的以銷定產、企業必須“安全、環保、經營”並重，更加關註市場、客戶、服務和決策。

李海雲表示，2017年度雙邊協商簽訂有力地證明了這一點。下半年以來，由於煤炭價格大幅上漲，發電企業的贏利空間大幅收窄，剛開始進行2017年雙邊協商洽談時，很多發電企業首先核算自己的成本、盈虧平衡點、邊際貢獻率等指標，設定洽談的價格底線，但談著談著發現客戶需求、市場行情超越了自己的指標，成為發電企業和用戶洽談的重要決策依據，如果僅看著自己的賬本算賬，很難簽到客戶。

程誌偉表示，對售電公司來說，電力采購變複雜了。要積極學習研究市場規則和規律，了解電力產品的特點、價格趨勢，自己公司的電力需求曲線、需求預測。只有這樣才能在市場浪潮中走為人先，為自己公司規避風險和創造價值。

張獻忠對第一財經記者，既然是市場，就會有漲跌，對用戶來說，要做好心理準備，不能期待電力市場改革就是降電價，對市場的風險要做好預判。

楊駿偉表示，廣東電力交易中心接下來也會進一步完善市場管理機制，配合政府及監管機構完善信息披露機制,完善市場主體準入和退出、違約懲罰、信用管理等機制。按照國家和省電力體制改革文件的要求,不斷放開發用電計劃,逐步有序擴大市場交易電量規模。此外，還要建設更強大的交易信息平臺，提供更豐富的交易品種體系。不斷完善功能,建設安全、可靠、高效、支撐多交易品種的交易平臺。