2015年，在增速放缓、结构优化等当前经济发展阶段出现的必然因素和气温等随机偶然因素的影响下，电力消费呈现减速换挡、结构不断调整、增长主要动力转化的特征。2016年，电力消费仍延续2015年的主要特征，近期国际大宗商品价格震荡回升和部分流通领域重要生产资料价格持续反弹，对相关行业的生产起到了一定拉动作用，同时，受闰年、气温偏低等因素影响，全社会用电量增速比2015年四季度有所回升，预计全年全社会用电量增速将比2015年有所提高。
2016年全国电力供需形势分析预测
电力消费仍将保持低速增长
当前我国经济运行中一些深层次矛盾持续显现，国内外市场需求疲软，传统动能弱化加大了经济下行压力，新旧增长动力接替尚需时日。但从有利因素看，我国经济长期向好的基本面没有改变，消费稳定增长，新动能正在加快成长，新产业新业态蓬勃发展，新亮点正在逐步显现；中央陆续出台的连续降息降准、扩大财政支出、清费降税以及实施重大投资项目工程包和消费工程包等一系列稳增长政策措施，持续发挥支撑作用；国家扎实推进“一带一路”、京津冀协同发展、长江经济带“三大战略”以及“供给侧结构性改革”等举措将持续释放经济增长动力。2016年我国经济增速总体将呈现稳中缓降态势，预计国内生产总值增速略低于2015年。
在经济增长仍较困难的情况下，总体判断2016年用电需求仍较低迷。但受低基数等因素影响，预计拉低2015年用电量增长的建材和黑色金属冶炼行业，用电量降幅在2016年将收窄,智能制造、制造业2025等政策对制造业用电会起到一定支撑作用；受经济转型驱动，信息消费、光伏扶贫、城镇化发展等因素也会继续拉动第三产业和居民生活用电量保持较快增长；工商业销售电价下调以及电力用户直接交易，降低了用电企业生产成本，有助于提高产品竞争力、改善企业经营，增加电力消费;部分地区推行电能替代既能促进大气污染防治和节能减排，也能促进电力消费增长。综合判断，在考虑常年气温水平的情况下，预计2016年电力消费仍维持低速增长，全年全社会用电量同比增长1%～2%（在用电量低速增长情况下，如果气温波动较大，对全社会用电量增幅的影响程度可能达到1个百分点左右）。
分产业看，预计第一产业用电在常温气候条件下维持2015年中低速增长水平。第二产业用电受到部分行业尤其是重化工业产能过剩、国家加大节能减排力度、推动传统产业技术升级等综合因素的影响，但考虑到建材、钢铁行业用电量降幅收窄，预计第二产业用电量降幅将比2015年收窄，其中有色行业用电量增速将持续放缓，化工行业也将开始放缓。第三产业在国家转型升级、积极推进“大众创业、万众创新”、培育信息消费，以互联网、大数据等新一代信息技术为主要代表的信息化加快发展等因素带动下，用电继续保持较快增长，预计增速与2015年总体持平。城乡居民生活用电平稳增长，预计增速与2015年总体持平。
电力供应能力充足，非化石能源发电装机比重进一步提高
预计全年全国基建新增发电装机1亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机5200万千瓦左右。预计2016年底全国发电装机容量将达到16.1亿千瓦、同比增长6.5%左右，其中非化石能源发电5.8亿千瓦、占总装机比重36%左右，较上年提高1个百分点。
影响电力供需的外部因素分析
夏季全国大部地区气温正常略偏高，但全国出现持续大范围极端高温天气的可能性较小。在用电低速增长情况下，气候对用电负荷和用电量的影响越来越突出，但气候预测具有较大不确定性。据气象部门初步预测，2016年夏季全国大部分地区气温接近常年同期略偏高，其中甘肃中部和东部、内蒙古西南部、宁夏、陕西西部、青海东部等地偏高1℃以上，江南南部和华南地区北部高温（≥35℃）日数较常年同期偏多，可能出现高温热浪，但全国出现持续大范围极端高温天气的可能性较小。结合当前电力供应相对过剩的实际情况，综合分析，初步判断夏季高温天气对全国性电力供需形势影响较小。
夏季长江中下游降水较常年同期明显偏多，湖南、湖北、贵州等部分水电装机较多的省份降水偏多。据气象部门初步预测，2016年夏季长江中下游降水较常年同期明显偏多，嫩江流域和松花江流域降水偏多，淮河流域降水北部接近常年同期、南部较常年同期偏多，辽河、珠江流域降水接近常年同期，黄河流域降水较常年同期偏少。分地区看，水电装机较多的省份中，湖北、重庆、四川东部、浙江大部、江西大部、湖南、贵州、广西北部、云南东部等地降水较常年同期偏多，有利于水电出力生产。
电煤需求继续下降，发电用天然气供应总体平衡。煤炭需求方面，全国煤炭消费量已经连续两年下降，当前主要耗煤行业市场低迷，同时国家持续推进经济转型、产业结构调整、加大环境治理力度、优化能源结构，预计全国煤炭消费需求仍然低迷，负增长可能性依然较大。煤炭供应方面，当前国内煤炭市场明显供大于求，国家正在着力解决煤炭脱困问题，相关部门已对煤炭行业采取控总量、去产能、稳价格等措施，部分地区及企业已实施煤炭减产限产，煤炭进口量已经处于高水平，继续增长的可能性较小，预计2016年国内煤炭市场供大于求形势将有所缓解。预计2016年全国煤炭市场总体仍呈现供需宽松格局，市场电煤价格可能稳中微升。
近两年我国天然气来源逐步多样化、供给能力明显增强，同时，受经济增长放缓、能源消费结构变化以及能源价格比价关系变化等因素影响，我国天然气消费需求逐步放缓，天然气供需形势明显缓和，绝大部分天然气电厂的燃气供应总体有保障，极端天气情况下部分地区天然气供应可能会偏紧。在目前气价水平下，部分天然气电厂仍然处于亏损状态，可能会影响到气电生产，但对电力供需平衡影响较小。
煤电实际上网电价大幅下降将造成行业效益严重下滑，亏损企业明显增多，可能影响部分燃煤电厂生产、甚至造成系统供应能力不足。在电煤等燃料价格大幅下降的有利形势下，煤电行业在2015年实现了较好的经营业绩，但仍不能掩盖煤电企业所面临的非常严峻的危机和困境。一是随着电力消费持续放缓和非化石能源快速发展，利用小时持续下滑，2015年煤电主营业务收入已出现负增长、且逐季加重，2016年可能更加突出；二是当前电煤价格已处于十年来低位，未来下降空间非常有限、上涨预期逐步提升，而从2016年1月1日起，燃煤发电上网电价在2015年4月下调2分/千瓦时的基础上再下调3分/千瓦时，此次下调将导致全国煤电行业利润减少超过1100亿元（预计2015年煤电利润2100亿元左右），利润减少额超过2015年煤电行业利润总额的一半；三是各地组织开展的电力用户直接交易将进一步压低煤电上网电价。综合判断，预计2016年煤电生产利润将被大幅压缩，企业亏损面和负债率将明显上升，很可能再次面临大面积亏损局面。当前煤电在我国发电生产中仍占绝对比重、且短时间内不可完全替代，煤电大面积严重亏损有可能会影响到电力生产、甚至造成电力系统供应能力不足。
全国电力供应能力总体富余、部分地区过剩
综合平衡分析，预计全国电力供应能力总体富余、部分地区过剩。其中，东北和西北区域电力供应能力过剩较多，华北区域电力供需总体平衡、部分省份富裕，华中、华东和南方区域电力供需总体宽松、多个省份富余。按照全社会用电量增速1%～2%的中值测算，预计全年发电设备利用小时3700小时左右，其中火电设备利用小时4000小时左右。
多措并举促进电力行业科学发展
严格控制电源新开工规模，合理压缩投产规模，优化增量结构，促进电力行业科学发展
随着我国经济发展进入新常态，能源电力需求增速放缓，预计“十三五”前中期电力供需将延续总体富余、部分地区明显过剩的格局，电力行业发展将面临严峻挑战。必须努力践行创新、协调、绿色、开放、共享五大发展理念，加快转变电力发展方式，做优增量，把行业发展主要依靠外延式扩张转变为主要依靠创新和深化改革来推动。
建议：一是严格控制电源新开工规模，合理压缩投产规模。结合当前及“十三五”期间电力消费增速向下换挡的实际，科学确定和严格控制电源新开工规模，各级政府及相关部门要坚决取消一批不具备核准条件的煤电项目，暂缓一批煤电项目核准，缓建一批已核准的煤电项目开工，避免进一步加剧发电市场过剩。发电企业更要严格控制电源新开工规模，尤其在电力过剩明显地区，缓建一批已核准项目，对于部分已开工项目，具备条件的也可研究推迟或停建，合理压缩投产规模，做好风险防控。
二是提高调峰电源比重。在严格控制电源开工规模情况下，加快抽水蓄能等调峰电源建设，建议将部分有条件的煤电机组改造为调峰机组（并建立相应调峰辅助服务电价机制），提升电力系统综合调峰能力，既能提高可再生能源发电消纳能力，也能提升高参数大容量煤电机组运行效率，从而提高全行业乃至全社会资产利用效率和效益。
三是优先开工水电和核电项目。相比风电和太阳能风电，水电和核电不仅同样具有良好绿色低碳性能，还有发电成本相对较低和发电容量效用高的比较优势，在严格控制电源总开工规模情况下，可有序开工这两类项目，为拉动和稳定经济增长、促进电力结构绿色转型和低碳发展、保障电力中长期安全经济供应发挥作用。
四是加快清洁能源基地外送电通道建设以及城乡配电网建设改造。经济低谷时期电力投资是拉动社会经济增长的重要动力，同时也超前储备了经济发展的电力保障基础条件；清洁能源基地外送电通道以及城乡配电网建设改造，一方面是扩大西部清洁能源在东中部的消纳市场，另一方面，配电网升级建设改造，可以满足人民生活的电能替代需求，兼顾电动汽车、充电桩以及分布式能源快速发展的接入要求。
远近结合、多措并举，加快解决“弃水”、“弃风”、“弃光”问题
电力建设发展具有较长的周期性和路径依赖，要加快解决电力系统运行中存在的突出问题，从行业全局来统筹协调已建发电设施的合理运行问题。从长远看，一方面要强化电力统一规划，真正做到各类电源之间、电源电网之间相协调，区域布局及项目与消纳市场、配套电网以及调峰电源相统筹，健全国家规划刚性实施机制；另一方面要调整新能源发电发展思路，风电和光伏发电发展应坚持集中与分散相结合原则，鼓励中东部地区分散、分布式开发。更重要的是要在电力系统运行中采取综合性解决措施：一是建设跨区跨省通道，扩大可再生能源发电消纳市场。结合规划尽快提出云南、四川和“三北”地区等可再生能源基地的跨省区消纳输电通道。二是优化系统调度运行，提高跨省区输电通道利用效率，在更大范围内解决弃水弃风弃光问题。三是建立系统调峰调频等辅助服务补偿机制或辅助服务市场，调动各类机组参与辅助服务市场的积极性，提高系统对非化石能源发电消纳能力。四是加快实施电能替代，采取灵活电价机制等手段挖掘需求侧潜力，实现电力增供扩销，千方百计提高消纳可再生能源发电能力。
坚持开放发展，推动与周边国家的电网互联互通
一是统筹利用国内国际两种资源、两个市场，加强与“一带一路”周边和沿线国家及地区的电力合作，促进特高压输电以及核电、火电、水电“走出去”，带动相关装备、技术、标准和管理“走出去”。二是在加快建设中国能源互联网的同时,积极推动中国与周边国家的电网互联互通。三是积极参与全球能源电力治理，主动参与相关国际标准制定，加强能源电力信息统计能力建设和电力信息交流。
科学推进电力行业节能减排工作
一是统筹规划减碳、节能、节水、污染物控制目标和措施，注重整体效益的提高。二是加快建立电力排污许可管理制度，进一步规范煤电污染物管控方式。三是持续提高煤炭转换为电力的比重，加快以电代煤、以电代油步伐，进一步降低散烧煤炭对环境的影响。四是在推进煤电超低排放改造专项行动中，要加快完善超低排放监测、监管、技术标准体系，企业要高度重视超低排放改造的可靠性、稳定性和经济性，因地、因厂、因煤制宜选择环保设施改造技术路线，科学合理安排改造周期，保障环保设施改造质量。
本文刊载于《中国电力企业管理》（综合）2016年4期