七是各环节煤炭库存下降、电煤供应偏紧，发电用天然气供应总体平稳。煤炭消费需求明显好于上年同期，煤炭生产供应不足，原煤产量下降0.3%，煤炭进口量环比减少14.1%，各环节煤炭库存明显下降，电煤供应偏紧。电煤价格年初出现短暂回落，但回落时间和幅度都小于往年，2月下旬后再次上涨。一季度，天然气供应能力持续上升，全国大部分地区气温偏暖导致天然气消费需求放缓，全国天然气供需总体平衡，发电用天然气供应总体有保障。

　　（三）全国电力供需总体宽松，部分地区相对过剩

　　一季度，全国电力供需总体宽松，部分地区相对过剩。分区域看，华北区域电力供需总体平衡，华中、华东和南方区域供需总体宽松、部分省份供应能力富余，东北和西北区域电力供应能力相对过剩。

　　二、后三季度全国电力供需形势预测

　　（一）全社会用电量增速前高后低，全年增速低于上年

　　综合考虑宏观经济形势、服务业发展趋势、电能替代、房地产及汽车行业政策调整、气温等因素，预计上半年全社会用电量增长6%左右，增速超过上年同期。受去年下半年高基数影响，预计今年下半年电力需求增速将有所放缓，全年呈前高后低走势，全年增速略低于上年。

　　（二）全年新增装机容量约1亿千瓦，非化石能源占比持续提高

　　预计全年全国基建新增发电装机1.1亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机6000万千瓦左右，煤电5000万千瓦。预计2017年底全国发电装机容量将达到17.5亿千瓦，其中非化石能源发电6.6亿千瓦、占总装机比重将上升至38%左右。

　　（三）电力供需影响因素较多，受电煤供应和气候影响较大

　　后三季度，影响电力供需的因素主要有：一是电煤供需形势存在不确定性。二是煤电企业经营形势严峻，大面积亏损将可能影响到煤电企业经营生产。三是气象部门预测夏季全国大部分地区气温正常到偏高，华北和西北地区东南部、西南地区东北部高温日数偏多；汛期我国降水总体呈现“北少南多”的特征。

　　（四）全年电力供需总体宽松，火电设备利用小时数同比下降

　　预计后三季度全国电力供需总体继续宽松，部分地区相对过剩。其中，华北电网区域电力供需总体平衡,华东、华中、南方电网区域电力供需总体宽松,东北、西北电网区域电力供应能力相对过剩。预计全年全国发电设备利用小时3680小时左右，其中火电设备利用小时将下降至4080小时左右。

　　（一）改善企业经营困境，促进电力工业平稳健康发展

　　当前，煤电企业多重矛盾交织叠加，导致企业连续亏损、经营形势日趋严峻，企业掺烧煤泥比重提高、燃烧煤质降低，电力系统安全风险上升，应引起广泛重视。建议在降煤价、顺电价、规范交易、补历史欠账和推广电能替代等方面改善发电企业经营环境，避免行业风险进一步聚集。

　　一是尽快有效引导煤炭市场价格回归至合理区域。当前，解决煤电企业经营困难、避免成本增加向电力用户传导的最关键、最有效的途径是合理下调煤价，降低燃料成本。一方面，多途径加大煤炭市场供给量，推动电煤市场尽快实现供需平衡；另一方面，进一步规范煤炭价格形成机制，并加强价格监管，从严查处价格垄断、囤积居奇、哄抬价格等违法行为，避免价格信号失真误导市场预期，扰乱市场秩序。

　　二是尽快完善煤电联动机制，分地区启动煤电联动。当前，煤价持续高位运行，涨价趋势不减，煤电企业半数亏损并逐步扩大，预计今年底极有可能陷入全行业亏损。建议尽快启动煤电联动，合理疏导发电成本；进一步完善《国家发展改革委关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》（发改价格〔2015〕3169号）确定的联动机制，改变煤电联动全国范围一刀切的模式，根据各地区电煤价格涨跌变化的实际情况，分地区启动煤电联动；合理缩短煤电联动调整周期，半年一次为宜；根据当前边界条件发生的重大变化，重新调整电价测算方法，取消“联动系数分档累退机制”，提高煤电联动机制的科学性、合理性。

　　三是规范市场交易，有序推进电力体制改革。建议认真总结部分地区电力市场建设中暴露的问题，进一步完善交易体系。在保证行业企业运行在健康可持续发展的大前提下，加强统筹协调，有序放开市场交易电量，稳妥推进市场化改革；加强对各省级电力市场交易工作的指导和监管，及时纠正带有地方保护色彩、不利于资源在全国大范围优化配置的不合理政策；以电力系统安全稳定运行为原则，充分发挥电力调度机构在电力平衡以及交易安全校核中的作用、强化调度指令严肃性。

首页 上一页 1 2 3 4 下一页 尾页 3/4/4