2018上半年9.4%的全社会用电量增速主要是短期的温度异常因素（贡献2.8个百分点）和电能替代政策因素（2.2个百分点）驱动的；经济增长因素的贡献仅为4个百分点，而这4个百分点也是在新动能培育发轫，旧动能未真正退出，叠加环保治理和供给侧改革等因素共同实现的。

经济新常态下电力消费步入中高速的基本趋势没有变，但当前外部环境有变、经济下行压力巨大，经济政策稳字当头，加大基础设施领域补短板力度对高耗能行业还有较强提振效应，2020年全社会用电量料超十三五规划预计的7.2万亿加2000亿千瓦时上限。另一方面，清洁可再生能能源装机增长大幅超出规划，与11亿千瓦的煤电装机一起足以保障2020年电力安全供应。迎峰度夏期的短时尖峰负荷不足，应通过科学安排电力系统运行方式，加强跨省跨区电力互济，优化抽水蓄能等调峰电站运行管理，发挥市场机制引导需求响应资源参与削峰错峰，加强应急和储备电源建设，鼓励符合条件的淘汰煤电机组认定为应急备用机组等手段来保障。高煤价和低利用小时下，煤电行业亏损局面难以改观；而中长期看，能源革命要求进一步调整电源结构，加快发展可再生能源。如果供给侧改革不能保持定力，煤电过剩和亏损局面会进一步恶化，拖累能源革命进程。

一、经济进入新常态，电力消费与经济关系复杂化

电力作为基本生产投入要素和生活必需品，与生产生活息息相关，是经济社会发展的“镜像”。随着经济降档减速电力需求增速整体保持下降趋势，全社会用电增速由2010年的14.8%降到2017年的6.6%；而且，除了2015年因重工业用电负增长拖累全社会用电量增速降至1%之外，全社会用电量增速仍高度与重工业用电增速同步。从历年电力消费弹性系数趋势中不难看出，我国电力消费弹性系数从2010年的1.4逐步下降至1以下，2015年甚至降到远远低于发达国家水平0.14，但2017年反弹至0.97。今年1-6月份，9.4%的全社会用电量增速远远高于6.7%的工业值增速和6.8%的GDP增速，电力消费弹性系数高达1.38。今年上半年如此高的用电增速和电力消费弹性系数显著高于正常水平，在新旧动能转换时期，电力消费与经济增长关系复杂化，把握用电增长态势变得更加困难。

2010年以来用电情况

2010年以来电力消费弹性系数

根据国网能源院的分析，上半年用电快速增长主要是经济持续稳中向好、电能替代力度加大以及气候气温等多重因素叠加的结果，尽管全社会用电量增速高9.4%，但经济增长因素只拉动了4.4个百分点，更多的贡献来自电能替代和温度负荷。消费升级是居民电力需求增长的内因。居民用电在新增电量中的占比在2018 年一季度达到了历年同期较高水平的28%，成为拉动全社会用电需求的重要因素之一。上半年居民生活用电量同比增长13.2%。支撑居民用电高增速的首先是消费升级带来的电器产品渗透率提升。极端天气因素是促发居民用电、第三产业用电增长的重要外因。2017年夏季异常炎热，气温为历史第二高，降温电量同比增长29%，气温因素贡献迎峰度夏期间电量增长的54%；2017冬季“电采暖”快速增长，采暖电量同比增长63%，气温因素贡献冬季电量增长的40%。从2014年《能源发展战略行动计划》开始，国务院提出通过能源替代的方式，加快对高污染的散煤进行替代淘汰。随后多个部委将电能替代具体落实到生产、交通、居民取暖等各个领域。2016年，在电力发展十三五规划中正式明确了2020 年前实现4500亿度电能替代电量、电气化率达到27%的总体目标。2016、2017 每年新增电能替代电量逐步增长到1152 亿度和1286 亿度，贡献全社会用电量增速约2个百分点；2018年上半年，电能替代对全社会用电9.4%增速的贡献为2.2个百分点。另外，大气十条收官和三年攻坚计划启动，环保电量增长也是一个原因。这充分说明，经济新常态下电力消费增长进入中高速区间的基本判断并没有错，2018年上半年的高增速是偶发因素（温度异常）叠加短期政策因素（环保、电能替代）所致，不具备可持续性。

二、新动能正在培育发轫，旧动能尚未真正退出

（一）高技术制造业和新型服务业为代表的新动能发轫但力量仍微弱

进入“十三五”以来，我国积极推进产业结构调整，新旧动能转化成为保持经济增长的关键。2017年第二产业、第三产业对全社会用电增长的贡献率分别为60%和21.8%。到2018上半年，尽管第二产业用电强劲增长，其贡献率已下降至56.5%，而第三产业对全社会用电增长的贡献率提升至23.4%，其中信息传输/软件技术等服务业用电同比增长25.5%，带动新兴产业合计用电同比增长12.4%，比去年同期提高2.2个百分点。以交通运输、电气、电子设备制造业，通用及专业设备制造业，交通运输业，电信和其他信息传输服务业为代表的新经济用电势头迅猛，二产中的新兴制造业和第三产业是我国未来经济发展的主要驱动力，同时占全社会用电量的比重不断提高。

2014年1月到2018年6月新兴行业用电情况

互联网是经济新动能的典型代表。近年随着“新经济”行业快速增长，高电耗数据中心及数字货币“爆发式”增长大幅推高了全社会用电量。根据中金公司的估算，这些新经济行业对整体用电量增速的贡献率已占到1.5 个百分点左右。但是考察2018年上半年行业利润情况，计算机、通信和其他电子设备制造业利润下降2.3%，通用设备制造业、专用设备制造业、电气机械和器材制造业、铁路、船舶、航空航天和其他运输设备制造业在内的部分下游产业增速均出现下滑；上游煤炭开采和洗选业利润总额同比增长18.4%，石油和天然气开采业增长3.1倍；中游产业盈利情况分化，黑色金属冶炼和压延加工业利润增长1.1倍，石油、煤炭及其他燃料加工业增长34.3%，化学原料和化学制品制造业增长29.4%，非金属矿物制品业增长44.1%，但有色金属冶炼和压延加工业下降8.3%。这反映出近期工业原材料和基本品价格上涨对下游制造业企业造成的负面影响。资金面紧张是限制下游生产活动的重要因素。国家统计局制造业PMI调查结果显示，5月份反映资金紧张的企业比重为40.1%，多集中在下游制造业。综合用电和经济数据可见，二产中的高附加值制造业和三产新兴服务业新动能正在培育显著并发轫，但向上动能依然较弱且具有不稳定性。

（二）高耗能行业为代表的旧动能尚未退出

我国第二产业用电占比在70%左右，而以四大高耗能行业为代表的旧动能占二产用电比例达到40%，多年来全社会电力需求增速走势很大程度上取决于高耗能行业用电增速。2018年1-6月份，化学原料制品、非金属矿物制品、黑色金属冶炼和有色金属冶炼四大高载能行业用电量合计9205亿千瓦时，同比增长5.1%；合计用电量占全社会用电量的比重为28.5%，对全社会用电量增长的贡献率为15.9%。其中，黑色金属冶炼行业用电量2614亿千瓦时，用电量增长最为明显，同比增长11.4%；其他高耗能行业用电量均有所增长，化工行业用电量2187亿千瓦时，同比增长2.7%，非金属矿物制品用电量1598亿千瓦时，同比增长6.1%；有色金属冶炼行业2806亿千瓦时，同比增长1.0%。这说明，在新动能培育的同时，旧动能仍处于高位徘徊或尚未真正退出，且不同行业间分化明显。

2014年1月到2018年6月四大高耗能用电量及增速情况

黑色金属冶炼行业产量与用电量双上升。2018年1-6月粗钢产量为4.51亿吨，同比增长6%，生铁产量同比增长0.5%。钢产量增速较快的原因，首先是国产矿石、焦炭等原材料价格的下降，而钢铁价格回升，行业盈利明显改善。其次，上半年房地产投资较为强劲也提振了钢铁产量增加。再者，供给侧改革对钢铁行业用电增长也有显著作用。生铁与粗钢产量之间的缺口扩大，主要原因是去年6月30日清除“地条钢”之后，市场需求基本平稳的情况下优质产能填补了“地条钢”取缔后的市场空间，废钢利用规模大幅增加，进入正规生产流通体系后纳入了统计报表。最后，空前严格的环保要求使得环保设施用电量大增。非金属矿物制品业主要产品产量稳定，但用电量增速过大。2018年上半年全国累计水泥产量9.97亿吨，同比下降0.6%，水泥制造用电微增0.4%。水泥用电增长与水泥产量的不匹配主要是环保设施用电增加所致； 有色金属行业无论是产量增长还是电量增长，均处于低速区间。2018上半年全国十种有色金属产量2685万吨，同比增长3.1%，增速同比回落4.1个百分点。化工行业无论是增加值还是用电量均在低位增长，但是煤化工行业受产业迅速扩张影响，上半年用电激增58%。另外，2010-2015年，我国工业增加值年均增速8.0%，工业用电量年均增速6.1%，工业电力消费弹性系数为0.77，单位工业增加值电力消费累计下降8.2%。工业电力消费弹性系数明显低于1，体现了工业行业能效不断提升、工业内部结构不断优化。2018年上半年，工业增加值电耗也处于上升趋势。

应密切关注地方实际电改措施对高耗能行业的影响，2018年上半年市场化交易电量7912亿度，占售电量比重首次超过30%。7月18日，国家发展改革委、国家能源局联合出台《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》，要求2018年选择煤炭、钢铁、有色、建材等部分重点行业电力用户，率先全面放开发用电计划试点；以2017年为例，全国市场化程度较高的省份则是蒙西、云南、贵州，分别达到68.5%、65.7%和54.0%。高耗能行业是市场化交易的主体，而市场化交易电价普遍下降6-8分钱，推断电改红利降低生产成本也是价格敏感度高的高耗能行业保持稳定甚至产量增加的重要因素。

因此，高耗能行业虽已进入峰值期，但受基础设施和房地产投资拉动影响，加上供给侧改革出清带来的效益改善和电改释放的降本红利，一定时期内部分行业还有产量上升的势头；叠加环保治理、重点区域控煤因素，行业用电也有增长空间。

三、2020年电力需求可能高于此前规划预期

基于此，预计2018下半年黑色金属行业产量增速会小幅下调、用电需求相应降速，化工、建材、有色金属行业产出水平保持稳定，综合政策驱动下新兴制造业和现代服务业增长势头，用电增长势头加速，受夏季高温因素影响下居民生活用电维持高速增长。另外，全年新增约1100亿千瓦时的电能替代规模。考虑到2017年下半年的高基数和经济增长的高不确定性，下半年用电增速将降至 4.5%-6.6%，全年用电量增速在6.6%-8%区间，大概率会在8%左右。

2019 -2020年的电力消费增速则主要取决于旧动能——即高耗能行业退出的速度和新动能——即二产新兴制造业和现代服务业的发展速度，电能替代的用电增长规模可预见；根据日本韩国等国和北京上海等发达地区人均GDP跨越1万美元后居民生活用电持续快速增长的经验，生活用电增长将继续保持高位，但会因天气因素而有一定的波动。特别需要指出的是，当前我国经济社会发展的内外部环境有变，宏观经济下行的压力巨大，中共中央政治局7月31日召开会议，要求保持经济平稳健康发展，坚持实施积极的财政政策和稳健的货币政策，提高政策的前瞻性、灵活性、有效性。财政政策要在扩大内需和结构调整上发挥更大作用。要把好货币供给总闸门，保持流动性合理充裕。要做好稳就业、稳金融、稳外贸、稳外资、稳投资、稳预期工作。加大基础设施领域补短板的力度；把防范化解金融风险和服务实体经济更好结合起来；推进改革开放，继续研究推出一批管用见效的重大改革举措。今后几年，必然要通过增加基础设施投资，特别是西部地区和农村基础社会投资；因此钢铁、建材等高耗能行业面临着很大的不确定性，进而影响旧动能整体的发展态势。在此基础上，充分考虑新旧动能转换和居民用电增长进入快车道等因素，对十三五后期电力需求情况进行预测，如下图所示，预计2020年全社会用电量会处于7.24万亿到7.54万亿千瓦时，高情景比此前十三五规划的电量预测7.2万亿千瓦时加2000亿千瓦时还要高出1400亿千瓦时。

十三五后期用电需求预测

四、清洁可再生能源装机迅速增加，11亿千瓦煤电装机目标可保2020年电力安全

电力“十三五”规划指出：为保障全面建成小康社会的电力电量需求，预期2020年全社会用电量6.8-7.2 万亿千瓦时，年均增长3.6-4.8%，全国发电装机容量20 亿千瓦，年均增长5.5%。实际上，近两年供应能力增长已超出预期目标。截至2017年底全国全口径发电装机容量17.8亿千瓦、同比增长7.6%，“十三五”前两年发电装机年均增长7.9%。根据近年来电源发展趋势特别是可再生能源的投产规模，若“十三五”后期保持7.9%的年均装机增速，则2020年全国发电装机容量将达到22.4亿千瓦，远高于规划目标。

如上图所示，根据2016、2017年各类电源的装机增速和项目开工建设情况，对2020年预期各类电源装机规模进行展望。如果要满足高情景下7.54万亿千瓦时的用电需求，则2020年各类电源利用小时数如表中所示。可见各类电源处在正常利用率水平下，11亿千瓦煤电对应的利用小时数仅为4200小时，仍将徘徊于历史最低水平。

五、煤电停缓建不能全面放闸，供给侧改革政策仍需定力

自2014年中国煤电项目审批权从中央政府下放到地方政府以来，煤电项目迎来井喷式发展。从最直观的数据来看，火电平均利用小时数由2014年的4739小时大幅滑落到2017年的4289小时，平均利用小时数远低于5000小时的正常水平。煤电项目经过一段时间的野蛮式发展，当前面临的突出问题还是产能过剩和淘汰落后。为此，国务院在2018年初已经明确要求“30万千瓦以下不达标煤电机组退出”，这既是空气质量达标三年攻坚的要求，也是煤电行业自身健康可持续发展必须解决好的供给侧改革问题。

再生能源高速发展，已对煤电造成挤压之势。截至2017年底我国非化石能源装机容量达到6.7亿千瓦，占总发电装机的37.7%，并且2020年非化石能源装机占比将会提升至43%-47%，可再生能源正渗透替代传统煤电的电量空间。与此同时，我国弃风弃光率得到明显改善，弃风弃光率从2015年的15%和12.6%降到12%和6%，预计在2020年可以实现双5%。随着可再生能源的装机容量和利用率的提高，系统对调峰容量的需求也不断提高。作为最经济可靠的调峰电源，煤电机组需要提供调峰、灵活性服务来支持可再生能源消纳，也需要提供调频、电压调节、黑启动等辅助服务保障电力安全。

随着煤炭行业去产能和供给侧结构性改革不断推进，煤炭价格也水涨船高，2016年底以来一直高于国家设定的500元/吨至570元/吨的“绿色空间”，而且将长期在高位运行。高煤电和低利用小时数将持续挤压煤电的盈利空间。另一方面，电力市场化和双边交易要求发电降价让利。2017年10家大型发电集团市场化交易平均电价为0.326元/千瓦时，比标杆电价低0.04元/千瓦时。市场交易电价降低、市场电量规模扩大导致煤电企业亏损并形成恶性循环。中电联在《中国电力行业年度发展报告2018》指出，煤电长期经营困难甚至亏损，极大地削弱了煤电清洁发展的能力。

煤电在背负着产能过剩、产能替代、可再生能源挤压、经济性恶化四座大山的同时，部分省份火电装机限制出现放宽现象。近期的用电增长较为迅猛，是电能替代加速，新动能发轫、旧动能未真正退出所导致的。随着传统高耗能逐渐退出，新兴行业逐渐稳定成为主要电力消耗增长部门，全社会用电量将逐步放缓。用电增长较快就放宽停缓建政策，会加重煤电产能过剩，导致煤电亏损局面持续恶化。从推动电力行业低碳转型和能源革命的角度来看，中长期更应该控制煤电规模，调整煤电定位，加快电源结构调整。 因此，“十三五”期间煤电停缓建不能全面放开，煤电供给侧改革政策仍需定力。

迎峰度夏期的短时尖峰负荷不足，应通过科学安排电力系统运行方式，加强跨省跨区电力互济，优化抽水蓄能等调峰电站运行管理，发挥市场机制引导需求响应资源参与削峰错峰，加强应急和储备电源建设，鼓励符合条件的淘汰煤电机组认定为应急备用机组等手段来保障。简单地增加煤电装机来保障几十小时的尖峰负荷，是最不可取的下策。

全部机组利用小时数与火电机组利用小时数趋势图