2016年已经过去。作为“十三五”开局之年，2016年电力发展与改革形势如何，值得深入关注。根据国家能源局2017年1月16日发布的数据，2016年全社会用电量增速为5.0%，高出此前的普遍预期；电力装机依然保持大干快上的迅猛势头；电力设备利用小时进一步下探；电力投资稳中有升，电网投资大幅增长。结合近十年运行情况分析，2016年我国电力工业运行颇具独特性。
一、全社会用电量恢复性增长，电力消费结构进一步优化
(一)全社会用电量增速超预期，但在近十年中仍居低位
国家统计局2017年1月20日发布的数据显示，2016年国民经济实现“十三五”良好开局。初步核算，全年国内生产总值74.41万亿元，按可比价格计算，比上年增长6.7%。国民经济的良好开局，也带动了全社会用电量的恢复性增长。
2016年，全社会用电量5.92万亿千瓦时，同比增长了5.0%，好于此前社会预期。中电联曾于4月、7月、10月在全国电力行业供需形势季度分析预测报告中三次调整预测：预计全年全社会用电量同比增长1%~2%；预计全年全社会用电量同比增长2.5%左右；预计全年全社会用电量同比增长4.5%左右。
从十年情况看，这一用电增速仅高于2014年、2015年，尚低于国际金融危机发生的2008年。与国际金融危机发生前的2007年以及经济刺激下的2010年、2011年相比，差距甚远。即使相比2013年，也有较大差距。如果刨除闰年因素，其用电增速则预计再降约0.3个百分点。
从人均用电水平看，我国2011年人均年用电量3490千瓦时，首次超过世界平均水平。到2015年，人均年用电量达到4142千瓦时。今年有所增长，但与发达国家人均用电量相比还有很大差距。
注：2016年数据来源于国家能源局发布资料，其他来自中电联历年《中国电力行业年度发展报告》。
(二)第三产业用电增速最高，电力消费结构再优化
2016年，各产业用电量增速差距较为明显。其中，第一产业用电量1075亿千瓦时，同比增长5.3%；第二产业用电量42108亿千瓦时，同比增长2.9%；第三产业用电量7961亿千瓦时，同比增长11.2%；城乡居民生活用电量8054亿千瓦时，同比增长10.8%。
从2007年以来的用电增长看，也是第三产业增幅最大。与2007年相比，2016年第一产业用电增长24.57%，在所有产业中增长垫底；第二产业增长69.05%；第三产业增长149.95%；城乡居民生活用电增长123.23%。后两项用电均实现了翻番。
注：2016年数据来源于国家能源局发布资料，其他来自中电联历年《中国电力行业年度发展报告》。
十年来，全国用电结构主要沿第一产业和第二产业减少比重、第三产业和城乡居民用电增加比重方向转变。其中，第一产业减少0.9个百分点，占比已不足2%；第二产业减少5.4个百分点，但仍占七成以上，未根本改变用电结构；第三产业增长3.7个百分点，总比重与城乡居民用电接近。
二、全国电力装机容量仍快速增长，电力结构得到优化和改善
(一)全国电力装机增长1.2亿千瓦，高居年度新增榜眼之位
截至2016年底，全国电力装机容量达到16.46亿千瓦，同比增长8.2%，高于全社会用电增速3.2个百分点。全年基建新增电力装机1.21亿千瓦，在历年新增量中仅次于2015年的1.4亿千瓦，也是连续第四年年增超过1亿千瓦。
2006年是我国年增基建新增容量超过1亿千瓦的首个年份，2007年延续一年过亿后，在“上大压小”等政策的大力淘汰下，尽管年新投产容量多在9000万千瓦以上，但年净增装机容量多年未超过1亿千瓦。直到2013年，开启了连续四年过1亿千瓦的局面，其中2015年创下超过1.4亿千瓦的历史纪录。
注：2016年数据来源于国家能源局发布资料，其他来自中电联历年《中国电力行业年度发展报告》。增量数据原资料有出入，差距过大者根据总量进行了计算调整。
(二)电力结构得到改善，火电装机比重降至64.04%
2016年，全国电力装机容量中，水电装机3.32亿千瓦，占比20.18%；火电装机10.54亿千瓦，占比64.04%；核电装机3364万千瓦，占比2.04%；风电1.49亿千瓦，占比9.03%；太阳能发电7742万千瓦，占比4.70%。与2007年相比，虽然火电主力位置未变，但电源结构已发生较大变化。
2007年以来，十年合计新增装机容量超过10亿千瓦，年均增长超过1亿千瓦，堪称我国电力工业史上增长最快时期。十年来，水电和核电装机比重变化不大，略有下降和上升。最大变量是火电和新能源发电，其中火电装机比重下降了13.38个百分点，新能源发电装机比重则上升了约13个百分点。全国累计风电装机于2010年(并网风电装机2012年)超过美国成为世界第一，太阳能发电装机则于2015年超过德国成为世界第一。
注：2016年数据来源于国家能源局发布资料，其他来自中电联历年《中国电力行业年度发展报告》。
(三)火电新增装机有所收窄，太阳能发电年增装机持续猛扩
2016年，火电新增装机4836万千瓦，尽管在所有发电装机中仍居第一位，但较上年新增容量已大幅缩减1800万千瓦以上。自2002年电力体制改革以来，在多主体竞争刺激下，电力装机进入大扩张时代，火电持续成为扩张主力军。2006年，火电年增装机创下9207万千瓦历史纪录。2008年后受煤价上涨、煤电经营困难等因素影响，火电增速有所放缓。2013年后，受煤价走低、审批权下放等因素刺激，火电增速再次上扬，2015年创下近年来的投产高峰。2016年以来，国家开始采取强力踩刹车措施。
水电装机近年来持续保持高增长，年投产均在1000万千瓦以上。其中，2013年新增3096万千瓦，成为历史高峰。进入“十三五”后，受“十二五”期间新开工项目不足影响，水电开发进入减速换挡期。2016年，新增水电1174万千瓦，为近十年来年投产最小。
近年来，核电一直不温不火。全国核电装机十年合计新增2600多万千瓦，在所有发电种类中增量最小。党的十八大之后，核电呈现加速之势。2013~2016年，核电新增容量分别为221万千瓦、547万千瓦、612万千瓦、647万千瓦。
新能源发电装机总体快速增长，但“风光”不同。2016年，风电新增1930万千瓦，远低于上年新增超3000万千瓦的纪录，也低于2014年新增2101万千瓦的行情，为历史上年增容量季军。太阳能发电方面，2009年新增并网光伏发电2.79万千瓦、年投产首次超过1万千瓦后，基本保持了几何级增长之势。截至2016年底，并网太阳能发电装机7742万千瓦，新增超过3400万千瓦。
注：2016年数据来源于国家能源局发布资料，其他来自中电联历年《中国电力行业年度发展报告》，个别数据与表4存在较大出入。
三、电力供需形势更加宽松，发电设备利用小时持续走低
尽管2016年全社会用电量增长达到了超预期的5.0%，但在电力装机依旧大幅增长的情况下，发电设备利用小时数进一步下滑。全年平均利用小时数3785小时，较上年下降了203小时。十年来，除2010年和2011年在经济刺激下发电设备利用小时数略有回升外，其他年份均呈下滑之势，十年合计减少1413小时。
火电设备利用小时数有一定波动性，但整体下滑较为严重。2016年，火电利用小时数4165小时，同比下降199小时，与2006年相比十年累计减少了1447小时，为1964年以来最低水平。按照年利用5000小时计算，火电过剩程度为16.7%，过剩约1.7亿千瓦；按照年利用5500小时计算，则过剩程度为24.3%，过剩约2.5亿千瓦。这是煤电再扩张受到普遍质疑的重要原因。
十年间，水电、核电设备利用小时数变化不大。虽然水电“弃水”问题持续获得社会关注，但设备利用3621小时在近年已居较高位置，十年来只低于2014年，比2015年提高了31小时。核电利用小时2015年出现较为明显下降，2016年再降361小时至7042小时，连续三年合计下降832小时。
风电利用小时数曾有超过2000小时的年份，但近年来“弃风”问题严重，利用小时数日渐不足。根据国家能源局发布的2016年前三季度风电并网运行情况 ，全国风电前9月平均利用小时数1251小时，同比下降66小时；风电弃风电量394.7亿千瓦时，平均弃风率19%。全年利用小时达到1742小时，较上年略有提升。
注：2016年数据来源于国家能源局发布资料，其他来自中电联历年《中国电力行业年度发展报告》。
四、全国电网规模进一步扩张，全球第一大电网之位稳固
国家能源局发布的数据显示，2016年新增220千伏及以上变电设备容量2.43亿千伏安，增长11.1%(注：参考上年数据为负增长2.6%，此处增速应为年度增量之间比值，但也有所出入，总量同比增长应为7.23%)；新增220千伏及以上输电线路回路长度3.49万千米，增长5.0%(注：参考上年数据为负增长7.8%，此处增速应为年度增量之间比值，但也有所出入，总量同比增长应为5.73%)。
近年来，电网规模持续快速扩张。新增220千伏及以上变电设备容量连续九年超过2亿千伏安，其中2009年新增高达2.68亿千伏安；新增220千伏及以上输电线路回路长度则保持在3.3万千米以上，其中2010年新增高达4.47万千米。2006年，全国220千伏及以上变电设备容量10.05亿千伏安、220千伏及以上输电线路回路长度28.64万千米。2009年，两项数据分别达到17.62亿千伏安、39.94万千米，电网规模超过美国跃居世界第一位。
截至2016年底，全国220千伏及以上变电设备容量、220千伏及以上输电线路回路长度分别达到36.09亿千伏安、64.40万千米(由2015年总量加增量计算得出)，较2006年增长2.59倍、1.25倍。同期，全国电力装机增长1.64倍、全社会用电增长1.09倍。
五、全国电力投资创历史新高，电网投资和电源投资增速分化
(一)电力总投资波动中增长，投资额度创下新高
国家能源局发布的数据显示，2016年电源基本建设投资完成3429亿元、电网基本建设投资完成5426亿元。两项合计投资达到8855亿元，较上年增长279亿元，连续第二年投资超过8000亿元，创下电力投资历史新高。
注：2016年数据来源于国家能源局发布资料，风电投资由计算得出，其他来自中电联历年《中国电力行业年度发展报告》。
十年来，全国电力投资存在波动，但总体呈现增长态势。2006年，全国电力投资为5288亿元，一路增至2009年7702亿元形成高峰。2010年下跌到7417亿元后，2011年上扬至7614亿元。2012年再次下跌至7393亿元，此后连续四年增长。
(二)电力投资结构沧桑巨变，电网投资大幅增加
2016年电力投资增长的贡献全部来源于电网投资，电源投资的贡献为负。全年电网投资达到5426亿元，同比增长16.9%，增加近800亿元；电源投资3429亿元，同比下降12.9%，减少500多亿元。电网投资占比达到61.3%，电源占比仅38.7%，这是近年来最为悬殊的网、源投资比例。
十年来，网源投资均有波动，但电网投资增势明显。电网投资已连续3年高于4000亿元，2016年更是超过了5000亿元，而电源投资从未超过4000亿元。2016年电网投资相当于2007年电网投资的2.21倍，同期电源投资基本持平。
我国电力工业史上，曾长期存在“重发轻供不管用”现象，电网投资严重不足。但2002年厂网分开后，电网投资力度逐步加大。2009年，电网投资首次超过电源投资，在电力投资中占比50.62%。此后四年，电网投资再次低于电源投资，直到2014年再次反超，并持续扩大网源投资差距。
(三)火电投资逆势增长，水电投资再次走低
当前，火电(主要是煤电)过剩之声甚嚣尘上，但火电投资却逆势增长。2016，全国火电投资1174亿元，同比增长0.9%。这是2011年以来的火电投资最高点。不过，从更长历史时期考察，火电投资已多年处于“较低”水平。2006年，全年火电投资曾高达2229亿元，2011年以来保持在1100亿元左右，仅相当于2006年火电投资的50%。
2016年，全国水电投资612亿元，为近十年来最低投资量，同比下降了22.4%。“十二五”期间，曾是我国水电投资高峰。2011~2014年每年投资均在900亿元以上，且有两年超过1200亿元。但自2015年开始，受“十二五”水电开工不足等因素影响，水电投资持续缩水。2016年水电投资已不足2013年水电投资的一半。
核电投资亦有所缩减。2016年，全国核电投资506亿元，同比降低10.5%。十年来，核电投资从164亿元开始提升，曾在2011年、2012年超过700亿元，分别达到764亿元、784亿元，但随后迅速消落，近三年则在500多亿元水平徘徊。按照计划，“十三五”期间年均开建核电6~8台，但2016年却是“零核准”，这对核电投资不无影响。
六、电力行业节能减排再添新绩，供电标准煤耗同比下降3克/千瓦时
国家能源局发布的数据显示，2016年全国供电标准煤耗312克/千瓦时，同比下降3克/千瓦时。与2006年的367克/千瓦时相比，全国供电标准煤耗十年累计下降了55克/千瓦时，降幅达到14.99%。
与供电标准煤耗持续下降不同，线损率、厂用电率总体呈现下降，但过程中存在波动。2016年，全国线损率6.47%，同比下降0.17个百分点，为十年来最低点。近十年来，线损率最高年份是2007年，达到6.97%。而后下降到2011年的6.52%。2012年窜升至6.74%，此后逐步回落。2016年厂用电率尚未公布，估计5%左右，其中火电厂用电率6%左右。
注：2016年数据来源于国家能源局发布资料，其他来自中电联历年《中国电力行业年度发展报告》。
2016年的电力行业污染物排放总量和排放绩效尚未公布，但从近年数据可以明显看出下降趋势。烟尘排放总量由2007年的350万吨下降到2015年的40万吨，排放绩效由每千瓦时1.3克下降到0.09克；二氧化硫排放总量由2007年的1200万吨下降到2015年的200万吨，排放绩效由每千瓦时4.4克下降到0.47克；氮氧化物“十二五”期间始有数据公布，2012年排放总量948万吨、排放绩效2.4克/千瓦时，快速降至2015年180万吨、0.43克/千瓦时。估计2016年仍然保持下降趋势，不过由于总量已然很低，下降空间已不再显著。
七、燃煤标杆上网电价有所下调，市场化竞争致电价进一步降低
2016年，与电价相关的调整主要有三次。第一次是国家发展改革委2015年底发文、2016年开始执行的《关于降低燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格的通知》。主要内容是：全国燃煤发电上网电价平均每千瓦时下调约3分钱；全国一般工商业销售电价平均每千瓦时下调约3分钱；居民生活和农业生产以外其他用电征收的可再生能源电价附加征收标准提高到每千瓦时1.9分钱。
第二次是2016年7月，国家发展改革委办公厅发文完善两部制电价用户基本电价执行方式。放宽基本电价计费方式变更周期限制，放宽减容(暂停)期限限制。基本电价计费方式变更周期从现行按年调整为按季变更，由用户选择按变压器容量或按最大需量计费。
第三次是2016年年底国家发展改革委发文，调整光伏发电陆上风电标杆上网电价。根据当前新能源产业技术进步和成本降低情况，降低2017年1月1日之后新建光伏发电和2018年1月1日之后新核准建设的陆上风电标杆上网电价。同时明确，近海风电项目标杆上网电价为每千瓦时0.85元，潮间带风电项目标杆上网电价为每千瓦时0.75元。
此外，在电力市场化改革的大背景下，市场化电量比重增加。由于目前电力供应明显大于需求，加之经济下行压力下各地降电价诉求强烈，“降电价”成为普遍现象。电力体制改革基本以省(区、市)为单位，各地电价下降情况不一，全国尚未见完整统计数据。华电集团企管法律部主任陈宗法曾撰文指出，2015年某全国性发电集团公司市场电量超过600亿千瓦时，占销售电量的13.4%，平均电价每千瓦时0.303元，比批复电价平均降低9.3分，一年减收56亿元。2016年1~11月市场交易电量1184.2亿千瓦时，占销售电量比重大幅提高，达到28.66%，平均电价每千瓦时降低6.4分，减收75.3亿元。全集团全部电量11月末的平均上网电价0.369元/千瓦时，比2015年同期0.414元/千瓦时下降0.044元/千瓦时，降幅达到11%。
注：1.数据主要来源于国家能源局(电监会)发布的电价监管报告、通报。销售电价不含政府性基金和附加。因统计口径等问题，数据可能略有出入。2.部分未发布数据根据相应变化情况等关系计算得出。
从官方发布数据看，销售电价从2007年508.51元/千千瓦时升至2015年643.33元/千千瓦时，提高了134.82元/千千瓦时；上网电价从336.28元/千千瓦时升至388.25元/千千瓦时，提高了51.97元/千千瓦时；购电价由348.39元/千千瓦时升至426.85元/千千瓦时，提高了78.46元/千千瓦时。可见，销售电价实际增量远高于上网电价增量。2016年，根据目前情况分析，销售电价较上年有所下降。
八、主要电力企业经营状况良好，不同发电企业境遇有异
(一)利润总额难超上年高峰，但电力企业总体经营情况尚好
2015年，全国规模以上电力企业利润总额4680亿元，比上年增长13.57%。其中，电力供应企业利润总额1213亿元，比上年增长13.02%；发电企业利润总额3467亿元，比上年增长13.77%。这一业绩可能成为近年来电力行业的高峰，很难被超越。
2017年1月，两大电网、五大发电企业相继召开了年度工作会议，盘点2016年业绩、分析当前形势、部署2017年工作。从业已公开的资料看，部分企业公布了相关经济指标数据，也有企业对相关数据讳莫如深。据已知数据判断，主要电力企业经营状况良好，但利润可能较上年有所收缩。
2016年，国家电网公司全年电网投资近5000亿元，创历史新高。南网最高统调负荷1.5亿千瓦，同比增长4.1%；固定资产投资1022亿元，增长22.6%；全年完成售电8297亿千瓦时，增长6.1%。
五大发电集团中，只看到国家电投公布利润总额、净利润。2016年，国家电投全年实现利润132.1亿元，净利润87.6亿元，均跃居行业上游。与2015年相比，国家电投资产总额大幅增加900多亿元，利润总额下降7.47亿元。2017年，预计利润进一步收缩至80亿元。华能虽未公布数据，但也明确透露，合并利润保持行业领先。
(二)火电企业经营数据存在下滑，可再生能源企业业绩增长
本轮电力体制改革对不同发电企业的影响差异巨大。为便于考察不同类型发电企业的经营状况，本文选取火电为主的华能国际、水电为主的长江电力、新能源为主的龙源电力等三家代表性上市公司进行对比分析。因2016年全年数据尚未出炉，采用前三季度数据分析。
注：数据来源于各上市公司发布的业绩公告。
与2015年相比，华能国际营业收入、利润均明显下降，长江电力、龙源电力则均为增长，且长江电力大幅增长。2016年前三季度，长江电力营业收入372.51亿元、利润总额197.61亿元，已大幅超过2014年、2015年全年数据。华能国际2016年前三季度营业收入下降14.4%，利润总额则大幅下降了29.7%，利润降幅远超过收入降幅。
九、电力体制改革全面铺开，但面临“普降电价”等尴尬
2016年，是我国新一轮电力体制改革推进的关键之年。2015年，新的电改顶层设计文件和核心配套文件发布，当年开始小范围试点。到2016年底，电力体制改革试点已呈遍地开花之势。输配电改革试点自深圳2014年起步，经三次扩围之后，目前除西藏外已基本全覆盖。综合电改试点自2015年11月9日云南、贵州作为首批试点获批，到2016年11月30日批复湖南电改综合试点，全国综合电改试点达到21个。多地电力交易中心2016年集中组建。目前，北京、广州两个国家级电力交易中心和全国多数省级电力交易中心已组建完成。其中，广州、昆明、贵州、山西、重庆等采取股份制形式。国家电网范围内，还有湖北电力交易中心确定采取股份制形式，不过目前尚未完成组建。配售电业务放开方面，国家发展改革委、国家能源局2016年发布通知，确定延庆智能配电网等105个项目为第一批增量配电业务改革试点项目。
与此同时，电力体制改革还面临多重挑战，目前的电力市场化实际上还似是而非。一是电力体制改革遭遇“普降电价”尴尬。从目前电力体制改革的实际看，无一不在行“降电价”之实。不少售电公司、工业园区甚至大打“降电价”之牌，以致多少用户认为“改革就是降电价”“不以降价为目的的电改就是耍牛氓”!最大影响因素在于供需关系，但地方政府的强烈“降成本”诉求也是不可忽视的因素。从国家相关文件规定上，也有待调整完善之处，对用户并非强制要求进入市场，用户必然只会在降价时才有进入市场的意愿；退出周期虽然有提及，但并未明确具体周期。二是电力体制改革面临“争权夺利”挑战。改革必然涉及权利的调整。“争权夺利”似乎是难以避免且长盛不衰的大戏。近期，清华大学教授夏清关于“电改争权”的观点广泛流传，他认为电力体制改革过程中存在不能回避的三大矛盾，即各级政府不同部门间不协同，中央政府和地方政府对改革目的、手段的理解存在差异，电力企业与政府之间的博弈。应当说，他较为全面、中肯地概括了当前电力体制改革的“争权夺利”情况。三是电力体制改革无法可依局面未改观。《电力法》1995年获得通过、1996年开始施行，到上一轮电力体制改革时就已严重不适应现实需要。电改5号文提出，要“适时制定和修改有关电力和电价方面的法律、法规和其他相关的行政法规”。但直到目前仍未修成正果。《电力法(修订)》立法工作的反复，实际上已陷电力体制改革有“非法”之嫌。大力推进的售电侧改革、配电业务放开等，已然突破“一个供电营业区内只设立一个供电营业机构”。
十、年内电力供大于求难有改观，电力体制改革进一步走向深水区
年内电力需求难现大规模增长。根据中国社科院2017年《经济蓝皮书》，预测2017年经济增速或将放缓至6.5%，较2016年经济增速下降0.2个百分点。如果保持2016年同样的电力消费弹性系数，则全社会用电量增速低于5%。《电力发展“十三五”规则》则预测，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%。
电力供应能力依然保持快速增长。虽然严控投资已成为部分企业的自觉行动——比如国电集团2016年完成投资582亿元，严格控制在600亿元的年度目标之内，2017年将继续严控投资规模——但大船掉头难，即使在国家紧踩煤电刹车的情况下，电力装机仍将继续高速增长。规划预期2020年全国发电装机容量20亿千瓦，年均增长5.5%。
中电联则预计，在常年气温水平情况下，2017年全国全社会用电量同比增长3%左右。全年全国基建新增发电装机1.1亿千瓦左右， 2017年底全国发电装机容量将达到17.5亿千瓦。全年全国发电设备利用小时3600小时左右，其中火电设备利用小时将下降至4000小时左右。
电力体制改革将进一步走向深水区。2016年12月14日至16日召开的中央经济工作会议强调，要按照统筹推进、重点突破的要求加快改革步伐，更好发挥改革牵引作用。2016年12月27日，全国能源工作会议要求，以深化供给侧改革为主线，坚定不移地推动能源革命向纵深发展，加快能源领域改革创新步伐，在电力、石油、天然气行业改革实现新的突破。自2015年开始新一轮电力体制改革以来，目前电改试点已全面铺开，为进一步推进改革奠定了良好基础，年内的电改新突破值得期待。不过，改革越往后越是面对“硬骨头”，到底年底能在电力市场化道路上走出多远，还需要拭目以待。
电煤价格可能继续高位运行，煤电赢利空间进一步压缩。2016年下半年，电煤价格快速上涨，秦皇岛动力煤价指数一举突破了每吨600元大关。虽然年底在政府干预下报收593元/吨，且今年首期持平后连续三期下降，春节前以590元/吨报收，但仍然保持高位，较去年初上涨超过200元/吨。国务院《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》要求，从2016年开始用3至5年的时间，退出煤炭产能5亿吨左右、减量重组5亿吨左右。2016年经历上半年的进展缓慢后，下半年煤炭去产能大发力，全年超额完成了2.5亿吨的去产能目标。而从目前情况看，2017年煤炭去产能力度依然不减。初步判断，电煤价格高位运行可能成为年内常态，煤电利润空间将被进一步压缩。 (总注：本文所引用数据均来自权威可信资料。部分数据存在相互出入问题，个别根据实际情况进行了调整。对于不影响总体判断的数据，保留了原始引用数据。)
