分產業看，1-11月份，第一產業用電量1002億千瓦時，同比增長5.2%，占全社會用電量的比重為1.9%；第二產業用電量38119億千瓦時，同比增長2.6%，增速比上年同期提高3.7個百分點，占全社會用電量的比重為70.8%；第三產業用電量7286億千瓦時，同比增長11.7%，增速比上年同期提高4.4個百分點，占全社會用電量的比重為13.5%；城鄉居民生活用電量7441億千瓦時，同比增長11.4%，增速比上年同期提高6.7個百分點，占全社會用電量的比重為13.8%。

　　對于四大高載能行業而言，1-11月份，化學原料制品、非金屬礦物制品、黑色金屬冶煉和有色金屬冶煉四大高載能行業用電量合計15922億千瓦時，同比下降0.9%，增速比上年同期提高1.9個百分點；其中，化工行業用電量3956億千瓦時，同比增長1.2%，增速比上年同期回落1.1個百分點；建材行業用電量2911億千瓦時，同比增長2.4%，增速比上年同期提高8.8個百分點；黑色金屬冶煉行業用電量4407億千瓦時，同比下降5.0%，增速比上年同期提高3.4個百分點；有色金屬冶煉行業4647億千瓦時，同比下降0.4%，增速比上年同期回落3.2個百分點。這表明高載能行業2014、2015年連續超跌的勢頭有所遏制，但2016年的企穩狀態是受房地產在短期政策下短暫回暖和“去產能”導致的價格過快上漲所誘發。總體來看，高能耗行業進入飽和平臺期的判斷依然正確。

　　從電力裝機規模來看，截至11月底，全國6000千瓦及以上電廠裝機容量15.7億千瓦，同比增長10.4%，增速比上年同期提高0.7個百分點。其中，水電2.9億千瓦、火電10.4億千瓦、核電3352萬千瓦、并網風電1.4億千瓦。

　　從電源利用效率來看，1-11月份，全國發電設備累計平均利用小時3434小時，同比降低195小時。分類型看，1-11月份，全國水電設備平均利用小時3334小時，同比增加78小時；全國火電設備平均利用小時3756小時，同比降低204小時；全國核電設備平均利用小時6378小時，同比降低385小時；全國風電設備平均利用小時1573小時，同比降低39小時。火電在過剩加劇的背景下利用率繼續惡化，而可再生能源“三棄”問題有進一步加劇的勢頭。

　　從2016年電力需求來看，1-11月全社會用電量增速有所回升，除了三產和居民用電保持高速增長外，二產也拉動了用電量的增長，其中四大高載能行業用電量增速同比下降0.9%，增速比上年同期提高1.9個百分點，這也是前11個月用電量增速回升的一大原因。2016年9月后工業用電有回升站穩的態勢，預期2017年增速會回調后企穩。

　　綜合來看，預計2017年我國全社會用電量增速約4%，比2016年有所放緩。首先，12月9日召開的政治局會議提出的“穩中求進”工作總基調對指導明年經濟工作具有特別重要的意義。此外，強調要深入推進“三去一降一補”，推動五大任務有實質性進展。這就意味著2017年第二產業、特別是高能耗行業用電量增長將維持負增長或低增長態勢，不會對全社會用電產生積極貢獻。其次，產業結構調整和轉型升級效果持續顯現，第三產業用電量增速將繼續保持高速增長，電力消費結構持續調整。另外，居民用電量增長將繼續保持較快的增長，不過考慮到2016年的溫度負荷因素，預計2017年居民生活和三產增用電速將低于2016年水平。

　　圖：2017年全社會用電量預測

　　電力發展“十三五”規劃指出，為保障全面建成小康社會的電力電量需求，預期2020年全社會用電量6.8-7.2萬億千瓦時，年均增長3.6-4.8%。電源結構方面，非化石能源發電裝機達到7.7億千瓦左右，氣電裝機增加5000萬千瓦，達到1.1億千瓦以上，占比超過5%；煤電裝機力爭控制在11億千瓦以內，占比降至約55%。

　　展望2017年電力供應形勢，重點是各類電源的投產新增情況。其中，由于水電和核電建設周期長，新增供應能力較為明確。據相關項目資料統計，預計2016-2017年水電將新增發電能力480萬千瓦，核電將新增發電能力1378萬千瓦；到2017年，我國水電裝機規模將達到3.02億千瓦，核電裝機規模將達到4078萬千瓦。另據有關分析，2017年預計新增風電并網裝機容量2000萬千瓦、新增光伏發電并網裝機容量1800萬千瓦。由此可得2017年全國電力供應能力展望（表1）。

　　根據項目批復及在建情況，預計2016、2017年年均將投產5000萬千瓦的煤電。這也就意味著到2017年末，煤電裝機容量將達到10億千瓦。根據電量平衡的計算結果，預計2017年煤電項目利用小時數約為4072小時，而火電行業平均利用小時數預計將跌破4000小時。

　　圖:2005-2017年火電利用小時數變化情況

　　2014年來國家能源主管與環境管理部門陸續發布了煤電節能減排改造政策、計劃與推進政策，體現了煤電行業能效提升的發展目標與方向，同時也反映了主管部門對于煤電機組節能減排改造的決心與態度。根據中國電力企業聯合會公布的數據，截至2016年11月全國煤電機組平均供電煤耗為313gce/kWh，在2015年的基礎上進一步下降了2gce/kWh。我們預計2017年供電煤耗會進一步降低到312gce/kWh。

　　圖：2005年來火電發供電煤耗變化趨勢分析

　　如果“十三五”期間新增電力需求的主體以新增清潔電源為主來滿足，煤電發電量增幅有望控制在1.5%-2%左右；同時煤電發電效率繼續穩步提高，那么“十三五”后三年將能繼續以每年約2000萬噸標煤的發電用煤增量保障電力供應。上述分析成立的話，整個“十三五期”間電力行業可以約11.6%的煤電電量增長和9%的發電用煤增長來保障23%的全社會用電量增長，電力供應結構清潔化的勢頭進一步加強。這也從另一個側面印證了控制煤電裝機規模無序增長的必要性。

　　進一步，如果整個“十三五”期間僅有4000億千瓦時煤電電量增長空間的判斷成立，那么以11億千瓦作為2020年煤電裝機規模的“天花板”明顯不合理，毫無道理可言。相關研究表明，當前電力普遍過剩，不存在要靠增加煤電裝機規模來保障資源裕度和可靠性的問題。就系統靈活性而言，現役煤電機組改造是最經濟的途徑，而長期來看必須要靠抽蓄、氣電等更為靈活的電源以及需求響應、儲能和靈活的市場機制等一攬子方式來保障。而且，短期來看，增加煤電裝機會增加系統運行的剛性約束，對系統靈活性并無積極貢獻。更為重要的是，有關研究表明，2020年后電力需求增速進一步放緩，僅靠可再生、核電和氣電等清潔電源就可滿足新增電力需求，那么“十三五”期間新增的裝機將拖累煤電部門的整體經濟性，并成為電力行業低碳轉型的障礙。

　　圖：2013-2017年發電耗煤量分析

　　2014-2016年上半年的低煤價與高上網電價給煤電項目帶來了可觀的經濟效益。隨著2016年初煤電上網電價下調3分錢和2016年下半年動力煤價格的迅速攀升，煤電盈虧平衡迅速發生逆轉。進一步，在電力供需寬松的大環境下，煤電機組利用小時