近日中電聯發布了《2017-2018年度全國電力供需形勢分析預測報告》。截至2017年底，全國全口徑發電裝機容量17.8億千瓦，同比增長7.6%。全國新增發電裝機容量13372萬千瓦，其中，新增并網風電裝機1952萬千瓦;新增并網太陽能發電裝機5338萬千瓦;新增煤電裝機3855萬千瓦，同比減少142萬千瓦。預計2018年底，全國發電裝機容量將達到19.0億千瓦，其中非化石能源發電7.6億千瓦，占總裝機比重將上升至40%左右。預計煤電裝機容量10.2億千瓦，占全國裝機比重53.6%，比2017年底降低1.5個百分點。具體情況如下：

　　2018年1月30-31日，中國電力企業聯合會在京召開了2018年全國電力行業統計與分析工作會議，總結2017年工作，研究分析形勢，部署2018年工作。并在31日召開了《2017-2018年度全國電力供需形勢分析預測報告》新聞發布會，會上中國電力企業聯合會副秘書長兼行業發展與環境資源部主任安洪光對報告主要內容作了介紹，具體如下：

　　一、2017年度全國電力供需狀況

　　(一)發電裝機結構繼續優化，棄風棄光問題明顯緩解

　　一是發電裝機結構清潔化趨勢明顯。截至2017年底，全國全口徑發電裝機容量17.8億千瓦、同比增長7.6%;其中，非化石能源發電裝機容量6.9億千瓦，占總發電裝機容量的比重為38.7%，同比提高2.1個百分點。全國新增發電裝機容量13372萬千瓦，其中，新增非化石能源發電裝機8988萬千瓦，均創歷年新高。全年新增水電裝機1287萬千瓦，其中，抽水蓄能200萬千瓦;新增并網風電裝機1952萬千瓦，其中，東、中部地區占58.9%，同比提高8.8個百分點;新增并網太陽能發電裝機5338萬千瓦，同比增加2167萬千瓦，82.4%的新增裝機集中在東、中部地區，同比提高19.6個百分點。新增煤電裝機3855萬千瓦、同比減少142萬千瓦。

　　二是非化石能源發電量快速增長，煤電發電量比重降低。全國全口徑發電量6.42萬億千瓦時、同比增長6.5%;其中，非化石能源發電量同比增長10.0%，占總發電量比重為30.4%，同比提高1.0個百分點。全口徑并網太陽能發電、并網風電、核電發電量分別增長75.4%、26.3%和16.5%;全口徑水電發電量增長1.7%，增速同比回落3.9個百分點。全口徑火電發電量同比增長5.2%，增速同比提高2.9個百分點;其中，煤電發電量同比增長4.8%，增速同比提高3.6個百分點，煤電發電量占總發電量比重為64.5%，同比降低1.0個百分點。

　　三是水電設備利用小時同比降低，棄風棄光問題明顯改善。全國發電設備利用小時3786小時，與上年大體持平。其中，受上年高基數等因素影響，水電設備利用小時3579小時、同比降低40小時。受電力消費較快增長、水電發電量低速增長等多因素綜合影響，全國火電設備利用小時4209小時、同比提高23小時，其中煤電設備利用小時4278小時，同比略有提高。核電設備利用小時7108小時、同比提高48小時。在政府和電力企業等多方共同努力下，棄風棄光問題明顯改善，全國并網風電、太陽能發電設備利用小時分別為1948、1204小時，同比分別提高203、74小時，其中，西北區域風電、太陽能發電設備利用小時分別提高380小時和146小時。

　　四是電煤供需形勢偏緊，冬季發電用天然氣供應緊張。2017年，煤炭消耗需求增長超預期，煤炭行業去產能超進度，疊加安全、環保等多方面因素影響，煤炭產量增加不足，煤炭市場供應量小于消費量，導致電煤供應持續偏緊。相關部門多措并舉增加電煤供給，供需形勢有所緩和，但迎峰度冬期間電煤消費需求較快增長，貴州、安徽、湖南、甘肅等地電煤供需形勢較為緊張。受“煤改氣”新增需求集中釋放等因素影響，天然氣消費需求超預期增長，供暖期發電用天然氣供應緊張，部分地區燃機發電受到供氣限制。

　　五是電力行業效益下滑，煤電企業經營形勢持續嚴峻。電煤價格持續高位，全年絕大多數時間處于“紅色區間”運行，導致煤電企業發電成本大幅增加，出現大面積虧損局面。初步測算，2017年全國煤電企業因電煤價格上漲導致電煤采購成本比2016年提高2000億元左右。市場化交易電量規模進一步擴大，交易電量累計1.63萬億千瓦時，同比增長45%，有效降低社會生產成本。此外，可再生能源補貼支付明顯滯后，以及煤電企業環保投入不斷增加、環保補貼難以彌補環保投入，都加劇電力企業生產經營困境。受煤電企業持續虧損以及煤電新開工項目減少等影響，發電設計、建設施工等企業經營形勢也較為嚴峻。

　　(二)電網建設持續增強，資源優化配置能力提升

　　一是電網投資繼續向配網及農網傾斜，新一輪農網改造升級取得階段性重大進展。全國電網工程建設完成投資5315億元，其中，110千伏及以下電網投資比重占電網總投資比重達到53.2%;新一輪農網改造取得階段性重大進展，完成了《關于“十三五”期間實施新一輪農村電網改造升級工程的意見》(國辦發〔2016〕9號)文件中“中心村電網改造升級，實現平原地區機井用電全覆蓋”的任務。

　　二是多條特高壓交直流工程投產，資源優化配置能力提升。全年共建成“兩交六直”特高壓輸電工程，其中，國家大氣污染防治行動計劃特高壓交直流工程全面建成。全國完成跨區送電量4235億千瓦時、同比增長12.1%，跨省送出電量1.13萬億千瓦時、同比增長12.7%。

　　三是電網企業經營面臨較大挑戰。一方面，電網企業收入增長將放緩。2017年，國家已完成32個省級電網輸配電價改革，平均輸配電價比現行購銷價差平均每千瓦時減少將近1分錢，進而核減32個省級電網準許收入約480億元。另一方面，電網企業履行電力普遍服務，貫徹落實脫貧攻堅、鄉村振興、援疆援藏、區域協調等戰略部署，不斷加大農網建設投資，重點聚焦“三區三州”等深度貧困地區、邊疆地區，民族地區和東北老工業基地，部分省級電網企業虧損。

　　(三)全社會用電量增速比上年提高，用電增長呈現新亮點

　　一是全社會用電量延續平穩較快增長態勢。2017年，全國全社會用電量6.3萬億千瓦時，人均用電量4538千瓦時，人均生活用電量625千瓦時。全社會用電量同比增長6.6%，增速同比提高1.6個百分點，用電量較快增長的主要原因：一是宏觀經濟運行穩中向好，第二產業用電平穩增長;二是服務業用電持續快速增長;三是電力消費新動能正在逐步形成，高技術制造業、戰略性新興產業等用電高速增長;四是在工業、交通、居民生活等領域推廣的電能替代成效明顯;五是夏季長時間極端高溫天氣拉動用電量快速增長。

　　分季度看，各季度全社會用電量增速分別為6.9%、5.8%、7.8%、5.7%;其中，受夏季極端高溫天氣拉動，第三季度增速相對偏高。分地區看，東、中、西部和東北地區用電量增速分別為5.2%、7.3%、9.1%和4.6%;其中，西部地區受高耗能行業用電恢復性增長以及上年低基數因素影響，用電增速比上年提高5.6個百分點。

　　二是第二產業用電量增長總體平穩，供給側結構性改革催生用電新增長點。第二產業用電量同比增長5.5%，增速較上年提高2.7個百分點;制造業用電量增長5.8%，比上年提高3.4個百分點，增速為2014年以來的最高水平。國家創新發展持續發力，戰略性新興產業、高技術產業、裝備制造業等新興產業快速發展，裝備制造業和高技術產業用電量持續快速增長，具有代表性的通用及專用設備制造業、交通運輸/電氣/電子設備制造業、醫藥制造業用電量分別增長10.3%、10.3%和8.2%，增速均比上年提高。傳統四大高耗能行業合計用電量增長4.0%，增速逐季回落。

　　三是第三產業用電量延續兩位數增長，新興業態服務業用電增長強勢。第三產業用電量同比增長10.7%，延續兩位數增長態勢。其中，信息傳輸/計算機服務和軟件業用電延續近年來的快速增長勢頭，同比增長14.6%，貴州、內蒙古等西部省份，隨著其大數據綜合試驗區等逐步建成和投運，信息業用電量高速增長。交通運輸/倉儲和郵政業用電量同比增長13.3%，電動汽車在城市公共交通領域快速推廣、電氣化鐵路運輸快速增長以及電商零售業等新業態的高速增長等是主要原因。

　　四是居民生活用電平穩增長。城鄉居民生活用電同比增長7.8%，呈現新增長點。體現在電能替代在居民生活領域加快推進，居民取暖“煤改電”快速推進，電動汽車大規模推廣，顯著拉動居民用電尤其是鄉村居民冬季取暖用電。

　　五是電力消費結構持續優化。第二產業占全社會用電量的比重為69.6%，同比下降0.6個百分點，主要是受四大高耗能行業用電占比下拉的影響;隨著服務業持續快速發展，第三產業用電比重逐年提升，2017年提高至14.2%，同比提高0.5個百分點。

　　(四)全國電力供需形勢總體寬松，部分地區富余較多

　　2017年，全國電力供需延續總體寬松態勢，區域間供需形勢差異較大。其中，華北區域電力供需平衡偏緊，華中區域電力供需基本平衡，華東和南方區域電力供需平衡有余，東北和西北區域電力供應能力富余較多。

　　二、2018年全國電力供需形勢預測

　　(一)全國預計新增裝機容量1.2億千瓦，非化石能源裝機比重進一步提高

　　預計全年全國新增裝機容量1.2億千瓦左右，其中，非化石能源發電裝機7000萬千瓦左右。預計2018年底，全國發電裝機容量將達到19.0億千瓦，其中非化石能源發電7.6億千瓦、占總裝機比重將上升至40%左右。預計煤電裝機容量10.2億千瓦、占全國裝機比重53.6%，比2017年底降低1.5個百分點。

　　(二)全社會用電量將延續平穩較快增長水平，消費結構將進一步調整優化

　　綜合考慮宏觀經濟、服務業和居民用電發展趨勢、大氣污染治理、電能替代等各方面因素，預計2018年電力消費仍將延續2017年的平穩較快增長水平。考慮到2017年高基數因素，在平水年、沒有大范圍極端氣溫影響情況下，預計2018年全社會用電量增長5.5%左右。

　　(三)電力供需總體寬松，全年火電設備利用小時與2017年基本持平

　　預計全國電力供需總體寬松、部分地區富余，局部地區用電高峰時段電力供需偏緊。預計全年發電設備利用小時3710小時左右;其中，火電設備利用小時4210小時左右，與2017年基本持平。分區域看，東北、西北區域預計電力供應能力富余較多;華東、華中區域預計電力供需總體平衡，少數省份在迎峰度夏、度冬用電高峰時段供需偏緊;華北區域預計電力供需總體平衡，河北南網電力供需偏緊;南方區域預計電力供需總體平衡，但省級電網間平衡差異較為突出。

　　三、有關建議

　　電力是國民經濟基礎性產業。電力行業必須堅持全面貫徹黨的十九大精神，按照中央經濟工作會議等部署，把推動高質量發展作為根本要求，統籌解決好電力發展中的突出問題，做好新時代電力能源工作，更好地滿足人民群眾多層次多樣化高質量用電需求。

　　(一)針對電力工業不平衡不充分問題，提前謀劃精準施策

　　一是要深刻認識新時代發展要求，厘清主要矛盾和問題。今年是貫徹黨的十九大精神的開局之年，也是電力行業全面學習貫徹黨的十九大精神和中央經濟工作會議部署的重要一年。電力行業深刻領會新時代習近平中國特色社會主義思想精髓，深刻理解社會主要矛盾的變化，準確把握新時代能源電力工作的新任務新要求，特別是要緊緊圍繞社會主要矛盾的變化，系統分析，厘清電力工業發展中的“不平衡不充分”問題。

　　二是要加強頂層設計，跟蹤研究并提出兼具系統性、針對性和操作性的行業發展對策。針對電力行業發展中綠色低碳發展、市場化改革、網源協調、清潔能源消納等重點問題，組織開展專題研究和系列調研;要進一步提高思想認識和政治站位，站在支撐國民經濟健康發展的高度，觀大勢、謀全局、干實事，科學制訂行業發展對策，有序推動問題解決。

　　三是電力企業要認清形勢，順應大勢，精準謀劃發展策略。電力企業要學懂弄通做實黨的十九大精神，按照中央經濟工作會議決策部署，瞄準新時代的新目標，準確把握新時代能源電力工作的新要求，在趨勢變化中主動發揮作用。

　　(二)加強“十三五”發展規劃中期評估，切實引導行業高質量發展

　　“十三五”能源規劃和電力規劃等專項規劃已落地實施一年多，適時開展“十三五”規劃中期檢查評估工作，對深入貫徹落實能源革命戰略思想，推進能源生產和消費革命，建設清潔低碳、安全高效的現代能源體系具有重要意義。

　　一是加強規劃執行過程管理，完善并落實規劃中期評估機制。及時開展相關調研工作，根據規劃執行中出現的新形勢、新問題，統籌電力發展各環節工作，并客觀做好規劃的滾動修訂，促進規劃目標的順利完成，推動電力行業高質量發展。

　　二是要客觀評價規劃確定的發展目標、重點任務和政策措施落實情況。對各省生產供應能力目標、電源結構目標、電網發展目標、綜合調節能力目標、節能減排目標、民生用電保障目標以及能源消費總量目標進行全面評估，并對評估結果進行客觀分析，科學應用。

　　三是根據規劃評估情況，適時調整規劃目標和任務，完善相關政策與措施，推動規劃有效實施。根據規劃評估情況，對明顯低于進度或明顯超過進度的有關規劃目標進行合理調整，如，新能源裝機超速發展，其中，太陽能發電裝機容量已基本實現“十三五”規劃目標，應適時調整規劃目標和任務。

　　(三)推進煤炭和電力行業協同發展，保障能源電力安全穩定供應

　　一是多措并舉保障電煤市場的供需平衡和穩定供應。煤炭穩定供應關系國計民生，保持煤炭市場供需平衡、具備一定余缺調劑裕度，不僅是保障電力能源安全供應的必要要求，更是保障煤炭、電力等上下游相關行業穩定協調發展的客觀需要。建議全面梳理全國煤炭有效產能、產量，根據煤炭市場實際情況，認真協調煤炭去產能和保供應的關系，堅持電煤市場化方向，鼓勵符合安全、高效、環保的先進煤企釋放產能，加快審批投產一批合規項目，增強保障能力，保障電煤市場的供需平衡和穩定供應;煤炭、電力行業認真貫徹落實《關于進一步推進煤炭企業兼并重組轉型升級的意見》(發改運行〔2017〕2118號)，推進煤電聯營兼并重組。

　　二是繼續優化進口煤政策。進口煤作為沿海電廠電煤供應的重要補充，對補充國內沿海煤炭供應、保障我國能源安全具有重要作用。建議，一方面充分考慮沿海電廠設計煤種、區域特點、內貿煤港口集疏運能力、度冬度夏電煤供需平衡情況，統籌制定進口煤調控目標。另一方面提高進口煤相關管理政策的延續性和穩定性，優化監管措施，給發電企業增加采購煤種選擇和資源優化調整空間。

　　三是加強運力協調，做好鐵路運力的保障協調和各港口資源配置協調。運力保障是影響電煤安全穩定供應的關鍵環節，尤其在南方沿海區域，有序做好資源和港航運力銜接是保證安全供應的必然要求。建議建立運力監督協調機制，及時協調解決出現的各項重點問題;加強電煤運輸與其他重要基礎物資的運輸協調;在東南沿海港口完善電煤儲備應急機制，尤其確保重點地區、重點用戶、重要時段的用煤需求。

　　(四)著力解決掣肘電力企業經營關鍵問題，切實提高行業可持續發展的動力和活力

　　一是理順各種價格關系，營造電力企業正常經營環境。盡快引導電煤價格下調至綠色區間，有效降低持續居高不下的燃料成本，以緩解煤電企業經營困境并提高行業貫徹落實中央降電價要求的承受能力。要完善并啟動煤電聯動機制，有效縮減當前持續高位的燃料成本、大幅上漲的環保成本與接連下降的電價之間的矛盾。要針對以清潔能源為主的地區推行火電機組備用容量補償機制;盡快健全并落實輔助服務市場，針對長期備用機組實行兩部制電價等措施，為系統調峰、調頻、備用等機組提供合理補償。

　　二是盡快解決發電企業各項補貼、補償拖欠問題，緩解企業經營壓力。一方面，加快解決可再生能源電價附加補助資金歷史欠賬問題;盡快研究完善可再生能源發電補貼定價機制及相關政策，減少簡化交叉補貼，以解決當前向低碳綠色清潔能源轉型關鍵階段可再生能源高速發展產生的高額補貼需求。另一方面，正確認識、合理評估環保電價作為巨額環保改造投資成本補償的合理性和必要性，建議將參與市場交易電量的環保電價調整為“價外補貼”方式，鼓勵發電企業進行超低排放、深度節能和靈活性改造;加強對燃煤機組環保改造的政策支持，及時兌現超低排放煤電機組相應的資金補貼和電量獎勵政策。

　　三是建立普遍服務補償機制，保障電力企業尤其是電網企業可持續發展的需要。針對電力企業尤其電網企業農網建設改造、東西幫扶計劃等普遍服務工程，具有顯著的高投資、低收益特征，建議一方面將對應投資納入輸配電價核定中統籌考慮;另一方面在財政、資金等方面加大政策支持力度，通過對農網建設改造工程實行長期低息貸款或政府貼息，對電價承受能力差的地區給予運營補貼等方式建立電力普遍服務補償機制。

　　四是電力企業著力在提質增效上下功夫，合理降低企業運營成本。一方面要外拓市場，增產增利，發電企業積極開展電量結構優化，做好集團內部的“產能置換、電量轉移”，電網企業創新方式積極探索推進“電能替代”，爭取增供擴銷;另一方面加強成本管控和運營管理，加快低效無效資產處置，防控經營風險;深化企業內部體制機制改革，實現科技引領和管理創新。電網企業加快電網自動化建設，完善調度運行機制，加快高損治理，實現降損增效。