近日中电联发布了《2017-2018年度全国电力供需形势分析预测报告》。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%。全国新增发电装机容量13372万千瓦，其中，新增并网风电装机1952万千瓦;新增并网太阳能发电装机5338万千瓦;新增煤电装机3855万千瓦，同比减少142万千瓦。预计2018年底，全国发电装机容量将达到19.0亿千瓦，其中非化石能源发电7.6亿千瓦，占总装机比重将上升至40%左右。预计煤电装机容量10.2亿千瓦，占全国装机比重53.6%，比2017年底降低1.5个百分点。具体情况如下：

　　2018年1月30-31日，中国电力企业联合会在京召开了2018年全国电力行业统计与分析工作会议，总结2017年工作，研究分析形势，部署2018年工作。并在31日召开了《2017-2018年度全国电力供需形势分析预测报告》新闻发布会，会上中国电力企业联合会副秘书长兼行业发展与环境资源部主任安洪光对报告主要内容作了介绍，具体如下：

　　一、2017年度全国电力供需状况

　　(一)发电装机结构继续优化，弃风弃光问题明显缓解

　　一是发电装机结构清洁化趋势明显。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%;其中，非化石能源发电装机容量6.9亿千瓦，占总发电装机容量的比重为38.7%，同比提高2.1个百分点。全国新增发电装机容量13372万千瓦，其中，新增非化石能源发电装机8988万千瓦，均创历年新高。全年新增水电装机1287万千瓦，其中，抽水蓄能200万千瓦;新增并网风电装机1952万千瓦，其中，东、中部地区占58.9%，同比提高8.8个百分点;新增并网太阳能发电装机5338万千瓦，同比增加2167万千瓦，82.4%的新增装机集中在东、中部地区，同比提高19.6个百分点。新增煤电装机3855万千瓦、同比减少142万千瓦。

　　二是非化石能源发电量快速增长，煤电发电量比重降低。全国全口径发电量6.42万亿千瓦时、同比增长6.5%;其中，非化石能源发电量同比增长10.0%，占总发电量比重为30.4%，同比提高1.0个百分点。全口径并网太阳能发电、并网风电、核电发电量分别增长75.4%、26.3%和16.5%;全口径水电发电量增长1.7%，增速同比回落3.9个百分点。全口径火电发电量同比增长5.2%，增速同比提高2.9个百分点;其中，煤电发电量同比增长4.8%，增速同比提高3.6个百分点，煤电发电量占总发电量比重为64.5%，同比降低1.0个百分点。

　　三是水电设备利用小时同比降低，弃风弃光问题明显改善。全国发电设备利用小时3786小时，与上年大体持平。其中，受上年高基数等因素影响，水电设备利用小时3579小时、同比降低40小时。受电力消费较快增长、水电发电量低速增长等多因素综合影响，全国火电设备利用小时4209小时、同比提高23小时，其中煤电设备利用小时4278小时，同比略有提高。核电设备利用小时7108小时、同比提高48小时。在政府和电力企业等多方共同努力下，弃风弃光问题明显改善，全国并网风电、太阳能发电设备利用小时分别为1948、1204小时，同比分别提高203、74小时，其中，西北区域风电、太阳能发电设备利用小时分别提高380小时和146小时。

　　四是电煤供需形势偏紧，冬季发电用天然气供应紧张。2017年，煤炭消耗需求增长超预期，煤炭行业去产能超进度，叠加安全、环保等多方面因素影响，煤炭产量增加不足，煤炭市场供应量小于消费量，导致电煤供应持续偏紧。相关部门多措并举增加电煤供给，供需形势有所缓和，但迎峰度冬期间电煤消费需求较快增长，贵州、安徽、湖南、甘肃等地电煤供需形势较为紧张。受“煤改气”新增需求集中释放等因素影响，天然气消费需求超预期增长，供暖期发电用天然气供应紧张，部分地区燃机发电受到供气限制。

　　五是电力行业效益下滑，煤电企业经营形势持续严峻。电煤价格持续高位，全年绝大多数时间处于“红色区间”运行，导致煤电企业发电成本大幅增加，出现大面积亏损局面。初步测算，2017年全国煤电企业因电煤价格上涨导致电煤采购成本比2016年提高2000亿元左右。市场化交易电量规模进一步扩大，交易电量累计1.63万亿千瓦时，同比增长45%，有效降低社会生产成本。此外，可再生能源补贴支付明显滞后，以及煤电企业环保投入不断增加、环保补贴难以弥补环保投入，都加剧电力企业生产经营困境。受煤电企业持续亏损以及煤电新开工项目减少等影响，发电设计、建设施工等企业经营形势也较为严峻。

　　(二)电网建设持续增强，资源优化配置能力提升

　　一是电网投资继续向配网及农网倾斜，新一轮农网改造升级取得阶段性重大进展。全国电网工程建设完成投资5315亿元，其中，110千伏及以下电网投资比重占电网总投资比重达到53.2%;新一轮农网改造取得阶段性重大进展，完成了《关于“十三五”期间实施新一轮农村电网改造升级工程的意见》(国办发〔2016〕9号)文件中“中心村电网改造升级，实现平原地区机井用电全覆盖”的任务。

　　二是多条特高压交直流工程投产，资源优化配置能力提升。全年共建成“两交六直”特高压输电工程，其中，国家大气污染防治行动计划特高压交直流工程全面建成。全国完成跨区送电量4235亿千瓦时、同比增长12.1%，跨省送出电量1.13万亿千瓦时、同比增长12.7%。

　　三是电网企业经营面临较大挑战。一方面，电网企业收入增长将放缓。2017年，国家已完成32个省级电网输配电价改革，平均输配电价比现行购销价差平均每千瓦时减少将近1分钱，进而核减32个省级电网准许收入约480亿元。另一方面，电网企业履行电力普遍服务，贯彻落实脱贫攻坚、乡村振兴、援疆援藏、区域协调等战略部署，不断加大农网建设投资，重点聚焦“三区三州”等深度贫困地区、边疆地区，民族地区和东北老工业基地，部分省级电网企业亏损。

　　(三)全社会用电量增速比上年提高，用电增长呈现新亮点

　　一是全社会用电量延续平稳较快增长态势。2017年，全国全社会用电量6.3万亿千瓦时，人均用电量4538千瓦时，人均生活用电量625千瓦时。全社会用电量同比增长6.6%，增速同比提高1.6个百分点，用电量较快增长的主要原因：一是宏观经济运行稳中向好，第二产业用电平稳增长;二是服务业用电持续快速增长;三是电力消费新动能正在逐步形成，高技术制造业、战略性新兴产业等用电高速增长;四是在工业、交通、居民生活等领域推广的电能替代成效明显;五是夏季长时间极端高温天气拉动用电量快速增长。

　　分季度看，各季度全社会用电量增速分别为6.9%、5.8%、7.8%、5.7%;其中，受夏季极端高温天气拉动，第三季度增速相对偏高。分地区看，东、中、西部和东北地区用电量增速分别为5.2%、7.3%、9.1%和4.6%;其中，西部地区受高耗能行业用电恢复性增长以及上年低基数因素影响，用电增速比上年提高5.6个百分点。

　　二是第二产业用电量增长总体平稳，供给侧结构性改革催生用电新增长点。第二产业用电量同比增长5.5%，增速较上年提高2.7个百分点;制造业用电量增长5.8%，比上年提高3.4个百分点，增速为2014年以来的最高水平。国家创新发展持续发力，战略性新兴产业、高技术产业、装备制造业等新兴产业快速发展，装备制造业和高技术产业用电量持续快速增长，具有代表性的通用及专用设备制造业、交通运输/电气/电子设备制造业、医药制造业用电量分别增长10.3%、10.3%和8.2%，增速均比上年提高。传统四大高耗能行业合计用电量增长4.0%，增速逐季回落。

　　三是第三产业用电量延续两位数增长，新兴业态服务业用电增长强势。第三产业用电量同比增长10.7%，延续两位数增长态势。其中，信息传输/计算机服务和软件业用电延续近年来的快速增长势头，同比增长14.6%，贵州、内蒙古等西部省份，随着其大数据综合试验区等逐步建成和投运，信息业用电量高速增长。交通运输/仓储和邮政业用电量同比增长13.3%，电动汽车在城市公共交通领域快速推广、电气化铁路运输快速增长以及电商零售业等新业态的高速增长等是主要原因。

　　四是居民生活用电平稳增长。城乡居民生活用电同比增长7.8%，呈现新增长点。体现在电能替代在居民生活领域加快推进，居民取暖“煤改电”快速推进，电动汽车大规模推广，显著拉动居民用电尤其是乡村居民冬季取暖用电。

　　五是电力消费结构持续优化。第二产业占全社会用电量的比重为69.6%，同比下降0.6个百分点，主要是受四大高耗能行业用电占比下拉的影响;随着服务业持续快速发展，第三产业用电比重逐年提升，2017年提高至14.2%，同比提高0.5个百分点。

　　(四)全国电力供需形势总体宽松，部分地区富余较多

　　2017年，全国电力供需延续总体宽松态势，区域间供需形势差异较大。其中，华北区域电力供需平衡偏紧，华中区域电力供需基本平衡，华东和南方区域电力供需平衡有余，东北和西北区域电力供应能力富余较多。

　　二、2018年全国电力供需形势预测

　　(一)全国预计新增装机容量1.2亿千瓦，非化石能源装机比重进一步提高

　　预计全年全国新增装机容量1.2亿千瓦左右，其中，非化石能源发电装机7000万千瓦左右。预计2018年底，全国发电装机容量将达到19.0亿千瓦，其中非化石能源发电7.6亿千瓦、占总装机比重将上升至40%左右。预计煤电装机容量10.2亿千瓦、占全国装机比重53.6%，比2017年底降低1.5个百分点。

　　(二)全社会用电量将延续平稳较快增长水平，消费结构将进一步调整优化

　　综合考虑宏观经济、服务业和居民用电发展趋势、大气污染治理、电能替代等各方面因素，预计2018年电力消费仍将延续2017年的平稳较快增长水平。考虑到2017年高基数因素，在平水年、没有大范围极端气温影响情况下，预计2018年全社会用电量增长5.5%左右。

　　(三)电力供需总体宽松，全年火电设备利用小时与2017年基本持平

　　预计全国电力供需总体宽松、部分地区富余，局部地区用电高峰时段电力供需偏紧。预计全年发电设备利用小时3710小时左右;其中，火电设备利用小时4210小时左右，与2017年基本持平。分区域看，东北、西北区域预计电力供应能力富余较多;华东、华中区域预计电力供需总体平衡，少数省份在迎峰度夏、度冬用电高峰时段供需偏紧;华北区域预计电力供需总体平衡，河北南网电力供需偏紧;南方区域预计电力供需总体平衡，但省级电网间平衡差异较为突出。

　　三、有关建议

　　电力是国民经济基础性产业。电力行业必须坚持全面贯彻党的十九大精神，按照中央经济工作会议等部署，把推动高质量发展作为根本要求，统筹解决好电力发展中的突出问题，做好新时代电力能源工作，更好地满足人民群众多层次多样化高质量用电需求。

　　(一)针对电力工业不平衡不充分问题，提前谋划精准施策

　　一是要深刻认识新时代发展要求，厘清主要矛盾和问题。今年是贯彻党的十九大精神的开局之年，也是电力行业全面学习贯彻党的十九大精神和中央经济工作会议部署的重要一年。电力行业深刻领会新时代习近平中国特色社会主义思想精髓，深刻理解社会主要矛盾的变化，准确把握新时代能源电力工作的新任务新要求，特别是要紧紧围绕社会主要矛盾的变化，系统分析，厘清电力工业发展中的“不平衡不充分”问题。

　　二是要加强顶层设计，跟踪研究并提出兼具系统性、针对性和操作性的行业发展对策。针对电力行业发展中绿色低碳发展、市场化改革、网源协调、清洁能源消纳等重点问题，组织开展专题研究和系列调研;要进一步提高思想认识和政治站位，站在支撑国民经济健康发展的高度，观大势、谋全局、干实事，科学制订行业发展对策，有序推动问题解决。

　　三是电力企业要认清形势，顺应大势，精准谋划发展策略。电力企业要学懂弄通做实党的十九大精神，按照中央经济工作会议决策部署，瞄准新时代的新目标，准确把握新时代能源电力工作的新要求，在趋势变化中主动发挥作用。

　　(二)加强“十三五”发展规划中期评估，切实引导行业高质量发展

　　“十三五”能源规划和电力规划等专项规划已落地实施一年多，适时开展“十三五”规划中期检查评估工作，对深入贯彻落实能源革命战略思想，推进能源生产和消费革命，建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系具有重要意义。

　　一是加强规划执行过程管理，完善并落实规划中期评估机制。及时开展相关调研工作，根据规划执行中出现的新形势、新问题，统筹电力发展各环节工作，并客观做好规划的滚动修订，促进规划目标的顺利完成，推动电力行业高质量发展。

　　二是要客观评价规划确定的发展目标、重点任务和政策措施落实情况。对各省生产供应能力目标、电源结构目标、电网发展目标、综合调节能力目标、节能减排目标、民生用电保障目标以及能源消费总量目标进行全面评估，并对评估结果进行客观分析，科学应用。

　　三是根据规划评估情况，适时调整规划目标和任务，完善相关政策与措施，推动规划有效实施。根据规划评估情况，对明显低于进度或明显超过进度的有关规划目标进行合理调整，如，新能源装机超速发展，其中，太阳能发电装机容量已基本实现“十三五”规划目标，应适时调整规划目标和任务。

　　(三)推进煤炭和电力行业协同发展，保障能源电力安全稳定供应

　　一是多措并举保障电煤市场的供需平衡和稳定供应。煤炭稳定供应关系国计民生，保持煤炭市场供需平衡、具备一定余缺调剂裕度，不仅是保障电力能源安全供应的必要要求，更是保障煤炭、电力等上下游相关行业稳定协调发展的客观需要。建议全面梳理全国煤炭有效产能、产量，根据煤炭市场实际情况，认真协调煤炭去产能和保供应的关系，坚持电煤市场化方向，鼓励符合安全、高效、环保的先进煤企释放产能，加快审批投产一批合规项目，增强保障能力，保障电煤市场的供需平衡和稳定供应;煤炭、电力行业认真贯彻落实《关于进一步推进煤炭企业兼并重组转型升级的意见》(发改运行〔2017〕2118号)，推进煤电联营兼并重组。

　　二是继续优化进口煤政策。进口煤作为沿海电厂电煤供应的重要补充，对补充国内沿海煤炭供应、保障我国能源安全具有重要作用。建议，一方面充分考虑沿海电厂设计煤种、区域特点、内贸煤港口集疏运能力、度冬度夏电煤供需平衡情况，统筹制定进口煤调控目标。另一方面提高进口煤相关管理政策的延续性和稳定性，优化监管措施，给发电企业增加采购煤种选择和资源优化调整空间。

　　三是加强运力协调，做好铁路运力的保障协调和各港口资源配置协调。运力保障是影响电煤安全稳定供应的关键环节，尤其在南方沿海区域，有序做好资源和港航运力衔接是保证安全供应的必然要求。建议建立运力监督协调机制，及时协调解决出现的各项重点问题;加强电煤运输与其他重要基础物资的运输协调;在东南沿海港口完善电煤储备应急机制，尤其确保重点地区、重点用户、重要时段的用煤需求。

　　(四)着力解决掣肘电力企业经营关键问题，切实提高行业可持续发展的动力和活力

　　一是理顺各种价格关系，营造电力企业正常经营环境。尽快引导电煤价格下调至绿色区间，有效降低持续居高不下的燃料成本，以缓解煤电企业经营困境并提高行业贯彻落实中央降电价要求的承受能力。要完善并启动煤电联动机制，有效缩减当前持续高位的燃料成本、大幅上涨的环保成本与接连下降的电价之间的矛盾。要针对以清洁能源为主的地区推行火电机组备用容量补偿机制;尽快健全并落实辅助服务市场，针对长期备用机组实行两部制电价等措施，为系统调峰、调频、备用等机组提供合理补偿。

　　二是尽快解决发电企业各项补贴、补偿拖欠问题，缓解企业经营压力。一方面，加快解决可再生能源电价附加补助资金历史欠账问题;尽快研究完善可再生能源发电补贴定价机制及相关政策，减少简化交叉补贴，以解决当前向低碳绿色清洁能源转型关键阶段可再生能源高速发展产生的高额补贴需求。另一方面，正确认识、合理评估环保电价作为巨额环保改造投资成本补偿的合理性和必要性，建议将参与市场交易电量的环保电价调整为“价外补贴”方式，鼓励发电企业进行超低排放、深度节能和灵活性改造;加强对燃煤机组环保改造的政策支持，及时兑现超低排放煤电机组相应的资金补贴和电量奖励政策。

　　三是建立普遍服务补偿机制，保障电力企业尤其是电网企业可持续发展的需要。针对电力企业尤其电网企业农网建设改造、东西帮扶计划等普遍服务工程，具有显著的高投资、低收益特征，建议一方面将对应投资纳入输配电价核定中统筹考虑;另一方面在财政、资金等方面加大政策支持力度，通过对农网建设改造工程实行长期低息贷款或政府贴息，对电价承受能力差的地区给予运营补贴等方式建立电力普遍服务补偿机制。

　　四是电力企业着力在提质增效上下功夫，合理降低企业运营成本。一方面要外拓市场，增产增利，发电企业积极开展电量结构优化，做好集团内部的“产能置换、电量转移”，电网企业创新方式积极探索推进“电能替代”，争取增供扩销;另一方面加强成本管控和运营管理，加快低效无效资产处置，防控经营风险;深化企业内部体制机制改革，实现科技引领和管理创新。电网企业加快电网自动化建设，完善调度运行机制，加快高损治理，实现降损增效。