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近日，中国电力企业联合会发布了《2017——2018年度全国电力供需形势分析预测报告》（以下简称“报告”）。报告显示，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。2017年，全国全社会用电量6.3万亿千瓦时，全社会用电量同比增长6.6%。
展望2018年，电力消费仍将延续2017年的平稳较快增长水平，预计2018年全社会用电量增长5.5%左右。预计全年全国新增装机容量1.2亿千瓦左右。预计2018年底，全国发电装机容量将达到19.0亿千瓦，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。2018年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。中国电力企业联合会副秘书长、行业发展与环境资源部主任安洪光对报告进行了详细说明，并对2018年电力供需工作提出建议。
发电装机结构继续优化
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。
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。新增火电装机4578万千瓦、同比减少470万千瓦。
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小时和1204小时，同比分别提高203小时和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、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。
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。2017年全年共建成“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。
全社会用电量增速提高
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。体现为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。
电力消费将平稳较快增长
安洪光表示，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年高基数等因素，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。
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。
预计2018年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。
安洪光表示，电力是国民经济基础性产业。中电联在做好2017——2018年电力供需形势分析预测的基础上，对电力供需工作提出建议：针对电力工业不平衡不充分问题，提前谋划精准施策；加强“十三五”发展规划中期评估，切实引导行业高质量发展；推进煤炭电力两行业协同发展，保障能源电力安全稳定供应；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。
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