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一、2019年一季度全国电力供需状况
（一）全社会用电量增速回落，当季增速符合年初预期
一季度，全国全社会用电量1.68万亿千瓦时、同比增长5.5%，环比上年四季度回落1.8个百分点，当季增速符合年初预期。分月份看，1-2月份全社会用电量同比增长4.5%；3月份增速上升至7.5%。3月份工业生产的回升，是当月全社会用电量增速回升的重要原因，当月工业用电量增长对全社会用电量增长的贡献率从1-2月的14.5%上升至3月份的55.0%。
主要特点有:
一是第二产业用电量增速回落。一季度，第二产业用电量1.09万亿千瓦时，同比增长3.0%，环比上年四季度回落3.9个百分点；第二产业用电量占全社会用电量比重为65.2%，同比降低1.6个百分点。制造业用电量8027亿千瓦时，同比增长3.4%，其中，在上年同期低基数以及工业生产回升的拉动下，3月份制造业用电量增长9.0%。从制造业几大类行业来看，一季度高技术及装备制造业[1]用电量同比增长4.3%，高于制造业用电量增速。消费品制造业[3]用电量增长3.3%。四大高载能行业[2]用电量同比增长2.8%，其中，非金属矿物制品业用电量增长7.0%；化学原料和化学制品制造业用电量增长2.9%；黑色金属冶炼和压延加工业用电量增长2.8%；有色金属冶炼和压延加工业用电量增长0.4%。
二是第三产业用电量继续快速增长。一季度，第三产业用电量2859亿千瓦时、同比增长10.1%，占全社会用电量比重为16.3%、同比提高0.7个百分点。其中，信息传输、软件和信息技术服务业用电继续延续近年来快速增长势头，同比增长15.6%；租赁和商务服务业、房地产业、批发和零售业用电量同比分别增长14.4%、12.7%、11.8%；交通运输、仓储和邮政业用电量增长9.2%。
三是城乡居民生活用电量快速增长。一季度，城乡居民生活用电量2830亿千瓦时、同比增长11.0%，所占全社会用电量比重为16.0%、同比提高0.8个百分点。其中，城镇居民生活用电量1613亿千瓦时，同比增长10.2%；乡村居民生活用电量1218亿千瓦时，同比增长12.2%。
四是第一产业用电量较快增长。一季度，第一产业用电量160亿千瓦时、同比增长6.8%，占全社会用电量比重为0.9%、与上年同期持平。其中，畜牧产品、渔业产品规模化生产逐步增多，带动畜牧业、渔业用电量分别增长8.6%和12.4%。
五是第三产业和城乡居民生活用电量增长是全社会用电量增长的主要拉动力。一季度，第二产业用电量增长对全社会用电量增长的贡献率为36.4%，同比降低10.4个百分点，是全社会用电量增速回落的重要原因。第三产业、城乡居民生活用电量增长对全社会用电量增长的贡献率分别为30.2%和32.2%，同比分别提高5.0和5.7个百分点；两者贡献率合计达到62.4%，是支撑全社会用电量增长的最主要动力。
六是中西部地区用电量增速领先，绝大部分省份用电量正增长。一季度，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长3.7%、8.3%、7.3%和2.4%；中部、西部地区用电量占全国用电量的比重均同比提高0.5个百分点；东部和东北地区用电量占比同比分别降低0.8和0.2个百分点。全国31个省份中除青海和黑龙江外，其他29个省份用电量均实现正增长；16个用电量增速高于全国平均水平的省份中，除海南、河北和浙江3个省份外，其余均属于中、西部省份。
（二）电力延续绿色低碳发展趋势，电力投资和投产规模同比下降
一季度，全国主要电力企业合计完成投资908亿元、同比下降16.0%。其中，电源投资下降4.3%，电网投资下降23.5%。截至3月底，全国6000千瓦及以上发电装机容量18.1亿千瓦、同比增长5.9%；全国全口径发电装机容量19.2亿千瓦、同比增长6.4%。电力供应主要特点有：
一是新能源发电以及煤电新增装机规模同比减少。全国新增发电装机容量1788万千瓦，同比少投产716万千瓦。其中，煤电投资同比下降31.3%，新增煤电装机397万千瓦、同比少投产23万千瓦；新增非化石能源发电装机容量1192万千瓦，占新增发电装机总容量的66.7%。3月底，全国并网风电装机容量1.9亿千瓦、同比增长12.7%；全口径并网太阳能发电装机1.8亿千瓦、同比增长29.3%。
二是非化石能源发电量快速增长。一季度，全国规模以上电厂发电量为1.67万亿千瓦时，同比增长4.2%。其中，火电发电量1.27万亿千瓦时、同比增长2.0%；水电发电量2159亿千瓦时、同比增长12.0%；核电发电量770亿千瓦时、同比增长26.1%。全国全口径并网风电、并网太阳能发电量分别为1041、439亿千瓦时，同比分别增长6.1%和26.6%。
三是除水电外的其他类型发电设备利用小时均同比下降。一季度，全国发电设备平均利用小时919小时、同比下降4小时。其中，由于来水情况相对较好，水电691小时、同比提高74小时；火电1083小时、同比下降6小时，其中，煤电1122小时、同比下降3小时，气电603小时、同比下降45小时；核电1655小时、同比下降35小时；并网风电556小时、同比下降37小时；并网太阳能发电283小时、同比下降6小时。
四是110千伏及以下电网投资比重明显提高。一季度，110千伏及以下电网投资占电网总投资的比重为66.5%，同比提高14.7个百分点。全国基建新增220千伏及以上变电设备容量6172万千伏安、同比少投产169万千伏安；新增220千伏及以上输电线路长度5744千米、同比少投产2706千米。
五是跨区跨省送电量较快增长，清洁能源得到大范围优化配置。一季度，全国跨区、跨省送电量分别完成1054和2984亿千瓦时，同比分别增长8.4%和10.2%。
六是电力燃料供需总体平衡，地区性时段性偏紧。一季度，煤炭生产量微增、进口量下降，煤炭供应量增长慢于消费量增长，电煤供需出现地区性阶段性偏紧。电煤价格总体呈现高位上涨特征，2月以来中国电煤采购价格指数CECI各期综合价均超过《关于印发平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》（发改运行〔2016〕2808号）规定的绿色区间上限，国内煤电企业采购成本仍居高位。
中国沿海电煤采购价格指数（CECI沿海指数）周价格
（三）全国电力供需总体平衡，局部地区在1月出现错避峰
一季度，全国电力供需形势总体平衡。华中区域部分省份高峰时段电力供需偏紧，主要是江西、湖北在1月份受寒潮天气等因素影响出现缺口、采取了错避峰措施；华北、华东、南方区域电力供需总体平衡；东北、西北区域电力供应能力富余。
二、全国电力供需形势预测
（一）全社会用电量平稳增长，全年增速低于2018年
预计上半年全社会用电量同比增长5.5%左右。在平水年、没有大范围极端气温影响的情况下，预计全年全社会用电量增长5.5%左右；若夏季出现大范围极端高温天气，将可能上拉全社会用电量增速1个百分点左右。
（二）年底总装机容量达到20亿千瓦，非化石能源装机比重进一步提高
预计全年全国基建新增发电装机容量1.1亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机投产7000万千瓦左右。预计年底全国发电装机容量达到20亿千瓦、同比增长6%左右；其中，水电3.6亿千瓦、并网风电2.1亿千瓦、并网太阳能发电2.0亿千瓦、核电4900万千瓦、生物质发电2200万千瓦左右。非化石能源发电装机合计达到8.4亿千瓦左右、占总装机容量比重上升至42%，比2018年底提高1.2个百分点左右。
（三）全国电力供需总体平衡，迎峰度夏期间部分地区电力供需偏紧
预计全国电力供需总体平衡，部分地区电力供需偏紧、供需形势较前两年紧张，在迎峰度夏高峰时段存在电力缺口、需要采取错避峰措施。分区域看，华北、华中、华东电力供需偏紧，部分省份高峰时段需要采取错避峰措施；南方区域电力供需总体平衡；东北、西北区域电力供应富余。预计全年火电设备利用小时4400小时左右。
三、有关建议
今年是新中国成立70周年，是全面建成小康社会、实现第一个百年奋斗目标的关键之年。电力行业坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻落实全国两会精神，深入推进“四个革命、一个合作”能源安全新战略，着力深化供给侧结构性改革，坚定不移推动电力高质量发展。当前，国内经济面临下行压力，电力市场改革纵深推进，行业发展和企业经营形势严峻，结合电力供需分析与预测，报告提出有关建议如下：
（一）多措并举，着力保障电力安全稳定供应
建议做好迎峰度夏及重大活动保电预案、系统安全运维、项目投产及需求侧管理等工作，避免因电力供需紧张导致电力短缺和安全运行风险。
一是加强电力系统安全防护体系建设和演练，提前加强电力系统重要设备、重要场所、重要通道、重要时段运维管理，做好安全事故预案，确保电力系统安全。
二是结合供需形势变化，将具备投产条件的应急储备电源及时纳入投产计划，提高供应保障能力；充分发挥大电网作用，实现电力大范围资源优化配置。
三是更加重视需求侧管理，扩大峰谷电价执行范围，确定科学、合理的峰谷分时电价比，按最大供需缺口制定落实有序用电措施，引导用户错峰用电，实现削峰填谷、移峰平谷。
（二）稳妥有序，着力平衡电网企业红利释放与可持续发展
建议重点抓好输配电成本归集、增量配电网改革推进步伐、综合能源服务及电能替代等工作，在释放改革红利的同时，多措并举缓解电网企业利润大幅下降、亏损面持续扩大的压力。
一是在输配电价监审中，考虑不同地区经济发展水平、设备运行环境，电网发展阶段等因素，进行差异化输配电成本归集。
二是稳妥有序推进增量配电业务改革，适当把控改革试点推进的节奏，在前三批试点项目推进缓慢的情况下，审慎将改革试点向县域延伸；同时加强顶层设计和监管能力，确保项目在申报等各阶段有规可依、有章可循。
三是持续清理规范转供电环节不合理加价，确保降价红利传导至一般工商业用电；建议通过创新用户增值服务模式、扩大电能替代等多种方式，扩大利润渠道和来源；同时，采取综合措施，保障完成2019年国家一般工商业电价再降10%的任务。
（三）强化执行，着力解决发电企业经营困境
建议做好电煤含税基准价调整、燃料保供、稳定电煤价格、电煤中长协合同监督等工作，缓解发电企业经营困境。
一是加大煤电企业政策支持力度，尽快推进电煤中长协合同含税基准价调整。建议明确中长协合同不含税的基准价格，并根据最新税率调整计算含税基准价，同时协调相关煤炭生产企业相应调整电煤价格，推动降税红利有效传导至终端用户。
二是加强电煤监测，保障电煤稳定供应。推动优质煤炭产能释放并尽快形成有效产能；适时调整进口煤指标，统筹利用两个市场、两种资源；针对当前电煤中长协合同捆绑月度长协及变相增加外购煤比例，造成实际中长协合同量大幅减少的情况，完善电煤中长期合同定价机制和监督机制，充分发挥中长协稳价保供的“压舱石”作用；对产能减少和运力受明显制约的区域合理安排运力，在铁路运力配置上予以倾斜。
三是完善火电机组调峰辅助服务补偿机制，提高机组改造积极性，加快煤电灵活性改造进度；给予专项资金补助和专项债转股政策倾斜，促进长期亏损的煤电企业扭亏转盈，恢复自我融资能力，实现资金正常周转，缓解煤电企业去杠杆压力。
（四）统筹协调，着力促进新能源企业健康发展
建议做好新能源发展节奏控制等工作。避免出现新能源装机大规模集中过快投产、系统调峰能力不匹配导致的消纳困难及加剧可再生能源补贴缺口。
一是适度控制海上风电开发进度，促进海上风电健康发展。建议结合网源规划和新能源消纳情况，国家层面上统筹海上风电开发及布局，防止地方“资源换产业”的不合理行政干预，避免出现大规模集中投产现象，导致电量无法消纳，造成资源浪费资产闲置；同时，推高可再生能源补贴缺口，企业投入无法按时回收成本，给经营造成压力，更不利于风电全产业链健康发展。
二是合理把握发展节奏，通过技术创新引领风电、光伏产业实现平价上网。建议有序实施可再生能源补贴退坡，避免釜底抽薪式产业发展政策。通过合理引导和市场化调节手段，加快建立产业链协同、产学研一体化的自主科技创新体系，激发新能源企业应用先进技术降本增效的动力，逐步实现平价上网。
三是落实可再生能源补贴资金。加快可再生能源补贴目录公布和补贴资金发放，通过市场化手段拓宽资金来源，尽快解决巨额拖欠问题；针对补贴不到位的情况，开发绿色信贷产品，解决由于补贴不到位造成的企业现金流短缺。
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