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一、2017年电力发展形势及特点
1.1 全社会电力消费增速回升
2017年，受经济增速回升、电能替代步伐加快、夏季气温偏高等因素影响，全社会用电量增速回升。2017年1~11月份全社会用电量5.73万亿kWh，同比增长6.5%，比2016年同期提高1.5个百分点。
宏观经济稳中向好态势持续，基础设施投资加大，传统产业生产恢复，第二产业发展回暖，是带动全社会电力消费增速回升的主要驱动力。2017年1~11月，第二产业用电量同比增长5.5%，比2016年同期提高2.9个百分点，对全社会用电量增长贡献达到60%。其中，四大高载能行业对全社会用电量增长的贡献率为19.7%。
随着电能替代政策的不断推进以及夏季高温天气等因素影响，第三产业和城乡居民生活用电继续保持平稳增长态势。2017年1~11月，第三产业用电量同比增长10.5%，比2016年同期回落1.1个百分点，对全社会用电量增长的贡献率为21.9%。城乡居民生活用电同比增长7.7%，比2016年同期回落3.8个百分点，对全社会用电量增长的贡献率为16.3%。
预计2017年我国全社会用电量达到6.3万亿kWh，增量预计超过3800亿kWh，高于2016年。
1.2 发电装机规模继续扩大，电源结构调整力度加快
发电装机规模稳步提升。2017年1~11月，全国基建新增发电能力11286万kW，比2016年同期多投产2729万kW。除核电项目推迟投产、比2016年同期少投产503万kW外，水电、火电、风电和太阳能发电分别比2016年同期多投产130万kW、580万kW、50万kW和2472万kW。国家防范化解煤电产能过剩风险深入推进，有效抑制了煤电产能规模扩张，同期新增火电3925万kW。至2017年8月我国全口径发电装机规模已突破17亿kW。
电源投资普遍下降，建设重点继续向非化石能源发电倾斜。2017年1~11月，电源完成投资同比下降13.4%，其中火电完成投资同比下降27.4%，非化石能源发电完成投资占电源投资的比重提高了5.6个百分点。电源结构调整力度加快，新增非化石能源发电装机占新增发电装机的65%，比2016年提升5个百分点。
火电发电占比稳步下降。2017年1~11月，火电发电量占总发电量比重为73%，同比下降0.9个百分点。
核电发展进程滞后。由于多方面原因，在建核电普遍出现了工期延误问题，不仅影响了在建核电项目计划工期，也造成后续核电发展的滞后。原计划2017年新增核电装机641万kW、新开工8台机组，年内只新增核电装机218万kW、且没有新开工项目和核准项目，影响了核电中长期发展进程。
1.3 电力供应总体宽松态势没有得到明显改观，但仍存在局部区域电力供需偏紧现象
在大力推动电能替代、严控煤电投资、增大跨省区电力输送等多重政策推动下，电力需求明显改观，加之水电来水偏枯，2017年1~11月，火电设备平均利用小时3772h，同比增加16h。电力供需总体仍呈宽松态势，个别区域、部分时段电力供需偏紧。
由于电煤价格持续高位运行且冬季出现翘尾，部分地区虽然电力供应能力充足，但受煤炭资源条件及运输制约以及冬季天然气气荒等因素影响，出现燃料保供压力，影响了电厂出力。
1.4 发电企业尤其是煤电企业经营状况不佳
煤电企业经营继续面临困境。由于煤炭供应偏紧、电煤价格一直处于高位运行，据中电联测算，2017年1~9月份全国煤电行业电煤采购成本同比提高2000亿元，相当于燃料成本增加约6分/kWh。电力供应宽松、市场化交易电量规模扩大，燃煤电厂普遍采取以价换量获取市场生存空间，煤电企业经营状况严峻。尽管2017年7月1日，国家调整了多省份燃煤发电标杆上网电价和销售电价，取消向发电企业征收工业企业结构调整专项资金，将国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准各降低25%，腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆上网电价，该措施虽部分缓解了燃煤发电企业经营困难，但燃煤企业经营状况仍未从根本上得到扭转。煤电行业约有2/3的企业陷入亏损状态。
此外，风电、光伏发电、水电等清洁能源消纳问题有所改善，但依然存在弃风弃光弃水等现象，加之市场化交易规模扩大、电价下降，以及可再生能源补贴支付严重滞后，也加剧了发电企业经营困难局面。
1.5 跨区输电通道加快推进，跨省区送电量快速增长
特高压外送通道建设加快推进。2017年，全国集中投运酒泉-湖南、晋北-江苏、锡盟-胜利、榆横-潍坊、锡盟-泰州、澜上-广东、上海庙-山东、扎鲁特-青州等特高压交直流线路8条。2014年启动的大气污染防治行动计划12条重点输电通道，2017年底全部建成投产，为更大范围的配置电力资源打下了坚实基础。
跨省区送电规模快速增长。2017年前11个月全国完成跨区送电量3885亿kWh，同比增长11.6%;全国各省送出电量合计超过1万亿kWh，同比增长11.7%。跨省区送电规模的扩大有效缓解了一些省份的“窝电”现象。
二、重大政策及实施进展
2.1 防范和化解煤电产能过剩风险取得一定成效
2017年以来，继续加大防范和化解煤电产能过剩风险的力度。2017年年初国家出台《关于进一步做好火电项目核准建设工作的通知》、《关于发布2020年煤电规划建设风险预警的通知》等文件，指导地方政府和发电企业合理安排煤电核准、开工、建设时序，促进煤电有序发展。2017年政府工作报告提出，淘汰、停建、缓建煤电产能5000万kW以上的年度目标。7月，出台了《关于推进供给侧结构性改革防范化解煤电产能过剩风险的意见》，明确了“十三五”期间，全国停建和缓建煤电产能1.5亿kW、淘汰落后产能0.2亿kW以上的目标。
防范缓解煤电产能过剩风险已取得阶段性成效。至2017年9月底，已经完成了2017年政府工作报告提出的年度淘汰、停建、缓建产能5000万kW以上的目标任务。新增煤电装机比2016年减少约400万kW，煤电建设投资同比下降25%，建设速度和规模得到了有效控制。
2.2 电力体制改革步伐加快推进
新一轮电力体制改革取得了重要突破，市场化改革方向更加明确。一是多模式试点格局初步形成，截至2017年10月，电力体制改革试点已经覆盖我国绝大多数省(区、市)，全国已有23个省(区、市)开展电力改革综合试点，12个省(区、市)开展售电侧改革试点，东北等地区电力辅助服务市场取得良好成效，启动了8个地区电力现货市场建设试点。二是输配电价改革实现了省级电网全覆盖，并在此基础上出台《全面推进跨省跨区和区域电网输电价格改革工作的通知》，开展跨省跨区输电价格核定工作，促进跨省跨区电力市场化交易。三是交易机构组建工作基本完成，成立34家相对独立的电力交易中心，包括区域层面的北京、广州电力交易中心和省级层面的电力交易中心。四是加快放开配售电业务，推出两批共195个增量配电业务试点，全国注册的售电公司约2600家，售电侧市场竞争机制初步建立。五是市场化交易规模大幅提升，全年预计市场化交易电量1.6万亿kWh，同比增长60%，约占全社会用电量的25%，为实体经济降低用电成本约700亿元。六是规范燃煤自备电厂，开展了燃煤自备电厂规范建设及运行专项督查工作。
在电力体制改革推进的过程中，也遇到了许多困难和问题，电力市场化改革进入“深水区”。其一，由于电力产能过剩问题日益凸显，地方政府保增长、降成本压力增大，市场交易过程中难免存在区域壁垒、省间壁垒，有些省份融入全国性、区域性电力市场积极性不高;其二，市场化的交易和定价面临行政干预，部分地方采用非市场化手段人为降低电价;其三，可再生能源消纳问题仍然存在，尚未完全建立适应可再生能源特点的运行管理体系。
2.3 电能替代加快实施，成为推动电力需求增长的重要驱动力
电能替代政策已经上升为国家战略，成为我国防治大气污染、改善环境质量、调整能源结构的重要抓手，也是推动电力需求增长的重要驱动力。
2016年，国家出台《关于推进电能替代的指导意见》，提出在北方居民采暖、生产制造、交通运输和电力供应与消费四个重点领域开展以电代煤、以电代油。根据计划，2017年全年将完成电能替代900亿kWh，占全社会用电量增量的比重超过20%。
2017年，国家出台《北方地区冬季清洁取暖规划(2017—2021年)》，要求提高北方地区取暖清洁化水平，其中电采暖是清洁取暖中的重要抓手，每年平均增加220亿kWh的电采暖新增电量，约占电能替代目标的25%。
由于当前电力过剩，实施电能替代中也存在部分省份追求消纳多余电量而不重视系统节能、用电负荷特性以及经济性的现象。电能替代普遍存在改造成本高、投资成本难以回收、需要电网扩容改造、电能替代价格竞争力不强等问题，需要创新模式、发挥市场手段，有效解决电能替代的经济性问题。
三、2018年电力形势展望
2018年是全面贯彻党的十九大精神的开局之年，是决胜全面建设小康社会的关键之年，电力行业应以供给侧结构性改革为主线，将重点开展化解煤电过剩产能、深化电力体制改革、解决清洁能源消纳问题和促进能源惠民利民等重点工作。
3.1 电力消费增长不确定性因素仍然存在
虽然在弃风、弃光、弃水以及电力供应相对过剩局面下，各级政府加大电能替代实施力度，有效扩大了电力需求尤其是三产和居民生活用电量增长，新业态、新模式、新产业也不断涌现，高技术制造行业用电增速也将进一步加快，但当前阶段，传统四大高载能行业电力需求增长仍是影响全社会用电量增速和增量的关键因素。从宏观经济形势走势判断，2018年可能受到投资领域中房地产和基础设施建设放缓的影响，四大高载能行业的电力需求难以保持继续的增速，可能会对全社会电力消费增速产生影响。
3.2 电力供需形势持续宽松，部分地区矛盾加大
从电源项目建设进展情况看，风电、光伏发电等新能源新增装机继续保持增长，2018年新增发电装机容量可能继续保持在1亿kW左右，电力供需总体仍处于相对宽松状态，预计煤电机组继续低位运行。
2018年，核电项目如果进展顺利，投产规模有望超过1000万kW;2017年集中投产特高压输电线路，将对受电地区电力供需平衡产生重要影响。预计至2020年期间，我国大部分地区电力供需将持续处于较为宽松态势，本地燃煤发电小时数处于低位水平，受电地区接纳区外电力面临较大压力。在当前电力市场化改革背景下，市场机制调节手段还在逐步完善，省间协调的需求日益加大。
3.3 燃煤发电企业继续面临经营风险
2017年底全国能源工作会议中“大力化解煤电过剩产能”的部署，标志着关于煤电产能过剩问题，已从防范过剩风险进入到去产能的新阶段。政策取向将是以公平竞争、优胜劣汰的原则建立有效市场机制化解过剩产能，将促使发电企业注重发展质量。
由于未来电力需求增量主要来自于非化石能源发电，考虑到“降成本”要求，未来销售电价难以提升，且新增煤电全部参与市场交易、不再执行标杆电价，存量煤电计划电量也不断减少，加之煤炭价格波动风险仍然存在，节能环保提质增效改造要求也不断提高，煤电企业预计经营风险仍会存在。
3.4 电力体制改革面临重大机遇
2018年，重点加快推进增量配电业务改革试点工作、8个地区电力现货市场交易试点，进一步扩大电力市场化交易规模，电力行业将迎来新机遇。
2017年11月，国家发布《关于加快推进增量配电业务改革试点的通知》，在前两批195个增量配电试点项目审批完成的基础上推进第3批增量配电试点项目的报送工作，将引导更多社会资本进入增量配电网的投资运营，降低用户用电成本。但也需要做好配电网合理规划、避免重复建设，防止地方“拉专线”等现象的发生。
2017年8月，国家发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，提出以南方(以广东为起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第1批试点，加快组织推动电力现货市场建设工作，2018年底前启动电力现货市场试运行，电力现货市场建设成熟一个启动一个。未来一年将是电力现货市场试点建设的关键一年，将有效建立发现不同时段、不同地点边际发电成本的市场化机制，通过市场信号引导电力供需并有效发挥清洁能源边际成本低的优势。
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