2018年一季度全国电力供需形势分析预测 光伏设备利用小时数同比提高

(三)全国电力供需形势总体宽松，部分地区出现错峰限电

一季度，华中区域电力供需偏紧，华北、南方区域电力供需总体平衡，华东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。其中，河北南部电网、江苏、湖北、湖南、河南、江西、贵州等省级电网在大范围雨雪冰冻期间采取了有序用电措施。

二、全国电力供需形势预测

(一)全社会用电量延续平稳增长，消费结构进一步调整优化

综合考虑宏观经济、供给侧结构性改革和产业转型升级、电能替代、环保安全检查、国际贸易环境等各方面因素，预计2018年电力消费仍将延续2017年的平稳较快增长水平。从目前情况看，今年前两个月气温偏低促进用电负荷增长，预计上半年全社会用电量同比增长8%左右;根据气象部门预测，如2018年夏季全国大部气温偏高或出现持续大范围高温天气，全年用电量将如年初预测，可能突破5.5%;考虑到2017年下半年的高基数，预计今年下半年全社会用电量增速将比上半年回落。全年第三产业和居民生活用电量快速增长，电力消费结构将进一步调整优化。

(二)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

预计上半年全国基建新增发电装机5000万千瓦左右;全年新增1.2亿千瓦，其中，非化石能源发电装机投产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、同比增长6.5%左右;其中，非化石能源发电装机合计达到7.6亿千瓦，占总装机容量比重上升至40%左右，比2017年底提高1.5个百分点左右。

(三)全国电力供需总体宽松，局部地区用电高峰时段电力供需偏紧

预计全年全国电力供应能力总体宽松、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3740小时左右，其中，火电设备利用小时4250小时左右。分区域看，预计华北区域电力供需偏紧;华东、华中区域电力供需总体平衡;南方区域电力供需总体平衡，但省级电网间平衡差异较为突出;东北、西北区域预计电力供应能力富余较多。分省份看，迎峰度夏期间河北南部电网电力供需偏紧，在出现持续极端高温天气情况下，京津唐、山东、江苏、浙江、湖北、江西、广东等省级电网电力供需偏紧。

三、有关建议

2018年是全面贯彻党的十九大精神的开局之年，电力行业将全面贯彻落实党中央、国务院部署，按照高质量发展的要求，以推进供给侧结构性改革为主线，推动电力发展质量变革、效率变革和动力变革，做好新时代电力工作，更好地满足人民群众多层次多样化高质量用电需求。

(一)贯彻落实党的十九大会议精神，推进电力行业高质量发展

一是加强调查研究，科学分析行业高质量发展面临的问题。党的十九大、中央经济会议和全国“两会”均明确提出推动高质量发展的总要求，电力作为国民经济基础性产业，也进入转方式、调结构、换动力的攻坚期。针对电力发展中面临的不平衡不充分问题，根据电力高质量发展的总体要求，结合“十三五”规划中期评估等，深入调研，系统分析，开展相关研究。

二是加强顶层设计，科学谋划推进电力行业高质量发展。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，科学谋划和系统提出电力高质量发展目标、要求、路径、方法和步骤，以科学指导、稳步推进电力行业的高质量发展。

三是加强责任落实，全面推进电力行业高质量发展。结合深入学习贯彻落实党的十九大精神，按照中央经济工作会议和全国“两会”决策部署，以“四个革命，一个合作”为总遵循，按照高质量发展总体规划和要求，结合本地区本单位实际，全面推进，狠抓落实，不断提高发展质量和效益。

(二)加强电力供需预测预警，为经济社会高质量发展提供安全可靠的电力保障

一是加强电力供需预测预警分析，促进行业上下游协调发展。在当前用电需求较快增长、用电高峰时段部分地区电力供需偏紧的形势下，综合利用气象、经济、环保等宏观及相关上下游行业数据信息，强化统计分析，做好供需预测预警，指导行业上下游协调发展。切实解决好去产能和调结构、保供应之间的关系，全力化解煤、电供需矛盾，通过加快推进煤炭优质产能释放增加国内煤炭有效供给，保持进口煤政策的稳定性和连续性等多种措施，保障电煤稳定供应，尤其确保迎峰度夏期间发电用煤安全。

二是加强电力系统运行分析，提高电力系统安全稳定可靠水平。受电力行业优结构、转动力影响以及市场化进程的持续推进，电力供给清洁化、市场主体多元化等发展趋势使电力系统形态及特性发生重大变化，系统运行的不确定性大大增加。同时，随着技术进步和管理模式创新，使得备用共享等更大范围、更高层次优化和提升电力系统成为可能。一方面，通过加强电力系统运行特性分析，推进成熟技术和可靠模式应用，不断提高电力系统的安全性、稳定性、经济性和清洁化。另一方面，加强需求侧管理，扩大舆论宣传引导，通过加强峰谷电价差、完善阶梯电价制度等电价手段，鼓励用户低谷时段用电，有效降低用电负荷峰谷差。

三是建立健全应急机制，及时应对系统运行和行业发展的突发问题。随着我国电力快速发展和持续转型升级，大电网不断延伸、电压等级不断升高、大容量高参数发电机组不断增多，新能源发电大规模集中并网，系统运行方式日趋复杂，特别是信息技术等新技术应用带来的非传统隐患增多，对电力系统安全稳定运行提出了严峻考验。电力系统需要在规划、设计、防控、应急等方面采取预防性措施，健全应急机制，尽可能保障系统安全和降低危害程度，保障电力供需平衡。

(三)防范化解系统性经营风险，促进电力企业持续健康发展

一是切实缓解煤电企业亏损困境。针对当前发电企业尤其是煤电企业持续亏损局面，重中之重是确保电煤价格回落并稳定在绿色区间运行。在各方的努力下，一季度电煤价格虽季节性回落，但也仅至上年年中水平，且市场平衡较为脆弱。建议加大市场有效供应与加强市场规范监管并举，有效保供降价，避免电煤价格再次出现大起大落，对相关上下游行业经营造成巨大冲击。

二是高度重视新能源补贴问题。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;另一方面，尽快研究并完善调整可再生能源发电补贴定价机制及相关政策，解决补贴资金缺口问题，简化补贴发放流程。防止由于巨额补贴不到位造成新能源发电企业经营资金不足、升级改造资金存在较大缺口，乃至造成停机情况的发生。

三是建立合理的公共服务补偿机制。考虑到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，为典型的公共产品、公共服务，具有显著的高投资、低收益特征。为保障企业的政策运营，建议一方面将对应投资纳入输配电价核定中统筹考虑;另一方面建立电力普遍服务补偿机制，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支持。

四是及时化解新问题，稳妥有序推进电力体制改革。随着电力体制改革不断深化，及时认真总结电力市场建设中暴露的新情况、新问题，稳妥有序推进改革，严格监督和杜绝政府不合理干预行为;健全电力市场主体信用体系建设，建立守信激励和失信惩戒机制，加强直接交易合同约束力，保障合同有效执行。