近日，中國電力企業(yè)聯(lián)合會發(fā)布了《2017～2018年度全國電力供需形勢分析預測報告》（以下簡稱“報告”）。報告顯示，2017年，全國電力供需延續(xù)總體寬松態(tài)勢，區(qū)域間供需形勢差異較大。2017年，全國全社會用電量6．3萬億千瓦時，全社會用電量同比增長6．6％。

展望2018年，電力消費仍將延續(xù)2017年的平穩(wěn)較快增長水平，預計2018年全社會用電量增長5．5％左右。預計全年全國新增裝機容量1．2億千瓦左右。預計2018年底，全國發(fā)電裝機容量將達到19．0億千瓦，煤電裝機容量10．2億千瓦、占全國裝機比重53．6％，比2017年底降低1．5個百分點。2018年全國電力供需總體寬松、部分地區(qū)富余，局部地區(qū)用電高峰時段電力供需偏緊。中國電力企業(yè)聯(lián)合會副秘書長、行業(yè)發(fā)展與環(huán)境資源部主任安洪光對報告進行了詳細說明，并對2018年電力供需工作提出建議。

2017年，全國電力供需延續(xù)總體寬松態(tài)勢，區(qū)域間供需形勢差異較大。其中，華北區(qū)域電力供需平衡偏緊，華中區(qū)域電力供需基本平衡，華東和南方區(qū)域電力供需平衡有余，東北和西北區(qū)域電力供應能力富余較多。

一是發(fā)電裝機結構清潔化趨勢明顯。截至2017年底，全國全口徑發(fā)電裝機容量17．8億千瓦、同比增長7．6％；其中，非化石能源發(fā)電裝機容量6．9億千瓦，占總發(fā)電裝機容量的比重為38．7％，同比提高2．1個百分點。全國新增發(fā)電裝機容量13372萬千瓦，其中，新增非化石能源發(fā)電裝機8988萬千瓦，均創(chuàng)歷年新高。全年新增水電裝機1287萬千瓦，其中，抽水蓄能200萬千瓦；新增并網(wǎng)風電裝機1952萬千瓦，其中，東、中部地區(qū)占58．9％，同比提高8．8個百分點；新增并網(wǎng)太陽能發(fā)電裝機5338萬千瓦，同比增加2167萬千瓦，82．4％的新增裝機集中在東、中部地區(qū)，同比提高19．6個百分點。新增火電裝機4578萬千瓦、同比減少470萬千瓦。

二是非化石能源發(fā)電量快速增長，煤電發(fā)電量比重降低。全國全口徑發(fā)電量6．42萬億千瓦時、同比增長6．5％；其中，非化石能源發(fā)電量同比增長10．0％，占總發(fā)電量比重為30．4％，同比提高1．0個百分點。全口徑并網(wǎng)太陽能發(fā)電、并網(wǎng)風電、核電發(fā)電量分別增長75．4％、26．3％和16．5％；全口徑水電發(fā)電量增長1．7％，增速同比回落3．9個百分點。全口徑火電發(fā)電量同比增長5．2％，增速同比提高2．9個百分點；其中，煤電發(fā)電量同比增長4．8％，增速同比提高3．6個百分點，煤電發(fā)電量占總發(fā)電量比重為64．5％，同比降低1．0個百分點。

三是水電設備利用小時同比降低，棄風棄光問題明顯改善。全國發(fā)電設備利用小時3786小時，與上年大體持平。其中，受上年高基數(shù)等因素影響，水電設備利用小時3579小時、同比降低40小時。受電力消費較快增長、水電發(fā)電量低速增長等多因素綜合影響，全國火電設備利用小時4209小時、同比提高23小時，其中煤電設備利用小時4278小時，同比略有提高。核電設備利用小時7108小時、同比提高48小時。在政府和電力企業(yè)等多方共同努力下，棄風棄光問題明顯改善，全國并網(wǎng)風電、太陽能發(fā)電設備利用小時分別為1948小時和1204小時，同比分別提高203小時和74小時，其中，西北區(qū)域風電、太陽能發(fā)電設備利用小時分別提高380小時和146小時。

四是電煤供需形勢偏緊，冬季發(fā)電用天然氣供應緊張。2017年，煤炭消耗需求增長超預期，煤炭行業(yè)去產(chǎn)能超進度，疊加安全、環(huán)保等多方面因素影響，煤炭產(chǎn)量增加不足，煤炭市場供應量小于消費量，導致電煤供應持續(xù)偏緊。相關部門多措并舉增加電煤供給，供需形勢有所緩和，但迎峰度冬期間電煤消費需求較快增長，貴州、湖南、甘肅等地電煤供需形勢較為緊張。受“煤改氣”新增需求集中釋放等因素影響，天然氣消費需求超預期增長，供暖期發(fā)電用天然氣供應緊張，部分地區(qū)燃機發(fā)電受到供氣限制。

五是電力行業(yè)效益下滑，煤電企業(yè)經(jīng)營形勢持續(xù)嚴峻。電煤價格持續(xù)高位，全年絕大多數(shù)時間處于“紅色區(qū)間”運行，導致煤電企業(yè)發(fā)電成本大幅增加，出現(xiàn)大面積虧損局面。初步測算2017年全國煤電企業(yè)因電煤價格上漲導致電煤采購成本比2016年提高2000億元左右。市場化交易電量規(guī)模進一步擴大，交易電量累計1．63萬億千瓦時，同比增長45％，有效降低社會生產(chǎn)成本。此外，可再生能源補貼支付明顯滯后，以及煤電企業(yè)環(huán)保投入不斷增加、環(huán)保補貼難以彌補環(huán)保投入，都加劇電力企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營困境。受煤電企業(yè)持續(xù)虧損以及煤電新開工項目減少等影響，發(fā)電設計、建設施工等企業(yè)經(jīng)營形勢也較為嚴峻。

一是電網(wǎng)投資繼續(xù)向配網(wǎng)及農(nóng)網(wǎng)傾斜，新一輪農(nóng)網(wǎng)改造升級取得階段性重大進展。全國電網(wǎng)工程建設完成投資5315億元，其中，110千伏及以下電網(wǎng)投資比重占電網(wǎng)總投資比重達到53．2％；新一輪農(nóng)網(wǎng)改造取得階段性重大進展，完成了《關于“十三五”期間實施新一輪農(nóng)村電網(wǎng)改造升級工程的意見》（國辦發(fā)〔2016〕9號）文件中“中心村電網(wǎng)改造升級，實現(xiàn)平原地區(qū)機井用電全覆蓋”的任務。

二是多條特高壓交直流工程投產(chǎn)，資源優(yōu)化配置能力提升。2017年全年共建成“兩交六直”特高壓輸電工程，其中，國家大氣污染防治行動計劃特高壓交直流工程全面建成。全國完成跨區(qū)送電量4235億千瓦時、同比增長12．1％，跨省送出電量1．13萬億千瓦時、同比增長12．7％。

三是電網(wǎng)企業(yè)經(jīng)營面臨較大挑戰(zhàn)。一方面，電網(wǎng)企業(yè)收入增長將放緩。2017年，國家已完成32個省級電網(wǎng)輸配電價改革，平均輸配電價比現(xiàn)行購銷價差平均每千瓦時減少將近1分錢，進而核減32個省級電網(wǎng)準許收入約480億元。另一方面，電網(wǎng)企業(yè)履行電力普遍服務，貫徹落實脫貧攻堅、鄉(xiāng)村振興、援疆援藏、區(qū)域協(xié)調(diào)等戰(zhàn)略部署，不斷加大農(nóng)網(wǎng)建設投資，重點聚焦“三區(qū)三州”等深度貧困地區(qū)、邊疆地區(qū)，民族地區(qū)和東北老工業(yè)基地，部分省級電網(wǎng)企業(yè)虧損。