1月29日，中電聯發布了《2018-2019年度全國電力供需形勢分析預測報告》(以下簡稱《報告》)，《報告》提出，全國新增發電裝機容量1.2億千瓦、同比減少605萬千瓦。其中，新增非化石能源發電裝機占新增總裝機的73.0%。“5•31光伏新政”出臺后，光伏發電增速放緩，全年新增太陽能發電裝機容量比上年下降16.2%；國家加快推進和實施光伏扶貧政策，西部地區新增太陽能發電比重同比提高7.8個百分點。東、中部地區新增風電裝機占比為64.2%、太陽能發電裝機占比為72.2%。

一、2018年度全國電力供需狀況

(一)全社會用電量實現較快增長、電力消費結構繼續優化

根據中電聯快報，2018年，全國全社會用電量6.84萬億千瓦時，同比增長8.5%、同比提高1.9個百分點，為2012年以來最高增速；各季度同比分別增長9.8%、9.0%、8.0%和7.3%，增速逐季回落，但總體處于較高水平。全國人均用電量4956千瓦時，人均生活用電量701千瓦時。主要特點有：

一是第二產業及其制造業用電量增長較快，高技術及裝備制造業用電領漲。2018年，第二產業用電量4.72萬億千瓦時、同比增長7.2%，增速為2012年以來新高，同比提高1.7個百分點，拉動全社會用電量增長5.0個百分點。制造業用電量同比增長7.2%，各季度增速分別為6.5%、8.0%、7.0%和6.2%。從幾大類行業來看，高技術及裝備制造業[1]用電量同比增長9.5%，與同期技術進步、轉型升級的相關產業和產品較快增長態勢基本一致。四大高載能行業[2]用電量增長6.1%，增速同比提高1.2個百分點，各季度增速分別為4.8%、5.3%、7.3%和7.0%，因國家和地方“穩投資”等措施逐步發力，并受上年低基數影響，下半年增速回升。消費品制造業[3]用電量增長5.5%，各季度增速分別為5.7%、7.9%、5.1%、3.5%，與社會消費品零售總額增速放緩趨勢相吻合。

二是第三產業用電量繼續快速增長。全年第三產業用電量1.08萬億千瓦時，同比增長12.7%，增速同比提高2.1個百分點；拉動全社會用電量增長1.9個百分點，比上年提高0.5個百分點。信息傳輸、軟件和信息技術服務業用電量增長23.5%，繼續延續近年來的快速增長勢頭，其中互聯網和相關服務業、軟件和信息技術服務業用電量增速均超過60%；批發和零售業用電量增長12.8%，其中充換電服務業用電量增長70.8%；受電氣化鐵路、城市公共交通運輸、港口岸電、裝卸搬運和倉儲業等用電持續快速增長拉動，交通運輸、倉儲和郵政業用電量增長11.7%。

三是城鄉居民生活用電量快速增長。全年城鄉居民生活用電量9685億千瓦時，同比增長10.3%，增速同比提高2.6個百分點；拉動全社會用電量增長1.4個百分點，比上年提高0.4個百分點。隨著城鎮化率和城鄉居民電氣化水平的持續提高，以及新一輪農網改造升級、居民取暖“煤改電”的大力推進，尤其在氣溫因素的作用下，冬季取暖和夏季降溫負荷快速增長，帶動了城鄉居民生活用電快速增長。

四是畜牧業和漁業帶動第一產業用電量快速增長。全年第一產業用電量728億千瓦時、同比增長9.8%，增速同比提高2.3個百分點。其中，畜牧產品、漁業產品規模化生產逐步增多，帶動畜牧業、漁業用電量分別增長17.4%和11.0%。

五是電力消費結構持續優化。第二產業用電量占全社會用電量的比重為69.0%、比上年降低0.8個百分點。其中，四大高載能行業用電量比重比上年降低0.6個百分點；高技術及裝備制造業用電量比重提高0.1個百分點。第三產業、城鄉居民生活用電量比重分別提高0.6和0.2個百分點，第一產業用電量比重為1.1%，與上年持平。

六是中西部地區大部分省份增速相對較高。東、中、西和東北地區全社會用電量同比分別增長6.9%、9.6%、10.9%和6.9%，比上年分別提高1.7、2.3、1.8和2.3個百分點；用電量占全國比重分別為48.3%、19.0%、26.9%、5.8%。其中中部、西部同比分別提高0.3和0.2個百分點，東部、東北地區分別下降0.3和0.2個百分點。全國31個省份用電量均實現正增長；除福建、山東外，其余13個用電量增速高于全國平均水平的省份均屬于中、西部地區。

(二)電力生產延續綠色低碳發展趨勢，高質量發展成效初步顯現

截至2018年底，全國全口徑發電裝機容量19.0億千瓦、同比增長6.5%。其中，非化石能源發電裝機容量7.7億千瓦，占總裝機容量的比重為40.8%、比上年提高2.0個百分點。分類型看，水電裝機3.5億千瓦、火電11.4億千瓦、核電4466萬千瓦、并網風電1.8億千瓦、并網太陽能發電1.7億千瓦。火電裝機中，煤電10.1億千瓦、占總裝機容量的比重為53.0%，比上年降低2.2個百分點；氣電8330萬千瓦，同比增長10.0%。全國發電裝機及其水電、火電、風電、太陽能發電裝機規模均居世界首位。電力供應主要特點有：

一是發電裝機綠色轉型持續推進。全國新增發電裝機容量1.2億千瓦、同比減少605萬千瓦。其中，新增非化石能源發電裝機占新增總裝機的73.0%。“5•31光伏新政”出臺后，光伏發電增速放緩，全年新增太陽能發電裝機容量比上年下降16.2%；國家加快推進和實施光伏扶貧政策，西部地區新增太陽能發電比重同比提高7.8個百分點。東、中部地區新增風電裝機占比為64.2%、太陽能發電裝機占比為72.2%。全國新增煤電2903萬千瓦、同比少投產601萬千瓦，為2004年以來的最低水平。

二是非化石能源發電量快速增長。全國全口徑發電量6.99萬億千瓦時，同比增長8.4%。其中，非化石能源發電量2.16萬億千瓦時、同比增長11.1%，占總發電量的比重為30.9%、比上年提高0.6個百分點。水電發電量1.23萬億千瓦時、同比增長3.2%，火電發電量4.92萬億千瓦時、同比增長7.3%。全國并網太陽能發電、風電、核電發電量分別為1775、3660、2944億千瓦時，同比分別增長50.8%、20.2%、18.6%。新能源發電已成為內蒙古、新疆、河北、山東、寧夏、山西、江蘇、黑龍江、安徽、吉林等14個省份第二大發電類型。

三是各類型發電設備利用小時均同比提高。2018年，全國發電設備平均利用小時為3862小時，同比提高73小時。其中，水電3613小時，提高16小時；火電4361小時，提高143小時；核電7184小時，提高95小時；并網風電2095小時，為2013年以來新高，比上年提高146小時；并網太陽能發電1212小時，提高7小時。

四是棄風棄光問題繼續得到改善。各級政府和電力企業等多方共同努力，多措并舉推進清潔能源消納。2018年，全國棄風電量277億千瓦時，平均棄風率7%，同比下降5個百分點；全國棄光電量54.9億千瓦時，平均棄光率3%，同比下降2.8個百分點。華北、西北、東北地區風電設備利用小時分別比上年提高102、215和236小時，西北、東北地區太陽能發電設備利用小時分別提高66和65小時。

五是110千伏及以下電網投資比重提高。全國電網投資5373億元，同比增長0.6%。其中，±1100千伏、1000千伏投資分別增長111.5%和6.8%；110千伏及以下投資增長12.5%，占全部電網投資的比重為57.4%、比上年提高4.5個百分點。全國基建新增220千伏及以上變電設備容量2.2億千伏安、同比下降8.9%；新增220千伏及以上輸電線路長度3.77萬千米、同比增長14.0%；新增直流換流容量3200萬千瓦、同比下降59.5%。全年投產1個特高壓項目，為內蒙古上海廟至山東臨沂±800千伏特高壓直流工程。截至2018年底，全國跨區電網輸電能力達到1.36億千瓦。

六是跨區跨省送電量快速增長。全年全國跨區、跨省送電分別完成4807和12936億千瓦時，同比分別增長13.5%和14.6%，增速同比分別提高1.4和1.9個百分點。特高壓項目推動跨區跨省送電，其中山西晉北-江蘇淮安、寧夏靈州-浙江紹興特高壓線路輸電量分別拉動全國跨區送電量增長2.0和4.2個百分點。

七是電力燃料供需總體平衡，地區性時段性偏緊，煤電企業經營仍比較困難。反映電煤采購成本的CECI5500大卡綜合價波動區間為571-635元/噸，各期價格均超過國家發展改革委等《關于印發平抑煤炭市場價格異常波動的備忘錄的通知》(發改運行〔2016〕2808號)規定的綠色區間(價格正常)上限，國內煤電企業采購成本居高不下。2018年全年全國火電企業虧損面仍近50%。


(三)全國電力供需總體平衡，部分地區出現錯峰限電

2018年，用電增速回升，電網峰谷差加大，全國電力供需形勢從前幾年的總體寬松轉為總體平衡。其中，華北、華東、華中、南方區域電力供需總體平衡，部分省份局部性、階段性電力供應偏緊；東北和西北區域電力供應能力富余。

二、2019年全國電力供需形勢預測

(一)全社會用電量增速較2018年回落

當前經濟運行穩中有變、變中有憂，外部環境復雜嚴峻，經濟面臨下行壓力，用電量增長不確定性增大。綜合考慮國際國內形勢、產業運行和地方發展等，以及2018年高基數影響，預計2019年全社會用電量增速將平穩回落，在平水年、沒有大范圍極端氣溫影響的情況下，預計全年全社會用電量增長5.5%左右。

(二)年底總裝機容量約20億千瓦，非化石能源裝機比重進一步提高

預計2019年全國基建新增發電裝機容量1.1億千瓦左右。其中，新增非化石能源發電裝機6200萬千瓦左右；預計2019年底全國發電裝機容量約20億千瓦、同比增長5.5%左右。其中，水電3.6億千瓦、并網風電2.1億千瓦、并網太陽能發電2.0億千瓦、核電5000萬千瓦、生物質發電2100萬千瓦左右。非化石能源發電裝機容量合計8.4億千瓦左右，占總裝機容量的比重為41.8%左右，比上年底提高1個百分點。

(三)全國電力供需總體平衡，局部地區部分時段電力供需偏緊

2019年，新能源發電裝機將持續增加；第三產業和居民生活用電比重持續提高，拉大系統峰谷差，時段性系統調峰能力不足；電煤價格高位運行，發電用煤維持地區性季節性供需偏緊格局。在多重因素疊加、交互影響下，預計全年全國電力供需總體平衡，局部地區高峰時段電力供需偏緊。其中，華北、華中區域局部性時段性電力供需偏緊；華東區域電力供需總體平衡；南方區域電力供需總體平衡，枯水期廣西、貴州偏緊，汛期云南清潔能源消納壓力較大；東北、西北區域預計電力供應能力富余。預計2019年全國火電設備利用小時4400小時左右。

三、有關建議

2019年是新中國成立70周年，是決勝全面建成小康社會第一個百年奮斗目標的關鍵之年，是習近平總書記提出能源安全新戰略五周年。電力行業堅持以習近平新時代中國特色社會主義思想為指導，全面落實中央經濟工作會議決策部署，按照全國發展改革工作會議、全國能源工作會議的安排要求，深入推進“四個革命、一個合作”能源安全新戰略，按照高質量發展的根本要求，在構建清潔低碳、安全高效的能源體系上取得新成效，著力推動電力高質量發展邁出新步伐。結合電力供需分析與預測，提出有關建議如下。

(一)堅持落實發展戰略規劃，深入推進電力生產和消費革命。重點做好規劃引領、電網架構、新能源發展、核電建設等工作。

一是根據“十三五”規劃中期評估結果，及時調整電力發展節奏和規劃目標，并抓好落實；盡快啟動“十四五”規劃研究工作。積極開展電力發展戰略規劃專項研究，統籌確定能源消費總量及各地區、各子行業發展目標，做好各戰略目標與規劃目標銜接。

二是深化中長期電網網架規劃研究，盡快形成目標清晰、布局科學、結構合理、運行高效、便于實施的中長期網架規劃。推動電網與互聯網深度融合，著力構建面向未來的以電網為中心的能源互聯網。

三是進一步優化可再生能源開發布局，集中式與分布式開發并舉，因地制宜，增強消納能力；適度控制海上風電開發節奏，避免政策補貼下的一擁而上，促進海上風電有序發展。

四是保持核電機組建設規模和進度，每年宜核準6-8臺機組。核電具有建設周期長、投資規模大特點，核電建設既可發揮穩投資作用、又不增加近三年供應能力，對于推動未來能源結構優化具有重要作用；對于承擔核電技術引進、自主創新、重大專項設備國產化任務的首臺(批)核電機組或示范工程，在上網電價上給予一定的傾斜。

(二)堅持深化供給側結構性改革，提高清潔高效電力供給能力。按照“鞏固、增強、提升、暢通”八字方針，重點加大清潔能源消納、電網調節和供給保障能力等工作。

一是全力以赴、多措并舉實現清潔能源消納目標。創新市場交易機制，推動清潔能源發電企業與用戶直接簽訂中長期交易合約，以發電權交易等方式靈活執行，鼓勵清潔能源積極參與電力現貨市場；統籌可再生能源配額制、綠色電力證書和碳排放交易等機制；打破省間壁壘，推進跨省區發電權置換交易。

二是挖掘潛力，著力提升電網調節能力，促進供需平衡。完善調峰輔助服務補償機制，提高機組改造積極性，全面推動煤電靈活性改造和運行；確定科學、合理的峰谷分時電價比，加大對需求側管理的政策支持力度，引導用戶有序用電，實現削峰填谷、移峰平谷，促進電力供需平衡。

三是提高電網保障電力供應和資源優化配置能力。加快特高壓配套電源核準建設，提高現有特高壓通道的利用率；著力解決城鄉區域電網發展不平衡問題，繼續推進配電網、中西部地區農村電網的建設，提升電網供給保障能力。

(三)堅持推進電力市場化改革，提高電力消費服務水平。深入推進電力體制改革，重點抓好增量配電網改革試點、電價傳導機制、電價政策落實、電能替代等。

一是著力推動增量配電業務改革試點項目落地。加大對重點聯系項目的支持和引導，發揮示范帶動作用；盡快出臺操作細則，保障試點項目全面推進。加快制定增量配電試點項目建設、安全、接入等方面的行業標準，盡快形成適應增量配電業務發展的標準管理體系。

二是推動建立市場化的電價傳導機制。鼓勵電力用戶和發電企業自主協商，推行“基準電價+浮動機制”，簽訂電力市場化交易合同，形成煤價、電價和終端產品價格聯動的順暢傳導機制。各地方根據本地電力市場建設情況，深入研究并適時推出相關管理和監督細則。

三是全面落實供電營業區內轉供電主體的電價政策。認真排查，加快清理在國家規定銷售電價之外向終端用戶收取的不合理加價，確保國家各項降價紅利全部傳導到終端轉供電用戶。

四是進一步加大電能替代力度。將電能替代工作納入地方和行業發展規劃，科學合理可持續高質量推進；進一步完善峰谷分時電價機制，以及居民階梯電價等相關政策，持續擴大電力消費市場，不斷提高電力占終端能源消費比重，全力推進再電氣化進程。

(四)堅持防范市場風險，化解電力企業經營困境。電力企業是電力供應的責任主體和堅強保證。當前，全國煤電企業虧損面仍過半，電網企業2018年利潤下降24.3%，應重點保障電煤供應、落實可再生能源補貼資金等。

一是保障電煤價格在合理區間。加強煤電運三方中長期合同有效監管，確保合同履約到位；進一步規范煤電定價機制，以電煤價格指數為依據，引導市場合理預期，控制電煤價格在合理區間，緩解煤電企業經營困境。

二是落實可再生能源補貼資金。加快可再生能源補貼目錄公布和補貼資金發放，盡快解決巨額拖欠問題，緩解企業經營和資金壓力。

三是建立科學合理的電價形成機制，統籌考慮電力企業維護社會穩定和支撐經濟發展的重要作用，降低政策性虧損風險，增強企業可持續發展能力；科學合理設定電力企業利潤等考核指標。

(五)牢固樹立安全觀念，全力保障能源電力安全。電力是國民經濟的先行基礎產業，占有極其重要的地位，具有廣泛性和不可缺性。建議重點強化安全體系建設、保障電煤供給、科學控制電煤價格、促進上下游協調發展。

一是強化安全體系建設。落實安全生產責任、加強安全風險防控，主動應對電網負荷屢創新高、新設備大量投運、新能源快速增長、自然災害多發頻發等挑戰，確保電力系統安全生產和穩定供應。

二是保障電煤穩定供應。推動優質產能釋放，適度放開沿海電廠進口煤采購，充分利用好國際國內兩個市場、兩種資源，穩定電煤價格在綠色區間。對產能減少和運力受制約區域，在鐵路運力配置上予以傾斜，加強對中長期合同履行的運力保障。

三是嚴格區分“控煤”與“控電煤”。將污染嚴重的散燒煤等作為“控煤”的重點，保障清潔高效的煤電生產，避免出現為實現控煤目標簡單限制煤電生產、從而造成電力緊張的情況。

四是進一步探索煤炭和電力合作模式。推動煤炭和電力上下游產業有機融合，促進電煤供應在數量、質量、價格、運輸上形成長期穩定的合作關系和市場機制，不斷完善利益共享、風險共擔的煤電合作機制。