2017年中国电力发展情况综述：电力市场建设加快推进 售电侧改革试点扩大到10个省份

2017年，在以习近平同志为核心的党中央坚强领导下，全国各地区各部门深入贯彻落实党的十八大、十九大精神，坚持稳中求进工作总基调，坚持以提高发展质量和效益为中心，统筹推进“五位一体”总体布局和协调推进“四个全面”战略布局，以供给侧结构性改革为主线，统筹推进稳增长、促改革、调结构、惠民生、防风险各项工作，砥砺奋进，攻坚克难，经济运行稳中有进、稳中向好、好于预期，经济社会发展主要预期目标全面实现，开启了高质量发展时代新征程。

2017年，全国国内生产总值实现82.7万亿元，增长6.9%、增速比上年加快0.2个百分点，为2011年以来首次回升；第三产业增加值比重为51.6%，与上年持平。规模以上工业增加值比上年增长6.6%、增速提高0.6个百分点，高技术制造业和装备制造业增加值分别比上年增长13.4%和11.3%，工业生产稳步回升、产品结构向价值链中高端延伸发展。固定资产投资比上年实际增长7.0%，其中基础设施投资增长19.0%，民间固定资产投资增长6.0%，增速分别回升1.6和2.8个百分点，对固定资产投资的支撑作用增强。全社会消费品零售总额比上年实际增长10.2%，最终消费支出对经济增长的贡献率为58.8%、比资本形成总额高26.7个百分点，消费的基础性作用有效发挥。外贸进出口总额27.8万亿元，比上年增长14.2%；全年累计顺差2.9万亿元。人均国内生产总值8813美元。

2017年，全国一次能源生产总量35.9亿吨标准煤，比上年增长3.6%；其中，原煤生产35.2亿吨、增长3.3%，天然气生产1480亿立方米、增长8.2%。能源消费总量44.9亿吨标准煤，比上年增长2.9%。其中，煤炭消费占能源消费的比重为60.4%，比上年降低1.6个百分点；天然气、水电、核电、风电等清洁能源消费量占能源消费总量的20.8%，比上年提高1.3个百分点。

2017年，电力行业按照党中央、国务院统一部署，积极落实能源“四个革命、一个合作”发展战略，在保障电力系统安全稳定运行和可靠供应、提供电力能源支撑的同时，加快清洁能源发电发展，加大电力结构优化调整力度，持续推进电力市场化改革，大力推动电力科技创新，狠抓资源节约与环境保护，积极应对气候变化，倡导构建全球能源互联网，持续扩大电力国际合作，电力行业发展取得新的成绩，为国家经济社会发展、能源转型升级和落实国家“一带一路”战略做出了重要贡献。

一、电力供应和电网输送能力进一步增强，电源和电网结构进一步优化

供应能力持续增强，电源结构持续优化调整截至2017年年底，全国全口径发电装机容量177708万千瓦，比上年增长7.7%，增速比上年回落0.5个百分点。其中，水电34359万千瓦（其中抽水蓄能发电2869万千瓦、增长7.5%），增长3.5%；火电110495万千瓦（其中煤电98130万千瓦、增长3.7%），增长4.1%；核电3582万千瓦，增长6.5%；并网风电16325万千瓦，增长10.7%；并网太阳能发电12942万千瓦（其中分布式光伏发电2966万千瓦），增长69.6%。全国人均装机规模1.28千瓦，比上年增加0.09千瓦，超过世界平均水平，电力供应能力持续增强。全国非化石能源发电装机容量68865万千瓦，占全国总装机容量的38.8%，分别比上年和2010年提高2.2个和11.7个百分点；100万千瓦级火电机组达到103台，60万千瓦及以上火电机组容量所占比重达到44.7%、比上年提高1.3个百分点，非化石能源发电装机及大容量高参数燃煤机组比重继续提高，电源结构持续优化调整。

新增装机规模创历年新高，新增装机的结构和地区布局进一步优化全国基建新增发电生产能力13118万千瓦，比上年多投产975万千瓦，是新增装机规模最大的一年；主要是光伏扶贫、光伏领跑者、光伏发电上网电价调整等政策促进太阳能发电装机容量新增5341万千瓦，比上年多投产2170万千瓦。新增水电1287万千瓦，比上年多投产108万千瓦；新增并网风电1819万千瓦，比上年略有减少；新增核电218万千瓦，是5年来核电新增规模最小的一年。新增火电4453万千瓦（其中新增煤电3504万千瓦），国家防范化解煤电产能过剩风险措施初见成效，火电及煤电新增规模连续三年缩小。2017年，新增非化石能源发电装机容量9044万千瓦，占全国新增发电装机容量的68.9%，比上年提高3.6个百分点，新增装机结构进一步优化；东、中部地区新增新能源发电装机容量占全国新增新能源发电装机的76.0%，比上年提高18.1个百分点，新能源发电布局继续向东中部转移。2017年，全国新增抽水蓄能发电装机容量200万千瓦，北方地区累计完成10个电厂、共计725万千瓦火电机组灵活性改造项目，对电网调节能力和新能源消纳能力提升起到了积极作用。

电网规模稳步增长，跨省区输送能力大幅提升全国新增110千伏及以上交流输电线路长度和变电设备容量58084千米和32595万千伏安，分别比上年多投产1406千米和少投产1990万千伏安；新增直流输电线路和换流容量分别为8339千米和7900万千瓦，分别比上年多投产4948千米和4660万千瓦。截至2017年年底，全国电网35千伏及以上输电线路回路长度183万千米、比上年增长4.0%，变电设备容量66亿千伏安，比上年增长5.3%。其中，220千伏及以上线路长度69万千米、增长6.2%，变电设备容量40亿千伏安、增长9.1%。2017年，全国共投产5条直流、2条交流特高压项目，新增跨区输电能力4350万千瓦，极大提高了电网跨大区能源资源优化配置能力和清洁能源消纳能力。年底全国跨区输电能力达到1.3亿千瓦；其中，交直流联网跨区输电能力超过1.1亿千瓦，跨区点对网送电能力1344万千瓦。

煤电投资大幅下降，特高压项目投资快速增长全国主要电力企业1电源工程建设完成投资2900亿元，为2011年以来最低水平，比上年下降14.9%；其中，太阳能发电投资增长18.2%；水电投资基本持平，抽水蓄能电站投资142亿元、增长68.6%，是抽水蓄能电站建设投资最多的一年；核电、风电投资分别下降9.9%和26.5%；常规煤电投资706亿元，比上年下降27.4%，带动火电投资（858亿元）下降23.4%。全国电网工程建设完成投资5339亿元，继续保持很高投资规模；其中，特高压输电和配电网建设项目仍是电网投资建设的重点，±1100千伏、±800千伏电压等级投资增加较多，带动特高压建设投资1017亿元、增长16.9%；全国小城镇中心村电网改造全面完成、惠及农村居民1.8亿人，实现平原地区机井通电全覆盖、惠及1.5亿亩农田，贫困村基本通动力电、惠及3.35万个村庄，全年配电网投资2826亿元，电力普遍服务能力持续增强。

二、电力生产较快增长，新能源发电增量对电量增长的贡献作用显著增强

新能源发电增量对电力生产的贡献作用显著增强全国全口径发电量64171亿千瓦时，同比增长6.5%，增速比上年提高1.6个百分点。其中，水电11931亿千瓦时、增长1.6%，火电45558亿千瓦时、增长5.3%（其中煤电发电量41498亿千瓦时，增长5.2%），核电2481亿千瓦时、增长16.4%，并网风电3034亿千瓦时、增长26.0%，并网太阳能发电1166亿千瓦时、增长75.3%。2017年，水电、核电、并网风电和太阳能发电等非化石能源发电量合计比上年增长10.1%，占全口径发电量的比重为30.3%、比重比上年提高1.0个百分点。青海、甘肃、宁夏、内蒙古、新疆、河北、吉林、黑龙江和西藏9个省份新能源发电量占本省发电量的比重超过10%，新能源发电已经成为内蒙古、新疆、河北等12个省份的第二大发电类型；新能源发电量增量对全国发电量增长的贡献率为28.6%，山东、云南、甘肃等14个省份的新能源发电量增量超过火电发电量增量，新能源对发电生产的贡献作用显著增强。

弃风、弃光现象明显改善2017年，国家陆续出台了《关于促进西南地区水电消纳的通知》、《解决弃水弃风弃光问题实施方案》等政策文件，行业企业也积极行动，综合施策推动解决“三弃”问题，全国弃风弃光现象明显改善。据国家能源局数据，2017年，全国弃风电量419亿千瓦时、同比减少78亿千瓦时，弃风率12%、同比下降5.2个百分点，是三年来首次弃风电量和弃风率“双降”；弃光电量73亿千瓦时，弃光率6%、同比下降4.3个百分点。据调研，四川、云南弃水电量也分别比上年有所减少。

新能源发电设备利用小时同比增加较多，火电利用小时回升全国并网风电设备利用小时1949小时，比上年增加204小时，已经连续两年增加；太阳能发电设备利用小时1205小时，比上年增加76小时。受电力消费增长回暖拉动、以及水电发电量低速增长等因素影响，火电设备利用小时4219小时，比上年提高33小时，是自2014年开始连续三年下降后首次回升。水电设备利用小时3597小时，比上年降低22小时；核电设备利用小时7089小时，比上年增加28小时。综合来看，受发电装机结构变化等因素影响，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3790小时，比上年降低7小时，呈现持续下降趋势。

电力建设及生产运行安全可靠全国没有发生重大以上电力人身伤亡事故，没有发生较大以上设备事故，没有发生电力安全事故，没有发生水电站大坝漫坝、垮坝以及对社会有较大影响的电力安全事件。主要电力可靠性指标总体保持在较高水平，其中，10万千瓦及以上煤电机组、4万千瓦及以上水电机组、燃气轮机组、核电机组等效可用系数分别为92.76%、92.55%、92.60%、91.10%，除煤电机组略有下降外，其他三类机组分别提高0.11个、0.30个和2.33个百分点。架空线路、变压器、断路器三类主要输变电设施的可用系数分别为99.497%、99.856%、99.942%。直流输电系统合计能量可用率、能量利用率分别为95.35%、54.42%，分别比上年提高0.68和0.25个百分点；总计强迫停运33次，比上年减少7.5次。全国10(6、20)千伏供电系统用户平均供电可靠率为99.814%、比上年提高0.009个百分点，用户平均停电时间16.27小时/户、减少0.84小时/户，用户平均停电次数3.28次/户、减少0.29次/户。

三、电力消费需求进一步回升，电力供需总体宽松

电力消费需求进一步回升受宏观经济持续稳中向好、新业态和新兴产业蓬勃发展以及夏季高温天气等因素影响，全国全社会用电量63625亿千瓦时，同比增长6.6%，增速连续两年回升。其中，第一产业用电量1175亿千瓦时，比上年增长7.5%；第二产业用电量44922亿千瓦时，比上年增长5.5%，增速比上年提高2.7个百分点，拉动全社会用电量增长3.9个百分点，是全社会用电量增速提高的最主要动力（其中制造业用电量增长5.8%，拉动全社会用电量增长3.0个百分点）；第三产业用电量8825亿千瓦时、增长10.7%（其中信息传输、计算机服务和软件业用电量增长14.7%），城乡居民生活用电量8703亿千瓦时、增长7.7%，分别拉动全社会用电量增长1.4和1.0个百分点。第一、第二、第三产业和城乡居民生活用电量占全社会用电量的比重分别为1.8%、70.6%、13.9%和13.7%；与上年相比，第三产业和城乡居民生活用电量占比分别比上年提高0.5和0.2个百分点；第二产业及其四大高耗能行业用电量占比均降低0.7个百分点。2017年，全国人均用电量和人均生活用电量分别为4589千瓦时和628千瓦时，分别比上年增加268千瓦时和44千瓦时。

电能替代成效显著2017年，在居民采暖、工（农）业生产制造、交通运输、电力供应与消费、家庭电气化及其他领域，大力推进电能替代，成效显著。《北方地区冬季清洁取暖规划（2017-2022年）》发布实施，京津冀及周边“2+26”城市完成煤改电127万户。据统计，国家电网有限公司（以下简称“国家电网”）和中国南方电网有限责任公司（以下简称“南方电网”）经营区域共推广完成电能替代电量1286亿千瓦时，占全国全社会用电量的2.0%；其中，居民采暖领域替代电量88亿千瓦时，工（农）业生产制造领域替代电量773亿千瓦时，交通运输领域替代电量128亿千瓦时，电力供应与消费领域替代电量239亿千瓦时，家庭电气化及其他领域替代电量57亿千瓦时。

积极推进电力需求侧管理国家有关部委印发了《关于深入推进供给侧结构性改革做好新形势下电力需求侧管理工作的通知》，并同时修订了《电力需求侧管理办法》，明确了新形势下电力需求侧管理的新定义与新内容，补充了实施主体，增加了实施领域与方向；继续开展工业领域电力需求侧管理专项行动计划（2016-2020年）。行业企业积极推进电力需求侧管理工作，截至2017年年底，全国已有171家单位通过电能服务机构能力评定；国家电网、南方电网、内蒙古电力（集团）有限公司（以下简称“内蒙古电力”）和陕西省地方电力（集团）有限公司（以下简称“陕西地电”）超额完成2017年度电力需求侧管理目标任务，共节约电量157亿千瓦时、电力395万千瓦，有力保障了电力供需平衡，促进了能源电力资源的优化配置。

电力供需形势总体宽松2017年，全国电力供需延续总体宽松态势，区域间供需形势差异较大。分区域看，华北区域主要是迎峰度夏期间偏紧，7月中旬受持续高温天气影响，区域内绝大部分省级电网用电负荷均创历史新高，河北、山东、天津等地执行有序用电；华中区域电力供需基本平衡；华东和南方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。

四、行业绿色发展水平进一步提高，节能减排取得新成绩

能效水平持续提高全国6000千瓦及以上火电厂供电标准煤耗309克/千瓦时，比上年降低3克/千瓦时，煤电机组供电煤耗水平持续保持世界先进水平；电网线损率6.48%，比上年降低0.01个百分点；由于煤电超低排放改造、负荷率下降等原因，6000千瓦及以上火电厂厂用电率6.04%，比上年提高0.03个百分点；火电厂单位发电量耗水量1.25千克/千瓦时，比上年降低0.05千克/千瓦时。

污染物排放大幅下降根据中电联统计分析，截至2017年年底，全国燃煤电厂100%实现脱硫后排放。其中，已投运煤电烟气脱硫机组容量超过9.4亿千瓦，占全国煤电机组容量的95.8%；其余煤电机组主要为循环流化床锅炉采用燃烧中脱硫技术；已投运火电厂烟气脱硝机组容量约10.2亿千瓦，占全国火电机组容量的92.3%；其中，煤电烟气脱硝机组容量约9.6亿千瓦，占全国煤电机组容量的98.4%。常规煤粉炉以选择性催化还原（SCR）脱硝技术为主，循环流化床锅炉则以选择性非催化还原（SNCR）脱硝技术为主；全国累计完成燃煤电厂超低排放改造7亿千瓦，占全国煤电机组容量比重超过70%，提前两年多完成2020年改造目标任务。2017年，全国电力烟尘、二氧化硫和氮氧化物排放量分别约为26、120和114万吨、分别比上年下降25.7%、29.4%和26.5%；单位火电发电量烟尘排放量、二氧化硫排放量和氮氧化物排放量分别为0.06、0.26和0.25克/千瓦时，比上年分别下降0.02、0.13和0.11克/千瓦时；单位发电量废水排放量0.06千克/千瓦时，与上年持平全国燃煤电厂粉煤灰综合利用率为72%，与上年持平；脱硫石膏综合利用率为75%，比上年提高1个百分点。

应对气候变化贡献突出单位火电发电量二氧化碳排放约844克/千瓦时，比2005年下降19.5%。以2005年为基准年，2006-2017年，通过发展非化石能源、降低供电煤耗和线损率等措施，电力行业累计减少二氧化碳排放约113亿吨，有效减缓了电力二氧化碳排放总量的增长，其中供电煤耗降低对电力行业二氧化碳减排贡献率为45%，非化石能源发展贡献率为53%。