重磅 | 发改委能源研究所：2018年上半年能源形势、政策及展望

3.电力供需总体宽松态势有所好转

全国电力供需宽松态势有所好转，发电设备利用小时数明显增加。1~6月，新增发电装机增速下降，电力需求好于预期，造成发电设备平均利用小时数比上年同期增加68小时。除水电外，火电、核电、风电发电设备平均利用小时数均显著增加，与上年同期相比分别增加116小时、141小时和159小时。

4.电力行业供给侧结构性改革和降成本稳步推进

为积极稳妥做好化解煤电过剩产能工作，国家加强规划指导约束作用，严控新增产能规模，强化煤电项目的总量控制，国家能源局于5月发布了《2021年煤电规划建设风险预警的通知》，显示山东等17省份煤电装机充裕度为红色预警，辽宁等4个省份为橙色预警，仅华中的两湖一江、陕西、安徽及海南6个省份同时满足装机充裕度绿色和资源约束绿色指标，可在充分考虑跨省区电力互济前提下，有序核准开工建设自用煤电项目;红色和橙色的省份暂缓核准、暂缓新开工建设自用煤电项目。此外，2018年煤电化解过剩产能工作要点提出，全年将继续淘汰关停不达标的30万千瓦以下煤电机组，合计产能400万千瓦。

2018年《政府工作报告》要求降低电网环节收费和输配电价格，一般工商业电价平均降低10%。自3月底出台《关于降低一般工商业电价有关事项的通知》以来，多个省份已陆续发布了关于降低一般工商业电价水平的政策，显示下降幅度在0.22~3.3分/千瓦时之间。5月1日起执行的《关于电力行业增值税税率调整相应降低一般工商业电价的通知》，将电力行业增值税税率由17%调整到16%。省级电网企业含税输配电价水平和政府性基金及附加标准降低、期末留抵税额一次性退返等腾出的电价空间，全部用于降低一般工商业电价，预计每千瓦时平均可以降低约2.16分。预计今年一般工商业电价平均降低10%的目标可以实现。

5.电力市场化交易活跃，增量配电试点和电力现货市场建设工作稳妥推进

上半年电力市场化交易持续活跃。国网区域各电力交易中心总交易电量完成5885亿千瓦时，同比增长25.0%，通过电力直接交易的电量平均降价0.03元/千瓦时，显著降低了实体经济用电成本。省间交易业务进一步拓展，北京电力交易中心定期组织西北送广东、甘肃送江西、四川送西北、新疆送山东等省间短期或月度外送交易。

1~6月，全国跨省、跨区送出电量达到2001亿千瓦时，同比增长20.3%，创历史新高;全国各省送出电量合计5736亿千瓦时，同比增长19.4%。随着宁东直流等跨省跨区专项输电工程输电价格核定工作的推进，预计跨省送电规模会继续增加。

4月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于规范开展第三批增量配电业务改革试点的通知》，新增97个增量配电业务试点。国家能源局在全面深化改革领导小组会议上，提出要积极推动输配电价改革和增量配电业务改革试点，增量配电试点工作正在稳步推进。增量配电试点会引入更多元的电力投资方，并促进分布式能源、微电网以及储能、电动汽车充电服务等新型供用电模式的兴起。随着现货市场试点步伐加快，增量配电试点也有望进一步加快。

6.风电、光伏行业新政频出，光伏行业发展面临洗牌

我国当前可再生能源发展面临的主要挑战，就是并网消纳和补贴不足问题。随着近年来国家优化电力调度运行、加大跨省跨区电力外送规模，电力消费增速也同比明显提高，风电、光伏的消纳问题已得到有效缓解，但补贴不足问题仍较为突出。5月，国家能源局印发《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》，在严格落实规划和预警等要求基础上，推行竞争方式配置风电项目，明确提出尚未配置到项目的年度新增集中式陆上风电和未确定投资主体的海上风电项目，全部通过竞争方式配置并确定上网电价，且不得高于国家规定的同类资源区风电标杆电价，配置时将所需补贴强度低的项目优先列入年度建设方案。此项政策出台，释放了要求降低风电补贴强度的更明确信号，必将倒逼行业技术创新和管理改进，推动行业整合，为实现2020年风电可以与火电同平台竞争的目标打下基础。

5月底，国家发展改革委、财政部、能源局联合发布《关于2018年光伏发电有关事项的通知》，提出三点要求，一是合理把握光伏发电发展节奏，2018年暂不安排普通光伏电站建设规模，仅安排1000万千瓦规模的分布式光伏项目，不需补贴的项目可自行安排建设;二是加快光伏发电补贴退坡，每千瓦时标杆电价降低0.05元，分布式光伏发电项目全电量度电补贴标准也降低0.05元，光伏扶贫电站标杆电价保持不变;三是发挥市场配置资源决定作用，普通光伏电站将全面采用招标，对分布式电站没有强制规定，但也鼓励采用竞争性招标，仅户用光伏不在此限。此项政策核心是控制光伏过快增长势头，去年新增5300万千瓦规模大大超过了国家“十三五”规划2000万千瓦的目标，行业产能大幅增加。此次调整将严格控制每年光伏的新增规模，预计会促进光伏行业的深度调整。

7.下半年电力形势展望及建议

经济运行延续稳中向好，新业态、新兴产业蓬勃发展，电能替代力度加大，因而电力需求有望延续上年中高速增长态势。积极推进化解煤电过剩产能举措将进一步有效控制煤电装机增长，光伏电价新政将有效控制光伏行业补贴需求过快增长的局面，电力供需失衡状况将继续缓解，火电发电利用小时数有望继续回升，但总体仍处于低位运行，弃风弃光率进一步降低。

全国电力供应能力总体宽松，但存在区域性供电紧张风险。由于京津冀鲁、华东、华中等部分地区电力供应偏紧，随着夏季高温天气到来，以及生产性需求复苏，用电负荷可能比去年明显增加，出现区域性、时段性的供电紧张风险加大。由于局部电网部分时段存在电力供应偏紧问题，天然气供应、电煤供应的稳定性以及发电企业经营不佳，也会影响机组出力，极易引发电力供应紧张状况出现。

省间壁垒问题依然突出，跨区输电通道利用率普遍较低。由于各地电力市场规则不同，模式设计差异大，不利于能源资源大范围优化配置和清洁能源消纳。当前我国电力供需状况地区差异较大，建议国家加强顶层设计，进一步加强跨省跨区电力交易，缓解地区电力供需不平衡矛盾。

二、煤炭供需形势和政策进展

1.发电用煤需求旺盛，带动煤炭消费正增长

1~5月，全国煤炭消费量16.2亿吨左右，同比增加约6080万吨、增长3.9%。其中，电力行业累计消耗煤炭8.8亿吨，同比增加7560万吨、增长9.4%。电力行业占煤炭消费比重达到54.3%，比上年同期增加2.7个百分点。钢铁、建材、化工和其他行业累计消耗煤炭量分别为2.6亿吨、1.7亿吨、1.2亿吨和1.9亿吨，同比分别增长-0.4%、-2.0%、2.2%和-6.3%。在环保政策的持续深入推动下，散煤消费减少，下降幅度比去年全年扩大2.5个百分点。

2.综合施策引导煤炭市场供应有序增加

原煤生产保持稳定增长，进一步向晋陕蒙集中。上半年全国规模以上企业原煤累计产量17亿吨，同比增长3.9%。晋陕蒙三大煤炭主产区1~5月煤炭生产量9.5亿吨、同比增长6.0%，产量占全国比重达到67.9%，较年初提升约1.1个百分点。

进口政策发生变化，煤炭进口增速大幅回落。上半年，累计进口煤炭14619万吨，同比增长9.9%，由于煤炭进口政策调整，增速较上年同期下降13.6个百分点。冬季供暖期结束后，煤炭市场供需趋于宽松、价格小幅下行，国家于4月重启煤炭进口限制政策，限制范围扩大到一级港口，造成煤炭进口增速下滑。迎峰度夏来临，进口政策再度调整，进口量有望增加。

配合国家安全监督与环保检查等政策，相关部门综合施策有序引导市场供应。4~5月煤矿安全生产监督、铁路检修影响市场煤炭供应，加之近年来国家加大了环保检查力度，5月主要煤炭产区环保检查“回头看”频繁，部分影响到市场煤炭供应。针对市场预期可能出现供需偏紧的情况，政府主管部门密集出台增产量、增运力、增长协等九项措施，有序引导市场增强动力煤供应。

全社会煤炭库存较丰富，煤炭企业库存下降。5月末，全社会煤炭库存接近2.5亿吨。其中煤炭企业库存6050万吨，比上年同期减少1950万吨;重点电厂存煤7000万吨，可用18天，全社会电厂存煤估计超过1亿吨;主要中转港口存煤3942万吨，全社会港口库存预计超6400万吨，电厂和港口存煤量处于历史较高时期。