中电联：2018年前三季度全国电力供需形势分析预测报告

二、全国电力供需形势预测

（一）全社会用电量延续平稳较快增长，全年增速超2017年

综合考虑国家政策、宏观经济运行态势、气温、电能替代、国际贸易环境、蓝天保卫战和环保安全检查等因素，预计四季度全社会用电量总体延续三季度的平稳较快增长水平，预计2018年全年全社会用电量增速略高于8%，超过2017年增长水平。当前我国发展面临的困难和外部风险挑战增多，中美贸易摩擦的走向存在不确定性，对我国后续用电量增长也带来一定的不确定性。

（二）预计全年总装机容量约19亿千瓦，非化石能源装机占比达到40%

预计全年全国新增发电装机容量1.2亿千瓦，其中，预计非化石能源发电装机投产8200万千瓦左右。全国发电装机容量达到19.0亿千瓦左右，其中，煤电装机容量10.1亿千瓦，非化石能源发电装机容量合计达到7.7亿千瓦，比重进一步提高至40%，比2017年底提高1.5个百分点左右。预计迎峰度冬期间部分地区电煤供应偏紧。

（三）全国电力供需总体平衡，部分地区迎峰度冬高峰时段偏紧

受电煤和天然气地区性季节性供需偏紧、新能源比重持续上升导致部分时段电力系统调峰能力不足、第三产业和居民生活用电比重持续提高带动系统峰谷差持续增大等多重因素叠加影响，预计全国电力供需总体平衡、部分地区在迎峰度冬高峰时段电力供需偏紧。

分区域看，预计华北区域和南方区域电力供应偏紧，华北区域主要是河北南部电网、山东电网在迎峰度冬用电高峰时段电力供应偏紧，南方区域主要是贵州、广东等地偏紧；华东、华中区域电力供需总体平衡；东北、西北区域预计电力供应能力富余。预计全年全国发电设备利用小时3800小时左右，其中，火电设备利用小时4330小时左右。

三、有关建议

当前，宏观经济运行总体平稳，在经济动能“破旧立新”的关键期以及电力消费换动力、电力供应调结构的攻坚期，深入学习贯彻党的十九大精神，落实党中央、国务院的决策部署，是推进电力行业高质量发展的根本。同时，四季度是电力行业迎峰度冬保供应的重要时期，各项工作头绪多、任务重，需要切实按照能源高质量发展要求，密切跟踪经济形势、用电增长走势，以及天气、来水、电煤变化趋势，做好电力保障工作，确保电力系统安全稳定运行，保障国民经济行稳致远。

（一）切实抓好规划滚动调整，推动电力能源高质量发展

在国家政策、规划的引导下，电力投资逐步向清洁能源倾斜，电源结构低碳化转型速度日益加快，但弃风弃光仍未从根本上得到解决，清洁能源发电占比及电能替代潜力仍有待进一步提高和挖掘。建议围绕“十三五”电力规划中期评估情况及结果，滚动调整电力结构，优化产业布局，推动清洁低碳、安全高效的能源体系建设。

一是从优化电网结构着手，充分利用现有输电跨省（区）通道，着力突破制约特高压输电工程作用发挥的瓶颈，加快现已建成投产的特高压输电线路的电源配套工程建设，推进资源大规模优化配置，提高电网输电效率。

二是从调整电源结构着手，通过加快可再生能源配额制及调峰调频电力服务补偿机制等相关政策的出台和落地，以及促进清洁能源产业技术进步和技术降本等多种方式，引导和推动清洁能源发展，逐步提高非化石能源占一次能源的消费比重。

三是从消费端着手，大力推进终端用能电气化。持续加大在工（农业）生产制造、交通运输、居民采暖、家庭电气化及其他领域的电能替代力度，逐步实现电能对化石能源的替代，逐步提高电能在终端能源消费的比重。

（二）切实推动能源协调发展，保障能源稳定高效供应

煤炭、天然气等能源的稳定可靠供应对保障电力供应十分关键，对国民经济平稳发展至关重要。当前电力燃料供应仍然地区性、季节性偏紧，迎峰度冬保供应压力较大，建议统筹好电力与各类能源资源的协调发展，确保系统安全稳定运行。

一是统筹电力与煤炭协调发展。建议重点产煤区要贯彻落实好国家部署，加快煤炭先进产能减量置换及释放的步伐，切实增加有效资源确保煤炭供给。根据市场供需情况灵活调整进口煤政策总量控制目标，保障电煤供需平衡、稳定电煤市场价格，避免因总量控制导致迎峰度冬期间出现区域性、阶段性的电力供应紧张问题。针对部分地区将“控煤”简单化为“控电煤”的现象，国家相关部门应引导相关地区严格区分“控煤”与“控电煤”，将污染严重的散烧煤等作为“控煤”的重点，并进一步提高发电用煤比重，真正实现煤炭的清洁高效利用，并保障电力燃料安全稳定供应。

二是统筹电力与天然气协调发展。进入四季度，天然气表观消费量处于全年最高位，受环保政策影响推动，采暖煤改气、热电厂用气需求大幅增加，供需形势将处于紧平衡状态。建议加强“煤改气”、燃气热电联产等替代项目规划与资源供应计划的衔接，坚持从实际出发，宜电则电、宜气则气、宜煤则煤，确保用气需求与资源供应增长相适应；推广应用分布式气电，重点发展热电冷多联供，确保居民生活和冬季供暖；在气价承受能力较高和新能源快速发展的地区，根据气源情况建设天然气调峰电站。

三是统筹电力与可再生能源协调发展。可再生能源发展目前仍存在综合协调性不充分，开发速度、布局与市场不匹配，建设周期与电网建设不同步等问题。建议按照国家“十三五”电力规划、能源工作指导意见以及市场环境监测预警和评价机制等，把可再生能源发电的发展重心从扩大规模转到提质增效上来，引导相关产业向高质量发展转型；继续培育风电和光伏的市场竞争力，倒逼可再生能源产业创新升级；尽快出台促进可再生能源消纳的长效机制，从根本上解决可再生能源弃能问题。

（三）切实落实各项改革措施，不断深化电力体制改革

当前电力体制改革取得重要进展和积极成效，交易机构基本组建完成、输配电价改革持续扩大、售电侧竞争机制初步建立、发用电计划有序放开以及电力现货市场平稳推进。但由于电力市场机制尚不完善，科学合理的电价机制尚未形成等原因，给电力企业平稳发展和健康经营带来严峻的挑战。建议：

一是加快推进电力现货市场和辅助服务市场建设，发挥现货市场对时间尺度电能量的价格发现功能，通过市场手段进一步挖掘和配置系统调峰、调频、备用等辅助服务资源，进一步提升电力系统运行效率，促进可再生能源合理消纳。

二是建议国家加强对各地区电力市场监督指导，不断完善跨省电力市场化交易机制，约束相关部门地方保护主义冲动，进一步放开电力用户、售电公司等市场主体省间购电的选择权，破除电力交易省间壁垒，推动省间市场化交易规模扩大，促进能源资源大范围优化配置。

三是积极贯彻落实国家电改相关政策措施，地方政府尽快研究建立市场化条件下的煤电联动机制，支持鼓励煤电企业和电力用户签订电价根据煤价波动情况相应浮动的购售电合同。完善煤电机组市场交易电量的脱硫脱硝环保电价和超低排放电价落实机制，缓解煤电企业经营困境。

（四）切实落实精准扶贫战略，全面提高电力普遍服务水平

电力行业积极响应国家号召，深入推进精准扶贫、精准脱贫、援疆援藏等战略部署，不断加大扶贫工作力度和农网建设投资，履行社会责任；同时，由于贫困地区的农配网投资属于高投资低回报的电力普遍服务，部分省级电网企业面临亏损局面。建议：

一是聚焦深度贫困地区和深度贫困问题，实施产业扶贫和定点扶贫，加强贫困地区电网建设改造，加大户用光伏系统配套电网项目，扎实推进光伏扶贫项目接网工作等，改善和解决贫困地区生产生活用电条件，全力满足贫困人口脱贫的电力需求。

二是通过因地制宜发展分布式光伏、分散式风电，以开发项目为依托，既助力清洁能源发展，又可切实促进地方经济社会发展、基础设施建设、百姓就业，大力提升能源惠民利民力度。

三是建议国家在信贷政策方面加大支持力度，采用政府专项资金和财税金融支持等多种方式，对光伏扶贫、农网建设改造升级等电力普遍服务工程实行长期低息贷款或贴息等普惠金融政策，同时增加对电力企业的增量信贷，确保落实存量接续，缓解电力企业财务压力，全面推动电力普遍服务持续开展。

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