2018年电力形势分析与2019年电力供需形势预测-第2页-北极星售电网

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从消费结构看，第一产业用电量占全社会用电量的比重为1.03%，与2018年基本持平；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16.44%和14.51%，较2018年分别提高0.53和0.25个百分点；第二产业用电量占全社会用电量的比重为68.02%，较2018年下降0.78个百分点。

从增长动力看，第三产业和城乡居民生活用电对全社会用电量增长的贡献率分别为25.13%和18.56%，较2018年分别提高3.24和0.55个百分点，第三产业和城乡居民生活用电日益成为用电增长新的驱动力。

02电力供应呈现“总体充足、局部偏紧、供需平衡”发展态势

综合考虑现有发电装机规模、新增发电装机速度、煤电装机控制政策等因素，预计2019年全年新增发电装机容量超过1.3亿千瓦，其中水电、核电、风电、太阳能发电等非化石能源发电装机容量超过8.4亿千瓦。年底全国发电装机达到20.4亿千瓦，非化石能源发电装机比重提升至42%左右。

综合发电设备利用小时数、跨区域电力交易和各地区的电力供给情况，预计全年电力供应能力总体充足，除部分地区在迎峰度夏、迎峰度冬等用电高峰时段供应偏紧外，大部分地区供需总体平衡，其中，华东和华中地区供需总体平衡，华北和南方地区电力供需偏紧，东北和西北地区电力供应能力富余。

03促进电力行业健康发展的政策建议

2019年是推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系的关键期，也是推动电力行业高质量发展的攻坚期。电力行业作为国民经济的重要基础产业，2019年亟需以电力行业高质量发展为根本，从“打破电力交易省间壁垒、提振光伏企业信心、疏解煤电企业经营压力”三个方面着手，统筹解决好电力发展中的突出问题，为经济平稳健康发展提供电力安全保障。

深入推进电力市场化改革，打破电力交易省间壁垒

推进跨省跨区电力市场交易，打破电力交易省间壁垒，促进电力资源从省内之间拓展到省际之间进行优化配置，是深入推进电力市场化改革的关键。

一是认真落实《可再生能源电力配额及考核办法》、《关于积极推进电力市场化交易，进一步完善交易机制的通知》等系列政策文件要求。2019年从提高跨省跨区市场化交易电量规模、试点跨省跨区电力现货交易、放开符合条件的用户进入跨省跨区电力交易市场、探索建立跨省跨区高峰用电市场化机制等方面继续加快推进电力市场化交易，完善直接交易机制。

二是建立跨省跨区电力交易市场价格形成机制。鼓励跨省跨区电力交易双方基于发电能力、输送距离、成本收益、政府性基金及附加等信息科学合理测算市场化交易价格。在自主自愿、平等协商的基础上，约定建立相对固定价格与综合考虑市场因素调整相结合的市场价格形成机制，分散和降低市场风险。

三是建立公开透明、功能完善、按市场化方式运行的全国跨省跨区电力交易平台。将各省的发电装机容量、分品种发电量、售电量、线损率、发电标准煤耗、供电标准煤耗、发电消耗原煤、发电设备累计平均利用小时数、发电负荷、用电负荷、发电新增能力、电源投产重点项目、新增变电设备容量、新增输电线路长度、新增生产能力、跨省跨区输入电量、跨省跨区输出电量、发电成本、售电价格等实时数据纳入平台，发挥市场在能源资源优化配置中的决定性作用，打破省间电力信息壁垒，激励省区间在平台上进行直接交易。

多举措支持光伏行业有序发展，提振光伏企业信心

2018年前三季度，我国光伏发电市场规模稳步增长，但受“531新政”影响，导致光伏行业发展信心不足、预期不稳，亟需多举措支持光伏行业有序发展。

一是根据光伏产业发展步伐，大幅调高“十三五”光伏建设目标。《太阳能发展“十三五”规划》中的开发利用目标提出，到2020年底，光伏发电装机达到1.05亿千瓦以上，在“十二五”基础上每年保持稳定的发展规模。截至2018年三季度，我国光伏发电累积装机己达1.65亿千瓦，超出“十三五”规划目标0.6亿千瓦。为保障光伏产业健康可持续发展，推动能源绿色转型，在充分考虑光伏产业发展态势、可再生能源发展需求、能源消费结构优化等因素的基础上，建议将“十三五”光伏发电装机规划目标提高至2.5亿千瓦。

二是延长光伏补贴期限，鼓励光伏发电合理新增建设规模。在中美贸易战和国内“531新政”双重影响下，部分光伏企业面临经营困难的风险，为帮助光伏企业度过寒冬，建议将光伏补贴期限延长至2022年，补贴强度逐年稳步降低。

三是减免可再生能源税费，切实降低光伏企业税费负担。通过提高光伏发电产品增值税退税比例，对光伏阵列不占压土地、不改变地表形态的部分，免征征地占用税和城镇土地使用税，各类光伏发电项目的外部配套及输配电工程，全部由所在地电网企业投资建设等多种举措减税降费，切实降低光伏企业税费负担，以便企业有更多的自有资金开展研发创新、扩大再生产，增强光伏企业发展信心。

合理控制电煤价格，有效疏解煤电企业经营压力

煤炭是我国电力安全的命脉，若电煤价格不断上涨，将加大煤电企业成本压力，既不利于保障电力安全稳定供应，也不利于煤电企业健康可持续发展，2019年合理控制电煤价格仍将是首要任务。

一是加快煤电联营发展步伐。支持煤炭、电力企业通过实施兼并重组，采取投资、入股、控股、收购、并购等方式，积极发展煤电联营。结合电煤运输格局，以中东部地区为重点，推进电煤购销关系长期稳定且科学合理的相关煤炭、电力企业开展联营。支持大型发电企业对煤炭企业实施重组，提高电煤供应安全保障水平。

二是引导煤炭市场价格向合理区间回归。开展煤炭中长期合同履约信用核查，加强政策引导和信用约束，进一步提高中长期合同比重和履约率；加强煤炭市场价格监管，对违法违规炒作煤价、囤积居奇的行为坚决依法依规严厉查处；进一步增加煤炭库存的调节弹性，在生产、消费和中转环节确定1亿吨左右的煤炭可调节库存，对铁路直接供煤的发电企业，适度降低存煤可用天数，以平衡电煤市场供求。

三是根据市场供需情况动态调整进口煤政策总量控制目标。在迎峰度夏、迎峰度冬等用电高峰时段，根据电煤市场供需预测预警情况，提前动态调整进口煤政策总量控制目标，保障电煤供应和稳定煤价，缓解用电高峰时段电力供应紧张压力。

END

文章来源 I《中国物价》2019年第2期

原标题：2018年电力形势分析与2019年展望

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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