一、一季度全国电力供需状况
（一）全社会用电量快速增长，电力消费呈现新亮点
一季度，全国全社会用电量1.59万亿千瓦时、同比增长9.8%，为2013年三季度以来季度用电量最高增长水平。分地区看，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长7.8%、9.3%、13.6%和10.2%，增速同比分别提高1.8、3.1、4.1和5.3个百分点；全国所有省份用电量均实现正增长。
全社会用电量较快增长的主要原因：一是宏观经济运行延续稳中有进、稳中向好的发展态势，工业生产总体稳定，为全社会用电量增长提供了有力支撑。二是寒冷天气因素。1、2月份全国平均气温比去年同期分别低1.4℃和1.9℃，带动取暖负荷及用电需求快速增长。近年来“煤改电”居民取暖工程快速推进，叠加年初部分地区天然气供应紧张，进一步放大了气温对用电需求的拉动。三是电能替代快速推广。电能替代在工业生产、北方居民采暖、交通运输等领域推广取得明显成效，拉动用电增长。四是服务业保持平稳较快增长，新兴产业用电保持快速增长势头。
电力消费主要特点有：
一是第二产业用电量增长总体平稳，高技术制造业用电较快增长。第二产业用电量1.06万亿千瓦时、同比增长6.7%；制造业用电量7686亿千瓦时、同比增长6.5%，比上年四季度提高2.3个百分点，在上年同期9%的较高基数基础上仍然实现较快增长，反映出当前制造业用电的较好形势。制造业中，有色金属、黑色金属、化工、建材四大高载能行业合计用电量同比增长4.8%，增速同比回落4.6个百分点；计算机/通信和其他电子设备制造业、通用设备制造业、电气机械和器材制造业、专用设备制造业和医药制造业用电量同比分别增长11.5%、10.6%、9.6%、9.1%和8.2%，均实现快速增长。随着国家供给侧结构性改革的深入推进，工业生产转型升级效果明显。
二是第三产业用电增速创近8年来季度新高。第三产业用电量2504亿千瓦时、同比增长16.7%，为2010年一季度以来季度最高增长水平，增速同比提高8.9个百分点。第三产业用电量持续快速增长的原因，除低温和基数偏低外，主要还得益于服务业保持平稳较快的发展态势。其中，信息传输/软件和信息技术服务业用电继续延续近年来的快速增长势头，同比增长23.3%，部分中西部省份用电增长尤为突出，内蒙古、新疆、贵州和湖北分别同比增长203.6%、118.7%、71.7%和33.7%；交通运输/仓储和邮政业用电量同比增长12.1%。
三是城乡居民生活用电量高速增长。城乡居民生活用电2572亿千瓦时、同比增长17.2%，增速同比提高14.3个百分点。主要是受上年同期低基数、今年前两月部分地区出现极寒天气、居民“煤改电”、电动汽车充电快速发展等多因素综合影响。
四是第一产业用电快速增长。第一产业用电量219亿千瓦时、同比增长10.3%，用电较快增长的省份主要集中在内蒙古、安徽、宁夏、青海等中西部地区。新一轮农网改造升级有效提高贫困地区电网供电能力和质量，同时机井通电、农产品加工、电能替代等均对第一产业用电产生拉动作用。
五是电力消费结构持续优化，用电增长呈现新动能。第二产业占全社会用电量的比重同比下降2.5个百分点，其中四大高载能行业用电量比重为27.4%，同比下降1.5个百分点。随着服务业持续快速发展，第三产业持续两位数的增速，使其在全社会用电量中的比重逐年上升，一季度提高1.3个百分点至15.8%。第三产业和居民生活用电对全社会用电增长的贡献率分别为25.2%和26.5%，比上年同期分别提高9.0和20.1个百分点。与此同时，各产业内行业用电形势差异性明显，随着国家供给侧结构性改革和创新驱动的扎实推进，转型升级成效明显。经济增长新动能催生用电增长新动能，医药制造业、专业设备制造业等6大制造业为代表的高技术制造业，以及与互联网等信息技术密切联系的第三产业诸多行业用电量持续快速增长，逐步成为电力消费中的新亮点。
（二）电力高质量发展成效显现，清洁低碳发展趋势明显
截至3月底，全国6000千瓦及以上电厂发电装机容量17.1亿千瓦、同比增长6.1%，增速同比降低1.6个百分点。其中，火电装机容量11.0亿千瓦、同比增长3.7%，增速同比降低1.3个百分点。
电力供应主要特点有：
一是发电装机结构延续清洁化发展趋势，煤电新增装机容量同比减少近六成。一季度，全国新增发电装机容量2491万千瓦，同比增加304万千瓦。其中，新增非化石能源发电装机1852万千瓦，占新增总装机的74.3%，创历年新高，同比提高24.9个百分点；基建新增煤电420万千瓦、同比减少57.3%，化解煤电过剩产能顺利推进，从严控制煤电新增规模效果明显。
二是非化石能源发电量快速增长。全国规模以上发电量1.57万亿千瓦时、同比增长8.0%。其中，水电发电量1933亿千瓦时、同比增长2.6%；火电发电量1.21万亿千瓦时、同比增长6.9%，增速同比回落0.5个百分点。全口径并网太阳能发电、风电、核电发电量分别为343、978、611亿千瓦时，同比分别增长66.2%、39.1%、11.6%。
三是风电、太阳能发电等设备利用小时同比提高，不合理弃风弃光问题持续得到改善。全国发电设备利用小时为922小时，同比提高34小时。其中，水电设备利用小时617小时、同比降低6小时；在电力消费快速增长、水电发电量低速增长等因素影响下，全国火电设备利用小时1089小时、同比提高52小时；并网太阳能发电、风电、核电设备利用小时分别为289、592、1690小时，同比分别提高14、124、59小时。在政府和电力企业等多方共同努力下，上年以来弃风弃光问题持续得到明显改善，弃水问题也得到缓解。为进一步促进弃风弃光问题的缓解，今年jinnianhui金年会和南方电网公司分别制定了促进清洁能源消纳的22项和24项工作措施，在加快电网建设、合理安排调度、加强全网消纳、加大市场交易、推动技术创新等多方面推进清洁能源消纳，今年一季度弃风弃光问题延续改善趋势，无弃水电量。
四是农网及配网投资比重继续过半，跨区和跨省送电量均实现快速增长。一季度，全国电网工程建设完成投资同比下降23.2%，主要是因上年多个特高压项目已投产，以及新一轮农网改造升级已取得阶段性重大进展，当前在建项目减少；全国110千伏及以下电网投资比重占电网总投资比重达到53.6%，继续保持在50%以上。全国基建新增220千伏及以上变电设备容量6341万千伏安、同比少投产373万千伏安；新增220千伏及以上输电线路长度8450千米、同比多投产83千米。特高压交直流工程助推资源优化配置能力提升，跨区和跨省送电量均实现快速增长，一季度全国完成跨区送电量同比增长26.1%，增速同比提高5.2个百分点；跨省送出电量同比增长22.9%，增速同比提高13.5个百分点。
五是煤电企业经营形势仍然较为严峻，电网企业经营面临较大挑战。1月份电煤价格延续上年的上涨势头，2月9日发布的中国沿海电煤采购价格指数CECI5500大卡现货成交价达到752元/吨，比上年末上涨近50元/吨；随着国家有关部门多措并举对电煤增供控价，电煤供需形势明显缓和、市场电煤价格下降，3月30日发布的CECI5500大卡综合价、现货成交价分别降至598、625元/吨。但在电煤价格同比继续提高、市场化交易导致电价下降等因素共同影响下，煤电企业经营形势仍然较为严峻，部分大型发电集团煤电板块仍然整体亏损，亏损面接近50%。受煤电企业持续亏损、煤电新开工项目减少等影响，发电设计、建设施工等企业经营形势也较为严峻。电网企业经营面临较大挑战，今年《政府工作报告》中提出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%；同时，电网企业履行电力普遍服务义务，贯彻落实脱贫攻坚、乡村振兴、援疆援藏等战略部署，持续加大农网建设投资，投入巨大，经济效益无保障，部分省级电网企业亏损。
（三）全国电力供需形势总体宽松，部分地区出现错峰限电
一季度，华中区域电力供需偏紧，华北、南方区域电力供需总体平衡，华东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。其中，河北南部电网、江苏、湖北、湖南、河南、江西、贵州等省级电网在大范围雨雪冰冻期间采取了有序用电措施。
二、全国电力供需形势预测
（一）全社会用电量延续平稳增长，消费结构进一步调整优化
综合考虑宏观经济、供给侧结构性改革和产业转型升级、电能替代、环保安全检查、国际贸易环境等各方面因素，预计2018年电力消费仍将延续2017年的平稳较快增长水平。从目前情况看，今年前两个月气温偏低促进用电负荷增长，预计上半年全社会用电量同比增长8%左右；根据气象部门预测，如2018年夏季全国大部气温偏高或出现持续大范围高温天气，全年用电量将如年初预测，可能突破5.5%；考虑到2017年下半年的高基数，预计今年下半年全社会用电量增速将比上半年回落。全年第三产业和居民生活用电量快速增长，电力消费结构将进一步调整优化。
（二）全国预计新增装机容量1.2亿千瓦，非化石能源装机比重进一步提高
预计上半年全国基建新增发电装机5000万千瓦左右；全年新增1.2亿千瓦，其中，非化石能源发电装机投产7000万千瓦左右。预计2018年底，全国发电装机容量将达到19.0亿千瓦、同比增长6.5%左右；其中，非化石能源发电装机合计达到7.6亿千瓦，占总装机容量比重上升至40%左右，比2017年底提高1.5个百分点左右。
（三）全国电力供需总体宽松，局部地区用电高峰时段电力供需偏紧
预计全年全国电力供应能力总体宽松、局部地区用电高峰时段电力供需偏紧。预计全年发电设备利用小时3740小时左右，其中，火电设备利用小时4250小时左右。分区域看，预计华北区域电力供需偏紧；华东、华中区域电力供需总体平衡；南方区域电力供需总体平衡，但省级电网间平衡差异较为突出；东北、西北区域预计电力供应能力富余较多。分省份看，迎峰度夏期间河北南部电网电力供需偏紧，在出现持续极端高温天气情况下，京津唐、山东、江苏、浙江、湖北、江西、广东等省级电网电力供需偏紧。
三、有关建议
2018年是全面贯彻党的十九大精神的开局之年，电力行业将全面贯彻落实党中央、国务院部署，按照高质量发展的要求，以推进供给侧结构性改革为主线，推动电力发展质量变革、效率变革和动力变革，做好新时代电力工作，更好地满足人民群众多层次多样化高质量用电需求。
（一）贯彻落实党的十九大会议精神，推进电力行业高质量发展
一是加强调查研究，科学分析行业高质量发展面临的问题。党的十九大、中央经济会议和全国“两会”均明确提出推动高质量发展的总要求，电力作为国民经济基础性产业，也进入转方式、调结构、换动力的攻坚期。针对电力发展中面临的不平衡不充分问题，根据电力高质量发展的总体要求，结合“十三五”规划中期评估等，深入调研，系统分析，开展相关研究。
二是加强顶层设计，科学谋划推进电力行业高质量发展。进一步提高思想认识和政治站位，站在支撑国民经济健康发展的高度，科学谋划和系统提出电力高质量发展目标、要求、路径、方法和步骤，以科学指导、稳步推进电力行业的高质量发展。
三是加强责任落实，全面推进电力行业高质量发展。结合深入学习贯彻落实党的十九大精神，按照中央经济工作会议和全国“两会”决策部署，以“四个革命，一个合作”为总遵循，按照高质量发展总体规划和要求，结合本地区本单位实际，全面推进，狠抓落实，不断提高发展质量和效益。
（二）加强电力供需预测预警，为经济社会高质量发展提供安全可靠的电力保障
一是加强电力供需预测预警分析，促进行业上下游协调发展。在当前用电需求较快增长、用电高峰时段部分地区电力供需偏紧的形势下，综合利用气象、经济、环保等宏观及相关上下游行业数据信息，强化统计分析，做好供需预测预警，指导行业上下游协调发展。切实解决好去产能和调结构、保供应之间的关系，全力化解煤、电供需矛盾，通过加快推进煤炭优质产能释放增加国内煤炭有效供给，保持进口煤政策的稳定性和连续性等多种措施，保障电煤稳定供应，尤其确保迎峰度夏期间发电用煤安全。
二是加强电力系统运行分析，提高电力系统安全稳定可靠水平。受电力行业优结构、转动力影响以及市场化进程的持续推进，电力供给清洁化、市场主体多元化等发展趋势使电力系统形态及特性发生重大变化，系统运行的不确定性大大增加。同时，随着技术进步和管理模式创新，使得备用共享等更大范围、更高层次优化和提升电力系统成为可能。一方面，通过加强电力系统运行特性分析，推进成熟技术和可靠模式应用，不断提高电力系统的安全性、稳定性、经济性和清洁化。另一方面，加强需求侧管理，扩大舆论宣传引导，通过加强峰谷电价差、完善阶梯电价制度等电价手段，鼓励用户低谷时段用电，有效降低用电负荷峰谷差。
三是建立健全应急机制，及时应对系统运行和行业发展的突发问题。随着我国电力快速发展和持续转型升级，大电网不断延伸、电压等级不断升高、大容量高参数发电机组不断增多，新能源发电大规模集中并网，系统运行方式日趋复杂，特别是信息技术等新技术应用带来的非传统隐患增多，对电力系统安全稳定运行提出了严峻考验。电力系统需要在规划、设计、防控、应急等方面采取预防性措施，健全应急机制，尽可能保障系统安全和降低危害程度，保障电力供需平衡。
（三）防范化解系统性经营风险，促进电力企业持续健康发展
一是切实缓解煤电企业亏损困境。针对当前发电企业尤其是煤电企业持续亏损局面，重中之重是确保电煤价格回落并稳定在绿色区间运行。在各方的努力下，一季度电煤价格虽季节性回落，但也仅至上年年中水平，且市场平衡较为脆弱。建议加大市场有效供应与加强市场规范监管并举，有效保供降价，避免电煤价格再次出现大起大落，对相关上下游行业经营造成巨大冲击。
二是高度重视新能源补贴问题。一方面，加快解决可再生能源电价附加补助资金历史欠账问题；另一方面，尽快研究并完善调整可再生能源发电补贴定价机制及相关政策，解决补贴资金缺口问题，简化补贴发放流程。防止由于巨额补贴不到位造成新能源发电企业经营资金不足、升级改造资金存在较大缺口，乃至造成停机情况的发生。
三是建立合理的公共服务补偿机制。考虑到电力企业尤其电网企业农网建设改造、东西帮扶计划等普遍服务工程，为典型的公共产品、公共服务，具有显著的高投资、低收益特征。为保障企业的政策运营，建议一方面将对应投资纳入输配电价核定中统筹考虑；另一方面建立电力普遍服务补偿机制，对农网建设改造工程实行长期低息贷款或政府贴息、对电价承受能力差的地区给予运营补贴等支持。
四是及时化解新问题，稳妥有序推进电力体制改革。随着电力体制改革不断深化，及时认真总结电力市场建设中暴露的新情况、新问题，稳妥有序推进改革，严格监督和杜绝政府不合理干预行为；健全电力市场主体信用体系建设，建立守信激励和失信惩戒机制，加强直接交易合同约束力，保障合同有效执行。
