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一、2018年度全國電力供需狀況
(一)全社會用電量實現(xiàn)較快增長、電力消費結(jié)構(gòu)繼續(xù)優(yōu)化
根據(jù)中電聯(lián)快報，2018年，全國全社會用電量6.84萬億千瓦時，同比增長8.5%、同比提高1.9個百分點，為2012年以來最高增速;各季度同比分別增長9.8%、9.0%、8.0%和7.3%，增速逐季回落，但總體處于較高水平。全國人均用電量4956千瓦時，人均生活用電量701千瓦時。主要特點有：
一是第二產(chǎn)業(yè)及其制造業(yè)用電量增長較快，高技術(shù)及裝備制造業(yè)用電領(lǐng)漲。2018年，第二產(chǎn)業(yè)用電量4.72萬億千瓦時、同比增長7.2%，增速為2012年以來新高，同比提高1.7個百分點，拉動全社會用電量增長5.0個百分點。制造業(yè)用電量同比增長7.2%，各季度增速分別為6.5%、8.0%、7.0%和6.2%。從幾大類行業(yè)來看，高技術(shù)及裝備制造業(yè)[1]用電量同比增長9.5%，與同期技術(shù)進步、轉(zhuǎn)型升級的相關(guān)產(chǎn)業(yè)和產(chǎn)品較快增長態(tài)勢基本一致。四大高載能行業(yè)[2]用電量增長6.1%，增速同比提高1.2個百分點，各季度增速分別為4.8%、5.3%、7.3%和7.0%，因國家和地方“穩(wěn)投資”等措施逐步發(fā)力，并受上年低基數(shù)影響，下半年增速回升。消費品制造業(yè)[3]用電量增長5.5%，各季度增速分別為5.7%、7.9%、5.1%、3.5%，與社會消費品零售總額增速放緩趨勢相吻合。
二是第三產(chǎn)業(yè)用電量繼續(xù)快速增長。全年第三產(chǎn)業(yè)用電量1.08萬億千瓦時，同比增長12.7%，增速同比提高2.1個百分點;拉動全社會用電量增長1.9個百分點，比上年提高0.5個百分點。信息傳輸、軟件和信息技術(shù)服務業(yè)用電量增長23.5%，繼續(xù)延續(xù)近年來的快速增長勢頭，其中互聯(lián)網(wǎng)和相關(guān)服務業(yè)、軟件和信息技術(shù)服務業(yè)用電量增速均超過60%;批發(fā)和零售業(yè)用電量增長12.8%，其中充換電服務業(yè)用電量增長70.8%;受電氣化鐵路、城市公共交通運輸、港口岸電、裝卸搬運和倉儲業(yè)等用電持續(xù)快速增長拉動，交通運輸、倉儲和郵政業(yè)用電量增長11.7%。
三是城鄉(xiāng)居民生活用電量快速增長。全年城鄉(xiāng)居民生活用電量9685億千瓦時，同比增長10.3%，增速同比提高2.6個百分點;拉動全社會用電量增長1.4個百分點，比上年提高0.4個百分點。隨著城鎮(zhèn)化率和城鄉(xiāng)居民電氣化水平的持續(xù)提高，以及新一輪農(nóng)網(wǎng)改造升級、居民取暖“煤改電”的大力推進，尤其在氣溫因素的作用下，冬季取暖和夏季降溫負荷快速增長，帶動了城鄉(xiāng)居民生活用電快速增長。
四是畜牧業(yè)和漁業(yè)帶動第一產(chǎn)業(yè)用電量快速增長。全年第一產(chǎn)業(yè)用電量728億千瓦時、同比增長9.8%，增速同比提高2.3個百分點。其中，畜牧產(chǎn)品、漁業(yè)產(chǎn)品規(guī)模化生產(chǎn)逐步增多，帶動畜牧業(yè)、漁業(yè)用電量分別增長17.4%和11.0%。
五是電力消費結(jié)構(gòu)持續(xù)優(yōu)化。第二產(chǎn)業(yè)用電量占全社會用電量的比重為69.0%、比上年降低0.8個百分點。其中，四大高載能行業(yè)用電量比重比上年降低0.6個百分點;高技術(shù)及裝備制造業(yè)用電量比重提高0.1個百分點。第三產(chǎn)業(yè)、城鄉(xiāng)居民生活用電量比重分別提高0.6和0.2個百分點，第一產(chǎn)業(yè)用電量比重為1.1%，與上年持平。
六是中西部地區(qū)大部分省份增速相對較高。東、中、西和東北地區(qū)全社會用電量同比分別增長6.9%、9.6%、10.9%和6.9%，比上年分別提高1.7、2.3、1.8和2.3個百分點;用電量占全國比重分別為48.3%、19.0%、26.9%、5.8%。其中中部、西部同比分別提高0.3和0.2個百分點，東部、東北地區(qū)分別下降0.3和0.2個百分點。全國31個省份用電量均實現(xiàn)正增長;除福建、山東外，其余13個用電量增速高于全國平均水平的省份均屬于中、西部地區(qū)。
(二)電力生產(chǎn)延續(xù)綠色低碳發(fā)展趨勢，高質(zhì)量發(fā)展成效初步顯現(xiàn)
截至2018年底，全國全口徑發(fā)電裝機容量19.0億千瓦、同比增長6.5%。其中，非化石能源發(fā)電裝機容量7.7億千瓦，占總裝機容量的比重為40.8%、比上年提高2.0個百分點。分類型看，水電裝機3.5億千瓦、火電11.4億千瓦、核電4466萬千瓦、并網(wǎng)風電1.8億千瓦、并網(wǎng)太陽能發(fā)電1.7億千瓦?；痣娧b機中，煤電10.1億千瓦、占總裝機容量的比重為53.0%，比上年降低2.2個百分點;氣電8330萬千瓦，同比增長10.0%。全國發(fā)電裝機及其水電、火電、風電、太陽能發(fā)電裝機規(guī)模均居世界首位。電力供應主要特點有：
一是發(fā)電裝機綠色轉(zhuǎn)型持續(xù)推進。全國新增發(fā)電裝機容量1.2億千瓦、同比減少605萬千瓦。其中，新增非化石能源發(fā)電裝機占新增總裝機的73.0%。“5•31光伏新政”出臺后，光伏發(fā)電增速放緩，全年新增太陽能發(fā)電裝機容量比上年下降16.2%;國家加快推進和實施光伏扶貧政策，西部地區(qū)新增太陽能發(fā)電比重同比提高7.8個百分點。東、中部地區(qū)新增風電裝機占比為64.2%、太陽能發(fā)電裝機占比為72.2%。全國新增煤電2903萬千瓦、同比少投產(chǎn)601萬千瓦，為2004年以來的最低水平。
二是非化石能源發(fā)電量快速增長。全國全口徑發(fā)電量6.99萬億千瓦時，同比增長8.4%。其中，非化石能源發(fā)電量2.16萬億千瓦時、同比增長11.1%，占總發(fā)電量的比重為30.9%、比上年提高0.6個百分點。水電發(fā)電量1.23萬億千瓦時、同比增長3.2%，火電發(fā)電量4.92萬億千瓦時、同比增長7.3%。全國并網(wǎng)太陽能發(fā)電、風電、核電發(fā)電量分別為1775、3660、2944億千瓦時，同比分別增長50.8%、20.2%、18.6%。新能源發(fā)電已成為內(nèi)蒙古、新疆、河北、山東、寧夏、山西、江蘇、黑龍江、安徽、吉林等14個省份第二大發(fā)電類型。
三是各類型發(fā)電設備利用小時均同比提高。2018年，全國發(fā)電設備平均利用小時為3862小時，同比提高73小時。其中，水電3613小時，提高16小時;火電4361小時，提高143小時;核電7184小時，提高95小時;并網(wǎng)風電2095小時，為2013年以來新高，比上年提高146小時;并網(wǎng)太陽能發(fā)電1212小時，提高7小時。
四是棄風棄光問題繼續(xù)得到改善。各級政府和電力企業(yè)等多方共同努力，多措并舉推進清潔能源消納。2018年，全國棄風電量277億千瓦時，平均棄風率7%，同比下降5個百分點;全國棄光電量54.9億千瓦時，平均棄光率3%，同比下降2.8個百分點。華北、西北、東北地區(qū)風電設備利用小時分別比上年提高102、215和236小時，西北、東北地區(qū)太陽能發(fā)電設備利用小時分別提高66和65小時。
五是110千伏及以下電網(wǎng)投資比重提高。全國電網(wǎng)投資5373億元，同比增長0.6%。其中，±1100千伏、1000千伏投資分別增長111.5%和6.8%;110千伏及以下投資增長12.5%，占全部電網(wǎng)投資的比重為57.4%、比上年提高4.5個百分點。全國基建新增220千伏及以上變電設備容量2.2億千伏安、同比下降8.9%;新增220千伏及以上輸電線路長度3.77萬千米、同比增長14.0%;新增直流換流容量3200萬千瓦、同比下降59.5%。全年投產(chǎn)1個特高壓項目，為內(nèi)蒙古上海廟至山東臨沂±800千伏特高壓直流工程。截至2018年底，全國跨區(qū)電網(wǎng)輸電能力達到1.36億千瓦。
六是跨區(qū)跨省送電量快速增長。全年全國跨區(qū)、跨省送電分別完成4807和12936億千瓦時，同比分別增長13.5%和14.6%，增速同比分別提高1.4和1.9個百分點。特高壓項目推動跨區(qū)跨省送電，其中山西晉北-江蘇淮安、寧夏靈州-浙江紹興特高壓線路輸電量分別拉動全國跨區(qū)送電量增長2.0和4.2個百分點。
七是電力燃料供需總體平衡，地區(qū)性時段性偏緊，煤電企業(yè)經(jīng)營仍比較困難。反映電煤采購成本的CECI 5500大卡綜合價波動區(qū)間為571-635元/噸，各期價格均超過國家發(fā)展改革委等《關(guān)于印發(fā)平抑煤炭市場價格異常波動的備忘錄的通知》(發(fā)改運行〔2016〕2808號)規(guī)定的綠色區(qū)間(價格正常)上限，國內(nèi)煤電企業(yè)采購成本居高不下。2018年全年全國火電企業(yè)虧損面仍近50%。
(三)全國電力供需總體平衡，部分地區(qū)出現(xiàn)錯峰限電
2018年，用電增速回升，電網(wǎng)峰谷差加大，全國電力供需形勢從前幾年的總體寬松轉(zhuǎn)為總體平衡。其中，華北、華東、華中、南方區(qū)域電力供需總體平衡，部分省份局部性、階段性電力供應偏緊;東北和西北區(qū)域電力供應能力富余。
二、2019年全國電力供需形勢預測
(一)全社會用電量增速較2018年回落
當前經(jīng)濟運行穩(wěn)中有變、變中有憂，外部環(huán)境復雜嚴峻，經(jīng)濟面臨下行壓力，用電量增長不確定性增大。綜合考慮國際國內(nèi)形勢、產(chǎn)業(yè)運行和地方發(fā)展等，以及2018年高基數(shù)影響，預計2019年全社會用電量增速將平穩(wěn)回落，在平水年、沒有大范圍極端氣溫影響的情況下，預計全年全社會用電量增長5.5%左右。
(二)年底總裝機容量約20億千瓦，非化石能源裝機比重進一步提高
預計2019年全國基建新增發(fā)電裝機容量1.1億千瓦左右。其中，新增非化石能源發(fā)電裝機6200萬千瓦左右;預計2019年底全國發(fā)電裝機容量約20億千瓦、同比增長5.5%左右。其中，水電3.6億千瓦、并網(wǎng)風電2.1億千瓦、并網(wǎng)太陽能發(fā)電2.0億千瓦、核電5000萬千瓦、生物質(zhì)發(fā)電2100萬千瓦左右。非化石能源發(fā)電裝機容量合計8.4億千瓦左右，占總裝機容量的比重為41.8%左右，比上年底提高1個百分點。
(三)全國電力供需總體平衡，局部地區(qū)部分時段電力供需偏緊
2019年，新能源發(fā)電裝機將持續(xù)增加;第三產(chǎn)業(yè)和居民生活用電比重持續(xù)提高，拉大系統(tǒng)峰谷差，時段性系統(tǒng)調(diào)峰能力不足;電煤價格高位運行，發(fā)電用煤維持地區(qū)性季節(jié)性供需偏緊格局。在多重因素疊加、交互影響下，預計全年全國電力供需總體平衡，局部地區(qū)高峰時段電力供需偏緊。其中，華北、華中區(qū)域局部性時段性電力供需偏緊;華東區(qū)域電力供需總體平衡;南方區(qū)域電力供需總體平衡，枯水期廣西、貴州偏緊，汛期云南清潔能源消納壓力較大;東北、西北區(qū)域預計電力供應能力富余。預計2019年全國火電設備利用小時4400小時左右。
三、有關(guān)建議
2019年是新中國成立70周年，是決勝全面建成小康社會第一個百年奮斗目標的關(guān)鍵之年，是習近平總書記提出能源安全新戰(zhàn)略五周年。電力行業(yè)堅持以習近平新時代中國特色社會主義思想為指導，全面落實中央經(jīng)濟工作會議決策部署，按照全國發(fā)展改革工作會議、全國能源工作會議的安排要求，深入推進“四個革命、一個合作”能源安全新戰(zhàn)略，按照高質(zhì)量發(fā)展的根本要求，在構(gòu)建清潔低碳、安全高效的能源體系上取得新成效，著力推動電力高質(zhì)量發(fā)展邁出新步伐。結(jié)合電力供需分析與預測，提出有關(guān)建議如下。
(一)堅持落實發(fā)展戰(zhàn)略規(guī)劃，深入推進電力生產(chǎn)和消費革命。重點做好規(guī)劃引領(lǐng)、電網(wǎng)架構(gòu)、新能源發(fā)展、核電建設等工作。
一是根據(jù)“十三五”規(guī)劃中期評估結(jié)果，及時調(diào)整電力發(fā)展節(jié)奏和規(guī)劃目標，并抓好落實;盡快啟動“十四五”規(guī)劃研究工作。積極開展電力發(fā)展戰(zhàn)略規(guī)劃專項研究，統(tǒng)籌確定能源消費總量及各地區(qū)、各子行業(yè)發(fā)展目標，做好各戰(zhàn)略目標與規(guī)劃目標銜接。
二是深化中長期電網(wǎng)網(wǎng)架規(guī)劃研究，盡快形成目標清晰、布局科學、結(jié)構(gòu)合理、運行高效、便于實施的中長期網(wǎng)架規(guī)劃。推動電網(wǎng)與互聯(lián)網(wǎng)深度融合，著力構(gòu)建面向未來的以電網(wǎng)為中心的能源互聯(lián)網(wǎng)。
三是進一步優(yōu)化可再生能源開發(fā)布局，集中式與分布式開發(fā)并舉，因地制宜，增強消納能力;適度控制海上風電開發(fā)節(jié)奏，避免政策補貼下的一擁而上，促進海上風電有序發(fā)展。
四是保持核電機組建設規(guī)模和進度，每年宜核準6-8臺機組。核電具有建設周期長、投資規(guī)模大特點，核電建設既可發(fā)揮穩(wěn)投資作用、又不增加近三年供應能力，對于推動未來能源結(jié)構(gòu)優(yōu)化具有重要作用;對于承擔核電技術(shù)引進、自主創(chuàng)新、重大專項設備國產(chǎn)化任務的首臺(批)核電機組或示范工程，在上網(wǎng)電價上給予一定的傾斜。
(二)堅持深化供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革，提高清潔高效電力供給能力。按照“鞏固、增強、提升、暢通”八字方針，重點加大清潔能源消納、電網(wǎng)調(diào)節(jié)和供給保障能力等工作。
一是全力以赴、多措并舉實現(xiàn)清潔能源消納目標。創(chuàng)新市場交易機制，推動清潔能源發(fā)電企業(yè)與用戶直接簽訂中長期交易合約，以發(fā)電權(quán)交易等方式靈活執(zhí)行，鼓勵清潔能源積極參與電力現(xiàn)貨市場;統(tǒng)籌可再生能源配額制、綠色電力證書和碳排放交易等機制;打破省間壁壘，推進跨省區(qū)發(fā)電權(quán)置換交易。
二是挖掘潛力，著力提升電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力，促進供需平衡。完善調(diào)峰輔助服務補償機制，提高機組改造積極性，全面推動煤電靈活性改造和運行;確定科學、合理的峰谷分時電價比，加大對需求側(cè)管理的政策支持力度，引導用戶有序用電，實現(xiàn)削峰填谷、移峰平谷，促進電力供需平衡。
三是提高電網(wǎng)保障電力供應和資源優(yōu)化配置能力。加快特高壓配套電源核準建設，提高現(xiàn)有特高壓通道的利用率;著力解決城鄉(xiāng)區(qū)域電網(wǎng)發(fā)展不平衡問題，繼續(xù)推進配電網(wǎng)、中西部地區(qū)農(nóng)村電網(wǎng)的建設，提升電網(wǎng)供給保障能力。
(三)堅持推進電力市場化改革，提高電力消費服務水平。深入推進電力體制改革，重點抓好增量配電網(wǎng)改革試點、電價傳導機制、電價政策落實、電能替代等。
一是著力推動增量配電業(yè)務改革試點項目落地。加大對重點聯(lián)系項目的支持和引導，發(fā)揮示范帶動作用;盡快出臺操作細則，保障試點項目全面推進。加快制定增量配電試點項目建設、安全、接入等方面的行業(yè)標準，盡快形成適應增量配電業(yè)務發(fā)展的標準管理體系。
二是推動建立市場化的電價傳導機制。鼓勵電力用戶和發(fā)電企業(yè)自主協(xié)商，推行“基準電價+浮動機制”，簽訂電力市場化交易合同，形成煤價、電價和終端產(chǎn)品價格聯(lián)動的順暢傳導機制。各地方根據(jù)本地電力市場建設情況，深入研究并適時推出相關(guān)管理和監(jiān)督細則。
三是全面落實供電營業(yè)區(qū)內(nèi)轉(zhuǎn)供電主體的電價政策。認真排查，加快清理在國家規(guī)定銷售電價之外向終端用戶收取的不合理加價，確保國家各項降價紅利全部傳導到終端轉(zhuǎn)供電用戶。
四是進一步加大電能替代力度。將電能替代工作納入地方和行業(yè)發(fā)展規(guī)劃，科學合理可持續(xù)高質(zhì)量推進;進一步完善峰谷分時電價機制，以及居民階梯電價等相關(guān)政策，持續(xù)擴大電力消費市場，不斷提高電力占終端能源消費比重，全力推進再電氣化進程。
(四)堅持防范市場風險，化解電力企業(yè)經(jīng)營困境。電力企業(yè)是電力供應的責任主體和堅強保證。當前，全國煤電企業(yè)虧損面仍過半，電網(wǎng)企業(yè)2018年利潤下降24.3%，應重點保障電煤供應、落實可再生能源補貼資金等。
一是保障電煤價格在合理區(qū)間。加強煤電運三方中長期合同有效監(jiān)管，確保合同履約到位;進一步規(guī)范煤電定價機制，以電煤價格指數(shù)為依據(jù)，引導市場合理預期，控制電煤價格在合理區(qū)間，緩解煤電企業(yè)經(jīng)營困境。
二是落實可再生能源補貼資金。加快可再生能源補貼目錄公布和補貼資金發(fā)放，盡快解決巨額拖欠問題，緩解企業(yè)經(jīng)營和資金壓力。
三是建立科學合理的電價形成機制，統(tǒng)籌考慮電力企業(yè)維護社會穩(wěn)定和支撐經(jīng)濟發(fā)展的重要作用，降低政策性虧損風險，增強企業(yè)可持續(xù)發(fā)展能力;科學合理設定電力企業(yè)利潤等考核指標。
(五)牢固樹立安全觀念，全力保障能源電力安全。電力是國民經(jīng)濟的先行基礎(chǔ)產(chǎn)業(yè)，占有極其重要的地位，具有廣泛性和不可缺性。建議重點強化安全體系建設、保障電煤供給、科學控制電煤價格、促進上下游協(xié)調(diào)發(fā)展。
一是強化安全體系建設。落實安全生產(chǎn)責任、加強安全風險防控，主動應對電網(wǎng)負荷屢創(chuàng)新高、新設備大量投運、新能源快速增長、自然災害多發(fā)頻發(fā)等挑戰(zhàn)，確保電力系統(tǒng)安全生產(chǎn)和穩(wěn)定供應。
二是保障電煤穩(wěn)定供應。推動優(yōu)質(zhì)產(chǎn)能釋放，適度放開沿海電廠進口煤采購，充分利用好國際國內(nèi)兩個市場、兩種資源，穩(wěn)定電煤價格在綠色區(qū)間。對產(chǎn)能減少和運力受制約區(qū)域，在鐵路運力配置上予以傾斜，加強對中長期合同履行的運力保障。
三是嚴格區(qū)分“控煤”與“控電煤”。將污染嚴重的散燒煤等作為“控煤”的重點，保障清潔高效的煤電生產(chǎn)，避免出現(xiàn)為實現(xiàn)控煤目標簡單限制煤電生產(chǎn)、從而造成電力緊張的情況。
四是進一步探索煤炭和電力合作模式。推動煤炭和電力上下游產(chǎn)業(yè)有機融合，促進電煤供應在數(shù)量、質(zhì)量、價格、運輸上形成長期穩(wěn)定的合作關(guān)系和市場機制，不斷完善利益共享、風險共擔的煤電合作機制。
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