1月29日，中电联发布了《2018-2019年度全国电力供需形势分析预测报告》(以下简称《报告》)，《报告》提出，全国新增发电装机容量1.2亿千瓦、同比减少605万千瓦。其中，新增非化石能源发电装机占新增总装机的73.0%。“5•31光伏新政”出台后，光伏发电增速放缓，全年新增太阳能发电装机容量比上年下降16.2%;国家加快推进和实施光伏扶贫政策，西部地区新增太阳能发电比重同比提高7.8个百分点。东、中部地区新增风电装机占比为64.2%、太阳能发电装机占比为72.2%。

一、2018年度全国电力供需状况

(一)全社会用电量实现较快增长、电力消费结构继续优化

根据中电联快报，2018年，全国全社会用电量6.84万亿千瓦时，同比增长8.5%、同比提高1.9个百分点，为2012年以来最高增速;各季度同比分别增长9.8%、9.0%、8.0%和7.3%，增速逐季回落，但总体处于较高水平。全国人均用电量4956千瓦时，人均生活用电量701千瓦时。主要特点有：

一是第二产业及其制造业用电量增长较快，高技术及装备制造业用电领涨。2018年，第二产业用电量4.72万亿千瓦时、同比增长7.2%，增速为2012年以来新高，同比提高1.7个百分点，拉动全社会用电量增长5.0个百分点。制造业用电量同比增长7.2%，各季度增速分别为6.5%、8.0%、7.0%和6.2%。从几大类行业来看，高技术及装备制造业[1]用电量同比增长9.5%，与同期技术进步、转型升级的相关产业和产品较快增长态势基本一致。四大高载能行业[2]用电量增长6.1%，增速同比提高1.2个百分点，各季度增速分别为4.8%、5.3%、7.3%和7.0%，因国家和地方“稳投资”等措施逐步发力，并受上年低基数影响，下半年增速回升。消费品制造业[3]用电量增长5.5%，各季度增速分别为5.7%、7.9%、5.1%、3.5%，与社会消费品零售总额增速放缓趋势相吻合。

二是第三产业用电量继续快速增长。全年第三产业用电量1.08万亿千瓦时，同比增长12.7%，增速同比提高2.1个百分点;拉动全社会用电量增长1.9个百分点，比上年提高0.5个百分点。信息传输、软件和信息技术服务业用电量增长23.5%，继续延续近年来的快速增长势头，其中互联网和相关服务业、软件和信息技术服务业用电量增速均超过60%;批发和零售业用电量增长12.8%，其中充换电服务业用电量增长70.8%;受电气化铁路、城市公共交通运输、港口岸电、装卸搬运和仓储业等用电持续快速增长拉动，交通运输、仓储和邮政业用电量增长11.7%。

三是城乡居民生活用电量快速增长。全年城乡居民生活用电量9685亿千瓦时，同比增长10.3%，增速同比提高2.6个百分点;拉动全社会用电量增长1.4个百分点，比上年提高0.4个百分点。随着城镇化率和城乡居民电气化水平的持续提高，以及新一轮农网改造升级、居民取暖“煤改电”的大力推进，尤其在气温因素的作用下，冬季取暖和夏季降温负荷快速增长，带动了城乡居民生活用电快速增长。

四是畜牧业和渔业带动第一产业用电量快速增长。全年第一产业用电量728亿千瓦时、同比增长9.8%，增速同比提高2.3个百分点。其中，畜牧产品、渔业产品规模化生产逐步增多，带动畜牧业、渔业用电量分别增长17.4%和11.0%。

五是电力消费结构持续优化。第二产业用电量占全社会用电量的比重为69.0%、比上年降低0.8个百分点。其中，四大高载能行业用电量比重比上年降低0.6个百分点;高技术及装备制造业用电量比重提高0.1个百分点。第三产业、城乡居民生活用电量比重分别提高0.6和0.2个百分点，第一产业用电量比重为1.1%，与上年持平。

六是中西部地区大部分省份增速相对较高。东、中、西和东北地区全社会用电量同比分别增长6.9%、9.6%、10.9%和6.9%，比上年分别提高1.7、2.3、1.8和2.3个百分点;用电量占全国比重分别为48.3%、19.0%、26.9%、5.8%。其中中部、西部同比分别提高0.3和0.2个百分点，东部、东北地区分别下降0.3和0.2个百分点。全国31个省份用电量均实现正增长;除福建、山东外，其余13个用电量增速高于全国平均水平的省份均属于中、西部地区。

(二)电力生产延续绿色低碳发展趋势，高质量发展成效初步显现

截至2018年底，全国全口径发电装机容量19.0亿千瓦、同比增长6.5%。其中，非化石能源发电装机容量7.7亿千瓦，占总装机容量的比重为40.8%、比上年提高2.0个百分点。分类型看，水电装机3.5亿千瓦、火电11.4亿千瓦、核电4466万千瓦、并网风电1.8亿千瓦、并网太阳能发电1.7亿千瓦。火电装机中，煤电10.1亿千瓦、占总装机容量的比重为53.0%，比上年降低2.2个百分点;气电8330万千瓦，同比增长10.0%。全国发电装机及其水电、火电、风电、太阳能发电装机规模均居世界首位。电力供应主要特点有：

一是发电装机绿色转型持续推进。全国新增发电装机容量1.2亿千瓦、同比减少605万千瓦。其中，新增非化石能源发电装机占新增总装机的73.0%。“5•31光伏新政”出台后，光伏发电增速放缓，全年新增太阳能发电装机容量比上年下降16.2%;国家加快推进和实施光伏扶贫政策，西部地区新增太阳能发电比重同比提高7.8个百分点。东、中部地区新增风电装机占比为64.2%、太阳能发电装机占比为72.2%。全国新增煤电2903万千瓦、同比少投产601万千瓦，为2004年以来的最低水平。

二是非化石能源发电量快速增长。全国全口径发电量6.99万亿千瓦时，同比增长8.4%。其中，非化石能源发电量2.16万亿千瓦时、同比增长11.1%，占总发电量的比重为30.9%、比上年提高0.6个百分点。水电发电量1.23万亿千瓦时、同比增长3.2%，火电发电量4.92万亿千瓦时、同比增长7.3%。全国并网太阳能发电、风电、核电发电量分别为1775、3660、2944亿千瓦时，同比分别增长50.8%、20.2%、18.6%。新能源发电已成为内蒙古、新疆、河北、山东、宁夏、山西、江苏、黑龙江、安徽、吉林等14个省份第二大发电类型。

三是各类型发电设备利用小时均同比提高。2018年，全国发电设备平均利用小时为3862小时，同比提高73小时。其中，水电3613小时，提高16小时;火电4361小时，提高143小时;核电7184小时，提高95小时;并网风电2095小时，为2013年以来新高，比上年提高146小时;并网太阳能发电1212小时，提高7小时。

四是弃风弃光问题继续得到改善。各级政府和电力企业等多方共同努力，多措并举推进清洁能源消纳。2018年，全国弃风电量277亿千瓦时，平均弃风率7%，同比下降5个百分点;全国弃光电量54.9亿千瓦时，平均弃光率3%，同比下降2.8个百分点。华北、西北、东北地区风电设备利用小时分别比上年提高102、215和236小时，西北、东北地区太阳能发电设备利用小时分别提高66和65小时。

五是110千伏及以下电网投资比重提高。全国电网投资5373亿元，同比增长0.6%。其中，±1100千伏、1000千伏投资分别增长111.5%和6.8%;110千伏及以下投资增长12.5%，占全部电网投资的比重为57.4%、比上年提高4.5个百分点。全国基建新增220千伏及以上变电设备容量2.2亿千伏安、同比下降8.9%;新增220千伏及以上输电线路长度3.77万千米、同比增长14.0%;新增直流换流容量3200万千瓦、同比下降59.5%。全年投产1个特高压项目，为内蒙古上海庙至山东临沂±800千伏特高压直流工程。截至2018年底，全国跨区电网输电能力达到1.36亿千瓦。

六是跨区跨省送电量快速增长。全年全国跨区、跨省送电分别完成4807和12936亿千瓦时，同比分别增长13.5%和14.6%，增速同比分别提高1.4和1.9个百分点。特高压项目推动跨区跨省送电，其中山西晋北-江苏淮安、宁夏灵州-浙江绍兴特高压线路输电量分别拉动全国跨区送电量增长2.0和4.2个百分点。

七是电力燃料供需总体平衡，地区性时段性偏紧，煤电企业经营仍比较困难。反映电煤采购成本的CECI 5500大卡综合价波动区间为571-635元/吨，各期价格均超过国家发展改革委等《关于印发平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》(发改运行〔2016〕2808号)规定的绿色区间(价格正常)上限，国内煤电企业采购成本居高不下。2018年全年全国火电企业亏损面仍近50%。

(三)全国电力供需总体平衡，部分地区出现错峰限电

2018年，用电增速回升，电网峰谷差加大，全国电力供需形势从前几年的总体宽松转为总体平衡。其中，华北、华东、华中、南方区域电力供需总体平衡，部分省份局部性、阶段性电力供应偏紧;东北和西北区域电力供应能力富余。

二、2019年全国电力供需形势预测

(一)全社会用电量增速较2018年回落

当前经济运行稳中有变、变中有忧，外部环境复杂严峻，经济面临下行压力，用电量增长不确定性增大。综合考虑国际国内形势、产业运行和地方发展等，以及2018年高基数影响，预计2019年全社会用电量增速将平稳回落，在平水年、没有大范围极端气温影响的情况下，预计全年全社会用电量增长5.5%左右。

(二)年底总装机容量约20亿千瓦，非化石能源装机比重进一步提高

预计2019年全国基建新增发电装机容量1.1亿千瓦左右。其中，新增非化石能源发电装机6200万千瓦左右;预计2019年底全国发电装机容量约20亿千瓦、同比增长5.5%左右。其中，水电3.6亿千瓦、并网风电2.1亿千瓦、并网太阳能发电2.0亿千瓦、核电5000万千瓦、生物质发电2100万千瓦左右。非化石能源发电装机容量合计8.4亿千瓦左右，占总装机容量的比重为41.8%左右，比上年底提高1个百分点。

(三)全国电力供需总体平衡，局部地区部分时段电力供需偏紧

2019年，新能源发电装机将持续增加;第三产业和居民生活用电比重持续提高，拉大系统峰谷差，时段性系统调峰能力不足;电煤价格高位运行，发电用煤维持地区性季节性供需偏紧格局。在多重因素叠加、交互影响下，预计全年全国电力供需总体平衡，局部地区高峰时段电力供需偏紧。其中，华北、华中区域局部性时段性电力供需偏紧;华东区域电力供需总体平衡;南方区域电力供需总体平衡，枯水期广西、贵州偏紧，汛期云南清洁能源消纳压力较大;东北、西北区域预计电力供应能力富余。预计2019年全国火电设备利用小时4400小时左右。

三、有关建议

2019年是新中国成立70周年，是决胜全面建成小康社会第一个百年奋斗目标的关键之年，是习近平总书记提出能源安全新战略五周年。电力行业坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面落实中央经济工作会议决策部署，按照全国发展改革工作会议、全国能源工作会议的安排要求，深入推进“四个革命、一个合作”能源安全新战略，按照高质量发展的根本要求，在构建清洁低碳、安全高效的能源体系上取得新成效，着力推动电力高质量发展迈出新步伐。结合电力供需分析与预测，提出有关建议如下。

(一)坚持落实发展战略规划，深入推进电力生产和消费革命。重点做好规划引领、电网架构、新能源发展、核电建设等工作。

一是根据“十三五”规划中期评估结果，及时调整电力发展节奏和规划目标，并抓好落实;尽快启动“十四五”规划研究工作。积极开展电力发展战略规划专项研究，统筹确定能源消费总量及各地区、各子行业发展目标，做好各战略目标与规划目标衔接。

二是深化中长期电网网架规划研究，尽快形成目标清晰、布局科学、结构合理、运行高效、便于实施的中长期网架规划。推动电网与互联网深度融合，着力构建面向未来的以电网为中心的能源互联网。

三是进一步优化可再生能源开发布局，集中式与分布式开发并举，因地制宜，增强消纳能力;适度控制海上风电开发节奏，避免政策补贴下的一拥而上，促进海上风电有序发展。

四是保持核电机组建设规模和进度，每年宜核准6-8台机组。核电具有建设周期长、投资规模大特点，核电建设既可发挥稳投资作用、又不增加近三年供应能力，对于推动未来能源结构优化具有重要作用;对于承担核电技术引进、自主创新、重大专项设备国产化任务的首台(批)核电机组或示范工程，在上网电价上给予一定的倾斜。

(二)坚持深化供给侧结构性改革，提高清洁高效电力供给能力。按照“巩固、增强、提升、畅通”八字方针，重点加大清洁能源消纳、电网调节和供给保障能力等工作。

一是全力以赴、多措并举实现清洁能源消纳目标。创新市场交易机制，推动清洁能源发电企业与用户直接签订中长期交易合约，以发电权交易等方式灵活执行，鼓励清洁能源积极参与电力现货市场;统筹可再生能源配额制、绿色电力证书和碳排放交易等机制;打破省间壁垒，推进跨省区发电权置换交易。

二是挖掘潜力，着力提升电网调节能力，促进供需平衡。完善调峰辅助服务补偿机制，提高机组改造积极性，全面推动煤电灵活性改造和运行;确定科学、合理的峰谷分时电价比，加大对需求侧管理的政策支持力度，引导用户有序用电，实现削峰填谷、移峰平谷，促进电力供需平衡。

三是提高电网保障电力供应和资源优化配置能力。加快特高压配套电源核准建设，提高现有特高压通道的利用率;着力解决城乡区域电网发展不平衡问题，继续推进配电网、中西部地区农村电网的建设，提升电网供给保障能力。

(三)坚持推进电力市场化改革，提高电力消费服务水平。深入推进电力体制改革，重点抓好增量配电网改革试点、电价传导机制、电价政策落实、电能替代等。

一是着力推动增量配电业务改革试点项目落地。加大对重点联系项目的支持和引导，发挥示范带动作用;尽快出台操作细则，保障试点项目全面推进。加快制定增量配电试点项目建设、安全、接入等方面的行业标准，尽快形成适应增量配电业务发展的标准管理体系。

二是推动建立市场化的电价传导机制。鼓励电力用户和发电企业自主协商，推行“基准电价+浮动机制”，签订电力市场化交易合同，形成煤价、电价和终端产品价格联动的顺畅传导机制。各地方根据本地电力市场建设情况，深入研究并适时推出相关管理和监督细则。

三是全面落实供电营业区内转供电主体的电价政策。认真排查，加快清理在国家规定销售电价之外向终端用户收取的不合理加价，确保国家各项降价红利全部传导到终端转供电用户。

四是进一步加大电能替代力度。将电能替代工作纳入地方和行业发展规划，科学合理可持续高质量推进;进一步完善峰谷分时电价机制，以及居民阶梯电价等相关政策，持续扩大电力消费市场，不断提高电力占终端能源消费比重，全力推进再电气化进程。

(四)坚持防范市场风险，化解电力企业经营困境。电力企业是电力供应的责任主体和坚强保证。当前，全国煤电企业亏损面仍过半，电网企业2018年利润下降24.3%，应重点保障电煤供应、落实可再生能源补贴资金等。

一是保障电煤价格在合理区间。加强煤电运三方中长期合同有效监管，确保合同履约到位;进一步规范煤电定价机制，以电煤价格指数为依据，引导市场合理预期，控制电煤价格在合理区间，缓解煤电企业经营困境。

二是落实可再生能源补贴资金。加快可再生能源补贴目录公布和补贴资金发放，尽快解决巨额拖欠问题，缓解企业经营和资金压力。

三是建立科学合理的电价形成机制，统筹考虑电力企业维护社会稳定和支撑经济发展的重要作用，降低政策性亏损风险，增强企业可持续发展能力;科学合理设定电力企业利润等考核指标。

(五)牢固树立安全观念，全力保障能源电力安全。电力是国民经济的先行基础产业，占有极其重要的地位，具有广泛性和不可缺性。建议重点强化安全体系建设、保障电煤供给、科学控制电煤价格、促进上下游协调发展。

一是强化安全体系建设。落实安全生产责任、加强安全风险防控，主动应对电网负荷屡创新高、新设备大量投运、新能源快速增长、自然灾害多发频发等挑战，确保电力系统安全生产和稳定供应。

二是保障电煤稳定供应。推动优质产能释放，适度放开沿海电厂进口煤采购，充分利用好国际国内两个市场、两种资源，稳定电煤价格在绿色区间。对产能减少和运力受制约区域，在铁路运力配置上予以倾斜，加强对中长期合同履行的运力保障。

三是严格区分“控煤”与“控电煤”。将污染严重的散烧煤等作为“控煤”的重点，保障清洁高效的煤电生产，避免出现为实现控煤目标简单限制煤电生产、从而造成电力紧张的情况。

四是进一步探索煤炭和电力合作模式。推动煤炭和电力上下游产业有机融合，促进电煤供应在数量、质量、价格、运输上形成长期稳定的合作关系和市场机制，不断完善利益共享、风险共担的煤电合作机制。