2017年全社會電力消費增速回升，電力供應(yīng)總體寬松，煤電企業(yè)經(jīng)營困難。煤電去產(chǎn)能獲得階段性效果，電力體制改革取得重要進展。2018年，電力供需形勢持續(xù)寬松，部分地區(qū)供需矛盾加大，燃煤發(fā)電企業(yè)繼續(xù)面臨經(jīng)營風險。

一、2017年電力發(fā)展形勢及特點

1.1 全社會電力消費增速回升

2017年，受經(jīng)濟增速回升、電能替代步伐加快、夏季氣溫偏高等因素影響，全社會用電量增速回升。2017年1~11月份全社會用電量5.73萬億kWh，同比增長6.5%，比2016年同期提高1.5個百分點。

宏觀經(jīng)濟穩(wěn)中向好態(tài)勢持續(xù)，基礎(chǔ)設(shè)施投資加大，傳統(tǒng)產(chǎn)業(yè)生產(chǎn)恢復(fù)，第二產(chǎn)業(yè)發(fā)展回暖，是帶動全社會電力消費增速回升的主要驅(qū)動力。2017年1~11月，第二產(chǎn)業(yè)用電量同比增長5.5%，比2016年同期提高2.9個百分點，對全社會用電量增長貢獻達到60%。其中，四大高載能行業(yè)對全社會用電量增長的貢獻率為19.7%。

隨著電能替代政策的不斷推進以及夏季高溫天氣等因素影響，第三產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)居民生活用電繼續(xù)保持平穩(wěn)增長態(tài)勢。2017年1~11月，第三產(chǎn)業(yè)用電量同比增長10.5%，比2016年同期回落1.1個百分點，對全社會用電量增長的貢獻率為21.9%。城鄉(xiāng)居民生活用電同比增長7.7%，比2016年同期回落3.8個百分點，對全社會用電量增長的貢獻率為16.3%。

預(yù)計2017年我國全社會用電量達到6.3萬億kWh，增量預(yù)計超過3800億kWh，高于2016年。

1.2 發(fā)電裝機規(guī)模繼續(xù)擴大，電源結(jié)構(gòu)調(diào)整力度加快

發(fā)電裝機規(guī)模穩(wěn)步提升。2017年1~11月，全國基建新增發(fā)電能力11286萬kW，比2016年同期多投產(chǎn)2729萬kW。除核電項目推遲投產(chǎn)、比2016年同期少投產(chǎn)503萬kW外，水電、火電、風電和太陽能發(fā)電分別比2016年同期多投產(chǎn)130萬kW、580萬kW、50萬kW和2472萬kW。國家防范化解煤電產(chǎn)能過剩風險深入推進，有效抑制了煤電產(chǎn)能規(guī)模擴張，同期新增火電3925萬kW。至2017年8月我國全口徑發(fā)電裝機規(guī)模已突破17億kW。

電源投資普遍下降，建設(shè)重點繼續(xù)向非化石能源發(fā)電傾斜。2017年1~11月，電源完成投資同比下降13.4%，其中火電完成投資同比下降27.4%，非化石能源發(fā)電完成投資占電源投資的比重提高了5.6個百分點。電源結(jié)構(gòu)調(diào)整力度加快，新增非化石能源發(fā)電裝機占新增發(fā)電裝機的65%，比2016年提升5個百分點。

火電發(fā)電占比穩(wěn)步下降。2017年1~11月，火電發(fā)電量占總發(fā)電量比重為73%，同比下降0.9個百分點。

核電發(fā)展進程滯后。由于多方面原因，在建核電普遍出現(xiàn)了工期延誤問題，不僅影響了在建核電項目計劃工期，也造成后續(xù)核電發(fā)展的滯后。原計劃2017年新增核電裝機641萬kW、新開工8臺機組，年內(nèi)只新增核電裝機218萬kW、且沒有新開工項目和核準項目，影響了核電中長期發(fā)展進程。

1.3 電力供應(yīng)總體寬松態(tài)勢沒有得到明顯改觀，但仍存在局部區(qū)域電力供需偏緊現(xiàn)象

在大力推動電能替代、嚴控煤電投資、增大跨省區(qū)電力輸送等多重政策推動下，電力需求明顯改觀，加之水電來水偏枯，2017年1~11月，火電設(shè)備平均利用小時3772h，同比增加16h。電力供需總體仍呈寬松態(tài)勢，個別區(qū)域、部分時段電力供需偏緊。

由于電煤價格持續(xù)高位運行且冬季出現(xiàn)翹尾，部分地區(qū)雖然電力供應(yīng)能力充足，但受煤炭資源條件及運輸制約以及冬季天然氣氣荒等因素影響，出現(xiàn)燃料保供壓力，影響了電廠出力。

1.4 發(fā)電企業(yè)尤其是煤電企業(yè)經(jīng)營狀況不佳

煤電企業(yè)經(jīng)營繼續(xù)面臨困境。由于煤炭供應(yīng)偏緊、電煤價格一直處于高位運行，據(jù)中電聯(lián)測算，2017年1~9月份全國煤電行業(yè)電煤采購成本同比提高2000億元，相當于燃料成本增加約6分/kWh。電力供應(yīng)寬松、市場化交易電量規(guī)模擴大，燃煤電廠普遍采取以價換量獲取市場生存空間，煤電企業(yè)經(jīng)營狀況嚴峻。盡管2017年7月1日，國家調(diào)整了多省份燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價和銷售電價，取消向發(fā)電企業(yè)征收工業(yè)企業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整專項資金，將國家重大水利工程建設(shè)基金和大中型水庫移民后期扶持基金征收標準各降低25%，騰出的電價空間用于提高燃煤電廠標桿上網(wǎng)電價，該措施雖部分緩解了燃煤發(fā)電企業(yè)經(jīng)營困難，但燃煤企業(yè)經(jīng)營狀況仍未從根本上得到扭轉(zhuǎn)。煤電行業(yè)約有2/3的企業(yè)陷入虧損狀態(tài)。

此外，風電、光伏發(fā)電、水電等清潔能源消納問題有所改善，但依然存在棄風棄光棄水等現(xiàn)象，加之市場化交易規(guī)模擴大、電價下降，以及可再生能源補貼支付嚴重滯后，也加劇了發(fā)電企業(yè)經(jīng)營困難局面。

1.5 跨區(qū)輸電通道加快推進，跨省區(qū)送電量快速增長

特高壓外送通道建設(shè)加快推進。2017年，全國集中投運酒泉-湖南、晉北-江蘇、錫盟-勝利、榆橫-濰坊、錫盟-泰州、瀾上-廣東、上海廟-山東、扎魯特-青州等特高壓交直流線路8條。2014年啟動的大氣污染防治行動計劃12條重點輸電通道，2017年底全部建成投產(chǎn)，為更大范圍的配置電力資源打下了堅實基礎(chǔ)。

跨省區(qū)送電規(guī)?？焖僭鲩L。2017年前11個月全國完成跨區(qū)送電量3885億kWh，同比增長11.6%;全國各省送出電量合計超過1萬億kWh，同比增長11.7%?？缡^(qū)送電規(guī)模的擴大有效緩解了一些省份的“窩電”現(xiàn)象。

二、重大政策及實施進展

2.1 防范和化解煤電產(chǎn)能過剩風險取得一定成效

2017年以來，繼續(xù)加大防范和化解煤電產(chǎn)能過剩風險的力度。2017年年初國家出臺《關(guān)于進一步做好火電項目核準建設(shè)工作的通知》、《關(guān)于發(fā)布2020年煤電規(guī)劃建設(shè)風險預(yù)警的通知》等文件，指導(dǎo)地方政府和發(fā)電企業(yè)合理安排煤電核準、開工、建設(shè)時序，促進煤電有序發(fā)展。2017年政府工作報告提出，淘汰、停建、緩建煤電產(chǎn)能5000萬kW以上的年度目標。7月，出臺了《關(guān)于推進供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革防范化解煤電產(chǎn)能過剩風險的意見》，明確了“十三五”期間，全國停建和緩建煤電產(chǎn)能1.5億kW、淘汰落后產(chǎn)能0.2億kW以上的目標。

防范緩解煤電產(chǎn)能過剩風險已取得階段性成效。至2017年9月底，已經(jīng)完成了2017年政府工作報告提出的年度淘汰、停建、緩建產(chǎn)能5000萬kW以上的目標任務(wù)。新增煤電裝機比2016年減少約400萬kW，煤電建設(shè)投資同比下降25%，建設(shè)速度和規(guī)模得到了有效控制。

2.2 電力體制改革步伐加快推進

新一輪電力體制改革取得了重要突破，市場化改革方向更加明確。一是多模式試點格局初步形成，截至2017年10月，電力體制改革試點已經(jīng)覆蓋我國絕大多數(shù)省(區(qū)、市)，全國已有23個省(區(qū)、市)開展電力改革綜合試點，12個省(區(qū)、市)開展售電側(cè)改革試點，東北等地區(qū)電力輔助服務(wù)市場取得良好成效，啟動了8個地區(qū)電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點。二是輸配電價改革實現(xiàn)了省級電網(wǎng)全覆蓋，并在此基礎(chǔ)上出臺《全面推進跨省跨區(qū)和區(qū)域電網(wǎng)輸電價格改革工作的通知》，開展跨省跨區(qū)輸電價格核定工作，促進跨省跨區(qū)電力市場化交易。三是交易機構(gòu)組建工作基本完成，成立34家相對獨立的電力交易中心，包括區(qū)域?qū)用娴谋本?、廣州電力交易中心和省級層面的電力交易中心。四是加快放開配售電業(yè)務(wù)，推出兩批共195個增量配電業(yè)務(wù)試點，全國注冊的售電公司約2600家，售電側(cè)市場競爭機制初步建立。五是市場化交易規(guī)模大幅提升，全年預(yù)計市場化交易電量1.6萬億kWh，同比增長60%，約占全社會用電量的25%，為實體經(jīng)濟降低用電成本約700億元。六是規(guī)范燃煤自備電廠，開展了燃煤自備電廠規(guī)范建設(shè)及運行專項督查工作。

在電力體制改革推進的過程中，也遇到了許多困難和問題，電力市場化改革進入“深水區(qū)”。其一，由于電力產(chǎn)能過剩問題日益凸顯，地方政府保增長、降成本壓力增大，市場交易過程中難免存在區(qū)域壁壘、省間壁壘，有些省份融入全國性、區(qū)域性電力市場積極性不高;其二，市場化的交易和定價面臨行政干預(yù)，部分地方采用非市場化手段人為降低電價;其三，可再生能源消納問題仍然存在，尚未完全建立適應(yīng)可再生能源特點的運行管理體系。

2.3 電能替代加快實施，成為推動電力需求增長的重要驅(qū)動力

電能替代政策已經(jīng)上升為國家戰(zhàn)略，成為我國防治大氣污染、改善環(huán)境質(zhì)量、調(diào)整能源結(jié)構(gòu)的重要抓手，也是推動電力需求增長的重要驅(qū)動力。

2016年，國家出臺《關(guān)于推進電能替代的指導(dǎo)意見》，提出在北方居民采暖、生產(chǎn)制造、交通運輸和電力供應(yīng)與消費四個重點領(lǐng)域開展以電代煤、以電代油。根據(jù)計劃，2017年全年將完成電能替代900億kWh，占全社會用電量增量的比重超過20%。

2017年，國家出臺《北方地區(qū)冬季清潔取暖規(guī)劃(2017—2021年)》，要求提高北方地區(qū)取暖清潔化水平，其中電采暖是清潔取暖中的重要抓手，每年平均增加220億kWh的電采暖新增電量，約占電能替代目標的25%。

由于當前電力過剩，實施電能替代中也存在部分省份追求消納多余電量而不重視系統(tǒng)節(jié)能、用電負荷特性以及經(jīng)濟性的現(xiàn)象。電能替代普遍存在改造成本高、投資成本難以回收、需要電網(wǎng)擴容改造、電能替代價格競爭力不強等問題，需要創(chuàng)新模式、發(fā)揮市場手段，有效解決電能替代的經(jīng)濟性問題。

三、2018年電力形勢展望

2018年是全面貫徹黨的十九大精神的開局之年，是決勝全面建設(shè)小康社會的關(guān)鍵之年，電力行業(yè)應(yīng)以供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革為主線，將重點開展化解煤電過剩產(chǎn)能、深化電力體制改革、解決清潔能源消納問題和促進能源惠民利民等重點工作。

3.1 電力消費增長不確定性因素仍然存在

雖然在棄風、棄光、棄水以及電力供應(yīng)相對過剩局面下，各級政府加大電能替代實施力度，有效擴大了電力需求尤其是三產(chǎn)和居民生活用電量增長，新業(yè)態(tài)、新模式、新產(chǎn)業(yè)也不斷涌現(xiàn)，高技術(shù)制造行業(yè)用電增速也將進一步加快，但當前階段，傳統(tǒng)四大高載能行業(yè)電力需求增長仍是影響全社會用電量增速和增量的關(guān)鍵因素。從宏觀經(jīng)濟形勢走勢判斷，2018年可能受到投資領(lǐng)域中房地產(chǎn)和基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)放緩的影響，四大高載能行業(yè)的電力需求難以保持繼續(xù)的增速，可能會對全社會電力消費增速產(chǎn)生影響。

3.2 電力供需形勢持續(xù)寬松，部分地區(qū)矛盾加大

從電源項目建設(shè)進展情況看，風電、光伏發(fā)電等新能源新增裝機繼續(xù)保持增長，2018年新增發(fā)電裝機容量可能繼續(xù)保持在1億kW左右，電力供需總體仍處于相對寬松狀態(tài)，預(yù)計煤電機組繼續(xù)低位運行。

2018年，核電項目如果進展順利，投產(chǎn)規(guī)模有望超過1000萬kW;2017年集中投產(chǎn)特高壓輸電線路，將對受電地區(qū)電力供需平衡產(chǎn)生重要影響。預(yù)計至2020年期間，我國大部分地區(qū)電力供需將持續(xù)處于較為寬松態(tài)勢，本地燃煤發(fā)電小時數(shù)處于低位水平，受電地區(qū)接納區(qū)外電力面臨較大壓力。在當前電力市場化改革背景下，市場機制調(diào)節(jié)手段還在逐步完善，省間協(xié)調(diào)的需求日益加大。

3.3 燃煤發(fā)電企業(yè)繼續(xù)面臨經(jīng)營風險

2017年底全國能源工作會議中“大力化解煤電過剩產(chǎn)能”的部署，標志著關(guān)于煤電產(chǎn)能過剩問題，已從防范過剩風險進入到去產(chǎn)能的新階段。政策取向?qū)⑹且怨礁偁?、?yōu)勝劣汰的原則建立有效市場機制化解過剩產(chǎn)能，將促使發(fā)電企業(yè)注重發(fā)展質(zhì)量。

由于未來電力需求增量主要來自于非化石能源發(fā)電，考慮到“降成本”要求，未來銷售電價難以提升，且新增煤電全部參與市場交易、不再執(zhí)行標桿電價，存量煤電計劃電量也不斷減少，加之煤炭價格波動風險仍然存在，節(jié)能環(huán)保提質(zhì)增效改造要求也不斷提高，煤電企業(yè)預(yù)計經(jīng)營風險仍會存在。

3.4 電力體制改革面臨重大機遇

2018年，重點加快推進增量配電業(yè)務(wù)改革試點工作、8個地區(qū)電力現(xiàn)貨市場交易試點，進一步擴大電力市場化交易規(guī)模，電力行業(yè)將迎來新機遇。

2017年11月，國家發(fā)布《關(guān)于加快推進增量配電業(yè)務(wù)改革試點的通知》，在前兩批195個增量配電試點項目審批完成的基礎(chǔ)上推進第3批增量配電試點項目的報送工作，將引導(dǎo)更多社會資本進入增量配電網(wǎng)的投資運營，降低用戶用電成本。但也需要做好配電網(wǎng)合理規(guī)劃、避免重復(fù)建設(shè)，防止地方“拉專線”等現(xiàn)象的發(fā)生。

2017年8月，國家發(fā)布《關(guān)于開展電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點工作的通知》，提出以南方(以廣東為起步)、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅等8個地區(qū)作為第1批試點，加快組織推動電力現(xiàn)貨市場建設(shè)工作，2018年底前啟動電力現(xiàn)貨市場試運行，電力現(xiàn)貨市場建設(shè)成熟一個啟動一個。未來一年將是電力現(xiàn)貨市場試點建設(shè)的關(guān)鍵一年，將有效建立發(fā)現(xiàn)不同時段、不同地點邊際發(fā)電成本的市場化機制，通過市場信號引導(dǎo)電力供需并有效發(fā)揮清潔能源邊際成本低的優(yōu)勢。