经济网讯 2018年1月31日，中电联发布《2017-2018年度全国电力供需形势分析预测报告》。报告预计2018年全社会用电量增长5.5%左右。呼吁着力解决掣肘电力企业经营关键问题，切实提高行业可持续发展的动力和活力。

2018年全国电力供需：总体宽松，局部高峰时段偏紧

综合考虑宏观经济、服务业和居民用电发展趋势、大气污染治理、电能替代等各方面因素，预计2018年电力消费仍将延续2017年的平稳较快增长水平。考虑到2017年高基数等因素，在平水年、没有大范围极端气温影响情况下，预计2018年全社会用电量增长5.5%左右。

预计全年全国新增装机容量1.2亿千瓦左右，其中，非化石能源发电装机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，其中，非化石能源发电7.6亿千瓦，占总装机比重将上升至40%左右。预计煤电装机容量10.2亿千瓦，占全国装机比重53.6%，比2017年底降低1.5个百分点。

预计2018年全国电力供需总体宽松、部分地区富余、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3710小时左右，其中，火电设备利用小时4210小时左右，与2017年基本持平。分区域看，东北、西北区域预计电力供应能力富余较多；华东、华中区域预计电力供需总体平衡，少数省份在迎峰度夏、度冬用电高峰时段供需偏紧；华北区域预计电力供需总体平衡，河北南网电力供需偏紧；南方区域预计电力供需总体平衡，但省级电网间平衡差异较为突出。

中电联在做好2017-2018年度电力供需形势分析预测的基础上，提出四大建议。

针对电力工业不平衡、不充分问题，提前谋划精准施策。

深刻认识新时代发展要求，厘清主要矛盾和问题。加强顶层设计，跟踪研究并提出兼具系统性、针对性和操作性的行业发展对策。针对电力行业发展中绿色低碳发展、市场化改革、网源协调、清洁能源消纳等重点问题，组织开展专题研究和系列调研；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，观大势、谋全局、干实事，科学制订行业发展对策，有序推动问题解决。

认清形势，顺应大势，精准谋划企业发展策略。电力企业应学懂、弄通、做实党的十九大精神，按照中央经济工作会议决策部署，瞄准新时代的新目标，准确把握新时代能源电力工作的新要求，在趋势变化中主动发挥作用。

加强“十三五”发展规划中期评估，切实引导行业高质量发展。

加强规划执行过程管理，完善并落实规划中期评估机制。及时开展相关调研工作，根据规划执行中出现的新形势、新问题，统筹电力发展各环节工作，并客观做好规划的滚动修订，促进规划目标的顺利完成，推动电力行业高质量发展。

客观评价规划确定的发展目标、重点任务和政策措施落实情况。对各省生产供应能力目标、电源结构目标、电网发展目标、综合调节能力目标、节能减排目标、民生用电保障目标以及能源消费总量目标进行全面评估，并对评估结果进行客观分析、科学应用。

根据规划评估情况，适时调整规划目标和任务，完善相关政策与措施，推动规划有效实施。对明显低于进度或明显超过进度的有关规划目标进行合理调整，例如太阳能发电装机容量已基本实现“十三五”规划目标，应适时调整规划目标和任务。

推进煤炭电力两行业协同发展，保障能源电力安全稳定供应。

多措并举保障电煤市场的供需平衡和稳定供应。煤炭稳定供应关系国计民生，保持煤炭市场供需平衡、具备一定余缺调剂裕度，不仅是保障电力能源安全供应的必要要求，更是保障煤炭、电力等上下游相关行业稳定协调发展的客观需要。全面梳理全国煤炭有效产能、产量，根据煤炭市场实际情况，认真协调煤炭去产能和保供应的关系，坚持电煤市场化方向，鼓励符合安全、高效、环保的先进煤企释放产能，加快审批投产一批合规项目，增强保障能力，保障电煤市场的供需平衡和稳定供应。

继续优化进口煤政策。进口煤作为沿海电厂电煤供应的重要补充，对补充国内沿海煤炭供应、保障我国能源安全具有重要作用。一方面充分考虑沿海电厂设计煤种、区域特点、内贸煤港口集疏运能力、度冬度夏电煤供需平衡情况，统筹制定进口煤调控目标。另一方面提高进口煤相关管理政策的延续性和稳定性，优化监管措施，给发电企业增加采购煤种选择和资源优化调整空间。

加强运力协调，做好铁路运力的保障协调和各港口资源配置协调。运力保障是影响电煤安全稳定供应的关键环节，尤其在南方沿海区域，有序做好资源和港航运力衔接是保证安全供应的必然要求。建立运力监督协调机制，及时协调解决出现的各项重点问题；加强电煤运输与其他重要基础物资的运输协调；在东南沿海港口完善电煤储备应急机制，尤其确保重点地区、重点用户、重要时段的用煤需求。

着力解决掣肘电力企业经营关键问题，切实提高行业可持续发展的动力和活力。

理顺各种价格关系，营造电力企业正常经营环境。尽快引导电煤价格下调至绿色区间，有效降低持续居高不下的燃料成本，以缓解煤电企业经营困境并提高行业贯彻落实中央降电价要求的承受能力。完善并启动煤电联动机制，有效缩减当前持续高位的燃料成本、大幅上涨的环保成本与接连下降的电价之间的矛盾。针对以清洁能源为主的地区推行火电机组备用容量补偿机制；尽快健全并落实辅助服务市场，针对长期备用机组实行两部制电价等措施，为系统调峰、调频、备用等机组提供合理补偿。

尽快解决发电企业各项补贴、补偿拖欠问题，缓解企业经营压力。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，尽快研究完善可再生能源发电补贴定价机制及相关政策，减少简化交叉补贴，以解决当前向低碳绿色清洁能源转型关键阶段可再生能源高速发展产生的高额补贴需求。另一方面，正确认识、合理评估环保电价作为巨额环保改造投资成本补偿的合理性和必要性，将参与市场交易电量的环保电价调整为“价外补贴”方式，鼓励发电企业进行超低排放、深度节能和灵活性改造；加强对燃煤机组环保改造的政策支持，及时兑现超低排放煤电机组相应的资金补贴和电量奖励政策。

建立普遍服务补偿机制，保障电力企业尤其是电网企业可持续发展的需要。针对电力企业尤其是电网企业农网建设改造、东西帮扶计划等普遍服务工程，具有显著的高投资、低收益特征，一方面将对应投资纳入输配电价核定中统筹考虑，另一方面在财政、资金等方面加大政策支持力度，通过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方式建立电力普遍服务补偿机制。

着力在提质增效上下功夫，合理降低企业运营成本。一方面，外拓市场、增产增利。发电企业积极开展电量结构优化，做好集团内部的“产能置换、电量转移”，电网企业积极探索推进“电能替代”，争取增供扩销。另一方面，加强成本管控和运营管理，加快低效、无效资产处置，防控经营风险。深化企业内部体制、机制改革，实现科技引领和管理创新。电网企业加快电网自动化建设，完善调度运行机制，加快高损治理，实现降损增效。（宋明霞 林非）