一季度，宏觀經(jīng)濟運行延續(xù)穩(wěn)中向好的發(fā)展態(tài)勢，今年春節(jié)較早以及氣溫偏暖促進節(jié)后開工復產較快，加上上年同期低基數(shù)等因素影響，全社會用電量同比增長6.9%，增速同比提高3.7個百分點，延續(xù)了2016年下半年以來的較快增長勢頭。在制造業(yè)用電量同比增長9.0%的拉動下，第二產業(yè)用電量同比增長7.6%，對全社會用電量增長貢獻率為75.5%，是一季度全社會用電量較快增長的主要原因；第三產業(yè)和城鄉(xiāng)居民生活用電量分別增長7.8%和2.8%，增速均同比下降，暖冬和上年同期高基數(shù)是主要原因。3月底，全國6000千瓦及以上電廠裝機容量16.1億千瓦，同比增長7.7%，供應能力充足；電源投資節(jié)奏繼續(xù)放緩、結構繼續(xù)清潔化，中東部地區(qū)新能源投資和投產占比持續(xù)提高，煤電投資和新增裝機規(guī)模均同比減少，電力供給側結構性改革成效明顯；電網(wǎng)企業(yè)加大風電等新能源跨省區(qū)外送，風電供暖、替代燃煤自備電廠發(fā)電等增強風電就地消納能力,風電棄風問題明顯緩解。全國電力供需總體寬松、部分地區(qū)相對過剩，煤炭各環(huán)節(jié)庫存下降、電煤供應偏緊、煤電企業(yè)燃料成本大幅攀升，部分大型發(fā)電集團煤電板塊已整體虧損。

　　展望后三季度，預計電力消費需求呈前高后低走勢，上半年全社會用電量增速為6%左右，全年增速比2016年略有回落；預計全年新增裝機略超1億千瓦，年底發(fā)電裝機容量達到17.5億千瓦左右，非化石能源發(fā)電裝機占比進一步提高至38%左右；全年全國電力供應能力總體富余、部分地區(qū)相對過剩?；痣娫O備利用小時進一步降至4080小時左右，電煤價格繼續(xù)高位運行，部分省份電力用戶直接交易降價幅度較大、規(guī)模繼續(xù)擴大，發(fā)電成本難以有效向外疏導，煤電企業(yè)效益將進一步被壓縮，發(fā)電企業(yè)生產經(jīng)營繼續(xù)面臨嚴峻困難與挑戰(zhàn)。

　　一、一季度全國電力供需狀況

　　（一）電力消費繼續(xù)較快增長，二產用電增速明顯提高

　　一季度，全國全社會用電量1.45萬億千瓦時、同比增長6.9%，為2012年以來同期最高增長水平，增速同比提高3.7個百分點，比上年四季度微升0.4個百分點。全社會用電量保持較快增長的主要原因：一是宏觀經(jīng)濟運行穩(wěn)中向好，工業(yè)企業(yè)效益明顯改善、生產形勢較好，帶動用電量較快增長，當季工業(yè)用電對全社會用電量增長的貢獻率達到75%。二是今年春節(jié)較早以及氣溫偏暖，加之企業(yè)普遍對市場預期持積極態(tài)度，節(jié)后企業(yè)開工復產情況明顯好于上年。三是上年同期低基數(shù)一定程度上拉高了當季用電增速。

　　電力消費主要特點有：

　　一是制造業(yè)用電強勢反彈，拉動第二產業(yè)用電快速增長。第二產業(yè)用電量同比增長7.6%，增速同比提高7.4個百分點。主要是因固定資產投資增速回升尤其是基建投資高速增長，同時，PPP項目加速落地，企業(yè)預期較好，加大生產力度，制造業(yè)用電量實現(xiàn)9.0%的快速增長；此外，上年同期第二產業(yè)用電僅增長0.2%導致低基數(shù)也是重要原因?；?、建材、黑色、有色等四大高耗能行業(yè)合計用電量同比增長9.4%，是制造業(yè)用電快速增長的主要原因。在上年同期低基數(shù)以及今年以來價格總體上漲、企業(yè)效益明顯好轉的情況下，黑色、有色金屬冶煉行業(yè)用電量同比分別增長12.8%、16.0%，兩行業(yè)合計對制造業(yè)用電量增長的貢獻率達到53%，對全社會用電量增長的貢獻率達到34%。

　　一季度，20個制造業(yè)行業(yè)用電量均同比正增長，除有色、黑色金屬冶煉行業(yè)外，化學纖維制造業(yè)、石油加工煉焦及核燃料加工業(yè)、木材加工及制品和家具制品業(yè)、通用及專用設備制造業(yè)、橡膠和塑料制品業(yè)、交通運輸電氣電子設備制造業(yè)、醫(yī)藥制造業(yè)、金屬制品業(yè)用電量增速也均超過8%。

　　二是第三產業(yè)用電量繼續(xù)較快增長，增速同比下降。第三產業(yè)用電量同比增長7.8%，增速同比下降3.2個百分點。其中，交通運輸倉儲和郵政業(yè)用電量同比增長12.0%，主要是電氣化鐵路用電量增長13.0%的拉動，與近年來我國傳統(tǒng)鐵路電氣化改造以及高鐵、動車快速發(fā)展趨勢相吻合；信息傳輸計算機服務和軟件業(yè)用電同比增長13.3%，延續(xù)近年來用電快速增長勢頭；商業(yè)、住宿和餐飲業(yè)用電增長4.8%、增速同比下降4.8個百分點。

　　三是城鄉(xiāng)居民生活用電量增長緩慢。城鄉(xiāng)居民生活用電量同比增長2.8%，增速同比降低8.0個百分點。主要原因：一是受上年同期氣溫偏冷，以及多一天導致的高基數(shù)影響；二是今年氣溫偏暖因素影響，2016年12月至2017年2月為1961年以來最暖冬季，影響取暖負荷及用電增長。

　　四是第二產業(yè)尤其是四大高耗能行業(yè)用電量比重同比提高。第二產業(yè)用電量快速增長，拉動全社會用電量增長5.2個百分點，成為電力消費增長的主要拉動力，第二產業(yè)占全社會用電量比重同比提高0.4個百分點，其中，四大高耗能行業(yè)比重提高0.7個百分點。第三產業(yè)比重同比提高0.1個百分點；城鄉(xiāng)居民生活用電量比重降低0.6個百分點。

　　五是各地區(qū)用電增速均同比提高，西部地區(qū)增速領先。東、中、西部和東北地區(qū)全社會用電量同比分別增長6.0%、6.2%、9.5%和4.9%，增速同比分別提高1.9、1.5、8.5和3.5個百分點。西部地區(qū)受高耗能行業(yè)增速同比大幅回升影響，用電增速大幅提高；東、西部地區(qū)對拉動全國用電量增長的貢獻較大，分別為2.9和2.5個百分點；中部和東北地區(qū)分別拉動1.2和0.3個百分點。

　　（二）電力供應能力持續(xù)提高，發(fā)電投資及新增裝機規(guī)模均同比減少

　　一季度，電源投資節(jié)奏繼續(xù)放緩、結構繼續(xù)清潔化、布局進一步優(yōu)化，風電棄風問題明顯緩解，電力供給側結構性改革成效明顯。全國主要電力企業(yè)總計完成投資同比下降4.8%，其中，電網(wǎng)完成投資同比增長2.1%，110千伏及以下電網(wǎng)投資占53.0%；電源投資同比下降17.3%，各類型電源完成投資均不同程度下降。全國基建新增發(fā)電裝機2187萬千瓦，同比少投產628萬千瓦，其中，新增非化石能源發(fā)電裝機占一半。截至3月底，全國6000千瓦及以上電廠裝機容量為16.1億千瓦，同比增長7.7%，增速同比下降4.0個百分點。全國規(guī)模以上電廠發(fā)電量1.46萬億千瓦時，同比增長6.7%。

　　電力供應主要特點有：

　　一是火電完成投資和新增裝機容量雙降，設備利用小時同比提高。火電完成投資同比下降5.0%，其中，煤電完成投資同比下降24.4%。全國基建新增火電裝機容量1139萬千瓦、同比少投產607萬千瓦，其中煤電新增983萬千瓦、同比少投產381萬千瓦。煤電投資下降和新增裝機規(guī)模減少，反映出國家自上年以來出臺的促進煤電有序發(fā)展系列政策措施效果繼續(xù)顯現(xiàn)。截至3月底，全國6000千瓦及以上火電裝機容量10.6億千瓦、同比增長5.0%。在電力消費需求持續(xù)較快增長、水電發(fā)電量下降等因素影響的拉動下，火電發(fā)電量同比增長7.4%，設備利用小時同比提高31小時。

　　二是水電發(fā)電量、利用小時均同比下降。水電完成投資同比下降13.2%，全國基建新增水電裝機193萬千瓦、同比多投產34萬千瓦。受來水偏枯和上年底蓄能值相對偏低的影響，全國規(guī)模以上電廠水電發(fā)電量同比下降4.1%；全國水電設備利用小時623小時、同比降低68小時。

　　三是并網(wǎng)風電發(fā)電裝機及發(fā)電量高速增長，棄風問題有所緩解。全國新增風電裝機容量352萬千瓦，同比多投產101萬千瓦，其中，中、東部地區(qū)省份新增裝機規(guī)模合計占全國比重接近一半，布局得到進一步優(yōu)化。截至3月底，全國并網(wǎng)風電裝機容量1.51億千瓦、同比增長12.9%；全國6000千瓦及以上電廠并網(wǎng)風電發(fā)電量同比增長25.2%，明顯高于裝機容量增速。全國風電設備利用小時數(shù)468小時、同比提高46小時；部分大型發(fā)電集團數(shù)據(jù)反映，一季度“三北”地區(qū)棄風率同比降低了8個百分點左右。今年以來有關部門和企業(yè)認真貫徹落實中央精神，通過開展風電跨省區(qū)市場化交易、替代燃煤自備電廠發(fā)電、合理安排火電機組深度調峰、開展電力輔助服務市場試點等工作，積極促進風電等新能源消納，是當季風電設備利用小時同比提高、棄風問題緩解的主要原因。

　　四是并網(wǎng)太陽能發(fā)電裝機和發(fā)電量持續(xù)快速增長，設備利用小時同比提高。一季度全國新投產并網(wǎng)太陽能發(fā)電裝機394萬千瓦、同比少投產48萬千瓦，東、中部地區(qū)太陽能新增規(guī)模占全國的比重達到80.6%，開發(fā)布局明顯優(yōu)化。太陽能發(fā)電裝機容量同比增長70.6%，6000千瓦及以上電廠并網(wǎng)發(fā)電量同比增長78.4%，設備利用小時275小時、同比提高11小時。

　　五是核電裝機及發(fā)電量快速增長，設備利用小時持續(xù)下降。截至3月底，全國核電裝機3473萬千瓦、同比增長23.4%；核電發(fā)電量同比增長16.3%；設備利用小時1631小時、同比降低14小時。與上年同期相比，福建、浙江和江蘇設備利用小時分別提高294、184和157小時，其余省份設備利用小時均有所回落。

　　六是跨區(qū)跨省送電實現(xiàn)快速增長。跨區(qū)送電量增長12.6%、增速同比提高7.8個百分點，跨區(qū)送電量的增長主要是電網(wǎng)公司積極通過特高壓外送消納西北新能源以及西南水電?？缡≥敵鲭娏吭鲩L9.3%、增速同比提高5.7個百分點。南方電網(wǎng)區(qū)域西電東送電量同比下降2.9%，貴州受電煤供應短缺及烏江流域來水偏枯的影響，送出電量下降較多。

　　七是各環(huán)節(jié)煤炭庫存下降、電煤供應偏緊，發(fā)電用天然氣供應總體平穩(wěn)。煤炭消費需求明顯好于上年同期，煤炭生產供應不足，原煤產量下降0.3%，煤炭進口量環(huán)比減少14.1%，各環(huán)節(jié)煤炭庫存明顯下降，電煤供應偏緊。電煤價格年初出現(xiàn)短暫回落，但回落時間和幅度都小于往年，2月下旬后再次上漲。一季度，天然氣供應能力持續(xù)上升，全國大部分地區(qū)氣溫偏暖導致天然氣消費需求放緩，全國天然氣供需總體平衡，發(fā)電用天然氣供應總體有保障。

　　（三）全國電力供需總體寬松，部分地區(qū)相對過剩

　　一季度，全國電力供需總體寬松，部分地區(qū)相對過剩。分區(qū)域看，華北區(qū)域電力供需總體平衡，華中、華東和南方區(qū)域供需總體寬松、部分省份供應能力富余，東北和西北區(qū)域電力供應能力相對過剩。

　　二、后三季度全國電力供需形勢預測

　?。ㄒ唬┤鐣秒娏吭鏊偾案吆蟮?，全年增速低于上年

　　綜合考慮宏觀經(jīng)濟形勢、服務業(yè)發(fā)展趨勢、電能替代、房地產及汽車行業(yè)政策調整、氣溫等因素，預計上半年全社會用電量增長6%左右，增速超過上年同期。受去年下半年高基數(shù)影響，預計今年下半年電力需求增速將有所放緩，全年呈前高后低走勢，全年增速略低于上年。

　　（二）全年新增裝機容量約1億千瓦，非化石能源占比持續(xù)提高

　　預計全年全國基建新增發(fā)電裝機1.1億千瓦左右，其中非化石能源發(fā)電裝機6000萬千瓦左右，煤電5000萬千瓦。預計2017年底全國發(fā)電裝機容量將達到17.5億千瓦，其中非化石能源發(fā)電6.6億千瓦、占總裝機比重將上升至38%左右。

　　（三）電力供需影響因素較多，受電煤供應和氣候影響較大

　　后三季度，影響電力供需的因素主要有：一是電煤供需形勢存在不確定性。二是煤電企業(yè)經(jīng)營形勢嚴峻，大面積虧損將可能影響到煤電企業(yè)經(jīng)營生產。三是氣象部門預測夏季全國大部分地區(qū)氣溫正常到偏高，華北和西北地區(qū)東南部、西南地區(qū)東北部高溫日數(shù)偏多；汛期我國降水總體呈現(xiàn)“北少南多”的特征。

　　（四）全年電力供需總體寬松，火電設備利用小時數(shù)同比下降

　　預計后三季度全國電力供需總體繼續(xù)寬松，部分地區(qū)相對過剩。其中，華北電網(wǎng)區(qū)域電力供需總體平衡,華東、華中、南方電網(wǎng)區(qū)域電力供需總體寬松,東北、西北電網(wǎng)區(qū)域電力供應能力相對過剩。預計全年全國發(fā)電設備利用小時3680小時左右，其中火電設備利用小時將下降至4080小時左右。

　　三、有關建議

　　（一）改善企業(yè)經(jīng)營困境，促進電力工業(yè)平穩(wěn)健康發(fā)展

　　當前，煤電企業(yè)多重矛盾交織疊加，導致企業(yè)連續(xù)虧損、經(jīng)營形勢日趨嚴峻，企業(yè)摻燒煤泥比重提高、燃燒煤質降低，電力系統(tǒng)安全風險上升，應引起廣泛重視。建議在降煤價、順電價、規(guī)范交易、補歷史欠賬和推廣電能替代等方面改善發(fā)電企業(yè)經(jīng)營環(huán)境，避免行業(yè)風險進一步聚集。

　　一是盡快有效引導煤炭市場價格回歸至合理區(qū)域。當前，解決煤電企業(yè)經(jīng)營困難、避免成本增加向電力用戶傳導的最關鍵、最有效的途徑是合理下調煤價，降低燃料成本。一方面，多途徑加大煤炭市場供給量，推動電煤市場盡快實現(xiàn)供需平衡；另一方面，進一步規(guī)范煤炭價格形成機制，并加強價格監(jiān)管，從嚴查處價格壟斷、囤積居奇、哄抬價格等違法行為，避免價格信號失真誤導市場預期，擾亂市場秩序。

　　二是盡快完善煤電聯(lián)動機制，分地區(qū)啟動煤電聯(lián)動。當前，煤價持續(xù)高位運行，漲價趨勢不減，煤電企業(yè)半數(shù)虧損并逐步擴大，預計今年底極有可能陷入全行業(yè)虧損。建議盡快啟動煤電聯(lián)動，合理疏導發(fā)電成本；進一步完善《國家發(fā)展改革委關于完善煤電價格聯(lián)動機制有關事項的通知》（發(fā)改價格〔2015〕3169號）確定的聯(lián)動機制，改變煤電聯(lián)動全國范圍一刀切的模式，根據(jù)各地區(qū)電煤價格漲跌變化的實際情況，分地區(qū)啟動煤電聯(lián)動；合理縮短煤電聯(lián)動調整周期，半年一次為宜；根據(jù)當前邊界條件發(fā)生的重大變化，重新調整電價測算方法，取消“聯(lián)動系數(shù)分檔累退機制”，提高煤電聯(lián)動機制的科學性、合理性。

　　三是規(guī)范市場交易，有序推進電力體制改革。建議認真總結部分地區(qū)電力市場建設中暴露的問題，進一步完善交易體系。在保證行業(yè)企業(yè)運行在健康可持續(xù)發(fā)展的大前提下，加強統(tǒng)籌協(xié)調，有序放開市場交易電量，穩(wěn)妥推進市場化改革；加強對各省級電力市場交易工作的指導和監(jiān)管，及時糾正帶有地方保護色彩、不利于資源在全國大范圍優(yōu)化配置的不合理政策；以電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行為原則，充分發(fā)揮電力調度機構在電力平衡以及交易安全校核中的作用、強化調度指令嚴肅性。

　　四是妥善解決可再生能源電價補貼拖欠和直接交易電量環(huán)保電價補貼回收難的問題。建議研究簡化可再生能源補貼申報、撥付流程，盡快解決補助資金歷史欠賬問題；擴大補貼資金來源渠道，盡快推動可再生能源綠色電力證書制度落地，完善可再生能源發(fā)展長效機制。針對部分參與市場交易的電量無法得到應有的環(huán)保補貼問題，將煤電環(huán)保電價補貼調整為“價外補貼”，保障企業(yè)巨額環(huán)保改造投資順利回收，緩解企業(yè)資金壓力。

　　五是積極推廣電能替代，促進企業(yè)增供擴銷。從推進電能替代散燒煤和工業(yè)燃煤鍋爐、推動電動汽車產業(yè)快速發(fā)展、制定落實靈活電價政策等方面積極采取措施，引導推廣電能替代，促進電力企業(yè)增供擴銷，緩解電力供大于求矛盾。

　　（二）加大電煤供應力度，切實保障電煤穩(wěn)定供應

　　煤炭連接著下游的電力生產、熱力供應、居民降溫采暖等生產生活重要領域，煤炭有效充足供應關系著國計民生。當前，用電需求持續(xù)回升，加上即將進入夏儲煤關鍵時期，應全力保障煤炭充足供應，以保障迎峰度夏期間電煤穩(wěn)定供應。

　　一是多措并舉，有效增加煤炭市場供給量。建議統(tǒng)籌好去產能和保供應，協(xié)調好安全檢查與生產，尤其是當前煤炭價格仍處于紅色區(qū)域的高位、煤炭供需偏緊狀態(tài)下，應繼續(xù)實施平抑煤炭價格異常波動的響應機制，并督促主要產煤地區(qū)嚴格貫徹落實；加快補辦手續(xù)，盡快釋放符合條件的違法違規(guī)煤礦產量；此外，增加煤炭進口量。通過多途徑有效增加煤炭市場供給量，保障煤炭市場充足供應。

　　二是有效增加各環(huán)節(jié)煤炭庫存，保持在合理水平。建議合理引導和有效監(jiān)管煤炭流通企業(yè)、生產企業(yè)和主要用戶煤炭庫存水平，尤其應發(fā)揮大秦、蒙冀、朔黃等3條鐵路線能力，確保環(huán)渤海港口庫存維持高位，防止市場大幅波動。

　　三是加強協(xié)調和監(jiān)督，提高電煤中長期合同簽訂比例和履約率。簽訂中長期合同對于保障煤炭穩(wěn)定供應和價格平穩(wěn)，促進相關行業(yè)健康發(fā)展和經(jīng)濟平穩(wěn)運行都具有十分重要的意義。建議有關部門采取有力措施，積極推動電煤產運需各方加快簽訂中長期合同；同時，由有關政府部門牽頭，相關單位參加，建立電煤中長期合同兌現(xiàn)考核和價格監(jiān)管的常態(tài)機制，對電煤中長期合同兌現(xiàn)偏低及價格違法行為及時查處，加強企業(yè)履約誠信體系建設。

　　四是加強運力協(xié)調，促進協(xié)議兌現(xiàn)。當前，運輸環(huán)節(jié)，尤其是鐵路運輸環(huán)節(jié)，仍然是影響電煤合同履行、煤炭穩(wěn)定供應的重要因素。建議有關政府部門牽頭，建立運力監(jiān)督協(xié)調機制，維護三方互保協(xié)議的嚴肅性，推動履行協(xié)議約定，協(xié)調解決重大問題，尤其加強迎峰度夏等重點時段和運力緊張等重點地區(qū)的電煤運力保障。

　　（三）落實去產能政策，防范和化解煤電產能過剩風險

　　針對經(jīng)濟發(fā)展新常態(tài)下存在的煤電區(qū)域性產能過剩風險，應進一步貫徹落實國家促進煤電有序發(fā)展相關政策措施,調整煤電建設節(jié)奏，防范風險聚集。當前，最重要的是科學制定淘汰、停建、緩建煤電產能的標準和時序，用最小的經(jīng)濟代價實現(xiàn)政府工作報告中提出的“淘汰、停建、緩建煤電產能5000萬千瓦以上”要求。

　　一是開展在建煤電項目調研摸底。建議做好在建（包括未核先建）煤電項目的規(guī)模、布局和建設進度等情況的摸底統(tǒng)計工作，科學測算停、緩建的經(jīng)濟損失，合理評估企業(yè)存在的人員安置、資產處置等方面的困難。

　　二是有序停緩建一批在建煤電項目，嚴控新增煤電規(guī)模，遏制無序發(fā)展行為。建議以降低企業(yè)損失、優(yōu)化煤電布局、促進網(wǎng)源協(xié)調發(fā)展為原則，綜合經(jīng)濟損失和安全風險確定停緩建項目，科學確定停緩建項目清單和時序。

　　三是加大淘汰煤電落后產能力度。建議落實能源電力規(guī)劃，加快淘汰服役年限長，不符合能效、環(huán)保、安全、質量等要求的煤電機組。加強行政執(zhí)法和環(huán)保監(jiān)督力度，對于符合國家煤電落后產能淘汰標準的小煤電機組，堅決限期予以關停并拆除；對于排放不達標的煤電機組，嚴禁其運行，推動燃煤發(fā)電機組轉型升級、提質增效，為清潔高效火電和新能源發(fā)電騰出發(fā)展空間。

　　四是加強燃煤自備電廠管理。建議嚴控燃煤自備電廠發(fā)展，將自備煤電機組納入壓減煤電項目清單，未納入國家電力規(guī)劃的煤電項目一律不得建設，并加快淘汰落后產能的燃煤自備電廠；細化自備電廠收費政策，規(guī)范電力市場秩序，進一步明確系統(tǒng)備用費、基金及附加的收取方式、標準和范圍，并出臺相應的懲戒措施；建立健全自備電廠運行監(jiān)管機制，國家有關部委牽頭成立聯(lián)合檢查組，專項檢查自備電廠建設及運行情況，對公用電廠違規(guī)轉自備、不承擔調峰義務、未接入環(huán)保部門監(jiān)測系統(tǒng)等違規(guī)情況從嚴處置。