当前，我国电力工业发展进入转方式、调结构、换动力的关键时期，供需多极化格局越来越清晰，结构低碳化趋势越来越明显，系统智能化特征越来越突出，电力工业发展机遇与挑战并存。
近日，中国电力企业联合会公布《2018年一季度全国电力供需形势分析预测报告》(以下简称《报告》)，报告显示，全国电力供需形势总体宽松，第二产业用电量增长总体平稳，高技术制造业用电较快增长。一季度，全国全社会用电量1.59万亿千瓦时、同比增长9.8%，为2013年三季度以来季度用电量最高增长水平。报告预计，今年下半年全社会用电量增速将比上半年回落。全年第三产业和居民生活用电量快速增长，电力消费结构将进一步调整优化。
高技术制造业用电较快增长
由于宏观经济运行延续稳中有进、稳中向好的发展态势，工业生产总体稳定，为全社会用电量增长提供了有力支撑。
一季度，全国全社会用电量1.59万亿千瓦时、同比增长9.8%，为2013年三季度以来季度用电量最高增长水平。分地区看，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长7.8%、9.3%、13.6%和10.2%，增速同比分别提高1.8、3.1、4.1和5.3个百分点;全国所有省份用电量均实现正增长。
报告显示，第二产业用电量增长总体平稳，高技术制造业用电较快增长。第二产业用电量1.06万亿千瓦时、同比增长6.7%;制造业用电量7686亿千瓦时、同比增长6.5%，比上年四季度提高2.3个百分点，在上年同期9%的较高基数基础上仍然实现较快增长，反映出当前制造业用电的较好形势。制造业中，有色金属、黑色金属、化工、建材四大高载能行业合计用电量同比增长4.8%，增速同比回落4.6个百分点;计算机/通信和其他电子设备制造业、通用设备制造业、电气机械和器材制造业、专用设备制造业和医药制造业用电量同比分别增长11.5%、10.6%、9.6%、9.1%和8.2%，均实现快速增长。随着国家供给侧结构性改革的深入推进，工业生产转型升级效果明显。
第三产业用电增速创近8年来季度新高。第三产业用电量2504亿千瓦时、同比增长16.7%，为2010年一季度以来季度最高增长水平，增速同比提高8.9个百分点。其中，信息传输/软件和信息技术服务业用电继续延续近年来的快速增长势头，同比增长23.3%，部分中西部省份用电增长尤为突出，内蒙古、新疆、贵州和湖北分别同比增长203.6%、118.7%、71.7%和33.7%;交通运输/仓储和邮政业用电量同比增长12.1%。
城乡居民生活用电量高速增长。城乡居民生活用电2572亿千瓦时、同比增长17.2%，增速同比提高14.3个百分点。
第一产业用电快速增长。第一产业用电量219亿千瓦时、同比增长10.3%，用电较快增长的省份主要集中在内蒙古、安徽、宁夏、青海等中西部地区。新一轮农网改造升级有效提高贫困地区电网供电能力和质量，同时机井通电、农产品加工、电能替代等均对第一产业用电产生拉动作用。
电力消费结构持续优化，用电增长呈现新动能。第二产业占全社会用电量的比重同比下降2.5个百分点，其中四大高载能行业用电量比重为27.4%，同比下降1.5个百分点。随着服务业持续快速发展，第三产业持续两位数的增速，使其在全社会用电量中的比重逐年上升，一季度提高1.3个百分点至15.8%。第三产业和居民生活用电对全社会用电增长的贡献率分别为25.2%和26.5%，比上年同期分别提高9.0和20.1个百分点。与此同时，各产业内行业用电形势差异性明显，随着国家供给侧结构性改革和创新驱动的扎实推进，转型升级成效明显。经济增长新动能催生用电增长新动能，医药制造业、专业设备制造业等6大制造业为代表的高技术制造业，以及与互联网等信息技术密切联系的第三产业诸多行业用电量持续快速增长，逐步成为电力消费中的新亮点。
电力高质量发展成效显现
报告显示，截至3月底，全国6000千瓦及以上电厂发电装机容量17.1亿千瓦、同比增长6.1%，增速同比降低1.6个百分点。其中，火电装机容量11.0亿千瓦、同比增长3.7%，增速同比降低1.3个百分点。全国电力供需形势总体宽松，部分地区出现错峰限电。
报告分析，电力供应主要特点有：一是发电装机结构延续清洁化发展趋势，煤电新增装机容量同比减少近六成。一季度，全国新增发电装机容量2491万千瓦，同比增加304万千瓦。其中，新增非化石能源发电装机1852万千瓦，占新增总装机的74.3%，创历年新高，同比提高24.9个百分点;基建新增煤电420万千瓦、同比减少57.3%，化解煤电过剩产能顺利推进，从严控制煤电新增规模效果明显。
二是非化石能源发电量快速增长。全国规模以上发电量1.57万亿千瓦时、同比增长8.0%。其中，水电发电量1933亿千瓦时、同比增长2.6%;火电发电量1.21万亿千瓦时、同比增长6.9%，增速同比回落0.5个百分点。全口径并网太阳能发电、风电、核电发电量分别为343、978、611亿千瓦时，同比分别增长66.2%、39.1%、11.6%。
三是风电、太阳能发电等设备利用小时同比提高，不合理弃风弃光问题持续得到改善。全国发电设备利用小时为922小时，同比提高34小时。其中，水电设备利用小时617小时、同比降低6小时;在电力消费快速增长、水电发电量低速增长等因素影响下，全国火电设备利用小时1089小时、同比提高52小时;并网太阳能发电、风电、核电设备利用小时分别为289、592、1690小时，同比分别提高14、124、59小时。在政府和电力企业等多方共同努力下，上年以来弃风弃光问题持续得到明显改善，弃水问题也得到缓解。为进一步促进弃风弃光问题的缓解，今年国家电网公司和南方电网公司分别制定了促进清洁能源消纳的22项和24项工作措施，在加快电网建设、合理安排调度、加强全网消纳、加大市场交易、推动技术创新等多方面推进清洁能源消纳，今年一季度弃风弃光问题延续改善趋势，无弃水电量。
四是农网及配网投资比重继续过半，跨区和跨省送电量均实现快速增长。一季度，全国电网工程建设完成投资同比下降23.2%，全国基建新增220千伏及以上变电设备容量6341万千伏安、同比少投产373万千伏安;新增220千伏及以上输电线路长度8450千米、同比多投产83千米。特高压交直流工程助推资源优化配置能力提升，跨区和跨省送电量均实现快速增长，一季度全国完成跨区送电量同比增长26.1%，增速同比提高5.2个百分点;跨省送出电量同比增长22.9%，增速同比提高13.5个百分点。
五是煤电企业经营形势仍然较为严峻，电网企业经营面临较大挑战。1月份电煤价格延续上年的上涨势头，2月9日发布的中国沿海电煤采购价格指数CECI5500大卡现货成交价达到752元/吨，比上年末上涨近50元/吨;随着国家有关部门多措并举对电煤增供控价，电煤供需形势明显缓和、市场电煤价格下降，3月30日发布的CECI5500大卡综合价、现货成交价分别降至598、625元/吨。但在电煤价格同比继续提高、市场化交易导致电价下降等因素共同影响下，煤电企业经营形势仍然较为严峻，部分大型发电集团煤电板块仍然整体亏损，亏损面接近50%。受煤电企业持续亏损、煤电新开工项目减少等影响，发电设计、建设施工等企业经营形势也较为严峻。
电力消费结构将进一步优化
综合考虑宏观经济、供给侧结构性改革和产业转型升级、电能替代、环保安全检查、国际贸易环境等各方面因素，报告预计，2018年电力消费仍将延续2017年的平稳较快增长水平，预计上半年全社会用电量同比增长8%左右;根据气象部门预测，如2018年夏季全国大部气温偏高或出现持续大范围高温天气，全年用电量将如年初预测，可能突破5.5%;考虑到2017年下半年的高基数，预计今年下半年全社会用电量增速将比上半年回落。全年第三产业和居民生活用电量快速增长，电力消费结构将进一步调整优化。
报告预计，上半年全国基建新增发电装机5000万千瓦左右;全年新增1.2亿千瓦，其中，非化石能源发电装机投产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、同比增长6.5%左右;其中，非化石能源发电装机合计达到7.6亿千瓦，占总装机容量比重上升至40%左右，比2017年底提高1.5个百分点左右。
报告预计，全年全国电力供应能力总体宽松、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3740小时左右，其中，火电设备利用小时4250小时左右。分区域看，预计华北区域电力供需偏紧;华东、华中区域电力供需总体平衡;南方区域电力供需总体平衡，但省级电网间平衡差异较为突出;东北、西北区域预计电力供应能力富余较多。
