一、2019年一季度全國電力供需狀況
（一）全社會用電量增速回落，當季增速符合年初預期
一季度，全國全社會用電量1.68萬億千瓦時、同比增長5.5%，環比上年四季度回落1.8個百分點，當季增速符合年初預期。分月份看，1-2月份全社會用電量同比增長4.5%；3月份增速上升至7.5%。3月份工業生產的回升，是當月全社會用電量增速回升的重要原因，當月工業用電量增長對全社會用電量增長的貢獻率從1-2月的14.5%上升至3月份的55.0%。
主要特點有:
一是第二產業用電量增速回落。一季度，第二產業用電量1.09萬億千瓦時，同比增長3.0%，環比上年四季度回落3.9個百分點；第二產業用電量占全社會用電量比重為65.2%，同比降低1.6個百分點。制造業用電量8027億千瓦時，同比增長3.4%，其中，在上年同期低基數以及工業生產回升的拉動下，3月份制造業用電量增長9.0%。從制造業幾大類行業來看，一季度高技術及裝備制造業[1]用電量同比增長4.3%，高于制造業用電量增速。消費品制造業[3]用電量增長3.3%。四大高載能行業[2]用電量同比增長2.8%，其中，非金屬礦物制品業用電量增長7.0%；化學原料和化學制品制造業用電量增長2.9%；黑色金屬冶煉和壓延加工業用電量增長2.8%；有色金屬冶煉和壓延加工業用電量增長0.4%。
二是第三產業用電量繼續快速增長。一季度，第三產業用電量2859億千瓦時、同比增長10.1%，占全社會用電量比重為16.3%、同比提高0.7個百分點。其中，信息傳輸、軟件和信息技術服務業用電繼續延續近年來快速增長勢頭，同比增長15.6%；租賃和商務服務業、房地產業、批發和零售業用電量同比分別增長14.4%、12.7%、11.8%；交通運輸、倉儲和郵政業用電量增長9.2%。
三是城鄉居民生活用電量快速增長。一季度，城鄉居民生活用電量2830億千瓦時、同比增長11.0%，所占全社會用電量比重為16.0%、同比提高0.8個百分點。 其中，城鎮居民生活用電量1613億千瓦時，同比增長10.2%；鄉村居民生活用電量1218億千瓦時，同比增長12.2%。
四是第一產業用電量較快增長。一季度，第一產業用電量160億千瓦時、同比增長6.8%，占全社會用電量比重為0.9%、與上年同期持平。其中，畜牧產品、漁業產品規模化生產逐步增多，帶動畜牧業、漁業用電量分別增長8.6%和12.4%。
五是第三產業和城鄉居民生活用電量增長是全社會用電量增長的主要拉動力。一季度，第二產業用電量增長對全社會用電量增長的貢獻率為36.4%，同比降低10.4個百分點，是全社會用電量增速回落的重要原因。第三產業、城鄉居民生活用電量增長對全社會用電量增長的貢獻率分別為30.2%和32.2%，同比分別提高5.0和5.7個百分點；兩者貢獻率合計達到62.4%，是支撐全社會用電量增長的最主要動力。
六是中西部地區用電量增速領先，絕大部分省份用電量正增長。一季度，東、中、西部和東北地區全社會用電量同比分別增長3.7%、8.3%、7.3%和2.4%；中部、西部地區用電量占全國用電量的比重均同比提高0.5個百分點；東部和東北地區用電量占比同比分別降低0.8和0.2個百分點。全國31個省份中除青海和黑龍江外，其他29個省份用電量均實現正增長；16個用電量增速高于全國平均水平的省份中，除海南、河北和浙江3個省份外，其余均屬于中、西部省份。
（二）電力延續綠色低碳發展趨勢，電力投資和投產規模同比下降
一季度，全國主要電力企業合計完成投資908億元、同比下降16.0%。其中，電源投資下降4.3%，電網投資下降23.5%。截至3月底，全國6000千瓦及以上發電裝機容量18.1億千瓦、同比增長5.9%；全國全口徑發電裝機容量19.2億千瓦、同比增長6.4%。電力供應主要特點有：
一是新能源發電以及煤電新增裝機規模同比減少。全國新增發電裝機容量1788萬千瓦，同比少投產716萬千瓦。其中，煤電投資同比下降31.3%，新增煤電裝機397萬千瓦、同比少投產23萬千瓦；新增非化石能源發電裝機容量1192萬千瓦，占新增發電裝機總容量的66.7%。3月底，全國并網風電裝機容量1.9億千瓦、同比增長12.7%；全口徑并網太陽能發電裝機1.8億千瓦、同比增長29.3%。
二是非化石能源發電量快速增長。一季度，全國規模以上電廠發電量為1.67萬億千瓦時，同比增長4.2%。其中，火電發電量1.27萬億千瓦時、同比增長2.0%；水電發電量2159億千瓦時、同比增長12.0%；核電發電量770億千瓦時、同比增長26.1%。全國全口徑并網風電、并網太陽能發電量分別為1041、439億千瓦時，同比分別增長6.1%和26.6%。
三是除水電外的其他類型發電設備利用小時均同比下降。一季度，全國發電設備平均利用小時919小時、同比下降4小時。其中，由于來水情況相對較好，水電691小時、同比提高74小時；火電1083小時、同比下降6小時，其中，煤電1122小時、同比下降3小時，氣電603小時、同比下降45小時；核電1655小時、同比下降35小時；并網風電556小時、同比下降37小時；并網太陽能發電283小時、同比下降6小時。
四是110千伏及以下電網投資比重明顯提高。一季度，110千伏及以下電網投資占電網總投資的比重為66.5%，同比提高14.7個百分點。全國基建新增220千伏及以上變電設備容量6172萬千伏安、同比少投產169萬千伏安；新增220千伏及以上輸電線路長度5744千米、同比少投產2706千米。
五是跨區跨省送電量較快增長，清潔能源得到大范圍優化配置。一季度，全國跨區、跨省送電量分別完成1054和2984億千瓦時，同比分別增長8.4%和10.2%。
六是電力燃料供需總體平衡，地區性時段性偏緊。一季度，煤炭生產量微增、進口量下降，煤炭供應量增長慢于消費量增長，電煤供需出現地區性階段性偏緊。電煤價格總體呈現高位上漲特征，2月以來中國電煤采購價格指數CECI各期綜合價均超過《關于印發平抑煤炭市場價格異常波動的備忘錄的通知》（發改運行〔2016〕2808號）規定的綠色區間上限，國內煤電企業采購成本仍居高位。
中國沿海電煤采購價格指數（CECI沿海指數）周價格
（三）全國電力供需總體平衡，局部地區在1月出現錯避峰
一季度，全國電力供需形勢總體平衡。華中區域部分省份高峰時段電力供需偏緊，主要是江西、湖北在1月份受寒潮天氣等因素影響出現缺口、采取了錯避峰措施；華北、華東、南方區域電力供需總體平衡；東北、西北區域電力供應能力富余。
二、全國電力供需形勢預測
（一）全社會用電量平穩增長，全年增速低于2018年
預計上半年全社會用電量同比增長5.5%左右。在平水年、沒有大范圍極端氣溫影響的情況下，預計全年全社會用電量增長5.5%左右；若夏季出現大范圍極端高溫天氣，將可能上拉全社會用電量增速1個百分點左右。
（二）年底總裝機容量達到20億千瓦，非化石能源裝機比重進一步提高
預計全年全國基建新增發電裝機容量1.1億千瓦左右，其中非化石能源發電裝機投產7000萬千瓦左右。預計年底全國發電裝機容量達到20億千瓦、同比增長6%左右；其中，水電3.6億千瓦、并網風電2.1億千瓦、并網太陽能發電2.0億千瓦、核電4900萬千瓦、生物質發電2200萬千瓦左右。非化石能源發電裝機合計達到8.4億千瓦左右、占總裝機容量比重上升至42%，比2018年底提高1.2個百分點左右。
（三）全國電力供需總體平衡，迎峰度夏期間部分地區電力供需偏緊
預計全國電力供需總體平衡，部分地區電力供需偏緊、供需形勢較前兩年緊張，在迎峰度夏高峰時段存在電力缺口、需要采取錯避峰措施。分區域看，華北、華中、華東電力供需偏緊，部分省份高峰時段需要采取錯避峰措施；南方區域電力供需總體平衡；東北、西北區域電力供應富余。預計全年火電設備利用小時4400小時左右。
三、有關建議
今年是新中國成立70周年，是全面建成小康社會、實現第一個百年奮斗目標的關鍵之年。電力行業堅持以習近平新時代中國特色社會主義思想為指導，全面貫徹落實全國兩會精神，深入推進“四個革命、一個合作”能源安全新戰略，著力深化供給側結構性改革，堅定不移推動電力高質量發展。當前，國內經濟面臨下行壓力，電力市場改革縱深推進，行業發展和企業經營形勢嚴峻，結合電力供需分析與預測，報告提出有關建議如下：
（一）多措并舉，著力保障電力安全穩定供應
建議做好迎峰度夏及重大活動保電預案、系統安全運維、項目投產及需求側管理等工作，避免因電力供需緊張導致電力短缺和安全運行風險。
一是加強電力系統安全防護體系建設和演練，提前加強電力系統重要設備、重要場所、重要通道、重要時段運維管理，做好安全事故預案，確保電力系統安全。
二是結合供需形勢變化，將具備投產條件的應急儲備電源及時納入投產計劃，提高供應保障能力；充分發揮大電網作用，實現電力大范圍資源優化配置。
三是更加重視需求側管理，擴大峰谷電價執行范圍，確定科學、合理的峰谷分時電價比，按最大供需缺口制定落實有序用電措施，引導用戶錯峰用電，實現削峰填谷、移峰平谷。
（二）穩妥有序，著力平衡電網企業紅利釋放與可持續發展
建議重點抓好輸配電成本歸集、增量配電網改革推進步伐、綜合能源服務及電能替代等工作，在釋放改革紅利的同時，多措并舉緩解電網企業利潤大幅下降、虧損面持續擴大的壓力。
一是在輸配電價監審中，考慮不同地區經濟發展水平、設備運行環境，電網發展階段等因素，進行差異化輸配電成本歸集。
二是穩妥有序推進增量配電業務改革，適當把控改革試點推進的節奏，在前三批試點項目推進緩慢的情況下，審慎將改革試點向縣域延伸；同時加強頂層設計和監管能力，確保項目在申報等各階段有規可依、有章可循。
三是持續清理規范轉供電環節不合理加價，確保降價紅利傳導至一般工商業用電；建議通過創新用戶增值服務模式、擴大電能替代等多種方式，擴大利潤渠道和來源；同時，采取綜合措施，保障完成2019年國家一般工商業電價再降10%的任務。
（三）強化執行，著力解決發電企業經營困境
建議做好電煤含稅基準價調整、燃料保供、穩定電煤價格、電煤中長協合同監督等工作，緩解發電企業經營困境。
一是加大煤電企業政策支持力度，盡快推進電煤中長協合同含稅基準價調整。建議明確中長協合同不含稅的基準價格，并根據最新稅率調整計算含稅基準價，同時協調相關煤炭生產企業相應調整電煤價格，推動降稅紅利有效傳導至終端用戶。
二是加強電煤監測，保障電煤穩定供應。推動優質煤炭產能釋放并盡快形成有效產能；適時調整進口煤指標，統籌利用兩個市場、兩種資源；針對當前電煤中長協合同捆綁月度長協及變相增加外購煤比例，造成實際中長協合同量大幅減少的情況，完善電煤中長期合同定價機制和監督機制，充分發揮中長協穩價保供的“壓艙石”作用；對產能減少和運力受明顯制約的區域合理安排運力，在鐵路運力配置上予以傾斜。
三是完善火電機組調峰輔助服務補償機制，提高機組改造積極性，加快煤電靈活性改造進度；給予專項資金補助和專項債轉股政策傾斜，促進長期虧損的煤電企業扭虧轉盈，恢復自我融資能力，實現資金正常周轉，緩解煤電企業去杠桿壓力。
（四）統籌協調，著力促進新能源企業健康發展
建議做好新能源發展節奏控制等工作。避免出現新能源裝機大規模集中過快投產、系統調峰能力不匹配導致的消納困難及加劇可再生能源補貼缺口。
一是適度控制海上風電開發進度，促進海上風電健康發展。建議結合網源規劃和新能源消納情況，國家層面上統籌海上風電開發及布局，防止地方“資源換產業”的不合理行政干預，避免出現大規模集中投產現象，導致電量無法消納，造成資源浪費資產閑置；同時，推高可再生能源補貼缺口，企業投入無法按時回收成本，給經營造成壓力，更不利于風電全產業鏈健康發展。
二是合理把握發展節奏，通過技術創新引領風電、光伏產業實現平價上網。建議有序實施可再生能源補貼退坡，避免釜底抽薪式產業發展政策。通過合理引導和市場化調節手段，加快建立產業鏈協同、產學研一體化的自主科技創新體系，激發新能源企業應用先進技術降本增效的動力，逐步實現平價上網。
三是落實可再生能源補貼資金。加快可再生能源補貼目錄公布和補貼資金發放，通過市場化手段拓寬資金來源，盡快解決巨額拖欠問題；針對補貼不到位的情況，開發綠色信貸產品，解決由于補貼不到位造成的企業現金流短缺。
注釋：
[1]高技術及裝備制造業包括：醫藥制造業、金屬制品業、通用設備制造業、專用設備制造業、汽車制造業、鐵路/船舶/航空航天和其他運輸設備制造業、電氣機械和器材制造業、計算機/通信和其他電子設備制造業、儀器儀表制造業9個行業。
[2]四大高載能行業包括：化學原料和化學制品制造業、非金屬礦物制品業、黑色金屬冶煉和壓延加工業、有色金屬冶煉和壓延加工業4個行業。
[3]消費品制造業包括：農副食品加工業、食品制造業、酒/飲料及精制茶制造業、煙草制品業、紡織業、紡織服裝、服飾業、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋業、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品業、家具制造業、造紙和紙制品業、印刷和記錄媒介復制業、文教/工美/體育和娛樂用品制造業12個行業。
