上半年国民经济延续稳中向好的发展态势，转型升级稳步推进，质量效益不断提升，经济增长的韧性、稳定性和可持续性不断增强。受宏观经济持续向好、“冷冬+早夏”天气、环保督查等因素综合影响，2018年上半年能源消费延续了2017年的快速增长态势，电力、煤炭、天然气、成品油等主要能源品种均实现较快增长，二季度呈现“淡季不淡”特征。初步估算，上半年全国能源消费同比增长超过5%（表 1），明显高于2017年全年增速。

表1  2018年主要能源品种同比增速

下半年，虽然面临着外部贸易战升温和内部金融风险的双重挑战，但在新旧动能加快转换、居民消费快速升级等带动下，宏观经济仍有望保持健康发展，带动能源消费延续较快增长态势。初步估计，全年能源消费增速较去年明显加快，增量可能达到2亿吨标准煤左右，部分时段、局部地区能源供需形势偏紧，对实现能源及煤炭消费总量控制、非化石能源发展目标、能源强度目标、碳排放目标以及蓝天保卫战目标等都带来较大挑战。

一

电力供需形势和政策进展

1.宏观经济向好、高温天气带动电力消费高速增长，二产用电对全社会用电量增长的贡献率同比下降

宏观经济向好、高温天气带动电力消费高速增长。今年以来全国电力消费保持高速增长态势，上半年全社会用电量32291亿千瓦时，同比增长9.4%，增速比上年同期提高3.1个百分点。主要原因，一是国民经济运行稳中向好，工业生产复苏带动工业用电需求大幅增加，上半年规模以上工业增加值同比增长6.7%，与去年同期基本持平，带动二产用电量同比增长7.6%，拉动全社会用电量增长5.3个百分点，二产用电量对全社会用电量增长的贡献率回升至56.5%，比一季度提高11个百分点；二是今年入春以来天气保持高温态势，4月、5月全国平均气温较常年同期分别偏高1.3℃和0.8℃，广东、湖南、江西、浙江等地平均气温创1961年以来同期最高，多地出现极端高温天气，带动全社会用电量高速增长。

图1  2018年分月用电量增速

1~2月和5月用电量同比增速创下8年新高。分月看，1~2月用电量增速最快，主要是由于年初“冷冬”导致取暖负荷增加较大，且电能替代效果显著、各地“煤改电”工程进展速度较快增加了冬季的电力消费；3月用电量增速大幅下降，主要是由于今年春节较晚、企业库存偏高，且受到环保督查的影响不少企业处于停工状态，工业生产较慢，3月规模以上工业增加值同比增长6.0%，为去年9月以来最低，导致工业用电量同比下降；4月和5月，经过环保督查和冬季停工，工业生产普遍恢复，加上持续高温天气的影响，5月全社会用电量同比增长11.4%，创下近8年来同期新高；进入6月后南方区域降雨增多，用电量增速环比小幅回落3.4个百分点。

二产用电对全社会用电量增长的贡献率明显下降，但二季度反弹。上半年，三大产业用电量和城乡居民生活用电量的同比增速分别达到10.3%、7.6%、14.7%、13.2%，对全社会用电量增长的贡献率分别为1.1%、56.9%、23.4%、19.1%。相比去年，二产用电量贡献率下降约12个百分点，而第三产业和城乡居民生活对全社会用电量增长的拉动作用增强，反映出电力需求的驱动力正在从二产拉动向三产和居民协同拉动转变，与我国经济结构优化的方向一致。但是，应该注意到，与一季度相比，二季度二产用电量的贡献率由降转升，特别是制造业日均用电量扭转了3月的下降趋势，5、6月分别达到96.6亿千瓦时/天和99.7亿千瓦时/天，连续两个月创历史新高，反映出制造业生产明显加快。

图2  全社会用电增量分产业贡献率

2.发电装机规模增长放缓，发电量增长较快

发电装机规模增长放缓。截至6月底，6000千瓦及以上电厂装机容量17.3亿千瓦，同比增长6.2%，增速比上年同期回落0.7个百分点，其中核电、风电、火电装机分别投产113万千瓦和762万千瓦和1515万千瓦，比上年同期投产量略有增加。在水电开发逐渐向中上游扩展、工程造价不断增加的情况下，水电新增装机量大幅降低，1~6月仅新增249万千瓦，比去年同期少投产315万千瓦。

受到用电需求大幅提升的影响，全国发电量增长较快。1~6月，全国统计口径发电机组累计发电量达到31945亿千瓦时，同比增长8.3%，增速比上年同期提高2.0个百分点，其中火电、水电、核电、风电发电量增速分别为8.0%、2.9%、12.7%、28.6%。受到电力消费增加和可再生能源消纳能力提升的影响，风电、太阳能等可再生能源发电量增幅较大。

3.电力供需总体宽松态势有所好转

全国电力供需宽松态势有所好转，发电设备利用小时数明显增加。1~6月，新增发电装机增速下降，电力需求好于预期，造成发电设备平均利用小时数比上年同期增加68小时。除水电外，火电、核电、风电发电设备平均利用小时数均显著增加，与上年同期相比分别增加116小时、141小时和159小时。

4.电力行业供给侧结构性改革和降成本稳步推进

为积极稳妥做好化解煤电过剩产能工作，国家加强规划指导约束作用，严控新增产能规模，强化煤电项目的总量控制，国家能源局于5月发布了《2021年煤电规划建设风险预警的通知》，显示山东等17省份煤电装机充裕度为红色预警，辽宁等4个省份为橙色预警，仅华中的两湖一江、陕西、安徽及海南6个省份同时满足装机充裕度绿色和资源约束绿色指标，可在充分考虑跨省区电力互济前提下，有序核准开工建设自用煤电项目；红色和橙色的省份暂缓核准、暂缓新开工建设自用煤电项目。此外，2018年煤电化解过剩产能工作要点提出，全年将继续淘汰关停不达标的30万千瓦以下煤电机组，合计产能400万千瓦。

2018年《政府工作报告》要求降低电网环节收费和输配电价格，一般工商业电价平均降低10%。自3月底出台《关于降低一般工商业电价有关事项的通知》以来，多个省份已陆续发布了关于降低一般工商业电价水平的政策，显示下降幅度在0.22~3.3分/千瓦时之间。5月1日起执行的《关于电力行业增值税税率调整相应降低一般工商业电价的通知》，将电力行业增值税税率由17%调整到16%。省级电网企业含税输配电价水平和政府性基金及附加标准降低、期末留抵税额一次性退返等腾出的电价空间，全部用于降低一般工商业电价，预计每千瓦时平均可以降低约2.16分。预计今年一般工商业电价平均降低10%的目标可以实现。

5.电力市场化交易活跃，增量配电试点和电力现货市场建设工作稳妥推进

上半年电力市场化交易持续活跃。国网区域各电力交易中心总交易电量完成5885亿千瓦时，同比增长25.0%，通过电力直接交易的电量平均降价0.03元/千瓦时，显著降低了实体经济用电成本。省间交易业务进一步拓展，北京电力交易中心定期组织西北送广东、甘肃送江西、四川送西北、新疆送山东等省间短期或月度外送交易。

1~6月，全国跨省、跨区送出电量达到2001亿千瓦时，同比增长20.3%，创历史新高；全国各省送出电量合计5736亿千瓦时，同比增长19.4%。随着宁东直流等跨省跨区专项输电工程输电价格核定工作的推进，预计跨省送电规模会继续增加。

4月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于规范开展第三批增量配电业务改革试点的通知》，新增97个增量配电业务试点。国家能源局在全面深化改革领导小组会议上，提出要积极推动输配电价改革和增量配电业务改革试点，增量配电试点工作正在稳步推进。增量配电试点会引入更多元的电力投资方，并促进分布式能源、微电网以及储能、电动汽车充电服务等新型供用电模式的兴起。随着现货市场试点步伐加快，增量配电试点也有望进一步加快。

6.风电、光伏行业新政频出，光伏行业发展面临洗牌

我国当前可再生能源发展面临的主要挑战，就是并网消纳和补贴不足问题。随着近年来国家优化电力调度运行、加大跨省跨区电力外送规模，电力消费增速也同比明显提高，风电、光伏的消纳问题已得到有效缓解，但补贴不足问题仍较为突出。5月，国家能源局印发《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》，在严格落实规划和预警等要求基础上，推行竞争方式配置风电项目，明确提出尚未配置到项目的年度新增集中式陆上风电和未确定投资主体的海上风电项目，全部通过竞争方式配置并确定上网电价，且不得高于国家规定的同类资源区风电标杆电价，配置时将所需补贴强度低的项目优先列入年度建设方案。此项政策出台，释放了要求降低风电补贴强度的更明确信号，必将倒逼行业技术创新和管理改进，推动行业整合，为实现2020年风电可以与火电同平台竞争的目标打下基础。

5月底，国家发展改革委、财政部、能源局联合发布《关于2018年光伏发电有关事项的通知》，提出三点要求，一是合理把握光伏发电发展节奏，2018年暂不安排普通光伏电站建设规模，仅安排1000万千瓦规模的分布式光伏项目，不需补贴的项目可自行安排建设；二是加快光伏发电补贴退坡，每千瓦时标杆电价降低0.05元，分布式光伏发电项目全电量度电补贴标准也降低0.05元，光伏扶贫电站标杆电价保持不变；三是发挥市场配置资源决定作用，普通光伏电站将全面采用招标，对分布式电站没有强制规定，但也鼓励采用竞争性招标，仅户用光伏不在此限。此项政策核心是控制光伏过快增长势头，去年新增5300万千瓦规模大大超过了国家“十三五”规划2000万千瓦的目标，行业产能大幅增加。此次调整将严格控制每年光伏的新增规模，预计会促进光伏行业的深度调整。

7.下半年电力形势展望及建议

经济运行延续稳中向好，新业态、新兴产业蓬勃发展，电能替代力度加大，因而电力需求有望延续上年中高速增长态势。积极推进化解煤电过剩产能举措将进一步有效控制煤电装机增长，光伏电价新政将有效控制光伏行业补贴需求过快增长的局面，电力供需失衡状况将继续缓解，火电发电利用小时数有望继续回升，但总体仍处于低位运行，弃风弃光率进一步降低。

全国电力供应能力总体宽松，但存在区域性供电紧张风险。由于京津冀鲁、华东、华中等部分地区电力供应偏紧，随着夏季高温天气到来，以及生产性需求复苏，用电负荷可能比去年明显增加，出现区域性、时段性的供电紧张风险加大。由于局部电网部分时段存在电力供应偏紧问题，天然气供应、电煤供应的稳定性以及发电企业经营不佳，也会影响机组出力，极易引发电力供应紧张状况出现。

省间壁垒问题依然突出，跨区输电通道利用率普遍较低。由于各地电力市场规则不同，模式设计差异大，不利于能源资源大范围优化配置和清洁能源消纳。当前我国电力供需状况地区差异较大，建议国家加强顶层设计，进一步加强跨省跨区电力交易，缓解地区电力供需不平衡矛盾。