二、2019年全国电力供需形势预测

　　（一）全社会用电量增速较2018年回落

　　当前经济运行稳中有变、变中有忧，外部环境复杂严峻，经济面临下行压力，用电量增长不确定性增大。综合考虑国际国内形势、产业运行和地方发展等，以及2018年高基数影响，预计2019年全社会用电量增速将平稳回落，在平水年、没有大范围极端气温影响的情况下，预计全年全社会用电量增长5.5%左右。

　　（二）年底总装机容量约20亿千瓦，非化石能源装机比重进一步提高

　　预计2019年全国基建新增发电装机容量1.1亿千瓦左右。其中，新增非化石能源发电装机6200万千瓦左右；预计2019年底全国发电装机容量约20亿千瓦、同比增长5.5%左右。其中，水电3.6亿千瓦、并网风电2.1亿千瓦、并网太阳能发电2.0亿千瓦、核电5000万千瓦、生物质发电2100万千瓦左右。非化石能源发电装机容量合计8.4亿千瓦左右，占总装机容量的比重为41.8%左右，比上年底提高1个百分点。

　　（三）全国电力供需总体平衡，局部地区部分时段电力供需偏紧

　　2019年，新能源发电装机将持续增加；第三产业和居民生活用电比重持续提高，拉大系统峰谷差，时段性系统调峰能力不足；电煤价格高位运行，发电用煤维持地区性季节性供需偏紧格局。在多重因素叠加、交互影响下，预计全年全国电力供需总体平衡，局部地区高峰时段电力供需偏紧。其中，华北、华中区域局部性时段性电力供需偏紧；华东区域电力供需总体平衡；南方区域电力供需总体平衡，枯水期广西、贵州偏紧，汛期云南清洁能源消纳压力较大；东北、西北区域预计电力供应能力富余。预计2019年全国火电设备利用小时4400小时左右。

三、有关建议

　　2019年是新中国成立70周年，是决胜全面建成小康社会第一个百年奋斗目标的关键之年，是习近平总书记提出能源安全新战略五周年。电力行业坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面落实中央经济工作会议决策部署，按照全国发展改革工作会议、全国能源工作会议的安排要求，深入推进“四个革命、一个合作”能源安全新战略，按照高质量发展的根本要求，在构建清洁低碳、安全高效的能源体系上取得新成效，着力推动电力高质量发展迈出新步伐。结合电力供需分析与预测，提出有关建议如下。

　　（一）坚持落实发展战略规划，深入推进电力生产和消费革命。重点做好规划引领、电网架构、新能源发展、核电建设等工作。

　　一是根据“十三五”规划中期评估结果，及时调整电力发展节奏和规划目标，并抓好落实；尽快启动“十四五”规划研究工作。积极开展电力发展战略规划专项研究，统筹确定能源消费总量及各地区、各子行业发展目标，做好各战略目标与规划目标衔接。

　　二是深化中长期电网网架规划研究，尽快形成目标清晰、布局科学、结构合理、运行高效、便于实施的中长期网架规划。推动电网与互联网深度融合，着力构建面向未来的以电网为中心的能源互联网。

　　三是进一步优化可再生能源开发布局，集中式与分布式开发并举，因地制宜，增强消纳能力；适度控制海上风电开发节奏，避免政策补贴下的一拥而上，促进海上风电有序发展。

　　四是保持核电机组建设规模和进度，每年宜核准6-8台机组。核电具有建设周期长、投资规模大特点，核电建设既可发挥稳投资作用、又不增加近三年供应能力，对于推动未来能源结构优化具有重要作用；对于承担核电技术引进、自主创新、重大专项设备国产化任务的首台（批）核电机组或示范工程，在上网电价上给予一定的倾斜。

　　（二）坚持深化供给侧结构性改革，提高清洁高效电力供给能力。按照“巩固、增强、提升、畅通”八字方针，重点加大清洁能源消纳、电网调节和供给保障能力等工作。

　　一是全力以赴、多措并举实现清洁能源消纳目标。创新市场交易机制，推动清洁能源发电企业与用户直接签订中长期交易合约，以发电权交易等方式灵活执行，鼓励清洁能源积极参与电力现货市场；统筹可再生能源配额制、绿色电力证书和碳排放交易等机制；打破省间壁垒，推进跨省区发电权置换交易。

　　二是挖掘潜力，着力提升电网调节能力，促进供需平衡。完善调峰辅助服务补偿机制，提高机组改造积极性，全面推动煤电灵活性改造和运行；确定科学、合理的峰谷分时电价比，加大对需求侧管理的政策支持力度，引导用户有序用电，实现削峰填谷、移峰平谷，促进电力供需平衡。

　　三是提高电网保障电力供应和资源优化配置能力。加快特高压配套电源核准建设，提高现有特高压通道的利用率；着力解决城乡区域电网发展不平衡问题，继续推进配电网、中西部地区农村电网的建设，提升电网供给保障能力。

　　（三）坚持推进电力市场化改革，提高电力消费服务水平。深入推进电力体制改革，重点抓好增量配电网改革试点、电价传导机制、电价政策落实、电能替代等。

　　一是着力推动增量配电业务改革试点项目落地。加大对重点联系项目的支持和引导，发挥示范带动作用；尽快出台操作细则，保障试点项目全面推进。加快制定增量配电试点项目建设、安全、接入等方面的行业标准，尽快形成适应增量配电业务发展的标准管理体系。

　　二是推动建立市场化的电价传导机制。鼓励电力用户和发电企业自主协商，推行“基准电价+浮动机制”，签订电力市场化交易合同，形成煤价、电价和终端产品价格联动的顺畅传导机制。各地方根据本地电力市场建设情况，深入研究并适时推出相关管理和监督细则。

　　三是全面落实供电营业区内转供电主体的电价政策。认真排查，加快清理在国家规定销售电价之外向终端用户收取的不合理加价，确保国家各项降价红利全部传导到终端转供电用户。

　　四是进一步加大电能替代力度。将电能替代工作纳入地方和行业发展规划，科学合理可持续高质量推进；进一步完善峰谷分时电价机制，以及居民阶梯电价等相关政策，持续扩大电力消费市场，不断提高电力占终端能源消费比重，全力推进再电气化进程。

　　（四）坚持防范市场风险，化解电力企业经营困境。电力企业是电力供应的责任主体和坚强保证。当前，全国煤电企业亏损面仍过半，电网企业2018年利润下降24.3%，应重点保障电煤供应、落实可再生能源补贴资金等。

　　一是保障电煤价格在合理区间。加强煤电运三方中长期合同有效监管，确保合同履约到位；进一步规范煤电定价机制，以电煤价格指数为依据，引导市场合理预期，控制电煤价格在合理区间，缓解煤电企业经营困境。

　　二是落实可再生能源补贴资金。加快可再生能源补贴目录公布和补贴资金发放，尽快解决巨额拖欠问题，缓解企业经营和资金压力。

　　三是建立科学合理的电价形成机制，统筹考虑电力企业维护社会稳定和支撑经济发展的重要作用，降低政策性亏损风险，增强企业可持续发展能力；科学合理设定电力企业利润等考核指标。

　　（五）牢固树立安全观念，全力保障能源电力安全。电力是国民经济的先行基础产业，占有极其重要的地位，具有广泛性和不可缺性。建议重点强化安全体系建设、保障电煤供给、科学控制电煤价格、促进上下游协调发展。

　　一是强化安全体系建设。落实安全生产责任、加强安全风险防控，主动应对电网负荷屡创新高、新设备大量投运、新能源快速增长、自然灾害多发频发等挑战，确保电力系统安全生产和稳定供应。

　　二是保障电煤稳定供应。推动优质产能释放，适度放开沿海电厂进口煤采购，充分利用好国际国内两个市场、两种资源，稳定电煤价格在绿色区间。对产能减少和运力受制约区域，在铁路运力配置上予以倾斜，加强对中长期合同履行的运力保障。

　　三是严格区分“控煤”与“控电煤”。将污染严重的散烧煤等作为“控煤”的重点，保障清洁高效的煤电生产，避免出现为实现控煤目标简单限制煤电生产、从而造成电力紧张的情况。

　　四是进一步探索煤炭和电力合作模式。推动煤炭和电力上下游产业有机融合，促进电煤供应在数量、质量、价格、运输上形成长期稳定的合作关系和市场机制，不断完善利益共享、风险共担的煤电合作机制。

　　注释：

　　[1]高技术及装备制造业包括：医药制造业、金属制品业、通用设备制造业、专用设备制造业、汽车制造业、铁路/船舶/航空航天和其他运输设备制造业、电气机械和器材制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业、仪器仪表制造业9个行业。

　　[2]四大高载能行业包括：化学原料和化学制品制造业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼和压延加工业、有色金属冶炼和压延加工业4个行业。

　　[3]消费品制造业包括：农副食品加工业、食品制造业、酒/饮料及精制茶制造业、烟草制品业、纺织业、纺织服装、服饰业、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋业、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品业、家具制造业、造纸和纸制品业、印刷和记录媒介复制业、文教/工美/体育和娱乐用品制造业12个行业。