1月31日，中电联在京召开2018年全国电力行业统计与分析工作会议，同期对外发布了《2017-2018年度全国电力供需形势分析预测报告》。《报告》显示，2017年全国全社会用电量为6.3万亿千瓦时，同比增长6.6%；考虑2017年较高基数，预计2018年全社会用电量增长5.5%左右。

2017年，全国电力供需形势延续总体宽松态势，各区域间供需形势差异较为明显。华北区域电力供需平衡偏紧，华中区域电力供需基本平衡，华东和南方区域电力供需平衡有余，东北和西北区域电力供应能力富余较多。全国全社会用电量6.3万亿千瓦时，同比增长6.6%，增速同比提高1.6个百分点。

《报告》指出，第二产业用电平稳增长，服务业用电持续快速增长，高技术制造业、战略性新兴产业等用电高速增长，工业、交通、居民生活等领域电能替代成效明显，均是2017年用电量增长较快的原因。此外，2017年夏季长时间的极端高温天气，也拉动了用电量快速增长，2017年第三季度用电量增速达到7.8%。

2017年，电力结构持续优化，清洁化趋势明显。截至2017年底，全国全口径发电装机容量17.8亿千瓦，同比增长7.6%。其中，非化石能源发电装机容量6.9亿千瓦，占总发电装机容量的比重为38.7%，同比提高2.1个百分点。全年新增发电装机容量13372万千瓦中，非化石能源装机占到67.2%。中电联行业发展与环境资源部副主任张琳指出：“2017年，全国主要发电企业煤电建设投资同比下降约39%，在控制增量、优化存量方面都取得了显著效果。”

通过政府和电力企业等多方共同努力，弃风弃光问题得到明显改善。2017年，全国发电设备利用小时数3786小时，与上年大体持平。由于水电发电量增速较低，火电、核电设备利用小时同比均略有提高。全国并网风电、太阳能(5.110, -0.26, -4.84%)发电设备利用小时分别达到1948、1204小时，同比分别提高203、74小时，西北区域风电、太阳能发电设备利用小时分别提高380小时和146小时。

《报告》预测，2018年电力消费仍将延续2017年的平稳较快增长水平，在平水年、没有大范围极端气温影响情况下，预计2018年全社会用电量增长5.5%左右。中电联副秘书长安洪光表示，尽管用电量保持较快增长，电力消费弹性系数（即用电量增速与GDP增速之比）超过1的可能性仍不大。“不同行业的电力消耗强度有差别。近年来，新动能转化、新业态发展等结构调整，都会对电力消费数据造成较大影响。在不考虑极端气候情况下，现阶段电力消费增速难以超过GDP增速。”

根据《报告》，预计2018年底，全国发电装机容量将达到19.0亿千瓦，其中非化石能源发电装机达到7.6亿千瓦，占总装机比重将由2017年的38.7%上升至40%左右。预计煤电装机容量10.2亿千瓦、占全国装机比重53.6%，比2017年底降低1.5个百分点。

中电联副秘书长兼行业发展与环境资源部主任安洪光介绍了2017年全国电力供需情况：总体来说延续宽松态势，区域间供需形势差异较大。表现在华北区域电力供需平衡偏紧，华中区域电力供需基本平衡，华东和南方区域电力供需平衡有余，东北和西北区域电力供应能力富余较多。

如今，节能减排、实现可持续的绿色发展理念，在全社会已经形成普遍共识，“推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系”这一发展方略也融入并落实到实际行动中来。

这在中电联该份报告中也充分体现。报告显示，2017年度我国发电装机结构清洁化趋势明显。截至2017年底，全国全口径发电装机容量17.8亿千瓦、同比增长7.6%；其中，非化石能源发电装机容量6.9亿千瓦，占总发电装机容量的比重为38.7%，同比提高2.1个百分点。全国新增发电装机容量13372万千瓦，其中，新增非化石能源发电装机8988万千瓦，均创历年新高。与此同时，新增火电装机4578万千瓦、同比减少了470万千瓦。

“清洁低碳”的显著成效还表现在非化石能源发电量快速增长，煤电发电量比重降低。数字显示，2017年全国全口径发电量6.42万亿千瓦时、同比增长6.5%；其中，非化石能源发电量同比增长10.0%，占总发电量比重为30.4%，同比提高1.0个百分点。煤电发电量占总发电量比重为64.5%，同比降低1.0个百分点。

中电联预计，2018年电力消费仍将延续2017年的平稳较快增长水平。考虑到2017年高基数等因素，在平水年、没有大范围极端气温影响情况下，预计2018年全社会用电量将增长5.5%左右。到2018年底，全国发电装机容量将达到19.0亿千瓦，其中非化石能源发电7.6亿千瓦、占总装机比重将上升至40%左右。预计煤电装机容量10.2亿千瓦、占全国装机比重53.6%，比2017年底降低1.5个百分点。

今冬，为了加快能源结构调整的速度，有效解决北方冬季空气污染问题，受“煤改气”新增需求集中释放等因素影响，“2017年，国内天然气消费需求超预期增长，供暖期发电用天然气供应紧张，部分地区燃机发电受到供气限制。”安洪光表示。

他解释，叠加安全、环保等多方面因素影响，煤炭产量增加不足，煤炭市场供应量小于消费量，导致电煤供应持续偏紧。在相关部门多措并举增加电煤供给，供需形势有所缓和之后，伴随迎峰度冬期间电煤消费需求的较快增长，贵州、湖南、甘肃等地电煤供需形势较为紧张。

电煤价格的持续高位，长期处于“红色区间”运行，导致煤电企业发电成本大幅增加，出现大面积亏损局面。报告显示，经初步测算，2017年全国煤电企业因电煤价格上涨导致电煤采购成本比2016年提高2000亿元左右。

“应尽快引导电煤价格下调至绿色区间，有效降低持续居高不下的燃料成本，以缓解煤电企业经营困境并提高行业贯彻落实中央降电价要求的承受能力。”安洪光说。