影响2018年电力供需的有哪些因素？以及2018年电力供需是什么形势？

日前，国网能源研究院有限公司发布《2018中国电力供需分析报告》，全面分析和总结2017年国际国内经济运行、全国及各地区电力消费、电力供应、电力供需形势，在深入分析宏观调控政策、三大需求、重点行业、业扩报装、气温来水、环保政策、电能替代、发电能源等主要影响因素的基础上，对2018年全国及各地区经济、电力需求、电力供应、电力供需形势进行了分析预测。

2017年我国电力供需特点回顾

1.经济增速七年来首次回升，全社会用电增速创四年新高

2017年，全国GDP达到82.7万亿元，比上年增长6.9%，增速较上年提高0.2个百分点，是自2011年以来的首次回升。全社会用电量约6.4万亿千瓦时，较上年增长6.6%，增速较上年提高1.6个百分点，创2014年以来的新高，主要受宏观经济尤其是工业生产稳中向好、电能替代加快以及夏季持续高温、冬季取暖负荷增长较快等因素影响。

2.第二产业用电是全社会用电增长的主要拉动因素

2017年，三次产业和居民生活用电比上年分别增长7.3%、5.5%、10.7%和7.8%。第二产业用电增长对全社会用电量增长的贡献率达到60.5%，第三产业和居民生活用电贡献率分别达到21.5%和16.0%。三次产业和居民生活用电比例为1.8:70.7:13.8:13.7。

3.华东地区用电增速下降，其他区域用电增速不同程度上升

2017年，华北（含蒙西）、华东、华中、东北（含蒙东）、西北、西南、南方电网区域用电分别比上年增长5.3%、6.7%、6.5%、4.6%、10.0%、5.9%和7.3%，增速分别上升1.6、-0.8、1.5、1.1、6.0、0.1和3.3个百分点。其中，华东电网区域贡献率较上年有较大幅度下降，华北、西北、南方电网区域贡献率有所上升。

4.人均用电量不断上升，但仍明显低于发达国家当前水平

2017年，全国人均用电量达到4580千瓦时/人，较上年增加260千瓦时/人。其中，东部、中部、西部、东北地区人均用电量分别约为5470千瓦时/人、2990千瓦时/人、4230千瓦时/人、3310千瓦时/人。

5.新增装机保持较大规模，非化石能源装机比重明显提高

2017年，全国新投产发电设备容量1.3亿千瓦。其中，非化石能源装机比重达到65.8%。截至2017年年底，全国总装机容量达到17.8亿千瓦，较上年增长7.6%;非化石能源装机比重达到37.8%，较上年提高2.0个百分点。

6.总发电设备利用小时数略有下降，火电利用小时数连续三年下降后首次回升

2017年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时数 3786小时，比上年减少11小时。其中，水电设备平均利用小时下降40小时，火电、核电、风电平均利用小时分别上升23小时、48小时、203小时和74小时。

7.清洁能源消纳形势好转，弃风弃光率均出现下降

2017年，可再生能源发电量占全部发电量的比重为26.4%，比上年提高0.7个百分点。全年弃水电量515亿千瓦时，在来水好于上年的情况下，水能利用率达到96%左右;弃风电量419亿千瓦时，弃风率12%，比上年下降5.2个百分点;弃光电量73亿千瓦时，弃光率6%，比上年下降4.3个百分点。

8.全国电力供需总体宽松，个别地区在高峰时段电力供应紧张

2017年，受发电装机增长快于电力需求增长的影响，全国电力供需总体较为宽松。分区域看，华中、华东、南方电网电力供需平衡;东北、西北、西南电网电力供应富余;华北电网电力供需基本平衡，部分时段存在电力缺口。

影响2018年电力供需的主要因素

1.全球经济持续复苏，但仍存在较大的不确定性

IMF预计2018年全球经济增长3.9%，比2017年提高0.1个百分点，其中，发达国家增长2.5%，新兴经济体增长4.9%。虽然全球经济持续复苏趋势仍然继续，但也面临较大的不确定性：一是全球主要央行收紧货币政策，导致金融市场流动性收紧和风险溢价上升，可能给新兴市场带来冲击;二是欧洲各国选举政治风险、地缘政治争端、特朗普去全球化政策、中美贸易摩擦等不确定性因素依然存在。

2.国内经济稳中向好，但仍然面临较大的下行压力

2018年上半年经济增长呈现出“稳中向好、稳中提质”的特征。工业生产增长较快，增速同比略有加快;其中黑色金属、有色金属行业生产有所恢复，先进制造业保持较快增长，新旧动能转换加快，供给侧结构性改革取得明显成效。需求侧增速明显放缓，固定资产投资、消费、出口增速均有所下降。防范金融风险、对地方政府融资行为的严加整顿以及外贸出口形势恶化的风险上升。

3.宏观调控政策保持稳中求进总基调，供给侧结构性改革深入推进

坚持以供给侧结构性改革为主线，着力培育壮大新动能，支持实体经济发展，积极的财政政策和稳健的货币政策将会更加灵活适度。

积极财政力度减弱，财政支出结构优化。货币政策强调松紧适度，结构性政策支持实体经济。供给侧改革结构性重在补短板和降成本。

4.能源转型加快，电能替代力度进一步加大

中央高度重视大气污染防治工作。2018年4月，国务院常务会议部署将加大大气污染防治工作力度，推动解决大气重污染的突出难点，将在重点区域特别是京津冀及周边“2+26”城市、汾渭平原以及长三角地区等大力推进“煤改电”工作。目前，国务院已经印发《打赢蓝天保卫战三年行动计划》。

清洁取暖推进力度将进一步加大。2017年12月，国家九部委联合印发了《北方地区冬季清洁取暖规划（2017～2021年）》。预计2018年采暖季电采暖面积将达5亿平方米，同比增加2亿平米，采暖电量可达150亿千瓦时，同比增长36%，预计拉动用电量增长约0.2个百分点。

再电气化战略将深入推进。国家电网公司提出，到2020年在能源消费领域三年实现电能替代3600亿千瓦时，减少散烧煤2亿吨。在居民生活、商业餐饮、工农业生产、交通运输等领域实施精准替代、深度替代、全面替代，推进能源消费再电气化进程，预计2018年完成电能替代电量1300亿千瓦时。

5.气候气温对用电增长的影响日益显著，但存在较大的不确定性

2017年夏季异常炎热，气温为历史第二高，降温电量同比增长29%，气温因素贡献迎峰度夏期间电量增长的54%;2017冬季“电采暖”快速增长，采暖电量同比增长63%，气温因素贡献冬季电量增长的40%。

若2018年夏季仅出现区域性持续高温，预计降温用电量模与2017年基本相当;若夏季出现大范围持续高温，降温用电将可能实现25%左右的增长。

6.发电装机投产明显放缓，供应能力增速低于需求增速

受国家发布一系列煤电装机停建缓建以及风、光补贴逐步退坡等政策影响，全国新增发电装机增速明显回落。2018年1～5月，全国新增发电装机增速明显低于同期全社会用电量增速，各区域电网装机增速也大幅低于用电负荷增速。

2018年我国电力供需形势预测

1.我国经济稳中向好，第三产业是拉动经济增长的主要因素

2018年一季度，国内生产总值增长6.8%。综合考虑供给侧结构性改革向纵深推进、乡村振兴等重大战略实施、全球经济复苏等利好因素以及去杠杆、各省挤水分以及中美贸易摩擦等“黑天鹅”事件等下行因素，预计第二、三、四季度我国GDP增速分别为6.8%、6.8%和6.7%，全年经济增速在6.8%左右，较2017年放缓0.1个百分点。

2.消费支撑经济增长的作用更加凸显

受去杠杆、防范地方债务风险以及房地产调控效应显现影响，预计全年固定资产投资增速约为7.0%，较上年回落0.2个百分点左右;

受居民收入增速加快以及降低进口关税等利好影响，消费增速有望保持平稳，预计全年增速约为10.3%，较上年回升0.1个百分点;

全球经济持续复苏，但受中美贸易摩擦、去年基数逐渐走高等因素的影响，出口增速有所回落，预计全年增速约为8.0%，较上年有所回落。消费对经济增长拉动作用将更加显著。

3.我国电力需求保持快速增长，增速进一步提高

运用国家电网公司电力供需研究实验室进行模拟，预计2018年我国全社会用电量将达到6.75万亿～6.88万亿千瓦时，比上年增长6%～8%。推荐方案：我国全社会用电量将达到6.82万亿千瓦时，用电增长7%左右，增速较上年提高0.4个百分点。若宏观经济增长超出预期，且夏季和冬季均出现极端气温天气，电能替代进度显著加快，我国全社会用电量增长可能超过8%。

4.第一、二产业和居民生活用电增速同比加快，第三产业增速略有回落

乡村振兴战略、农网改造升级工程促进农村用电潜力不断释放，第一产业用电增长继续加快，预计增速约为8.0%～10.0%，贡献率为2.4%左右;

受工业生产有所加快、高技术产业发展势头良好等因素提振，第二产业用电增长有所加快，预计增速为5.1%～7.1%，贡献率为60.9%左右;

受去杠杆和房地产调控影响，第三产业用电增速略有回落，但仍保持较快增长，预计增速为9.5%～11.5%，贡献率为20.6%左右;

受电能替代、冬季采暖负荷有所增加的影响，居民生活用电增速同比加快，预计增速7.3%～9.3%，贡献率为16.1%左右。

5.受市场需求及政策影响，高耗能行业用电增速明显下降

受环保约束收紧、去产能政策仍在延续以及上年较高基数等因素影响，预计2018年黑色、有色、建材、化工四大高耗能行业用电增速将会有所放缓，四大高耗能行业用电合计增长2.7%左右。

6.西南地区用电增速最快，华北地区用电增长较慢

预计2018年华北、华东、华中、东北、西北、西南和南方电网区域用电量比上年分别增长6.3%、6.9%、7.7%、6.4%、7.9%、8.5%和7.1%。

7.新增发电装机有望保持较大规

模，太阳能发电装机大幅下降

预计2018年全国新增装机容量1.3亿千瓦，较上年减少75万千瓦。其中水电962万千瓦、火电5154万千瓦、核电634万千瓦、风电2943万千瓦、太阳能发电3572万千瓦。与上年新增容量相比，水电、太阳能分别减少325万、1765万千瓦，火电、核电和风电发电装机分别增加576万、417万和991万千瓦。

8.非化石能源装机比重进一步提高

截至2018年年底，预计全国发电装机容量达到19.1亿千瓦，比上年增长7.5%。其中，水电3.5亿千瓦、火电11.6亿千瓦、核电4216万千瓦、风电1.9亿千瓦、太阳能发电1.7亿千瓦。非化石能源发电装机容量7.5亿千瓦，占总装机比重达到39.4%，较上年提高1.6个百分点。

9.总发电设备利用小时数与上年

基本持平，火电设备利用小时数进一步回升

2018年，预计全国发电设备平均利用小时数为3780小时左右，与上年基本持平。其中，受电力需求保持较快增长的影响，火电设备平均利用小时数为4300小时左右，同比上升约90小时。

10.清洁能源消纳状况持续改善，

弃风、弃光电量明显下降

国家电网公司积极落实促进新能源消纳的22项工作，弃风弃光电量明显下降。预计2018年国家电网公司经营区域合计弃能电量约540亿千瓦时，较上年减少4.8%。其中：弃水电量达161亿千瓦时，同比增长3.0%，主要发生在四川，主要是受外送通道能力限制。

弃风电量316亿千瓦时，同比减少7.9%，主要发生在西北、东北、华北区域。

弃光电量达约63亿千瓦时，同比减少6.9%，主要发生在西北区域。

11.全国电力供需形势总体平衡，但部分地区高峰时段电力供应紧张

2018年，考虑发电新增装机保持一定规模，水电出力和电煤供应正常，以及用电负荷增长情况，预计我国电力供需总体平衡，但部分地区高峰时段电力供应紧张。分区域看，华北电网供需紧张;华东、华中电网供需偏紧;西南电网供需平衡;东北、西北电网电力供应分别富余2100万、2500万千瓦。

迎峰度夏期间，主要受高温天气以及部分装机推迟投产等因素影响，京津唐电网、河北南网在高峰时段电力缺口较大，预计最大电力缺口分别在600万、550万千瓦左右，山东、江苏、湖北、湖南、江西等电网在高峰时段可能会出现一定电力缺口。