一季度，宏观经济运行延续稳中向好的发展态势，今年春节较早以及气温偏暖促进节后开工复产较快，加上上年同期低基数等因素影响，全社会用电量同比增长6.9%，增速同比提高3.7个百分点，延续了2016年下半年以来的较快增长势头。在制造业用电量同比增长9.0%的拉动下，第二产业用电量同比增长7.6%，对全社会用电量增长贡献率为75.5%，是一季度全社会用电量较快增长的主要原因；第三产业和城乡居民生活用电量分别增长7.8%和2.8%，增速均同比下降，暖冬和上年同期高基数是主要原因。3月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量16.1亿千瓦，同比增长7.7%，供应能力充足；电源投资节奏继续放缓、结构继续清洁化，中东部地区新能源投资和投产占比持续提高，煤电投资和新增装机规模均同比减少，电力供给侧结构性改革成效明显；电网企业加大风电等新能源跨省区外送，风电供暖、替代燃煤自备电厂发电等增强风电就地消纳能力,风电弃风问题明显缓解。全国电力供需总体宽松、部分地区相对过剩，煤炭各环节库存下降、电煤供应偏紧、煤电企业燃料成本大幅攀升，部分大型发电集团煤电板块已整体亏损。

　　展望后三季度，预计电力消费需求呈前高后低走势，上半年全社会用电量增速为6%左右，全年增速比2016年略有回落；预计全年新增装机略超1亿千瓦，年底发电装机容量达到17.5亿千瓦左右，非化石能源发电装机占比进一步提高至38%左右；全年全国电力供应能力总体富余、部分地区相对过剩。火电设备利用小时进一步降至4080小时左右，电煤价格继续高位运行，部分省份电力用户直接交易降价幅度较大、规模继续扩大，发电成本难以有效向外疏导，煤电企业效益将进一步被压缩，发电企业生产经营继续面临严峻困难与挑战。

　　一、一季度全国电力供需状况

　　（一）电力消费继续较快增长，二产用电增速明显提高

　　一季度，全国全社会用电量1.45万亿千瓦时、同比增长6.9%，为2012年以来同期最高增长水平，增速同比提高3.7个百分点，比上年四季度微升0.4个百分点。全社会用电量保持较快增长的主要原因：一是宏观经济运行稳中向好，工业企业效益明显改善、生产形势较好，带动用电量较快增长，当季工业用电对全社会用电量增长的贡献率达到75%。二是今年春节较早以及气温偏暖，加之企业普遍对市场预期持积极态度，节后企业开工复产情况明显好于上年。三是上年同期低基数一定程度上拉高了当季用电增速。

　　电力消费主要特点有：

　　一是制造业用电强势反弹，拉动第二产业用电快速增长。第二产业用电量同比增长7.6%，增速同比提高7.4个百分点。主要是因固定资产投资增速回升尤其是基建投资高速增长，同时，PPP项目加速落地，企业预期较好，加大生产力度，制造业用电量实现9.0%的快速增长；此外，上年同期第二产业用电仅增长0.2%导致低基数也是重要原因。化工、建材、黑色、有色等四大高耗能行业合计用电量同比增长9.4%，是制造业用电快速增长的主要原因。在上年同期低基数以及今年以来价格总体上涨、企业效益明显好转的情况下，黑色、有色金属冶炼行业用电量同比分别增长12.8%、16.0%，两行业合计对制造业用电量增长的贡献率达到53%，对全社会用电量增长的贡献率达到34%。

　　一季度，20个制造业行业用电量均同比正增长，除有色、黑色金属冶炼行业外，化学纤维制造业、石油加工炼焦及核燃料加工业、木材加工及制品和家具制品业、通用及专用设备制造业、橡胶和塑料制品业、交通运输电气电子设备制造业、医药制造业、金属制品业用电量增速也均超过8%。

　　二是第三产业用电量继续较快增长，增速同比下降。第三产业用电量同比增长7.8%，增速同比下降3.2个百分点。其中，交通运输仓储和邮政业用电量同比增长12.0%，主要是电气化铁路用电量增长13.0%的拉动，与近年来我国传统铁路电气化改造以及高铁、动车快速发展趋势相吻合；信息传输计算机服务和软件业用电同比增长13.3%，延续近年来用电快速增长势头；商业、住宿和餐饮业用电增长4.8%、增速同比下降4.8个百分点。

　　三是城乡居民生活用电量增长缓慢。城乡居民生活用电量同比增长2.8%，增速同比降低8.0个百分点。主要原因：一是受上年同期气温偏冷，以及多一天导致的高基数影响；二是今年气温偏暖因素影响，2016年12月至2017年2月为1961年以来最暖冬季，影响取暖负荷及用电增长。

　　四是第二产业尤其是四大高耗能行业用电量比重同比提高。第二产业用电量快速增长，拉动全社会用电量增长5.2个百分点，成为电力消费增长的主要拉动力，第二产业占全社会用电量比重同比提高0.4个百分点，其中，四大高耗能行业比重提高0.7个百分点。第三产业比重同比提高0.1个百分点；城乡居民生活用电量比重降低0.6个百分点。

　　五是各地区用电增速均同比提高，西部地区增速领先。东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长6.0%、6.2%、9.5%和4.9%，增速同比分别提高1.9、1.5、8.5和3.5个百分点。西部地区受高耗能行业增速同比大幅回升影响，用电增速大幅提高；东、西部地区对拉动全国用电量增长的贡献较大，分别为2.9和2.5个百分点；中部和东北地区分别拉动1.2和0.3个百分点。

　　（二）电力供应能力持续提高，发电投资及新增装机规模均同比减少

　　一季度，电源投资节奏继续放缓、结构继续清洁化、布局进一步优化，风电弃风问题明显缓解，电力供给侧结构性改革成效明显。全国主要电力企业总计完成投资同比下降4.8%，其中，电网完成投资同比增长2.1%，110千伏及以下电网投资占53.0%；电源投资同比下降17.3%，各类型电源完成投资均不同程度下降。全国基建新增发电装机2187万千瓦，同比少投产628万千瓦，其中，新增非化石能源发电装机占一半。截至3月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量为16.1亿千瓦，同比增长7.7%，增速同比下降4.0个百分点。全国规模以上电厂发电量1.46万亿千瓦时，同比增长6.7%。

　　电力供应主要特点有：

　　一是火电完成投资和新增装机容量双降，设备利用小时同比提高。火电完成投资同比下降5.0%，其中，煤电完成投资同比下降24.4%。全国基建新增火电装机容量1139万千瓦、同比少投产607万千瓦，其中煤电新增983万千瓦、同比少投产381万千瓦。煤电投资下降和新增装机规模减少，反映出国家自上年以来出台的促进煤电有序发展系列政策措施效果继续显现。截至3月底，全国6000千瓦及以上火电装机容量10.6亿千瓦、同比增长5.0%。在电力消费需求持续较快增长、水电发电量下降等因素影响的拉动下，火电发电量同比增长7.4%，设备利用小时同比提高31小时。

　　二是水电发电量、利用小时均同比下降。水电完成投资同比下降13.2%，全国基建新增水电装机193万千瓦、同比多投产34万千瓦。受来水偏枯和上年底蓄能值相对偏低的影响，全国规模以上电厂水电发电量同比下降4.1%；全国水电设备利用小时623小时、同比降低68小时。

　　三是并网风电发电装机及发电量高速增长，弃风问题有所缓解。全国新增风电装机容量352万千瓦，同比多投产101万千瓦，其中，中、东部地区省份新增装机规模合计占全国比重接近一半，布局得到进一步优化。截至3月底，全国并网风电装机容量1.51亿千瓦、同比增长12.9%；全国6000千瓦及以上电厂并网风电发电量同比增长25.2%，明显高于装机容量增速。全国风电设备利用小时数468小时、同比提高46小时；部分大型发电集团数据反映，一季度“三北”地区弃风率同比降低了8个百分点左右。今年以来有关部门和企业认真贯彻落实金年会精神，通过开展风电跨省区市场化交易、替代燃煤自备电厂发电、合理安排火电机组深度调峰、开展电力辅助服务市场试点等工作，积极促进风电等新能源消纳，是当季风电设备利用小时同比提高、弃风问题缓解的主要原因。

　　四是并网太阳能发电装机和发电量持续快速增长，设备利用小时同比提高。一季度全国新投产并网太阳能发电装机394万千瓦、同比少投产48万千瓦，东、中部地区太阳能新增规模占全国的比重达到80.6%，开发布局明显优化。太阳能发电装机容量同比增长70.6%，6000千瓦及以上电厂并网发电量同比增长78.4%，设备利用小时275小时、同比提高11小时。

　　五是核电装机及发电量快速增长，设备利用小时持续下降。截至3月底，全国核电装机3473万千瓦、同比增长23.4%；核电发电量同比增长16.3%；设备利用小时1631小时、同比降低14小时。与上年同期相比，福建、浙江和江苏设备利用小时分别提高294、184和157小时，其余省份设备利用小时均有所回落。

　　六是跨区跨省送电实现快速增长。跨区送电量增长12.6%、增速同比提高7.8个百分点，跨区送电量的增长主要是电网公司积极通过特高压外送消纳西北新能源以及西南水电。跨省输出电量增长9.3%、增速同比提高5.7个百分点。南方电网区域西电东送电量同比下降2.9%，贵州受电煤供应短缺及乌江流域来水偏枯的影响，送出电量下降较多。

　　七是各环节煤炭库存下降、电煤供应偏紧，发电用天然气供应总体平稳。煤炭消费需求明显好于上年同期，煤炭生产供应不足，原煤产量下降0.3%，煤炭进口量环比减少14.1%，各环节煤炭库存明显下降，电煤供应偏紧。电煤价格年初出现短暂回落，但回落时间和幅度都小于往年，2月下旬后再次上涨。一季度，天然气供应能力持续上升，全国大部分地区气温偏暖导致天然气消费需求放缓，全国天然气供需总体平衡，发电用天然气供应总体有保障。

　　（三）全国电力供需总体宽松，部分地区相对过剩

　　一季度，全国电力供需总体宽松，部分地区相对过剩。分区域看，华北区域电力供需总体平衡，华中、华东和南方区域供需总体宽松、部分省份供应能力富余，东北和西北区域电力供应能力相对过剩。

　　二、后三季度全国电力供需形势预测

　　（一）全社会用电量增速前高后低，全年增速低于上年

　　综合考虑宏观经济形势、服务业发展趋势、电能替代、房地产及汽车行业政策调整、气温等因素，预计上半年全社会用电量增长6%左右，增速超过上年同期。受去年下半年高基数影响，预计今年下半年电力需求增速将有所放缓，全年呈前高后低走势，全年增速略低于上年。

　　（二）全年新增装机容量约1亿千瓦，非化石能源占比持续提高

　　预计全年全国基建新增发电装机1.1亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机6000万千瓦左右，煤电5000万千瓦。预计2017年底全国发电装机容量将达到17.5亿千瓦，其中非化石能源发电6.6亿千瓦、占总装机比重将上升至38%左右。

　　（三）电力供需影响因素较多，受电煤供应和气候影响较大

　　后三季度，影响电力供需的因素主要有：一是电煤供需形势存在不确定性。二是煤电企业经营形势严峻，大面积亏损将可能影响到煤电企业经营生产。三是气象部门预测夏季全国大部分地区气温正常到偏高，华北和西北地区东南部、西南地区东北部高温日数偏多；汛期我国降水总体呈现“北少南多”的特征。

　　（四）全年电力供需总体宽松，火电设备利用小时数同比下降

　　预计后三季度全国电力供需总体继续宽松，部分地区相对过剩。其中，华北电网区域电力供需总体平衡,华东、华中、南方电网区域电力供需总体宽松,东北、西北电网区域电力供应能力相对过剩。预计全年全国发电设备利用小时3680小时左右，其中火电设备利用小时将下降至4080小时左右。

　　三、有关建议

　　（一）改善企业经营困境，促进电力工业平稳健康发展

　　当前，煤电企业多重矛盾交织叠加，导致企业连续亏损、经营形势日趋严峻，企业掺烧煤泥比重提高、燃烧煤质降低，电力系统安全风险上升，应引起广泛重视。建议在降煤价、顺电价、规范交易、补历史欠账和推广电能替代等方面改善发电企业经营环境，避免行业风险进一步聚集。

　　一是尽快有效引导煤炭市场价格回归至合理区域。当前，解决煤电企业经营困难、避免成本增加向电力用户传导的最关键、最有效的途径是合理下调煤价，降低燃料成本。一方面，多途径加大煤炭市场供给量，推动电煤市场尽快实现供需平衡；另一方面，进一步规范煤炭价格形成机制，并加强价格监管，从严查处价格垄断、囤积居奇、哄抬价格等违法行为，避免价格信号失真误导市场预期，扰乱市场秩序。

　　二是尽快完善煤电联动机制，分地区启动煤电联动。当前，煤价持续高位运行，涨价趋势不减，煤电企业半数亏损并逐步扩大，预计今年底极有可能陷入全行业亏损。建议尽快启动煤电联动，合理疏导发电成本；进一步完善《国家发展改革委关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》（发改价格〔2015〕3169号）确定的联动机制，改变煤电联动全国范围一刀切的模式，根据各地区电煤价格涨跌变化的实际情况，分地区启动煤电联动；合理缩短煤电联动调整周期，半年一次为宜；根据当前边界条件发生的重大变化，重新调整电价测算方法，取消“联动系数分档累退机制”，提高煤电联动机制的科学性、合理性。

　　三是规范市场交易，有序推进电力体制改革。建议认真总结部分地区电力市场建设中暴露的问题，进一步完善交易体系。在保证行业企业运行在健康可持续发展的大前提下，加强统筹协调，有序放开市场交易电量，稳妥推进市场化改革；加强对各省级电力市场交易工作的指导和监管，及时纠正带有地方保护色彩、不利于资源在全国大范围优化配置的不合理政策；以电力系统安全稳定运行为原则，充分发挥电力调度机构在电力平衡以及交易安全校核中的作用、强化调度指令严肃性。

　　四是妥善解决可再生能源电价补贴拖欠和直接交易电量环保电价补贴回收难的问题。建议研究简化可再生能源补贴申报、拨付流程，尽快解决补助资金历史欠账问题；扩大补贴资金来源渠道，尽快推动可再生能源绿色电力证书制度落地，完善可再生能源发展长效机制。针对部分参与市场交易的电量无法得到应有的环保补贴问题，将煤电环保电价补贴调整为“价外补贴”，保障企业巨额环保改造投资顺利回收，缓解企业资金压力。

　　五是积极推广电能替代，促进企业增供扩销。从推进电能替代散烧煤和工业燃煤锅炉、推动电动汽车产业快速发展、制定落实灵活电价政策等方面积极采取措施，引导推广电能替代，促进电力企业增供扩销，缓解电力供大于求矛盾。

　　（二）加大电煤供应力度，切实保障电煤稳定供应

　　煤炭连接着下游的电力生产、热力供应、居民降温采暖等生产生活重要领域，煤炭有效充足供应关系着国计民生。当前，用电需求持续回升，加上即将进入夏储煤关键时期，应全力保障煤炭充足供应，以保障迎峰度夏期间电煤稳定供应。

　　一是多措并举，有效增加煤炭市场供给量。建议统筹好去产能和保供应，协调好安全检查与生产，尤其是当前煤炭价格仍处于红色区域的高位、煤炭供需偏紧状态下，应继续实施平抑煤炭价格异常波动的响应机制，并督促主要产煤地区严格贯彻落实；加快补办手续，尽快释放符合条件的违法违规煤矿产量；此外，增加煤炭进口量。通过多途径有效增加煤炭市场供给量，保障煤炭市场充足供应。

　　二是有效增加各环节煤炭库存，保持在合理水平。建议合理引导和有效监管煤炭流通企业、生产企业和主要用户煤炭库存水平，尤其应发挥大秦、蒙冀、朔黄等3条铁路线能力，确保环渤海港口库存维持高位，防止市场大幅波动。

　　三是加强协调和监督，提高电煤中长期合同签订比例和履约率。签订中长期合同对于保障煤炭稳定供应和价格平稳，促进相关行业健康发展和经济平稳运行都具有十分重要的意义。建议有关部门采取有力措施，积极推动电煤产运需各方加快签订中长期合同；同时，由有关金年会部门牵头，相关单位参加，建立电煤中长期合同兑现考核和价格监管的常态机制，对电煤中长期合同兑现偏低及价格违法行为及时查处，加强企业履约诚信体系建设。

　　四是加强运力协调，促进协议兑现。当前，运输环节，尤其是铁路运输环节，仍然是影响电煤合同履行、煤炭稳定供应的重要因素。建议有关金年会部门牵头，建立运力监督协调机制，维护三方互保协议的严肃性，推动履行协议约定，协调解决重大问题，尤其加强迎峰度夏等重点时段和运力紧张等重点地区的电煤运力保障。

　　（三）落实去产能政策，防范和化解煤电产能过剩风险

　　针对经济发展新常态下存在的煤电区域性产能过剩风险，应进一步贯彻落实国家促进煤电有序发展相关政策措施,调整煤电建设节奏，防范风险聚集。当前，最重要的是科学制定淘汰、停建、缓建煤电产能的标准和时序，用最小的经济代价实现金年会工作报告中提出的“淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上”要求。

　　一是开展在建煤电项目调研摸底。建议做好在建（包括未核先建）煤电项目的规模、布局和建设进度等情况的摸底统计工作，科学测算停、缓建的经济损失，合理评估企业存在的人员安置、资产处置等方面的困难。

　　二是有序停缓建一批在建煤电项目，严控新增煤电规模，遏制无序发展行为。建议以降低企业损失、优化煤电布局、促进网源协调发展为原则，综合经济损失和安全风险确定停缓建项目，科学确定停缓建项目清单和时序。

　　三是加大淘汰煤电落后产能力度。建议落实能源电力规划，加快淘汰服役年限长，不符合能效、环保、安全、质量等要求的煤电机组。加强行政执法和环保监督力度，对于符合国家煤电落后产能淘汰标准的小煤电机组，坚决限期予以关停并拆除；对于排放不达标的煤电机组，严禁其运行，推动燃煤发电机组转型升级、提质增效，为清洁高效火电和新能源发电腾出发展空间。

　　四是加强燃煤自备电厂管理。建议严控燃煤自备电厂发展，将自备煤电机组纳入压减煤电项目清单，未纳入国家电力规划的煤电项目一律不得建设，并加快淘汰落后产能的燃煤自备电厂；细化自备电厂收费政策，规范电力市场秩序，进一步明确系统备用费、基金及附加的收取方式、标准和范围，并出台相应的惩戒措施；建立健全自备电厂运行监管机制，国家有关部委牵头成立联合检查组，专项检查自备电厂建设及运行情况，对公用电厂违规转自备、不承担调峰义务、未接入环保部门监测系统等违规情况从严处置。