一季度，宏觀經濟運行延續穩中向好的發展態勢，今年春節較早以及氣溫偏暖促進節后開工復產較快，加上上年同期低基數等因素影響，全社會用電量同比增長6.9%，增速同比提高3.7個百分點，延續了2016年下半年以來的較快增長勢頭。在制造業用電量同比增長9.0%的拉動下，第二產業用電量同比增長7.6%，對全社會用電量增長貢獻率為75.5%，是一季度全社會用電量較快增長的主要原因；第三產業和城鄉居民生活用電量分別增長7.8%和2.8%，增速均同比下降，暖冬和上年同期高基數是主要原因。3月底，全國6000千瓦及以上電廠裝機容量16.1億千瓦，同比增長7.7%，供應能力充足；電源投資節奏繼續放緩、結構繼續清潔化，中東部地區新能源投資和投產占比持續提高，煤電投資和新增裝機規模均同比減少，電力供給側結構性改革成效明顯；電網企業加大風電等新能源跨省區外送，風電供暖、替代燃煤自備電廠發電等增強風電就地消納能力,風電棄風問題明顯緩解。全國電力供需總體寬松、部分地區相對過剩，煤炭各環節庫存下降、電煤供應偏緊、煤電企業燃料成本大幅攀升，部分大型發電集團煤電板塊已整體虧損。
　　展望后三季度，預計電力消費需求呈前高后低走勢，上半年全社會用電量增速為6%左右，全年增速比2016年略有回落；預計全年新增裝機略超1億千瓦，年底發電裝機容量達到17.5億千瓦左右，非化石能源發電裝機占比進一步提高至38%左右；全年全國電力供應能力總體富余、部分地區相對過剩?；痣娫O備利用小時進一步降至4080小時左右，電煤價格繼續高位運行，部分省份電力用戶直接交易降價幅度較大、規模繼續擴大，發電成本難以有效向外疏導，煤電企業效益將進一步被壓縮，發電企業生產經營繼續面臨嚴峻困難與挑戰。

　　一季度，全國全社會用電量1.45萬億千瓦時、同比增長6.9%，為2012年以來同期最高增長水平，增速同比提高3.7個百分點，比上年四季度微升0.4個百分點。全社會用電量保持較快增長的主要原因：一是宏觀經濟運行穩中向好，工業企業效益明顯改善、生產形勢較好，帶動用電量較快增長，當季工業用電對全社會用電量增長的貢獻率達到75%。二是今年春節較早以及氣溫偏暖，加之企業普遍對市場預期持積極態度，節后企業開工復產情況明顯好于上年。三是上年同期低基數一定程度上拉高了當季用電增速。

　　電力消費主要特點有：

　　一是制造業用電強勢反彈，拉動第二產業用電快速增長。第二產業用電量同比增長7.6%，增速同比提高7.4個百分點。主要是因固定資產投資增速回升尤其是基建投資高速增長，同時，PPP項目加速落地，企業預期較好，加大生產力度，制造業用電量實現9.0%的快速增長；此外，上年同期第二產業用電僅增長0.2%導致低基數也是重要原因?；?、建材、黑色、有色等四大高耗能行業合計用電量同比增長9.4%，是制造業用電快速增長的主要原因。在上年同期低基數以及今年以來價格總體上漲、企業效益明顯好轉的情況下，黑色、有色金屬冶煉行業用電量同比分別增長12.8%、16.0%，兩行業合計對制造業用電量增長的貢獻率達到53%，對全社會用電量增長的貢獻率達到34%。

　　一季度，20個制造業行業用電量均同比正增長，除有色、黑色金屬冶煉行業外，化學纖維制造業、石油加工煉焦及核燃料加工業、木材加工及制品和家具制品業、通用及專用設備制造業、橡膠和塑料制品業、交通運輸電氣電子設備制造業、醫藥制造業、金屬制品業用電量增速也均超過8%。

　　二是第三產業用電量繼續較快增長，增速同比下降。第三產業用電量同比增長7.8%，增速同比下降3.2個百分點。其中，交通運輸倉儲和郵政業用電量同比增長12.0%，主要是電氣化鐵路用電量增長13.0%的拉動，與近年來我國傳統鐵路電氣化改造以及高鐵、動車快速發展趨勢相吻合；信息傳輸計算機服務和軟件業用電同比增長13.3%，延續近年來用電快速增長勢頭；商業、住宿和餐飲業用電增長4.8%、增速同比下降4.8個百分點。

　　三是城鄉居民生活用電量增長緩慢。城鄉居民生活用電量同比增長2.8%，增速同比降低8.0個百分點。主要原因：一是受上年同期氣溫偏冷，以及多一天導致的高基數影響；二是今年氣溫偏暖因素影響，2016年12月至2017年2月為1961年以來最暖冬季，影響取暖負荷及用電增長。

　　四是第二產業尤其是四大高耗能行業用電量比重同比提高。第二產業用電量快速增長，拉動全社會用電量增長5.2個百分點，成為電力消費增長的主要拉動力，第二產業占全社會用電量比重同比提高0.4個百分點，其中，四大高耗能行業比重提高0.7個百分點。第三產業比重同比提高0.1個百分點；城鄉居民生活用電量比重降低0.6個百分點。

　　五是各地區用電增速均同比提高，西部地區增速領先。東、中、西部和東北地區全社會用電量同比分別增長6.0%、6.2%、9.5%和4.9%，增速同比分別提高1.9、1.5、8.5和3.5個百分點。西部地區受高耗能行業增速同比大幅回升影響，用電增速大幅提高；東、西部地區對拉動全國用電量增長的貢獻較大，分別為2.9和2.5個百分點；中部和東北地區分別拉動1.2和0.3個百分點。

　　（二）電力供應能力持續提高，發電投資及新增裝機規模均同比減少
　　一季度，電源投資節奏繼續放緩、結構繼續清潔化、布局進一步優化，風電棄風問題明顯緩解，電力供給側結構性改革成效明顯。全國主要電力企業總計完成投資同比下降4.8%，其中，電網完成投資同比增長2.1%，110千伏及以下電網投資占53.0%；電源投資同比下降17.3%，各類型電源完成投資均不同程度下降。全國基建新增發電裝機2187萬千瓦，同比少投產628萬千瓦，其中，新增非化石能源發電裝機占一半。截至3月底，全國6000千瓦及以上電廠裝機容量為16.1億千瓦，同比增長7.7%，增速同比下降4.0個百分點。全國規模以上電廠發電量1.46萬億千瓦時，同比增長6.7%。
　　電力供應主要特點有：
　　一是火電完成投資和新增裝機容量雙降，設備利用小時同比提高。火電完成投資同比下降5.0%，其中，煤電完成投資同比下降24.4%。全國基建新增火電裝機容量1139萬千瓦、同比少投產607萬千瓦，其中煤電新增983萬千瓦、同比少投產381萬千瓦。煤電投資下降和新增裝機規模減少，反映出國家自上年以來出臺的促進煤電有序發展系列政策措施效果繼續顯現。截至3月底，全國6000千瓦及以上火電裝機容量10.6億千瓦、同比增長5.0%。在電力消費需求持續較快增長、水電發電量下降等因素影響的拉動下，火電發電量同比增長7.4%，設備利用小時同比提高31小時。
　　二是水電發電量、利用小時均同比下降。水電完成投資同比下降13.2%，全國基建新增水電裝機193萬千瓦、同比多投產34萬千瓦。受來水偏枯和上年底蓄能值相對偏低的影響，全國規模以上電廠水電發電量同比下降4.1%；全國水電設備利用小時623小時、同比降低68小時。
　　三是并網風電發電裝機及發電量高速增長，棄風問題有所緩解。全國新增風電裝機容量352萬千瓦，同比多投產101萬千瓦，其中，中、東部地區省份新增裝機規模合計占全國比重接近一半，布局得到進一步優化。截至3月底，全國并網風電裝機容量1.51億千瓦、同比增長12.9%；全國6000千瓦及以上電廠并網風電發電量同比增長25.2%，明顯高于裝機容量增速。全國風電設備利用小時數468小時、同比提高46小時；部分大型發電集團數據反映，一季度“三北”地區棄風率同比降低了8個百分點左右。今年以來有關部門和企業認真貫徹落實中央精神，通過開展風電跨省區市場化交易、替代燃煤自備電廠發電、合理安排火電機組深度調峰、開展電力輔助服務市場試點等工作，積極促進風電等新能源消納，是當季風電設備利用小時同比提高、棄風問題緩解的主要原因。
　　四是并網太陽能發電裝機和發電量持續快速增長，設備利用小時同比提高。一季度全國新投產并網太陽能發電裝機394萬千瓦、同比少投產48萬千瓦，東、中部地區太陽能新增規模占全國的比重達到80.6%，開發布局明顯優化。太陽能發電裝機容量同比增長70.6%，6000千瓦及以上電廠并網發電量同比增長78.4%，設備利用小時275小時、同比提高11小時。
　　五是核電裝機及發電量快速增長，設備利用小時持續下降。截至3月底，全國核電裝機3473萬千瓦、同比增長23.4%；核電發電量同比增長16.3%；設備利用小時1631小時、同比降低14小時。與上年同期相比，福建、浙江和江蘇設備利用小時分別提高294、184和157小時，其余省份設備利用小時均有所回落。
　　六是跨區跨省送電實現快速增長。跨區送電量增長12.6%、增速同比提高7.8個百分點，跨區送電量的增長主要是電網公司積極通過特高壓外送消納西北新能源以及西南水電?？缡≥敵鲭娏吭鲩L9.3%、增速同比提高5.7個百分點。南方電網區域西電東送電量同比下降2.9%，貴州受電煤供應短缺及烏江流域來水偏枯的影響，送出電量下降較多。
　　七是各環節煤炭庫存下降、電煤供應偏緊，發電用天然氣供應總體平穩。煤炭消費需求明顯好于上年同期，煤炭生產供應不足，原煤產量下降0.3%，煤炭進口量環比減少14.1%，各環節煤炭庫存明顯下降，電煤供應偏緊。電煤價格年初出現短暫回落，但回落時間和幅度都小于往年，2月下旬后再次上漲。一季度，天然氣供應能力持續上升，全國大部分地區氣溫偏暖導致天然氣消費需求放緩，全國天然氣供需總體平衡，發電用天然氣供應總體有保障。
　　（三）全國電力供需總體寬松，部分地區相對過剩
　　一季度，全國電力供需總體寬松，部分地區相對過剩。分區域看，華北區域電力供需總體平衡，華中、華東和南方區域供需總體寬松、部分省份供應能力富余，東北和西北區域電力供應能力相對過剩。
　　二、后三季度全國電力供需形勢預測
　　（一）全社會用電量增速前高后低，全年增速低于上年
　　綜合考慮宏觀經濟形勢、服務業發展趨勢、電能替代、房地產及汽車行業政策調整、氣溫等因素，預計上半年全社會用電量增長6%左右，增速超過上年同期。受去年下半年高基數影響，預計今年下半年電力需求增速將有所放緩，全年呈前高后低走勢，全年增速略低于上年。
　　（二）全年新增裝機容量約1億千瓦，非化石能源占比持續提高
　　預計全年全國基建新增發電裝機1.1億千瓦左右，其中非化石能源發電裝機6000萬千瓦左右，煤電5000萬千瓦。預計2017年底全國發電裝機容量將達到17.5億千瓦，其中非化石能源發電6.6億千瓦、占總裝機比重將上升至38%左右。
　　（三）電力供需影響因素較多，受電煤供應和氣候影響較大
　　后三季度，影響電力供需的因素主要有：一是電煤供需形勢存在不確定性。二是煤電企業經營形勢嚴峻，大面積虧損將可能影響到煤電企業經營生產。三是氣象部門預測夏季全國大部分地區氣溫正常到偏高，華北和西北地區東南部、西南地區東北部高溫日數偏多；汛期我國降水總體呈現“北少南多”的特征。
　　（四）全年電力供需總體寬松，火電設備利用小時數同比下降
　　預計后三季度全國電力供需總體繼續寬松，部分地區相對過剩。其中，華北電網區域電力供需總體平衡,華東、華中、南方電網區域電力供需總體寬松,東北、西北電網區域電力供應能力相對過剩。預計全年全國發電設備利用小時3680小時左右，其中火電設備利用小時將下降至4080小時左右。
　　三、有關建議
　　（一）改善企業經營困境，促進電力工業平穩健康發展
　　當前，煤電企業多重矛盾交織疊加，導致企業連續虧損、經營形勢日趨嚴峻，企業摻燒煤泥比重提高、燃燒煤質降低，電力系統安全風險上升，應引起廣泛重視。建議在降煤價、順電價、規范交易、補歷史欠賬和推廣電能替代等方面改善發電企業經營環境，避免行業風險進一步聚集。
　　一是盡快有效引導煤炭市場價格回歸至合理區域。當前，解決煤電企業經營困難、避免成本增加向電力用戶傳導的最關鍵、最有效的途徑是合理下調煤價，降低燃料成本。一方面，多途徑加大煤炭市場供給量，推動電煤市場盡快實現供需平衡；另一方面，進一步規范煤炭價格形成機制，并加強價格監管，從嚴查處價格壟斷、囤積居奇、哄抬價格等違法行為，避免價格信號失真誤導市場預期，擾亂市場秩序。
　　二是盡快完善煤電聯動機制，分地區啟動煤電聯動。當前，煤價持續高位運行，漲價趨勢不減，煤電企業半數虧損并逐步擴大，預計今年底極有可能陷入全行業虧損。建議盡快啟動煤電聯動，合理疏導發電成本；進一步完善《國家發展改革委關于完善煤電價格聯動機制有關事項的通知》（發改價格〔2015〕3169號）確定的聯動機制，改變煤電聯動全國范圍一刀切的模式，根據各地區電煤價格漲跌變化的實際情況，分地區啟動煤電聯動；合理縮短煤電聯動調整周期，半年一次為宜；根據當前邊界條件發生的重大變化，重新調整電價測算方法，取消“聯動系數分檔累退機制”，提高煤電聯動機制的科學性、合理性。
　　三是規范市場交易，有序推進電力體制改革。建議認真總結部分地區電力市場建設中暴露的問題，進一步完善交易體系。在保證行業企業運行在健康可持續發展的大前提下，加強統籌協調，有序放開市場交易電量，穩妥推進市場化改革；加強對各省級電力市場交易工作的指導和監管，及時糾正帶有地方保護色彩、不利于資源在全國大范圍優化配置的不合理政策；以電力系統安全穩定運行為原則，充分發揮電力調度機構在電力平衡以及交易安全校核中的作用、強化調度指令嚴肅性。
　　四是妥善解決可再生能源電價補貼拖欠和直接交易電量環保電價補貼回收難的問題。建議研究簡化可再生能源補貼申報、撥付流程，盡快解決補助資金歷史欠賬問題；擴大補貼資金來源渠道，盡快推動可再生能源綠色電力證書制度落地，完善可再生能源發展長效機制。針對部分參與市場交易的電量無法得到應有的環保補貼問題，將煤電環保電價補貼調整為“價外補貼”，保障企業巨額環保改造投資順利回收，緩解企業資金壓力。
　　五是積極推廣電能替代，促進企業增供擴銷。從推進電能替代散燒煤和工業燃煤鍋爐、推動電動汽車產業快速發展、制定落實靈活電價政策等方面積極采取措施，引導推廣電能替代，促進電力企業增供擴銷，緩解電力供大于求矛盾。
　　（二）加大電煤供應力度，切實保障電煤穩定供應
　　煤炭連接著下游的電力生產、熱力供應、居民降溫采暖等生產生活重要領域，煤炭有效充足供應關系著國計民生。當前，用電需求持續回升，加上即將進入夏儲煤關鍵時期，應全力保障煤炭充足供應，以保障迎峰度夏期間電煤穩定供應。
　　一是多措并舉，有效增加煤炭市場供給量。建議統籌好去產能和保供應，協調好安全檢查與生產，尤其是當前煤炭價格仍處于紅色區域的高位、煤炭供需偏緊狀態下，應繼續實施平抑煤炭價格異常波動的響應機制，并督促主要產煤地區嚴格貫徹落實；加快補辦手續，盡快釋放符合條件的違法違規煤礦產量；此外，增加煤炭進口量。通過多途徑有效增加煤炭市場供給量，保障煤炭市場充足供應。
　　二是有效增加各環節煤炭庫存，保持在合理水平。建議合理引導和有效監管煤炭流通企業、生產企業和主要用戶煤炭庫存水平，尤其應發揮大秦、蒙冀、朔黃等3條鐵路線能力，確保環渤海港口庫存維持高位，防止市場大幅波動。
　　三是加強協調和監督，提高電煤中長期合同簽訂比例和履約率。簽訂中長期合同對于保障煤炭穩定供應和價格平穩，促進相關行業健康發展和經濟平穩運行都具有十分重要的意義。建議有關部門采取有力措施，積極推動電煤產運需各方加快簽訂中長期合同；同時，由有關政府部門牽頭，相關單位參加，建立電煤中長期合同兌現考核和價格監管的常態機制，對電煤中長期合同兌現偏低及價格違法行為及時查處，加強企業履約誠信體系建設。
　　四是加強運力協調，促進協議兌現。當前，運輸環節，尤其是鐵路運輸環節，仍然是影響電煤合同履行、煤炭穩定供應的重要因素。建議有關政府部門牽頭，建立運力監督協調機制，維護三方互保協議的嚴肅性，推動履行協議約定，協調解決重大問題，尤其加強迎峰度夏等重點時段和運力緊張等重點地區的電煤運力保障。
　　（三）落實去產能政策，防范和化解煤電產能過剩風險
　　針對經濟發展新常態下存在的煤電區域性產能過剩風險，應進一步貫徹落實國家促進煤電有序發展相關政策措施,調整煤電建設節奏，防范風險聚集。當前，最重要的是科學制定淘汰、停建、緩建煤電產能的標準和時序，用最小的經濟代價實現政府工作報告中提出的“淘汰、停建、緩建煤電產能5000萬千瓦以上”要求。
　　一是開展在建煤電項目調研摸底。建議做好在建（包括未核先建）煤電項目的規模、布局和建設進度等情況的摸底統計工作，科學測算停、緩建的經濟損失，合理評估企業存在的人員安置、資產處置等方面的困難。
　　二是有序停緩建一批在建煤電項目，嚴控新增煤電規模，遏制無序發展行為。建議以降低企業損失、優化煤電布局、促進網源協調發展為原則，綜合經濟損失和安全風險確定停緩建項目，科學確定停緩建項目清單和時序。
　　三是加大淘汰煤電落后產能力度。建議落實能源電力規劃，加快淘汰服役年限長，不符合能效、環保、安全、質量等要求的煤電機組。加強行政執法和環保監督力度，對于符合國家煤電落后產能淘汰標準的小煤電機組，堅決限期予以關停并拆除；對于排放不達標的煤電機組，嚴禁其運行，推動燃煤發電機組轉型升級、提質增效，為清潔高效火電和新能源發電騰出發展空間。
　　四是加強燃煤自備電廠管理。建議嚴控燃煤自備電廠發展，將自備煤電機組納入壓減煤電項目清單，未納入國家電力規劃的煤電項目一律不得建設，并加快淘汰落后產能的燃煤自備電廠；細化自備電廠收費政策，規范電力市場秩序，進一步明確系統備用費、基金及附加的收取方式、標準和范圍，并出臺相應的懲戒措施；建立健全自備電廠運行監管機制，國家有關部委牽頭成立聯合檢查組，專項檢查自備電廠建設及運行情況，對公用電廠違規轉自備、不承擔調峰義務、未接入環保部門監測系統等違規情況從嚴處置。