（三）全国电力供需总体平衡，部分地区迎峰度夏高峰时段电力供需偏紧
受新能源比重持续上升导致部分时段电力系统调峰能力不足、第三产业和居民生活用电比重持续提高带动系统峰谷差持续增大、电煤地区性季节性偏紧等多重因素叠加影响，预计全国电力供需总体平衡、部分地区在迎峰度夏高峰时段电力供需偏紧。
分区域看，预计华北区域电力供应紧张，河北南部电网、京津唐和山东电网在迎峰度夏用电高峰期电力供应紧张；华东、华中、南方区域部分省份电力供需偏紧，主要是江苏、浙江、安徽、湖北、湖南、江西、广东等省份在迎峰度夏高峰时段电力供需偏紧；东北、西北区域预计电力供应能力富余。预计全年全国发电设备利用小时3770小时左右，其中，火电设备利用小时4300小时左右。
三、有关建议
下半年，全面贯彻落实党的十九大精神持续深入推进。时间过半，电力行业认真贯彻落实中央经济工作会议和全国“两会”精神任务异常繁重。需切实按照高质量发展要求，做好迎峰度夏电力保障工作，强化发电燃料供应，缓解电力企业经营困境，加快光伏产业转型升级，修订“十三五”电力发展规划，以推进供给侧结构性改革为主线，稳步做好新时代电力工作，更好地满足人民美好生活用电需求。
（一）落实迎峰度夏工作方案及预案，切实确保电力系统安全稳定运行
一是落实相关方案和预案。相关地方及企业应严格贯彻落实国家发展改革委《关于做好2018年迎峰度夏期间煤电油气运保障工作的通知》（发改运行〔2018〕855号），统筹做好煤电油气运保障工作。各地区要在科学研判本地迎峰度夏期间供需形势的基础上，有效衔接好优先发购电、电力市场化交易、跨省区送受电等各项工作，千方百计提高高峰时段发电供电能力。
二是做好电力稳发稳供。电网企业要科学安排电力系统运行方式，加强电力跨省跨区余缺互济，优化抽水蓄能等调峰电站运行管理；发电企业要认真分析供需形势，周密制定燃料采购、运力衔接和储备计划，并根据燃料实际消耗情况动态调整优化，确保发电燃料需要；加强设备运行维护和管理，确保机组稳发稳供。
三是加强电力系统运行特性分析和监测。当前经济结构调整带来用电负荷峰谷差加大、新能源比重持续上升导致电力系统调峰能力不足，电力系统形态及特征发生重大变化，系统运行的不确定性大大增加，电网企业要加强电力系统运行特性分析，并结合用电负荷特性变化，研究运行方案，确保电力系统安全、稳定、经济运行；相关部门及地方政府需高度关注云南、贵州等水电大省的火电机组生存和安全运行问题，确保煤电作为备用电源对电力系统的支撑作用。
（二）强化迎峰度夏度冬期间电煤和天然气供应，切实确保发电燃料可靠供应
一是千方百计增加电煤供应，确保供电供热用煤安全。晋陕蒙等重点产煤地区要认真落实增产增供备忘录，加快释放优质产能，增加有效资源供给确保国内电煤供需平衡；有关部门继续加强环保、安监、土地、海关等方面协调力度，避免一刀切，加大优质高效矿井的产能释放和产能置换等相关工作；加强蒙东地区相关煤矿手续完善的协调工作，尽快释放产能，解决东北备冬储煤和迎峰度冬时期电煤供应缺口问题，确保东北地区冬季供电供热用煤。
二是进一步完善中长期合同机制，提高地方煤企和中小煤企中长期合同签订比例，并加强监管确保履约到位。继续发挥中长期合同对电煤价格的稳定器作用，进一步规范中长期合同定价机制，并完善中长期合同监督考核机制，实现监管全过程覆盖。针对部分地方煤企和中小煤企中长期合同签订比例偏低的问题，对问题突出的合同有针对性的开展双方或多方核查，对重点问题落实监督考核问责机制，提高合同履约比率。
三是完善进口煤政策。进口煤作为我国电煤供应的有力补充，尤其在当前电煤供需存在一定缺口的形势下，对于全国尤其是沿海地区电煤市场供需平衡、稳定市场价格及预期，具有举足轻重的作用。建议保持进口煤政策的稳定性和连续性，充分发挥优质进口煤的补充供应作用，并对发电企业的直接进口煤炭加快通关速度；加强进口煤政策统筹性，避免因总量控制导致后续备冬储煤及迎峰度冬期间电煤供应紧张，以及价格剧烈波动。
四是加强重点区域电煤供应和运力保障，并出台措施建立电煤储备基地。对京津冀、东北、湖北、湖南、江西、贵州等产能减少区域和运力制约区域，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；国家层面出台相关措施，设立专项资金，在重点地区建立国家电煤战略储备基地，支持地方政府建设煤炭储存中转基地，以保证迎峰度夏、度冬等关键时段的电煤安全稳定供应，缓解煤炭生产与电煤消耗季节性波动及运力受限等矛盾制约。
五是密切关注天然气供应情况。上年冬季以来，天然气供应紧张，当前用气淡季仍存在浙江、江苏等部分地区发电用气紧张的情况。为避免反复出现取暖及发电用气短缺，建议加强燃气供应，尤其针对京津沪浙等燃气发电占比较高的地区，加快储气基础设施建设，强化燃气资源组织协调，千方百计确保用气安全。
（三）降低电力企业经营成本，切实缓解电力企业经营困境
一是多措并举将煤价稳定在绿色区间，切实缓解煤电企业亏损困境。进一步规范定价机制，杜绝中长期合同名目繁多、定价不规范、变相涨价搭售等不规范行为；进一步规范铁路、港口等各环节收费，有效降低电煤物流成本；加大对煤炭市场价格的有效监管和合理引导，打击囤积居奇、炒作行为。千方百计将电煤综合价格稳定在国家确定的绿色区间，有效缓解煤电企业的经营困局，增强煤电企业保供能力和可持续发展能力。
二是拓宽渠道，完善机制，尽快解决陈欠可再生能源补贴兑现。通过加快出台绿证相关管理细则、推动绿证制度落地实施等措施，拓宽可再生能源补贴资金来源，确保补贴按时到位，切实解决可再生能源企业有利润、无现金流的困境，缓解企业经营压力，维护企业资金链安全。
三是继续给予水电行业增值税优惠政策，切实降低企业经营成本。财政部、国家税务总局发布的《关于大型水电企业增值税政策的通知》（财税〔2014〕10号）文件已于2017年底到期，针对当前大型水电企业增值税实际税负达16％以上，远高于工业企业及行业平均税负水平的情况，建议延续水电行业增值税优惠政策并扩大受益范围，将移民投资、利息支出纳入抵扣范围，有效落实国家供给侧结构性改革“降成本”，促进水电行业健康发展。
（四）加快推动光伏产业转型升级，切实提升能源发展质量效益
一是加强相关政策措施的研究和落实，进一步推动光伏产业健康有序发展。为促进光伏产业健康发展，国家相关部门出台《关于2018年光伏发电有关事项的通知》（发改能源〔2018〕823号），对光伏行业补贴政策及规模指标进行了明确把控。建议加强政策编制发布、缓冲设计及效果预判的分析，确保产业政策的连续性、透明性，合理引导光伏企业有序发展，避免政策波动导致的项目投产扎堆和资源浪费；各地方政府要积极落实国家支持光伏产业发展的各项政策，切实帮助企业降低非技术成本，优化营商环境；加快能源发展“十三五”规划中期评估和滚动修编，对明显超过规划进度的光伏发电装机等目标进行合理调整；加快推进光伏产业领域相关标准的制定，完善光伏产业准入制度，推动企业技术升级；加快推进可再生能源配额制度的落地，进一步促进光伏的消纳。
二是合理把握发展节奏，通过技术创新引领光伏产业升级。根据“十三五”规划的中期评估情况，光伏企业应适当控制发展节奏，避免低效或无效投资；围绕促进产业技术进步和技术降本，光伏企业应不断加大研发投入，避免技术和产品同质化，打造核心竞争力，通过推动技术进步实现企业可持续发展；探索光伏发电与智能化、信息化技术及储能技术的深度融合方式，推动光伏的多样化发展；通过积极发展“光伏扶贫”，实现扶贫、环保和光伏产业的多方共赢。
三是坚持市场引领，加快完善光伏发电市场机制，有序推进光伏发电市场化交易。贯彻落实清洁能源产业发展要求，加快培育光伏发电的市场竞争力，加速平价上网。积极探索多样化的商业模式创新，提升光伏发电的经济性，抓住补贴逐步退坡窗口期，打造自我造血功能，加速由补贴驱动向市场驱动的转型；拓展终端用户市场应用，提供多样化、高品质产品和服务，创造企业新的利润增长点。
注释：
［1］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。
［2］根据《国家统计局关于修订＜三次产业划分规定（2012）＞的通知》（国统设管函〔2018〕74号），三次产业划分进行了调整，将“农、林、牧、渔服务业”调整到第三产业，更名为“农、林、牧、渔专业及辅助性活动”。自2018年5月份起，电力行业按照最新的标准开展行业统计工作，各产业用电相应调整，为保证数据可比性，同期数据亦根据新标准同步调整。
［3］为同口径比重比较，2017年数据亦根据新标准同步调整。
