中国电力企业联合会信息部主任：薛静
薛静表示，今年以来全国用电延续上年的较快增长态势。7月份用电量同比增长9.9%，是2013年9月以来46个月间的月度最高增速。8月份开始趋缓、回落，10月份5%，增速同比回落1.99个百分点，1-10月累计增速6.7%，增速较上年提高1.94个百分点。
薛静指出，导致2017年以来电力消费高增速的原因有以下几点：
世界经济贸易好转、中国经济回升与期望带来了生产资料补库存效应强劲。
去产能，产业利用率持续回升，大部分生产资料市场价格总体提高，企业效益明显增强。拉动工业生产用电持续增长。
新动能逐步培育形成新的增长点。服务业持续保持较快增长，新业态、新模式、新产业不断涌现，尤其是以互联网、大数据、云计算等新一代信息技术为主要代表的信息化加快发展，生态旅游、远程教育、数字家庭、智慧社区等新的服务模式快速发展，以及城镇化率以及居民电气化水平逐步提高，使第三产业和居民生活用电对用电增长的贡献率提高至36.5%。
周期性以及高温带动家用电器制造业增速较高。
高温天气因素拉动降温负荷用电快速增长。7月、9月全国平均气温均创1961年以来历史同期最高。初步测算，三季度气温因素拉高全年全社会用电量增速1个百分点左右。
分行业月度用电增速变化
薛静表示，上图中主要行业用电结构变化反映了产业转型变化。
薛静指出，地区用电增速差异反映了产业布局特征与变化。从上图可以看出，中西部地区用电量增速高于全国水平，华北地区增速快速回落。
今年以来分省用电增长
从上图可以看出，高增速省份主要在基础资料产业反弹的西部地区、高温影响的南方地区。9-10月份呈现高增长的福建、广西等省主要是气温拉动。
分省分产业用电增长分析
从上图可以看出，东北地区第一产业贡献较往年提高幅度较大。山东、上海、北京、江苏、河北、天津第二产业用电贡献率同比下降。
薛静表示，目前我国在严控煤电投资建设取得明显成效。
在严控煤电的情况下，为促使电力市场进一步市场化，清洁化，全国范围内在特高压和可再生电源方面加强投资。
目前，全国已投产“5交10直” 共15条特高压线路，“西电东送”输电规模近1.8亿千瓦，全国能源资源配置能力不断增强。
今年相继投产：甘肃酒泉-湖南特高压直流工程、晋北-南京特高压直流工程、陕西榆横-山东潍坊特高压交流工程、内蒙锡盟-山东胜利特高压交流工程、内蒙锡盟-山东泰州特高压直流工程。
今年以来，全国主要发电企业总计完成投资1977亿元、同比下降17.2%。电网企业完成基建投资4126亿元、同比增长0.6%，110千伏及以下电网投资比重达到53.5%。
截止10月底，全口径发电机装机容量为17.4亿千瓦左右，太阳能发电装机已超1.1亿千瓦。截止10月底，全国发电装机新增9982万千瓦，较上年同比增加接近2000万千瓦，其中太阳能发电4480万千瓦。
从上图可以看出，煤电增加较多省份：山东、江苏、新疆、河北。太阳能发电新增规模较大省份河北、江苏、浙江、安徽、山东、河南、湖。北等资源较好、消纳市场较好省份，特别是扶贫光伏、户用光伏发展很快。
1-10月全国发电形势
全国1-10月份发电量增速持续较高，达到6.4%。8月份前水电出力不足，拉升火电增速，1-10月累计增速达到5.4%。迎峰度夏后，发电量增速趋缓，加上水电增加，火电增速和比重加速回落。1-10月份水电量增速只有2.2%，10月份为16.9%。
1-10月份分省风电运行情况
薛静表示，今年以来全国风电装机增长12%，风电发电量增长25%。与此同时加大市场调节力度，弃风情况有所好转。
1-10月份全国发电利用小时情况
从全国平均水平来看，1-10月份水电设备利用小时下降44小时，下降幅度在逐月减少。火电设备利用小时提高26小时，提高幅度在逐月减少；气电设备利用小时提高75小时，余温余压、生物质、垃圾发电设备利用小时提高33小时。核电设备利用小时提高107小时，风电设备利用小时提高151小时，太阳能发电设备利用小时提高57小时。
火电方面，薛静表示，我国的火电在朝着清洁、节能高效发展。
近年，火电投资年投资额稳定在1000-1100亿左右；火电装机占比、发电量占比及设备利用小时呈逐年下降态势。
火电机组结构不断优化，超临界、超超临界机组比例持续提高，单机60万千瓦及以上机组比重2016年底已达到43.4%，单机容量100万千瓦机组数量达到96台，居世界首位。
截至2016年年底，全国已累计完成超低排放改造4.5亿千瓦，节能改造4.6亿千瓦，分别占2020年目标的77%、73%，并开展了火电灵活性改造试点。
全国投运脱硫机组占比接近100%。2012年以来，平均每年投运火电烟气脱硝容量超过1亿千瓦，累计投运脱硝机组容量约为9.1亿千瓦，占全国火电机组容量的85.8%，煤炭清洁利用水平明显提升。
薛静同时指出，低火电发电利用小时将成为常态。但这并不意味着是产能过剩，只是火电在能源行业内的定位发生了变化。
在煤电产能过剩方面，薛静分析称，煤电相对性、结构性过剩原因有：用电增速趋缓、煤电装机增长较快、新能源比重加大、煤电在发电市场中、新的定位与机制尚没有确立、东部地区外来电规模逐步加大、煤电的超低排放与灵活调度是今后10-20年清洁利用煤炭的发展方向没有市场定位。
薛静指出，煤电由当前电力供应主体能源转型为保障新能源发展与电力安全供应能力。同时出力效益应该在现货市场（提供调峰、调频、无功能力）中体现。
薛静称，今年以来电煤供需形势总体由将由松转紧。
安全环保、需求增加和去产能等诸多因素叠加，导致今年煤炭供应相对偏紧。
受煤价波动影响，煤电行业经营形势大幅波动，今年以来多重困难矛盾交织叠加，煤电企业持续亏损。前8个月，华能等五大发电集团到场标煤单价同比上涨58.6%，电煤采购成本同比提高900亿元左右，全国煤电企业采购成本同比提高近2000亿元。1-9月份，华能等五大发电集团煤电板块亏损247亿元，同比减利增亏619亿元，火电企业亏损面超过60%，部分企业超过70%，云南、贵州、四川、宁夏等地区煤电企业亏损面甚至达到了100%。
1-10月份分省发电耗用原煤情况
薛静表示，从上图可以看出，1-10月份全国发电耗煤量15亿吨左右、同比增长6.1%。发电厂供热耗用1.8亿吨左右。
四季度及全年全国电力供需形势预测
薛静分析表示，预计四季度全社会用电量增速略高于5%，比三季度有所回落；预计全年全社会用电量增速略高于6%。
全年基建新增发电装机中，预计火电投产5000万千瓦左右。其中，煤电3500万千瓦左右；非化石能源发电装机投产8000万千瓦左右，其中，太阳能发电装机5000万千瓦，风电1800万千瓦左右。
预计2017年底全国发电装机容量将达到17.7亿千瓦、同比增长8%左右。其中，水电3.4亿千瓦、并网风电1.7亿千瓦、并网太阳能发电1.3亿千瓦、核电3700万千瓦、生物质发电1500万千瓦左右。非化石能源发电装机合计达到6.8亿千瓦，占总装机容量比重上升至38.5%左右，比上年提高近2个百分点。
