1月31日，中电联在京召开2018年全国电力行业统计与分析工作会议，同期对外发布了《2017-2018年度全国电力供需形势分析预测报告》。《报告》显示，2017年全国全社会用电量为6.3万亿千瓦时，同比增长6.6%；考虑2017年较高基数，预计2018年全社会用电量增长5.5%左右。
2017年，全国电力供需形势延续总体宽松态势，各区域间供需形势差异较为明显。华北区域电力供需平衡偏紧，华中区域电力供需基本平衡，华东和南方区域电力供需平衡有余，东北和西北区域电力供应能力富余较多。全国全社会用电量6.3万亿千瓦时，同比增长6.6%，增速同比提高1.6个百分点。
《报告》指出，第二产业用电平稳增长，服务业用电持续快速增长，高技术制造业、战略性新兴产业等用电高速增长，工业、交通、居民生活等领域电能替代成效明显，均是2017年用电量增长较快的原因。此外，2017年夏季长时间的极端高温天气，也拉动了用电量快速增长，2017年第三季度用电量增速达到7.8%。
2017年，电力结构持续优化，清洁化趋势明显。截至2017年底，全国全口径发电装机容量17.8亿千瓦，同比增长7.6%。其中，非化石能源发电装机容量6.9亿千瓦，占总发电装机容量的比重为38.7%，同比提高2.1个百分点。全年新增发电装机容量13372万千瓦，非化石能源装机占到67.2%。中电联行业发展与环境资源部副主任张琳指出：“2017年，全国主要发电企业煤电建设投资同比下降约39%，在控制增量、优化存量方面都取得了显著效果。”
通过政府和电力企业等多方共同努力，弃风弃光问题得到明显改善。2017年，全国发电设备利用小时数3786小时，与上年大体持平。由于水电发电量增速较低，火电、核电设备利用小时同比均略有提高。全国并网风电、太阳能发电设备利用小时分别达到1948、1204小时，同比分别提高203、74小时，西北区域风电、太阳能发电设备利用小时分别提高380小时和146小时。
《报告》预测，2018年电力消费仍将延续2017年的平稳较快增长水平，在平水年、没有大范围极端气温影响情况下，预计2018年全社会用电量增长5.5%左右。中电联副秘书长安洪光表示，尽管用电量保持较快增长，电力消费弹性系数（即用电量增速与GDP增速之比）超过1的可能性仍不大。“不同行业的电力消耗强度有差别。近年来，新动能转化、新业态发展等结构调整，都会对电力消费数据造成较大影响。产业结构调整的方向没有变，在不考虑极端气候情况下，现阶段电力消费增速难以超过GDP增速。”
根据《报告》，预计2018年底，全国发电装机容量将达到19.0亿千瓦，其中非化石能源发电装机达到7.6亿千瓦，占总装机比重将由2017年的38.7%上升至40%左右。预计煤电装机容量10.2亿千瓦、占全国装机比重53.6%，比2017年底降低1.5个百分点。
针对今年电力供需形势，《报告》预计2018年全国电力供需总体宽松、部分地区富余，局部地区用电高峰时段电力供需偏紧。分区域看，东北、西北区域预计电力供应能力富余较多；华东、华中区域预计电力供需总体平衡，少数省份在迎峰度夏、度冬用电高峰时段供需偏紧；华北区域预计电力供需总体平衡，河北南网电力供需偏紧；南方区域预计电力供需总体平衡，但省级电网间平衡差异将较为突出。
在《报告》发布会上，煤电行业严峻的经营和保供形势成为整体电力供需情况外的另一重点话题。
“截至1月30日，六大沿海主力发电集团电煤库存降至887万吨，可用天数不足11天；位于湖北、贵州等内地省份的部分电厂，电煤可用天数仅为2至3天。”中电联行业发展与环境资源部副主任叶春表示，“南方多轮强降雪和低温天气、春节放假、环保安全检查等，都对电煤供应形成了较大压力。与此同时，1月26日发布的中国沿海电煤采购价格指数(CECI沿海指数)中，5500大卡现货成交价已达744元/吨，煤电行业正面临巨额亏损。”
《报告》指出，2017年，煤炭消耗需求增长超预期，煤炭行业去产能超进度，煤炭产量增加不足，煤炭市场供应量小于消费量，导致电煤供应持续偏紧。相关部门多措并举增加电煤供给，供需形势有所缓和。2017年全年绝大多数时间内，电煤价格处于“红色区间”运行。初步测算，2017年全国煤电企业因电煤价格上涨导致电煤采购成本比2016年提高2000亿元左右。
为此，中电联建议，要多措并举保障电煤市场的供需平衡和稳定供应，全面梳理全国煤炭有效产能、产量， 鼓励符合安全、高效、环保的先进煤企释放产能，加快审批投产一批合规项目，增强保障能力，保障电煤市场的供需平衡和稳定供应。同时，继续优化进口煤政策，加强运力协调，做好铁路运力的保障协调和各港口资源配置协调。着力解决掣肘电力企业经营关键问题，切实提高行业可持续发展的动力和活力。尽快引导电煤价格下调至绿色区间，有效降低持续居高不下的燃料成本，以缓解煤电企业经营困境并提高行业贯彻落实中央降电价要求的承受能力。
