2017年，全国国内生产总值实现82.7万亿元，增长6.9%、增速比上年加快0.2个百分点，为2011年以来首次回升；第三产业增加值比重为51.6%，与上年持平。规模以上工业增加值比上年增长6.6%、增速提高0.6个百分点，高技术制造业和装备制造业增加值分别比上年增长13.4%和11.3%，工业生产稳步回升、产品结构向价值链中高端延伸发展。固定资产投资比上年实际增长7.0%，其中基础设施投资增长19.0%，民间固定资产投资增长6.0%，增速分别回升1.6和2.8个百分点，对固定资产投资的支撑作用增强。全社会消费品零售总额比上年实际增长10.2%，最终消费支出对经济增长的贡献率为58.8%、比资本形成总额高26.7个百分点，消费的基础性作用有效发挥。外贸进出口总额27.8万亿元，比上年增长14.2%；全年累计顺差2.9万亿元。人均国内生产总值8813美元。
2017年，全国一次能源生产总量35.9亿吨标准煤，比上年增长3.6%；其中，原煤生产35.2亿吨、增长3.3%，天然气生产1480亿立方米、增长8.2%。能源消费总量44.9亿吨标准煤，比上年增长2.9%。其中，煤炭消费占能源消费的比重为60.4%，比上年降低1.6个百分点；天然气、水电、核电、风电等清洁能源消费量占能源消费总量的20.8%，比上年提高1.3个百分点。
2017年，电力行业按照党中央、国务院统一部署，积极落实能源“四个革命、一个合作”发展战略，在保障电力系统安全稳定运行和可靠供应、提供电力能源支撑的同时，加快清洁能源发电发展，加大电力结构优化调整力度，持续推进电力市场化改革，大力推动电力科技创新，狠抓资源节约与环境保护，积极应对气候变化，倡导构建全球能源互联网，持续扩大电力国际合作，电力行业发展取得新的成绩，为国家经济社会发展、能源转型升级和落实国家“一带一路”战略做出了重要贡献。
一、电力供应和电网输送能力进一步增强，电源和电网结构进一步优化
供应能力持续增强，电源结构持续优化调整 截至2017年年底，全国全口径发电装机容量177708万千瓦，比上年增长7.7%，增速比上年回落0.5个百分点。其中，水电34359万千瓦（其中抽水蓄能发电2869万千瓦、增长7.5%），增长3.5%；火电110495万千瓦（其中煤电98130万千瓦、增长3.7%），增长4.1%；核电3582万千瓦，增长6.5%；并网风电16325万千瓦，增长10.7%；并网太阳能发电12942万千瓦（其中分布式光伏发电2966万千瓦），增长69.6%。全国人均装机规模1.28千瓦，比上年增加0.09千瓦，超过世界平均水平，电力供应能力持续增强。全国非化石能源发电装机容量68865万千瓦，占全国总装机容量的38.8%，分别比上年和2010年提高2.2个和11.7个百分点；100万千瓦级火电机组达到103台，60万千瓦及以上火电机组容量所占比重达到44.7%、比上年提高1.3个百分点，非化石能源发电装机及大容量高参数燃煤机组比重继续提高，电源结构持续优化调整。
新增装机规模创历年新高，新增装机的结构和地区布局进一步优化 全国基建新增发电生产能力13118万千瓦，比上年多投产975万千瓦，是新增装机规模最大的一年；主要是光伏扶贫、光伏领跑者、光伏发电上网电价调整等政策促进太阳能发电装机容量新增5341万千瓦，比上年多投产2170万千瓦。新增水电1287万千瓦，比上年多投产108万千瓦；新增并网风电1819万千瓦，比上年略有减少；新增核电218万千瓦，是5年来核电新增规模最小的一年。新增火电4453万千瓦（其中新增煤电3504万千瓦），国家防范化解煤电产能过剩风险措施初见成效，火电及煤电新增规模连续三年缩小。2017年，新增非化石能源发电装机容量9044万千瓦，占全国新增发电装机容量的68.9%，比上年提高3.6个百分点，新增装机结构进一步优化；东、中部地区新增新能源发电装机容量占全国新增新能源发电装机的76.0%，比上年提高18.1个百分点，新能源发电布局继续向东中部转移。2017年，全国新增抽水蓄能发电装机容量200万千瓦，北方地区累计完成10个电厂、共计725万千瓦火电机组灵活性改造项目，对电网调节能力和新能源消纳能力提升起到了积极作用。
电网规模稳步增长，跨省区输送能力大幅提升 全国新增110千伏及以上交流输电线路长度和变电设备容量58084千米和32595万千伏安，分别比上年多投产1406千米和少投产1990万千伏安；新增直流输电线路和换流容量分别为8339千米和7900万千瓦，分别比上年多投产4948千米和4660万千瓦。截至2017年年底，全国电网35千伏及以上输电线路回路长度183万千米、比上年增长4.0%，变电设备容量66亿千伏安，比上年增长5.3%。其中，220千伏及以上线路长度69万千米、增长6.2%，变电设备容量40亿千伏安、增长9.1%。2017年，全国共投产5条直流、2条交流特高压项目，新增跨区输电能力4350万千瓦，极大提高了电网跨大区能源资源优化配置能力和清洁能源消纳能力。年底全国跨区输电能力达到1.3亿千瓦；其中，交直流联网跨区输电能力超过1.1亿千瓦，跨区点对网送电能力1344万千瓦。
煤电投资大幅下降，特高压项目投资快速增长 全国主要电力企业1电源工程建设完成投资2900亿元，为2011年以来最低水平，比上年下降14.9%；其中，太阳能发电投资增长18.2%；水电投资基本持平，抽水蓄能电站投资142亿元、增长68.6%，是抽水蓄能电站建设投资最多的一年；核电、风电投资分别下降9.9%和26.5%；常规煤电投资706亿元，比上年下降27.4%，带动火电投资（858亿元）下降23.4%。全国电网工程建设完成投资5339亿元，继续保持很高投资规模；其中，特高压输电和配电网建设项目仍是电网投资建设的重点，±1100千伏、±800千伏电压等级投资增加较多，带动特高压建设投资1017亿元、增长16.9%；全国小城镇中心村电网改造全面完成、惠及农村居民1.8亿人，实现平原地区机井通电全覆盖、惠及1.5亿亩农田，贫困村基本通动力电、惠及3.35万个村庄，全年配电网投资2826亿元，电力普遍服务能力持续增强。
二、电力生产较快增长，新能源发电增量对电量增长的贡献作用显著增强
新能源发电增量对电力生产的贡献作用显著增强 全国全口径发电量64171亿千瓦时，同比增长6.5%，增速比上年提高1.6个百分点。其中，水电11931亿千瓦时、增长1.6%，火电45558亿千瓦时、增长5.3%（其中煤电发电量41498亿千瓦时，增长5.2%），核电2481亿千瓦时、增长16.4%，并网风电3034亿千瓦时、增长26.0%，并网太阳能发电1166亿千瓦时、增长75.3%。2017年，水电、核电、并网风电和太阳能发电等非化石能源发电量合计比上年增长10.1%，占全口径发电量的比重为30.3%、比重比上年提高1.0个百分点。青海、甘肃、宁夏、内蒙古、新疆、河北、吉林、黑龙江和西藏9个省份新能源发电量占本省发电量的比重超过10%，新能源发电已经成为内蒙古、新疆、河北等12个省份的第二大发电类型；新能源发电量增量对全国发电量增长的贡献率为28.6%，山东、云南、甘肃等14个省份的新能源发电量增量超过火电发电量增量，新能源对发电生产的贡献作用显著增强。
弃风、弃光现象明显改善 2017年，国家陆续出台了《关于促进西南地区水电消纳的通知》、《解决弃水弃风弃光问题实施方案》等政策文件，行业企业也积极行动，综合施策推动解决“三弃”问题，全国弃风弃光现象明显改善。据国家能源局数据，2017年，全国弃风电量419亿千瓦时、同比减少78亿千瓦时，弃风率12%、同比下降5.2个百分点，是三年来首次弃风电量和弃风率“双降”；弃光电量73亿千瓦时，弃光率6%、同比下降4.3个百分点。据调研，四川、云南弃水电量也分别比上年有所减少。
新能源发电设备利用小时同比增加较多，火电利用小时回升 全国并网风电设备利用小时1949小时，比上年增加204小时，已经连续两年增加；太阳能发电设备利用小时1205小时，比上年增加76小时。受电力消费增长回暖拉动、以及水电发电量低速增长等因素影响，火电设备利用小时4219小时，比上年提高33小时，是自2014年开始连续三年下降后首次回升。水电设备利用小时3597小时，比上年降低22小时；核电设备利用小时7089小时，比上年增加28小时。综合来看，受发电装机结构变化等因素影响，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3790小时，比上年降低7小时，呈现持续下降趋势。
电力建设及生产运行安全可靠 全国没有发生重大以上电力人身伤亡事故，没有发生较大以上设备事故，没有发生电力安全事故，没有发生水电站大坝漫坝、垮坝以及对社会有较大影响的电力安全事件。主要电力可靠性指标总体保持在较高水平，其中，10万千瓦及以上煤电机组、4万千瓦及以上水电机组、燃气轮机组、核电机组等效可用系数分别为92.76%、92.55%、92.60%、91.10%，除煤电机组略有下降外，其他三类机组分别提高0.11个、0.30个和2.33个百分点。架空线路、变压器、断路器三类主要输变电设施的可用系数分别为99.497%、99.856%、99.942%。直流输电系统合计能量可用率、能量利用率分别为95.35%、54.42%，分别比上年提高0.68和0.25个百分点；总计强迫停运33次，比上年减少7.5次。全国10(6、20)千伏供电系统用户平均供电可靠率为99.814%、比上年提高0.009个百分点，用户平均停电时间16.27小时/户、减少0.84小时/户，用户平均停电次数3.28次/户、减少0.29次/户。
三、电力消费需求进一步回升，电力供需总体宽松
电力消费需求进一步回升 受宏观经济持续稳中向好、新业态和新兴产业蓬勃发展以及夏季高温天气等因素影响，全国全社会用电量63625亿千瓦时，同比增长6.6%，增速连续两年回升。其中，第一产业用电量1175亿千瓦时，比上年增长7.5%；第二产业用电量44922亿千瓦时，比上年增长5.5%，增速比上年提高2.7个百分点，拉动全社会用电量增长3.9个百分点，是全社会用电量增速提高的最主要动力（其中制造业用电量增长5.8%，拉动全社会用电量增长3.0个百分点）；第三产业用电量8825亿千瓦时、增长10.7%（其中信息传输、计算机服务和软件业用电量增长14.7%），城乡居民生活用电量8703亿千瓦时、增长7.7%，分别拉动全社会用电量增长1.4和1.0个百分点。第一、第二、第三产业和城乡居民生活用电量占全社会用电量的比重分别为1.8%、70.6%、13.9%和13.7%；与上年相比，第三产业和城乡居民生活用电量占比分别比上年提高0.5和0.2个百分点；第二产业及其四大高耗能行业用电量占比均降低0.7个百分点。2017年，全国人均用电量和人均生活用电量分别为4589千瓦时和628千瓦时，分别比上年增加268千瓦时和44千瓦时。
电能替代成效显著 2017年，在居民采暖、工（农）业生产制造、交通运输、电力供应与消费、家庭电气化及其他领域，大力推进电能替代，成效显著。《北方地区冬季清洁取暖规划（2017-2022年）》发布实施，京津冀及周边“2+26”城市完成煤改电127万户。据统计，国家电网有限公司（以下简称“国家电网”）和中国南方电网有限责任公司（以下简称“南方电网”）经营区域共推广完成电能替代电量1286亿千瓦时，占全国全社会用电量的2.0%；其中，居民采暖领域替代电量88亿千瓦时，工（农）业生产制造领域替代电量773亿千瓦时，交通运输领域替代电量128亿千瓦时，电力供应与消费领域替代电量239亿千瓦时，家庭电气化及其他领域替代电量57亿千瓦时。
积极推进电力需求侧管理 国家有关部委印发了《关于深入推进供给侧结构性改革做好新形势下电力需求侧管理工作的通知》，并同时修订了《电力需求侧管理办法》，明确了新形势下电力需求侧管理的新定义与新内容，补充了实施主体，增加了实施领域与方向；继续开展工业领域电力需求侧管理专项行动计划（2016-2020年）。行业企业积极推进电力需求侧管理工作，截至2017年年底，全国已有171家单位通过电能服务机构能力评定；国家电网、南方电网、内蒙古电力（集团）有限公司（以下简称“内蒙古电力”）和陕西省地方电力（集团）有限公司（以下简称“陕西地电”）超额完成2017年度电力需求侧管理目标任务，共节约电量157亿千瓦时、电力395万千瓦，有力保障了电力供需平衡，促进了能源电力资源的优化配置。
电力供需形势总体宽松 2017年，全国电力供需延续总体宽松态势，区域间供需形势差异较大。分区域看，华北区域主要是迎峰度夏期间偏紧，7月中旬受持续高温天气影响，区域内绝大部分省级电网用电负荷均创历史新高，河北、山东、天津等地执行有序用电；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。
四、行业绿色发展水平进一步提高，节能减排取得新成绩
能效水平持续提高 全国6000千瓦及以上火电厂供电标准煤耗309克/千瓦时，比上年降低3克/千瓦时，煤电机组供电煤耗水平持续保持世界先进水平；电网线损率6.48%，比上年降低0.01个百分点；由于煤电超低排放改造、负荷率下降等原因，6000千瓦及以上火电厂厂用电率6.04%，比上年提高0.03个百分点；火电厂单位发电量耗水量1.25千克/千瓦时，比上年降低0.05千克/千瓦时。
污染物排放大幅下降 根据中电联统计分析，截至2017年年底，全国燃煤电厂100%实现脱硫后排放。其中，已投运煤电烟气脱硫机组容量超过9.4亿千瓦，占全国煤电机组容量的95.8%；其余煤电机组主要为循环流化床锅炉采用燃烧中脱硫技术；已投运火电厂烟气脱硝机组容量约10.2亿千瓦，占全国火电机组容量的92.3%；其中，煤电烟气脱硝机组容量约9.6亿千瓦，占全国煤电机组容量的98.4%。常规煤粉炉以选择性催化还原（SCR）脱硝技术为主，循环流化床锅炉则以选择性非催化还原（SNCR）脱硝技术为主；全国累计完成燃煤电厂超低排放改造7亿千瓦，占全国煤电机组容量比重超过70%，提前两年多完成2020年改造目标任务。2017年，全国电力烟尘、二氧化硫和氮氧化物排放量分别约为26、120和114万吨、分别比上年下降25.7%、29.4%和26.5%；单位火电发电量烟尘排放量、二氧化硫排放量和氮氧化物排放量分别为0.06、0.26和0.25克/千瓦时，比上年分别下降0.02、0.13和0.11克/千瓦时；单位发电量废水排放量0.06千克/千瓦时，与上年持平全国燃煤电厂粉煤灰综合利用率为72%，与上年持平；脱硫石膏综合利用率为75%，比上年提高1个百分点。
应对气候变化贡献突出 单位火电发电量二氧化碳排放约844克/千瓦时，比2005年下降19.5%。以2005年为基准年，2006-2017年，通过发展非化石能源、降低供电煤耗和线损率等措施，电力行业累计减少二氧化碳排放约113亿吨，有效减缓了电力二氧化碳排放总量的增长，其中供电煤耗降低对电力行业二氧化碳减排贡献率为45%，非化石能源发展贡献率为53%。
五、科技创新取得新进展，创新成果获多项大奖
特高压技术继续引领世界大电网技术发展 率先研发应用了特高压直流分层接入技术，全面攻克了±1100千伏直流输电工程系统成套技术，掌握了1000千伏特高压交流和±800千伏特高压直流输电关键技术，特高压技术继续引领世界大电网技术发展；世界首台机械式高压直流断路器投运，世界首台特高压柔直换流阀研制成功，我国柔性输电技术取得长足进步；世界上电压等级最高、容量最大的苏南500千伏统一潮流控制器建成投运，全球规模最大的冀北新能源虚拟同步机系统实现并网，建成了集成可再生能源主动配电网示范工程，电网控制和新能源接纳能力显著提高；电动汽车、分布式电源的灵活接入取得重要进展，在数量规模、运营关键技术、电动汽车与电网互动技术领域，均走在世界前列。
电源科技创新取得新进展 二次再热发电技术具备自主开发制造能力，燃煤耦合生物质发电技术实现示范应用，超超临界关键前沿技术研究有序推进，化石能源清洁高效利用取得新进展；以CAP1400和“华龙一号”为标志，中国核电已达到三代核电技术的先进水平，并拥有完整的自主知识产权和核心制造能力；风电开发运行逐步向信息化、数字化、智能化、高可靠性方向发展；百万千瓦水电机组关键部件成功问世，奠定了中国水电技术的世界领导者地位。
电力科技创新成果获多项大奖 电力行业科技项目共获得国家科学技术奖20项。其中，“特高压±800kV直流输电工程”获国家科学技术进步奖特等奖，“600MW超临界循环流化床锅炉技术开发、研制与工程示范”获国家科学技术进步奖一等奖，“燃煤机组超低排放关键技术研发及应用”获国家技术发明奖一等奖。
六、电力市场建设加快推进，电力市场交易更加活跃
电力市场体系和试点建设加快推进 国家围绕全面深化电力改革出台了一系列涉及输配电价、售电侧改革、增量配电网放开、电力交易规则等方面的政策措施，各省政府也结合实际积极制定电力改革和市场化交易试点方案，有力支持和推进了电力市场体系构建和电力市场交易试点。截至2017年年底，售电侧改革试点扩大到10个省份，一大批售电企业准入市场交易，活跃了市场环境；22个省份开展了电力改革综合试点，改革措施各具特点，市场发育日益完善；新批复增量配电业务改革试点89个，累计批复试点195个，增量配电业务改革有序推进；确定南方（广东起步）、蒙西等8个地区作为电力现货市场建设试点，电力市场交易品种逐步丰富。此外，还组织在东北等地区开展电力辅助服务市场建设。中国电力企业联合会受政府委托开展电力行业信用体系建设与评价工作，并配合有关政府在健全信用工作体系、联合奖惩制度、制定信用评价管理办法、推进市场主体信息采集等方面出台了一系列政策性文件，升级编制包括发电、电网、设计、建设、售电、电能服务、电力大用户等7个专业领域的信用评级规范，为行业信用体系建设提供了政策和实施保障。
市场化交易比重大幅提高 截至2017年年底，全国共成立北京、广州2个区域性电力交易中心和32个省级电力交易中心。国家加快放开发用电计划，各类市场主体积极参与电力交易，有力地促进了煤电市场化率加快提高，也鼓励了清洁能源发电积极参与市场交易，电力市场化交易规模大幅增加。初步统计，全年市场化交易电量约1.6万亿千瓦时、同比增长超过60%，市场化交易电量占全社会用电量的25.9%，比重比上年提高7个百分点；其中10家大型发电集团2合计市场化交易电量占全国市场化交易电量的66%，占这10家大型发电集团上网电量的33%（即上网电量市场化率）。
行业支撑实体经济降成本效果显著 继续推进输配电价改革，历经三年、全面完成各省级电网输配电价核定，核定后的全国平均输配电价比原购销价差降低近1分/千瓦时，核减32个省级电网（除西藏外）准许收入约480亿元；降低在电价环节征收的政府性基金及附加标准25%，减轻社会用电成本160亿元；取消通过电价征收的城市公共事业附加、电气化铁路还贷电价和向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金，涉及金额800亿元。以上措施共降低社会用电成本超过1400亿元，有力扶持了实体经济发展、助推产业转型升级。此外，国家调整降低了风电和太阳能光伏发电项目上网电价。
七、电力企业主营收入快速增长，火电利润大幅下降
电网企业主营业务收入快速增长 据国家统计局数据，全国规模以上电力供应企业资产总额5.8万亿元，比上年增长4.9%；负债总额3.0万亿元，比上年增长3.4%。据中电联调查，2017年，受宏观经济稳中向好、工业生产形势改善、电能替代加快推进等因素带动电力消费较快增长影响，国家电网、南方电网、内蒙古电力、陕西地电合计主营业务收入29117亿元，比上年增长11.1%；国家电网和南网电网合计公司利润总额1091亿元，比上年增长1.1%。
火电企业利润大幅下降 据国家统计局数据，全国规模以上发电企业资产总额7.6万亿元，比上年增长4.2%；负债总额5.1万亿元，比上年增长3.8%；受电煤价格大幅上涨、市场化交易量增价降等因素影响，全国规模以上火电企业仅实现利润207亿元，比上年下降83.3%，直接拉动发电企业利润同比下降32.4%。据中电联调查，截至2017年年底，五大发电集团3电力业务收入9559亿元，比上年增长9.1%；电力业务利润总额310亿元、比上年下降64.4%，其中火电业务亏损132亿元，继2008年后再次出现火电业务整体亏损。
八、全球能源互联网加快推进，电力合作成为“一带一路”合作新的亮点
全球能源互联网加快推进 按照习近平总书记在“一带一路”国际合作高峰论坛上“建设全球能源互联网，实现绿色低碳发展”的倡议，全球能源互联网建设加快推进，全球能源互联网理念赢得国际认可，并纳入联合国工作框架。全球能源互联网合作组织会员数量增长至五大洲22个国家和地区的265家，组织体系逐步完善；《全球能源互联网发展战略白皮书》、《跨国跨洲电网互联技术与展望》、《全球能源互联网发展与展望2017》等多项课题成果陆续发布；积极组织和宣传全球能源互联网发展理念，为全球能源互联网建设营造良好发展环境。
国际交流影响力不断增强 电力行业企业与国际知名能源电力行业组织、企业保持密切联系与合作，积极参与、主导、组织各类国际组织交流活动，国际交流更加频繁，参与国际能源电力事务的能力、影响力和话语权不断增强。2017年，主办和承办的国际性会议49场，境内外国际展览69个，对外签署重要协议及备忘录60项。截至2017年底，国内电力行业、企业分别加入了125个国际主要行业技术组织与机构，并在其中的48个组织或机构担任主要角色单位，102位各类专家、学者在上述组织担任主要职务；国内电力企业在境外的128个国家和地区共设立有效分支机构或办事处600个。
电力国际合作有新突破，“一带一路”合作呈现新的亮点 我国对外投资建设的一大批电源、电网项目顺利投产，非洲最大水电站——安哥拉卡古路•卡巴萨水电站开启了中国企业在非洲水电建设新纪元，巴西美丽山水电送出特高压工程一期投产运行，中核集团建设的巴基斯坦恰希玛核电站一期工程全面建成，中广核集团投资建设的英国欣克利角核电站C项目主体工程正式动工。2017年，主要电力企业实际完成对外投资193亿美元，新增电力对外投资项目26项；对外承包工程新签合同额488亿美元，境外承包项目中投产火电机组1227万千瓦、水电机组166万千瓦；出口设备和技术合计超过52亿美元。电力项目合作是“一带一路”合作新的亮点和明星领域，全年主要电力企业在“一带一路”沿线国家完成电力投资项目12项、合计项目总投资126亿美元，承担大型承包项目194个、合计合同金额306亿美元，涵盖火电、水电、风电、太阳能发电、核电、输配电等工程领域。
九、问题与展望
党的十九大做出了“中国特色社会主义进入新时代”的重大论断，我国经济已由高速发展阶段转入高质量发展阶段。在我国发展新的历史方位下，能源电力行业要推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系，这是能源电力行业的历史性重任，也是建设现代化经济体系的重要基础和支撑。但从当前电力发展改革现状看，还存在很大差距，仍面临着较为严峻的形势和挑战。
电力系统安全稳定运行面临严峻考验 随着我国电力快速发展和持续转型升级，大电网不断延伸、电压等级不断提高、大容量高参数发电机组不断增多，新能源发电大规模集中并网，电力系统形态及运行特性日趋复杂，特别是信息技术等新技术应用带来的非传统隐患增多，对系统支撑能力、转移能力、调节能力提出了更高要求，给电力系统安全稳定运行带来了严峻考验。此外，各类自然灾害频发，保障电力系统安全任务更为艰巨，发生大面积停电风险始终存在。
清洁能源消纳问题依然突出 2017年，在各方共同努力下，通过综合施策，弃风、弃光率有所下降，云南、四川弃水电量有所减少，辽宁、福建核电限电情况有所缓解，但并没有从体制机制上解决清洁能源消纳问题，清洁能源发展面临的问题依然突出，如发展协调性不够、系统灵活性不足导致调峰困难、输电通道建设不匹配导致大范围消纳受限、水电流域统筹规划和管理较为薄弱、新能源自身存在技术约束、需求侧潜力发挥不够、市场机制不完善、政策措施有局限等问题依然没有得到较好解决，未来核电和大规模新能源发电并网消纳、西南水电开发与送出的压力和挑战会越来越大，难以适应国家“推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系”的总要求。
煤电企业经营困难，保障煤电清洁发展能力较弱 煤电发电量占全国发电量的65%，长期以来在电力系统中承担着电力安全稳定供应、应急调峰、集中供热等重要的基础性作用，在未来二三十年内，煤电在清洁发展的基础上，仍将发挥基础性和灵活性电源作用，仍是为电力系统提供电力、电量的主体能源形式。但2016年下半年以来，煤炭供需持续紧张，电煤价格上涨并长期高于国家设定的500-570元/吨的“绿色区间”，据调研测算，2017年五大发电集团到场标煤单价比上年上涨34%，导致电煤采购成本比上年提高920亿元左右；全国煤电行业因电煤价格上涨导致电煤采购成本提高2000亿元左右，导致煤电行业大面积亏损。煤电长期经营困难甚至亏损，不利于电力安全稳定供应，也极大削弱了煤电清洁发展的能力，煤电清洁发展的任务更加艰巨。
核电建设发展停滞 核电是可以大规模替代煤炭、为电力系统提供稳定可靠电力的清洁能源发电类型，是实现国家2020年和2030年非化石能源发展目标、构建清洁低碳、安全高效能源体系的重要手段。但近两年核电发展停滞，已连续两年没有核准新的核电项目（除示范快堆项目外），核电投资规模也连续两年下降，在建规模减少到2017年底的2289万千瓦，核电发展进度明显慢于《国家电力发展“十三五”规划》，可能会影响国家非化石能源消费比重目标完成，也与核电产业链（核电特殊性：建设周期长、安全要求高、人才培养慢）宜平稳发展这一产业特殊性要求有较大差距。
电力改革与市场化建设进入深水区 两年多来，电力改革全面推进、成效显著，接下来的电力改革将逐步进入攻坚克难、啃硬骨头的深水区。综合体现在：一是政策多门、各地各异。导致各类试点在具体落实过程中，中央各部门之间、中央与地方之间、政府与市场主体之间、电力企业与社会之间协调难度大，规则不规范，市场准入标准各地各异。二是跨省区交易存在壁垒障碍。市场交易体系不健全、品种不完善、信息不对称，制约清洁能源跨区交易与消纳规模，难以体现市场对资源配置的优势。三是电价体系有待完善。当前电力上游至电力各产业链乃至用户侧价格仍以计划调控为主导，缺乏合理的市场化疏导机制，导致发电企业尤其是煤电企业的合理利润空间被肆意挤压，输配电成本归集和电价交叉补贴没有科学化的监审标准，电网和社会企业投资增量配电网积极性受挫，行业可持续发展能力减弱。四是支撑增量配电业务试点的相关政策规范和发展规划缺乏、相关法规不清晰，配电存量与增量的区域划分与建设发展困难重重，投资效益不确定，安全运营风险加大。
2018年是全面贯彻党的十九大精神的开局之年，是改革开放40周年，是决胜全面建成小康社会、实施“十三五”规划承上启下的关键一年。我国电力发展也进入转方式、调结构、换动力的关键时期，电力供需多元化格局越来越清晰，电力结构低碳化趋势越来越明显，电力系统智能化特征越来越突出。电力行业将按照党的十九大报告提出的“推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系”的总要求，以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，继续遵循能源 “四个革命、一个合作”战略构想，深入研究社会主要矛盾变化对能源电力行业的影响，准确把握能源电力发展大趋势，立足当前、着眼长远，持续推进电力供给侧结构性改革，持续优化供给结构、提高供给质量、满足有效需求，着力解决电力安全稳定运行、清洁能源消纳、煤电企业经营困难及保障清洁发展能力弱、核电发展停滞等突出矛盾和问题，继续加快推进电力改革，扩大电力市场化电量比重，持续推动电力发展质量变革、效率变革和动力变革，努力实现电力行业平稳健康可持续发展。（摘自《中国电力行业年度发展报告2018》）
注释：
1纳入中电联统计口径的26家大型发电企业：中国华能集团有限公司（以下简称“华能集团”）、中国大唐集团有限公司（以下简称“大唐集团”）、中国华电集团有限公司（以下简称“华电集团”）、国家能源投资集团有限责任公司（以下简称“国家能源集团”）、国家电力投资集团有限公司（以下简称“国家电投集团”）、中国长江三峡集团有限公司（以下简称“三峡集团”）、中国核工业集团有限公司（以下简称“中核集团”）、中国广核集团有限公司（以下简称“中广核集团”）、广东省粤电集团有限公司（以下简称“粤电集团”）、浙江省能源集团有限公司（以下简称“浙能集团”）、北京能源投资(集团)有限公司、申能股份有限公司、河北省建设投资集团有限公司、华润电力控股有限公司、国投电力控股股份有限公司、新力能源开发有限公司、甘肃省电力投资集团公司、安徽省皖能股份有限公司、江苏省国信资产管理集团有限公司、江西省投资集团公司、广州发展集团有限公司、深圳能源集团股份有限公司、黄河万家寨水利枢纽有限公司、中铝宁夏能源集团公司和山西国际电力集团有限公司。
2指参加中电联电力交易信息共享平台的华能集团、大唐集团、华电集团、国家能源集团、国家电投集团、三峡集团、中核集团、中广核集团、粤电集团和浙能集团。
3指华能集团、大唐集团、华电集团、国家能源集团和国家电投集团。
