从去年到现在，全国电力需求增长较快，超出此前预期。国家能源局数据显示，2017年全社会用电量增速为6.6%，打破此前连续三年低于5%的颓势。2018年以来，我国经济运行延续稳中向好态势，工业生产有所加快，用电量增加，再加上天气等因素影响，2018年前5月，全社会用电量增速又升至9.75%。而“十三五”初期，随着经济进入新常态，预期到2020年全社会用电量年均增长3.6%~4.8%。需求侧的这一变化很大。
再从供应侧看，“十二五”末“十三五”初，我国电力供应相对宽松，局部过剩。作为我国主体电源，煤电的过剩风险日益显现，国家自2016年开始对煤电采取强有力刹车措施。从2017年开始煤电新增装机大幅下降，设备利用小时数回升，化解煤电过剩产能工作取得了明显成果。国家能源局日前发布的《2021年煤电规划建设风险预警的通知》亦显示，2021年煤电装机充裕度红色、橙色预警地区分别为17个、4个，较2020年红色、橙色预警地区分别降低6个、0个，预警指标好转。目前，虽然我国电力供应将延续总体宽松态势，但负荷高峰时段可能存在供电缺口。
电力规划设计总院日前发布的《中国电力发展报告2017》预计，2018年，河北南网、陕西、浙江、江苏、江西以及海南6个地区的电力供需偏紧；2019年后，安徽、湖北、湖南、河南四省电力供需也将呈现偏紧态势。事实也表明，部分电网最大用电负荷较去年提前创历史新高，其中，5月18日，广东统调负荷较去年首次破亿千瓦提前了19天。
如此供需形势，在“到2020年煤电装机规模控制在11亿千瓦以内”的政策框架下，如何处理好有力有序化解煤电过剩产能和缓解区域性、时段性电力紧张，将是摆在能源电力行业决策层面前的重大问题。
一是密切跟踪电力供需变化趋势。电力发展“十三五”规划基于2015年的预测值制定，当前要根据电力、热力供需形势，电网调峰需求，项目建设实际等因素重新评估，审时度势把握煤电建设投产时序，有效引导、统筹安排2018年投产的煤电项目，保障电力供应安全。
二是充分利用要退出的“落后煤电产能”。落后是相对而言，在部分地区、部分时段落后机组可能是最经济、较先进的电源。因此，退出落后产能要因地制宜、阶段性退役，缺电地区可将列入2018年淘汰计划的机组寿命延迟到“迎峰度夏”后，或让部分机组发挥应急备用等作用。
三是谨防落后产能反弹和安全隐患。以煤炭去产能政策实施后，煤价快速回升，部分小煤矿违规加码生产，引起系列安全生产事故为鉴，在电力供应偏紧、煤电设备利用小时回升的情况下，要防止落后过剩产能快速反弹，新增产能抢工期，造成安全隐患。
四是优化电力调度。当前，我国电力供应总体宽松，可以通过电网优化运行方式，提高输电线路的利用效率，加强电力跨省跨区的余缺互济。
“事善能、动善时”。电力供需形势在变，为更好兼顾煤电结构优化升级和社会用电需求目标，产业政策可相时微调。尽管在多重变量的综合影响下，准确预测电力需求较为艰难，有力有序做好煤电去产能这篇大文章，任务更为艰巨，但办法总比困难多，相信在坚定执行煤电去产能政策目标的前提下，存在更灵活、周全的实现路径。
