前三季度，全國電力供需形勢總體寬松，運行安全穩(wěn)定。前三季度全社會用電量同比增長3.9%，其中，三季度受氣溫及經(jīng)濟穩(wěn)中趨緩影響，全社會用電量增速回落至1.4%，城鄉(xiāng)居民生活用電同比下降5.6%，第三產(chǎn)業(yè)用電增長3.8%，第二產(chǎn)業(yè)用電增長2.0%、制造業(yè)用電增長相對較好；東部和中部地區(qū)用電增速同比和環(huán)比回落幅度較大。電力供應能力總體充足，水電、火電和核電完成投資同比繼續(xù)負增長，三季度水電發(fā)電量高速增長，火電發(fā)電量負增長、設備利用小時降幅擴大。

預計四季度全社會用電量同比增長3%左右，全年全社會用電量同比增長3.5%-4.0%。年底全國發(fā)電裝機13.5億千瓦左右。四季度全國電力供需總體寬松，東北和西北區(qū)域電力供應能力富余較多，華東、華中和南方區(qū)域電力供需平衡，華北區(qū)域電力供需平衡偏緊。

一、前三季度全國電力供需情況分析

（一）上半年電力消費需求總體平穩(wěn)增長，氣溫偏低以及經(jīng)濟趨緩導致第三季度全社會用電量低速增長

前三季度，全社會用電量4.10萬億千瓦時、同比增長3.9%，增速同比回落3.3個百分點；各季度增速分別為5.4%、5.2%和1.4%，三季度增速為2009年三季度以來的最低增速，同比、環(huán)比分別回落9.5和3.8個百分點。氣溫偏低以及上年同期高溫天氣導致基數(shù)高是三季度全社會用電量低速增長的最重要原因，初步估算，三季度氣溫因素影響全年全社會用電量增速下降超過1個百分點；此外，經(jīng)濟穩(wěn)中趨緩也是三季度全社會用電量低速增長的重要原因。

三季度城鄉(xiāng)居民生活用電量同比大幅下降。前三季度城鄉(xiāng)居民生活用電同比增長1.8%、增速同比回落7.1個百分點，各季度分別增長6.0%、7.4%和-5.6%。受氣溫因素影響，三季度增速同比大幅回落23.2個百分點，對當季全社會用電增長的貢獻率為-58.9%，是導致當季全社會用電低速增長的主要原因。三季度中部地區(qū)城鄉(xiāng)居民生活用電同比下降18.4%，其中河南、湖北、安徽分別下降26.2%、24.2%和23.8%；東部地區(qū)同比下降3.0%，其中上海、江蘇和浙江分別下降36.2%、24.7%和21.0%，但廣東同比增長24.2%。

三季度第三產(chǎn)業(yè)用電增速同比和環(huán)比均回落，信息業(yè)消費保持旺盛勢頭。前三季度第三產(chǎn)業(yè)用電同比增長5.7%、增速同比回落5.2個百分點，各季度分別增長6.6%、7.1%和3.8%，三季度增速同比回落9.8個百分點。第三產(chǎn)業(yè)內(nèi)行業(yè)間增速差異較大，前三季度住宿和餐飲業(yè)用電僅同比增長0.4%，交通運輸倉儲郵政業(yè)用電增長4.8%，而信息業(yè)（信息傳輸、計算機服務和軟件業(yè)）用電增長10.4%。

三季度制造業(yè)特別是設備制造業(yè)用電增長相對較好，是支撐當季全社會用電量增長的主要動力。前三季度，第二產(chǎn)業(yè)用電同比增長4.0%，工業(yè)用電增長3.9%，制造業(yè)用電增長4.9%。制造業(yè)用電各季度增速分別為5.7%、5.4%和3.6%，三季度對全社會用電量增長的貢獻率達到136.9%，是支撐當季全社會用電量增長的最主要動力。設備制造業(yè)用電同比增長8.6%、增速同比提高3.2個百分點；四大重點用電行業(yè)用電量同比增長4.5%、增速同比回落0.6個百分點，各季度增速相對平穩(wěn)。

三季度東部和中部地區(qū)用電增速同比、環(huán)比回落幅度較大。前三季度東、中、西部和東北地區(qū)全社會用電同比分別增長3.4%、1.7%、6.8%和2.2%，增速同比分別回落3.0、5.1、3.0和2.6個百分點。其中，東部地區(qū)三季度同比增長1.3%，增速同比和環(huán)比分別回落9.4和3.8個百分點；中部地區(qū)三季度同比下降4.1%，增速同比和環(huán)比分別回落17.5和8.6個百分點。

（二）電力供應能力充足，三季度水電發(fā)電量高速增長，火電發(fā)電量負增長、設備利用小時降幅擴大

前三季度，電力工程完成投資同比下降3.7%，其中電源同比下降11.4%，電網(wǎng)同比增長3.5%；基建新增發(fā)電裝機容量5250萬千瓦，其中新增非化石能源裝機容量2726萬千瓦。截至9月底全國6000千瓦及以上電廠裝機容量為12.66億千瓦、同比增長8.7%。前三季度全國規(guī)模以上電廠發(fā)電量4.08萬億千瓦時、同比增長4.4%，其中非化石能源發(fā)電量同比增長19.0%。全國發(fā)電設備利用小時3204小時、同比降低174小時。

水電完成投資同比繼續(xù)大幅下降，三季度水電發(fā)電量高速增長。前三季度完成投資同比下降37.7%，新增裝機1565萬千瓦，其中云南和四川新增合計占84%，截至9月底全國6000千瓦及以上水電裝機2.58億千瓦、同比增長11.7%。發(fā)電量同比增長20.8%，其中三季度由于主要水電生產(chǎn)地區(qū)來水情況較好而上年汛期來水偏枯，當季發(fā)電量同比增長35.5%；設備利用小時2723小時、同比提高84小時。

風電完成投資大幅增加、設備利用小時同比降低。前三季度完成投資同比增長63.0%，新增裝機609萬千瓦，截至9月底并網(wǎng)裝機8482萬千瓦、同比增長21.9%。發(fā)電量同比增長8.9%，設備利用小時1340小時、同比降低182小時，來風少、風速下降是今年大部分地區(qū)風電設備利用小時下降的最主要原因，往年棄風較多的地區(qū)今年棄風率有所下降。

并網(wǎng)太陽能發(fā)電裝機容量及發(fā)電量同比大幅增長。截至9月底全國并網(wǎng)太陽能發(fā)電裝機1870萬千瓦（絕大部分為光伏發(fā)電）、同比增長173.5%。前三季度發(fā)電量169億千瓦時、同比增長202.4%。

核電完成投資同比繼續(xù)負增長，前三季度核電新投產(chǎn)3臺機組。前三季度完成投資同比下降7.7%，新投產(chǎn)3臺機組、329萬千瓦。截至9月底裝機容量1778萬千瓦、同比增長21.7%。發(fā)電量同比增長17.7%，設備利用小時5506小時、同比降低290小時。

火電完成投資同比下降，三季度火電發(fā)電量負增長，設備利用小時降幅擴大。前三季度完成投資同比下降9.2%，新增裝機2580萬千瓦，截至9月底6000千瓦及以上火電裝機8.87億千瓦、同比增長5.3%。發(fā)電量同比增長0.7%，受電力消費需求放緩且非化石能源發(fā)電高速增長影響，三季度火電發(fā)電量同比下降6.5%。設備利用小時3512小時、同比降低182小時，降幅比上半年擴大156小時；其中，云南設備利用小時僅有2039小時、低于全國平均水平1473小時，湖南、吉林和四川也分別僅為2668、2685和2729小時，主要是因電力消費需求放緩，而省內(nèi)發(fā)電裝機富余且可再生能源裝機比重大，導致火電停機備用、調(diào)峰時間較長。

跨省區(qū)送電量保持快速增長。前三季度跨區(qū)送電量2090億千瓦時、同比增長14.4%；跨省輸出電量6511億千瓦時、同比增長12.6%，其中南方電網(wǎng)區(qū)域西電東送電量同比增長32.9%，三峽電站送出電量同比增長12.8%。

電煤供應持續(xù)寬松，二季度以來天然氣供需形勢緩和。國內(nèi)煤炭市場供應充足，電煤供應持續(xù)寬松。一季度部分地區(qū)天然氣發(fā)電受到供氣限制，隨著供暖期結束，天然氣供需形勢緩和，但部分天然氣發(fā)電廠因存量氣價再次上調(diào)而地方補貼不到位導致虧損加重。

（三）全國電力供需總體寬松

前三季度，全國電力供需總體寬松，東北和西北區(qū)域供應能力富余較多，華中、華東和南方區(qū)域供需總體平衡，華北區(qū)域供需平衡偏緊。省級電網(wǎng)中，受機組環(huán)保改造、氣溫、局部電網(wǎng)受限等因素影響，山東、河北、天津、江蘇、安徽、福建、河南、陜西、西藏和海南在部分時段有一定錯峰。

二、四季度電力供需形勢預測

（一）四季度電力消費需求增速環(huán)比回升

我國經(jīng)濟發(fā)展已經(jīng)進入“新常態(tài)”，當前宏觀經(jīng)濟呈現(xiàn)穩(wěn)中趨緩特征，節(jié)能減排和環(huán)境保護壓力日益加大，為確保11月份北京APEC峰會期間的環(huán)境質(zhì)量，預計北京周邊的河北等省份工業(yè)生產(chǎn)將受到限制，都將抑制電力消費需求較快回升。與此同時，氣溫及高基數(shù)因素在四季度削弱，今年陸續(xù)出臺的“穩(wěn)增長”政策措施效果在四季度將有部分顯現(xiàn)，有利于穩(wěn)定用電量增長。綜合判斷，預計四季度全社會用電量同比增長3%左右，全年全社會用電量同比增長3.5%-4.0%。

（二）電力供應能力充足，非化石能源發(fā)電裝機比重進一步提高

預計全年新增9600萬千瓦左右，其中非化石能源發(fā)電5600萬千瓦左右。預計年底全國發(fā)電裝機達到13.5億千瓦，其中非化石能源發(fā)電4.5億千瓦、占總裝機比重接近34%。

（三）四季度全國電力供需總體寬松

預計四季度全國電力供需繼續(xù)總體寬松，東北和西北區(qū)域電力供應能力富余較多，華東、華中和南方區(qū)域電力供需平衡，華北區(qū)域電力供需平衡偏緊。預計全年全國發(fā)電設備利用小時4300小時左右，其中火電設備利用小時4800小時左右，同比回落幅度較大。

三、有關建議

（一）做好迎峰度冬準備工作，確保電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行

一是高度重視“三北”地區(qū)供熱與風電消納對電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的影響，加強熱電機組和風電機組的聯(lián)合協(xié)調(diào)調(diào)度管理，合理安排熱電、風電機組運行時間，保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定經(jīng)濟運行。二是加快迎峰度冬重點工程建設和投運，提高電力系統(tǒng)整體供電能力。三是電力供需偏緊地區(qū)要繼續(xù)做好有序用電工作，細化相應措施，及時發(fā)布電力供需信息，引導社會實施有序用電。

（二）加快開工一批大型水電、核電和電網(wǎng)項目，增加電源在建規(guī)模，促進綠色轉型

一是針對非化石能源發(fā)電在建規(guī)模嚴重偏低的實際，盡快核準開工一批大型水電、核電等綠色優(yōu)質(zhì)電源項目，使國務院決策確保落地，確保電力綠色轉型和保障電力中長期穩(wěn)定供應。二是加快跨區(qū)跨省輸電通道建設，盡快核準建設西南水電基地以及大型風電、太陽能基地的外送通道，確保新增電源及時送出、現(xiàn)有電源過剩能力得到有效消納，以解決當前較為突出的“棄水”、“棄風”難題。三是嚴格控制電力富余較多地區(qū)的電源開工規(guī)模，以集中消化現(xiàn)有電力供應能力。對棄水嚴重的地區(qū)嚴格控制風電、太陽能發(fā)電等開發(fā)進度，對電力大量富余的東北地區(qū)嚴格控制包括煤電、風電在內(nèi)的電源開工規(guī)模。四是加大對農(nóng)網(wǎng)及老少邊窮地區(qū)電網(wǎng)發(fā)展的財政支持力度，加快配電網(wǎng)建設和智能化改造，提高電力系統(tǒng)對分布式能源的消納能力，提高用電質(zhì)量及可靠性。

（三）加快解決天然氣發(fā)電企業(yè)及北方熱電聯(lián)產(chǎn)企業(yè)普遍虧損問題

一是加快理順天然氣發(fā)電價格機制，盡快建立氣電價格聯(lián)動機制。二是針對華北、東北及西北地區(qū)熱電聯(lián)產(chǎn)企業(yè)供熱連年大面積虧損的實際困難，建議國家有關部門深入研究熱電聯(lián)產(chǎn)企業(yè)虧損原因，出臺支持熱電聯(lián)產(chǎn)健康發(fā)展的有效措施；在政策出臺前，對熱價倒掛嚴重、虧損嚴重的供熱電廠予以財政補貼。三是加快建立調(diào)峰調(diào)頻等輔助服務電價機制，以解決火電深度調(diào)峰調(diào)頻補償問題。

（四）科學分析燃煤電廠對霧霾的影響，扎實有效推進煤電環(huán)保超低排放改造

電力行業(yè)節(jié)能減排成效顯著，2013年電力二氧化硫排放量較排放峰值（2006年）下降42%，氮氧化物排放量較排放峰值（2011年）下降17%，煙塵排放量比2005年也下降了61%，但在此期間我國灰霾污染持續(xù)加重。隨著《火電廠大氣污染物排放標準》的嚴格執(zhí)行，煤電大氣污染物排放會進一步明顯下降。為此建議：一是科學分析灰霾成因及電煤（而不是籠統(tǒng)的所有燃煤）大氣污染物排放影響占環(huán)境空氣中PM2.5濃度的占比（而不是排放量占比），對癥治霾，以避免找錯方向延誤治霾時機。二是動態(tài)科學評估煤電超低排放改造投入與環(huán)境質(zhì)量改善產(chǎn)出、節(jié)能與減排的關系，在政策導向、技術路線導向中避免造成高投入低產(chǎn)出、能耗增加、對環(huán)境質(zhì)量改善微小的環(huán)保超低改造結果。三是企業(yè)在開展超低排放改造時，重點加強系統(tǒng)優(yōu)化，以低能耗、低投入取得較好的環(huán)保效益。四是有關部門應統(tǒng)籌協(xié)調(diào)火電廠大氣污染物排放標準、特別排放限值、超低排放等環(huán)保改造要求，在有序開展環(huán)保改造的同時，保障電力和熱力供應。