前三季度，全國電力生產(chǎn)運行平穩(wěn)，電力供需總體平衡。全社會用電量平穩(wěn)增長;第二產(chǎn)業(yè)及其制造業(yè)各季度用電量增速相對平穩(wěn)，高技術及裝備制造業(yè)、消費品制造業(yè)、其他制造業(yè)第三季度用電增速環(huán)比回升;第三產(chǎn)業(yè)用電量較快增長、貢獻突出;城鄉(xiāng)居民生活用電量增速回落，鄉(xiāng)村居民用電量增速高于城鎮(zhèn)居民增速。電力延續(xù)綠色低碳發(fā)展態(tài)勢，非化石能源發(fā)電裝機比重繼續(xù)提高，非化石能源發(fā)電量快速增長;跨區(qū)跨省送電量較快增長，清潔能源得到大范圍優(yōu)化配置;電煤價格仍居高位。預計四季度電力消費增速比三季度有所回升，2019年全社會用電量增長5%左右;全年全國新增發(fā)電裝機容量1億千瓦，年底全國發(fā)電裝機容量20億千瓦;全國電力供需總體平衡，迎峰度冬期間少數(shù)地區(qū)電力供需偏緊、高峰時段需要采取有序用電措施。

一、2019年前三季度全國電力供需狀況分析

(一)全社會用電量平穩(wěn)增長，第三季度高技術及裝備制造業(yè)、消費品制造業(yè)、其他制造業(yè)用電量增速環(huán)比回升

前三季度，全國全社會用電量5.34萬億千瓦時、同比增長4.4%，增速比上年同期下降4.5個百分點，其中，一、二、三季度全社會用電量同比分別增長5.5%、4.5%和3.4%。第三季度四大高載能行業(yè)[1]和城鄉(xiāng)居民生活用電量分別增長1.7%和1.2%，全社會用電量扣除四大高載能行業(yè)及城鄉(xiāng)居民生活用電量后第三季度增速為4.7%。

電力消費主要特點有：

一是第一產(chǎn)業(yè)用電量平穩(wěn)增長。前三季度，第一產(chǎn)業(yè)用電量581億千瓦時、同比增長4.7%，其中，一、二、三季度分別增長6.8%、3.5%和4.4%。

二是第二產(chǎn)業(yè)各季度用電量增速相對平穩(wěn)。前三季度，第二產(chǎn)業(yè)用電量3.59萬億千瓦時、同比增長3.0%，其中，一、二、三季度分別增長3.0%、3.1%和2.7%。制造業(yè)用電量2.67萬億千瓦時、同比增長3.2%，各季度增速分別為3.4%、3.4%和2.7%。其中，高技術及裝備制造業(yè)[2]用電量同比增長3.5%，各季度增速分別為4.3%、2.7%和3.5%;消費品制造業(yè)[3]用電量同比增長2.0%，各季度增速分別為3.3%、1.1%和1.8%;其他制造業(yè)[4]行業(yè)用電量同比增長6.1%，在制造業(yè)中增速最高，各季度分別增長5.2%、4.8%和8.1%。第三季度高技術及裝備制造業(yè)、消費品制造業(yè)、其他制造業(yè)用電量增速環(huán)比回升。

三是第三產(chǎn)業(yè)用電量保持較快增長。前三季度，第三產(chǎn)業(yè)用電量8994億千瓦時、同比增長8.7%，一、二、三季度分別增長10.1%、8.6%和7.7%。絕大部分行業(yè)均實現(xiàn)較快增長，其中，信息傳輸/軟件和信息技術服務業(yè)用電繼續(xù)延續(xù)近年來快速增長勢頭，同比增長12.4%;租賃和商務服務業(yè)、房地產(chǎn)業(yè)、批發(fā)和零售業(yè)、交通運輸/倉儲和郵政業(yè)用電量同比分別增長12.7%、11.0%、9.7%和8.2%。隨著電能替代力度的加大及電能應用領域的擴展，批發(fā)和零售業(yè)中的充換電服務業(yè)用電量同比增長143.0%，交通運輸/倉儲和郵政業(yè)中的港口岸電用電量同比增長137.1%。

四是城鄉(xiāng)居民生活用電量增速回落，鄉(xiāng)村居民用電量增速高于城鎮(zhèn)居民增速。前三季度，城鄉(xiāng)居民生活用電量8010億千瓦時、同比增長6.3%，增速比上年同期降低5.3個百分點，其中，一、二、三季度分別增長11.0%、7.7%和1.2%，三季度增速回落明顯主要是受今年夏季氣溫低于上年同期以及上年同期高基數(shù)因素影響。城鎮(zhèn)居民、鄉(xiāng)村居民用電量分別增長6.1%和6.4%，鄉(xiāng)村居民用電增速超過城鎮(zhèn)居民用電增速，主要得益于近年來國家加大農(nóng)網(wǎng)改造升級力度和深入推進脫貧攻堅戰(zhàn)等舉措，以及鄉(xiāng)村電氣化水平的提高。

五是第三產(chǎn)業(yè)和居民生活用電對全社會用電量增長的合計貢獻率超過50%。前三季度，第一產(chǎn)業(yè)用電量占比為1.1%，同比持平;第二產(chǎn)業(yè)占全社會用電量的比重為67.1%，比上年同期降低0.9個百分點;第三產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)居民生活用電量比重同比分別提高0.7和0.2個百分點。前三季度，第三產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)居民生活用電量對全社會用電量增長的貢獻率分別為32.1%和21.0%，第三季度由于城鄉(xiāng)居民生活用電量低速增長，當季貢獻率下降至5.8%。

六是絕大部分省份用電量均為正增長，西部和中部地區(qū)用電量增速相對領先。前三季度，東、中、西部和東北地區(qū)全社會用電量同比分別增長3.0%、5.1%、6.7%和3.4%，中部、西部地區(qū)用電量占全國用電量的比重比上年同期分別提高0.1和0.6個百分點。27個省份全社會用電量實現(xiàn)正增長，其中，西藏(14.4%)、廣西(12.1%)、內蒙古(10.6%)、海南(10.1%)4個省份增速超過10%;青海、上海、甘肅和河南用電量同比分別下降2.9%、1.1%、0.6%和0.4%。

(二)電力延續(xù)綠色低碳發(fā)展趨勢，非化石能源發(fā)電量快速增長

前三季度，全國主要電力企業(yè)合計完成投資4750億元、同比下降6.3%;截至9月底，全國全口徑發(fā)電裝機容量19.7億千瓦、同比增長5.9%;前三季度全國規(guī)模以上電廠發(fā)電量為5.30萬億千瓦時、同比增長3.0%;全國發(fā)電設備利用小時2857小時、同比下降48小時。電力供應主要特點有：

一是新增裝機仍保持較大規(guī)模。前三季度，全國新增發(fā)電裝機容量6455萬千瓦，同比少投產(chǎn)1659萬千瓦;其中新增非化石能源發(fā)電裝機容量3788萬千瓦，占新增發(fā)電裝機總容量的58.7%;新增煤電裝機容量2010萬千瓦，新增氣電裝機容量544萬千瓦。

二是非化石能源發(fā)電裝機比重進一步提高。截至9月底，非化石能源發(fā)電裝機合計容量8.1億千瓦、占比41.4%，比上年同期提高1.2個百分點;其中，全國全口徑水電裝機容量3.5億千瓦、同比增長1.3%;全口徑并網(wǎng)風電裝機容量2.0億千瓦、同比增長12.5%;全口徑并網(wǎng)太陽能發(fā)電裝機容量1.9億千瓦、同比增長16.6%;核電裝機容量4874萬千瓦、同比增長24.1%;生物質發(fā)電裝機容量2147萬千瓦、同比增長21.0%。煤電裝機容量為10.3億千瓦、同比增長3.7%，占全國發(fā)電裝機容量比重為52.4%，比上年同期降低1.1個百分點。

三是非化石能源發(fā)電量快速增長。前三季度，全國全口徑并網(wǎng)風電、并網(wǎng)太陽能發(fā)電量分別為2914、1707億千瓦時，同比分別增長8.9%和29.0%。根據(jù)國家統(tǒng)計局統(tǒng)計數(shù)據(jù)，核電發(fā)電量2538億千瓦時、同比增長21.1%;規(guī)模以上水電發(fā)電量8938億千瓦時、同比增長7.9%;規(guī)模以上火電發(fā)電量3.80萬億千瓦時、同比增長0.5%，隨著來水轉枯，9月份火電發(fā)電量增速上升至6.0%。

四是水電、太陽能發(fā)電設備利用小時同比提高，火電和核電設備利用小時下降幅度較大。前三季度，全國發(fā)電設備平均利用小時2857小時，同比下降48小時。其中，水電2903小時、同比提高187小時;并網(wǎng)太陽能發(fā)電1010小時、同比提高60小時;火電3174小時、同比下降101小時，其中，煤電3260小時、同比下降106小時，氣電1985小時、同比下降105小時;核電5452小時、同比下降131小時;并網(wǎng)風電1519小時、同比下降45小時。棄風棄光問題繼續(xù)改善，國家電網(wǎng)公司、南方電網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)域內新能源利用率均超過96%。

五是電網(wǎng)投資同比下降，農(nóng)網(wǎng)改造升級及配網(wǎng)是投資重點。前三季度，電網(wǎng)工程建設完成投資2953億元，同比下降12.5%;110千伏及以下電網(wǎng)投資完成1856億元，占電網(wǎng)總投資的比重為62.9%，同比提高6.3個百分點，農(nóng)網(wǎng)改造升級及配網(wǎng)建設仍然是當前電網(wǎng)投資建設重點。全國基建新增220千伏及以上變電設備容量17061萬千伏安、同比少投產(chǎn)1630萬千伏安;新增220千伏及以上輸電線路長度24668千米、同比少投產(chǎn)5891千米;新增直流換流容量2200萬千瓦、同比增加1700萬千瓦。

六是跨區(qū)跨省送電量較快增長，清潔能源得到大范圍優(yōu)化配置。前三季度，全國跨區(qū)、跨省送電量分別完成4015和10868億千瓦時，同比分別增長12.5%和12.8%，對送端地區(qū)清潔能源消納以及受端地區(qū)用電負荷高峰期電力供應保障發(fā)揮了重要作用。西北區(qū)域是外送電量最多的區(qū)域，前三季度外送電量1462億千瓦時，占全國跨區(qū)送電量的36.4%，外送電量比上年同期增長20.3%。

七是電力燃料供應總體平衡，電煤價格仍居高位。全國電廠存煤總體處于高位，電煤供應總體平衡，受煤礦安全事故、安全生產(chǎn)督查、公路超限超載運輸治理等因素影響，陜西、東北等少數(shù)地區(qū)部分時段電煤供應偏緊。電煤價格總體高位波動，2月份以來，CECI沿海指數(shù)各期綜合價均超過《關于印發(fā)平抑煤炭市場價格異常波動的備忘錄的通知》(發(fā)改運行〔2016〕2808號)規(guī)定的綠色區(qū)間上限，國內煤電企業(yè)采購成本仍居高位。

(三)全國電力供需總體平衡，局部地區(qū)采取了有序用電措施

前三季度，全國電力供需總體平衡。東北、西北區(qū)域電力供應能力富余;華北、華東、華中、南方區(qū)域電力供需總體平衡其中，蒙西、冀北、遼寧、浙江、江西、湖北、海南等省級電網(wǎng)在部分時段采取了有序用電措施，蒙西電網(wǎng)從前幾年的電力供應能力富余轉為今年以來的電力供應偏緊。

二、全國電力供需形勢預測

(一)四季度全社會用電量增速回升，全年增速5%左右

綜合考慮國家逆周期調控政策、宏觀經(jīng)濟運行態(tài)勢、電能替代、基數(shù)等因素，預計四季度電力消費增速比三季度有所上升，同比增長6%左右，預計2019年全年全社會用電量增長5%左右。

(二)年底總裝機容量達20億千瓦，非化石能源裝機比重提高至42%

預計全年全國基建新增發(fā)電裝機容量1億千瓦左右，其中新增非化石能源發(fā)電裝機6000萬千瓦左右。2019年底，全國發(fā)電裝機容量達到20億千瓦左右，同比增長5.3%;其中，水電3.6億千瓦、并網(wǎng)風電2.1億千瓦、并網(wǎng)太陽能發(fā)電2.0億千瓦、核電4875萬千瓦、生物質發(fā)電2200萬千瓦左右。非化石能源發(fā)電裝機容量合計達到8.3億千瓦左右、占總裝機容量比重上升至42%，比2018年底提高1個百分點左右。

(三)全國電力供需總體平衡，迎峰度冬期間少數(shù)地區(qū)偏緊

預計全國電力供需總體平衡，個別地區(qū)電力供需偏緊。分區(qū)域看，華北、華中區(qū)域用電高峰時段電力供需偏緊;華東、南方區(qū)域電力供需總體平衡;東北、西北區(qū)域電力供應富余。預計全年火電設備利用小時4330小時左右。

三、有關建議

為做好迎峰度冬電力供應保障工作，電力行業(yè)要密切跟蹤經(jīng)濟和用電形勢，把握天氣、電煤變化趨勢，做好電力保障工作，滿足國民經(jīng)濟發(fā)展以及人民生活用電需求。結合電力供需分析與預測，提出建議如下：

(一)加強監(jiān)測和預警，保障電力供需平衡

針對經(jīng)濟下行壓力較大，以及東北等部分地區(qū)電煤供應偏緊、局部地區(qū)電力供應存在不確定性等問題，建議：

一是加強用電形勢監(jiān)測。密切跟蹤宏觀經(jīng)濟、天氣和用電形勢變化，加強用電監(jiān)測分析，滾動開展電力供需形勢預測預警，有效銜接電力發(fā)展、結構優(yōu)化、發(fā)購電、市場化交易、跨省區(qū)送電等各項工作，千方百計提高重點區(qū)域高峰時段發(fā)供電能力。

二是保障電煤有效供應。加大統(tǒng)籌協(xié)調力度，進一步釋放蒙東等地區(qū)煤礦優(yōu)質產(chǎn)能;充分利用好國際國內兩個市場，繼續(xù)發(fā)揮好進口煤補充作用，保障今冬明春電煤供應，特別是東北地區(qū)供電供暖用煤。做好2020年電煤中長期合同簽訂及履約工作，繼續(xù)發(fā)揮好電煤中長期合同“壓艙石”作用。

三是加強需求側管理。擴大峰谷電價執(zhí)行范圍，確定科學合理的峰谷分時電價比，引導用戶錯峰用電，實現(xiàn)削峰填谷、移峰平谷，全力滿足用電需求。

(二)跟蹤改革和政策落實情況，推進電網(wǎng)企業(yè)穩(wěn)定發(fā)展

針對持續(xù)的政策性降電價、售電量增速下滑、電價交叉補貼等因素導致電網(wǎng)企業(yè)利潤明顯下滑、中西部省級電網(wǎng)大面積虧損等相關問題，建議：

一是加快形成科學合理的輸配電價機制。進一步完善居民階梯電價制度，推動交叉補貼暗補改為明補，逐步妥善解決電價交叉補貼問題。合理確定運維費率、權益回報率、營運資金等關鍵參數(shù)，修訂完善輸配電價定價辦法。結合各地電網(wǎng)發(fā)展階段、電價承受能力等實際，差異化核定第二監(jiān)管周期輸配電價，因地制宜確定核價參數(shù)，保障電網(wǎng)發(fā)展經(jīng)營和社會責任履行能力。

二是加大轉供電加價清理力度。各地眾多商業(yè)綜合體及產(chǎn)業(yè)園區(qū)等轉供電加價涉及范圍廣、加價標準高，建議徹底清理轉供電環(huán)節(jié)不合理加價，加強執(zhí)法檢查和督促整改，避免國家降價紅利被轉供電環(huán)節(jié)截留。

三是加快完善和創(chuàng)新對電網(wǎng)企業(yè)的績效考核機制?？紤]電網(wǎng)企業(yè)政策性降電價，并承擔貧困地區(qū)電網(wǎng)建設及農(nóng)網(wǎng)改造升級等政策性投資，建議適當調整電網(wǎng)企業(yè)的利潤、EVA等經(jīng)營指標在考核中所占權重;化解新型監(jiān)管模式和傳統(tǒng)績效考核體系之間的矛盾，確保電網(wǎng)企業(yè)專注于提供輸配電服務的功能定位。

四是從政策上支持中西部電網(wǎng)發(fā)展。支持電網(wǎng)企業(yè)開展“東西幫扶”，給予政策支持，解決幫扶資金重復繳納25%所得稅的問題，允許東部省市公司幫扶資金稅前列支，提高西部電網(wǎng)投資和發(fā)展能力，促進東西部電網(wǎng)均衡發(fā)展，更好地實現(xiàn)電力普遍服務。

(三)穩(wěn)步推進發(fā)電企業(yè)轉型升級，保障電源多元穩(wěn)定供應

針對火電上網(wǎng)電價調整、現(xiàn)貨市場試運行、電煤價格持續(xù)高于綠色區(qū)間、新能源消納及補貼發(fā)放滯后等影響發(fā)電企業(yè)經(jīng)營及電源結構轉型升級的問題，建議：

一是加快完善現(xiàn)貨市場機制設計及規(guī)則。統(tǒng)籌中長期與現(xiàn)貨市場規(guī)模，中長期合同比例占比不低于90%，確保維護電力市場穩(wěn)定。合理設置上網(wǎng)電價中上下限價標準，引導企業(yè)理性報價，維護市場長期運行秩序。加快容量市場和輔助服務市場建設，建立完善火電固定成本回收機制。

二是穩(wěn)定電煤價格在綠色區(qū)間。提高電煤中長期合同的規(guī)范性，嚴禁以月度長協(xié)、外購長協(xié)等捆綁年度長協(xié);完善電煤中長期合同價格條款，綜合考慮減稅降費及煤電上網(wǎng)電價下浮等因素，調整合同含稅基準價及價格區(qū)間。

三是努力降低企業(yè)融資成本。改進融資支持機制、完善轉貸應急機制，對承擔電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行、支撐水電外送、滿足高峰時段和特殊時期用電需求等功能的燃煤電廠在融資成本上給與優(yōu)惠，對暫時有困難的火電企業(yè)提供低成本“過橋”資金，降低沖貸成本，避免火電企業(yè)虧損面持續(xù)擴大。

四是加快解決可再生能源補貼問題。開發(fā)針對風電、光伏等清潔能源項目的融資品種，將應收補貼款納入流貸支持范圍，解決全行業(yè)補貼資金缺口。優(yōu)化補貼資金發(fā)放流程，緩解可再生能源企業(yè)資金壓力。進一步完善綠證交易體系，落實可再生能源消納指標交易機制，促進新能源消納。

注釋：

[1]四大高載能行業(yè)包括：化學原料和化學制品制造業(yè)、非金屬礦物制品業(yè)、黑色金屬冶煉和壓延加工業(yè)、有色金屬冶煉和壓延加工業(yè)4個行業(yè)。

[2]高技術及裝備制造業(yè)包括：醫(yī)藥制造業(yè)、金屬制品業(yè)、通用設備制造業(yè)、專用設備制造業(yè)、汽車制造業(yè)、鐵路/船舶/航空航天和其他運輸設備制造業(yè)、電氣機械和器材制造業(yè)、計算機/通信和其他電子設備制造業(yè)、儀器儀表制造業(yè)9個行業(yè)。

[3]消費品制造業(yè)包括：農(nóng)副食品加工業(yè)、食品制造業(yè)、酒/飲料及精制茶制造業(yè)、煙草制品業(yè)、紡織業(yè)、紡織服裝、服飾業(yè)、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋業(yè)、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品業(yè)、家具制造業(yè)、造紙和紙制品業(yè)、印刷和記錄媒介復制業(yè)、文教/工美/體育和娛樂用品制造業(yè)12個行業(yè)。

[4]其他制造行業(yè)為制造業(yè)用電分類的31個行業(yè)中，除四大高載能行業(yè)、高技術及裝備制造業(yè)、消費品行業(yè)之外的其他行業(yè)，包括：石油/煤炭及其他燃料加工業(yè)、化學纖維制造業(yè)、橡膠和塑料制品業(yè)、其他制造業(yè)、廢棄資源綜合利用業(yè)、金屬制品/機械和設備修理業(yè)6個行業(yè)。