一、前三季度全国电力供需状况

　　（一）全社会用电量快速增长

　　前三季度，全国全社会用电量5.11万亿千瓦时、同比增长8.9%，增速同比提高2.0个百分点。其中，一、二、三季度分别增长9.8%、9.0%和8.0%，增速连续9个季度保持在5.5%-10%的增长区间。

　　前三季度，全社会用电量保持快速增长的主要原因：一是宏观经济运行总体平稳、稳中有进，工业生产总体平稳，企业效益改善，为用电量增长提供了最主要支撑。尤其在高技术及装备制造业用电快速增长、高载能行业增速逐季上升、消费品制造业平稳较快增长的支撑下，第二产业用电量实现较快增长，对全社会用电量增长的贡献率达到56.6%，成为拉动全社会用电量增长的最主要动力。二是服务业保持较快增长。新技术新产业新业态新模式等新动能不断壮大，市场活力持续迸发，以及国内消费保持平稳较快增长，拉动服务业用电保持快速增长势头, 第三产业用电量增长对全社会用电量增长的贡献率为23.6%。三是天气因素以及居民消费升级共同拉动影响。随着国家城镇化率和居民生活电气化水平持续提高，天气因素对用电负荷和用电量的影响愈发明显，年初的寒潮和今夏“高温时间长、范围广、强度强”的气候特征带动城乡居民生活用电量快速增长, 城乡居民生活用电量增长对全社会用电量增长的贡献率为18.7%。

　　电力消费主要特点有：

　　一是第二产业及其制造业用电量平稳较快增长，高技术及装备制造业用电增长尤为明显。第二产业用电量3.47万亿千瓦时、同比增长7.3%，增速同比提高1.3个百分点；制造业用电量2.57万亿千瓦时、同比增长7.5%，增速同比提高1.1个百分点。从几大类行业来看，高技术及装备制造业用电量快速增长，其中，计算机/通信和其他电子设备制造业、金属制品业、汽车制造业、通用设备制造业4个行业用电量增速超过10%，医药制造业、电气机械和器材制造业用电量增速超过8%。消费品制造业用电量较快增长，其中，家具制造业、酒/饮料及精制茶制造业、纺织服装/服饰业、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋业、文教/工美/体育和娱乐用品制造业用电量同比分别增长10.9%、9.2%、9.1%、8.0%和7.5%。四大高载能行业用电增速低于制造业平均水平，但增速逐季提高，化学原料和化学制品制造业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼和压延加工业、有色金属冶炼和压延加工业四大高载能行业合计用电量同比增长5.8%，增速同比提高0.9个百分点，各季度增速分别为4.8%、5.3%和7.3%。8月份以来各地及相关部门积极贯彻落实国家提出的“稳投资”等要求，8、9月份四大高载能行业用电增速分别为7.4%和9.4%，比上半年有较为明显的上升。

　　二是第三产业用电量继续快速增长。第三产业用电量8259亿千瓦时、同比增长13.5%，为2011年以来同期最高水平。其中：交通运输仓储和邮政业用电量同比增长12.4%；信息传输/软件和信息技术服务业用电继续延续近年来的快速增长势头，同比增长24.6%，其中互联网和相关服务业用电量同比增长62.0%；在电动汽车行业的快速发展和大力推广下，充换电服务业用电量增长45.3%。

　　三是城乡居民生活用电量快速增长，天气因素对用电拉动作用增强。城乡居民生活用电7534亿千瓦时、同比增长11.5%，为2011年以来同期最高值，增速同比提高4.0百分点。当前，在城乡居民电气化水平明显提高、新一轮农网改造升级持续推进等因素的共同作用下，天气因素对城乡居民生活用电的影响程度逐年提高，尤其是空调的普及、居民取暖“煤改电”的快速推广，进一步扩大了天气因素对城乡居民生活用电的影响。

　　四是区域用电量增速呈现西高东低的特征。全国31个省份用电量均实现正增长，分区域看，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长7.1%、10.1%、11.6%和8.1%，东部地区在产业结构调整升级、大气污染治理下部分工业企业限产停产、清理违法违规产能等因素影响下，四大高载能行业用电量仅增长2.1%，成为东部地区全社会用电量增速相对偏低的重要原因；各地区分别拉动全国全社会用电量增长3.5、1.9、3.0和0.5个百分点。从用电量占比看，东、中、西部和东北地区用电量占全国比重分别为48.3%、19.0%、26.9%、5.8%，同比分别下降0.4、提高0.1、提高0.5、下降0.2个百分点。

　　（二）电力清洁低碳发展趋势明显

　　截至2018年9月底，全国6000千瓦及以上电厂发电装机容量17.6亿千瓦、同比增长5.3%，增速同比回落2.2个百分点。其中，水电3.0亿千瓦、火电11.2亿千瓦、核电3928万千瓦、并网风电1.8亿千瓦。

　　电力供应主要特点有：

　　一是发电结构绿色化转型持续推进，煤电装机比重继续下降。在国家推进供给侧结构性改革、推动化解煤电过剩产能等背景下，电源结构继续优化。全国主要发电企业新增发电装机容量8114万千瓦、同比减少1280万千瓦。其中，新增非化石能源发电装机5925万千瓦、占新增总装机的73.0%，为历年高位。太阳能发电新增装机3452万千瓦，占总新增装机的比重超四成，东、中部地区太阳能发电新增装机占比为75.3%。煤电新增1573万千瓦、同比减少954万千瓦，截至9月底，全国6000千瓦及以上电厂煤电装机容量9.9亿千瓦、占总装机容量比重为56.4%，同比降低1.5个百分点。

　　二是水电发电量增速同比提高，太阳能发电等新能源发电量快速增长。全国规模以上发电量同比增长7.4%。其中，今年夏季降水量偏多，前三季度全国规模以上水电发电量增速上升到4.4%，比上半年提高1.5个百分点，增速比上年同期提高4.1个百分点；火电发电量在电力消费快速增长等因素拉动下，同比增长6.9%。全口径并网太阳能发电、风电、核电发电量分别为1323、2676、2089亿千瓦时，同比分别增长56.4%、25.3%、13.9%。

　　三是各类型发电设备利用小时均同比提高，不合理弃风弃光问题继续得到改善。全国发电设备利用小时为2905小时、同比提高94小时。其中，水电设备利用小时2716小时、同比提高42小时；火电设备利用小时3276小时、同比提高158小时；太阳能发电、风电、核电设备利用小时分别为950、1565、5447小时，同比分别提高27、178、68小时。在各级政府和电力企业等多方共同努力下，弃风弃光弃水问题继续得到改善，今年国家电网公司和南方电网公司分别制定了促进清洁能源消纳的22项和24项工作措施，在加快电网建设、合理安排调度、加大市场交易、加强全网消纳、推动技术创新等多方面推进清洁能源消纳，效果明显。华北、东北、西北地区风电设备利用小时同比分别提高195、190和200小时，西北地区太阳能发电设备利用小时同比提高88小时；四川和云南弃水电量同比明显减少。

　　四是跨区和跨省送电量快速增长，清洁能源持续大范围优化配置。全国基建新增220千伏及以上变电设备容量18691万千伏安，新增220千伏及以上输电线路长度30559千米，新增直流换流容量500万千瓦。在近两年多条特高压工程陆续投产的拉动下，全国分别完成跨区、跨省送电量3567和9634亿千瓦时，同比分别增长14.9%和16.5%，增速同比分别提高3.8和5.1个百分点，助力清洁能源实现大范围优化配置。

　　五是电力燃料供应偏紧，煤电企业经营仍较为困难。前三季度，电煤以及天然气供应均存在地区性时段性偏紧情况，少数地区供需矛盾较为突出。电煤价格总体处于高位波动态势，根据中国沿海电煤采购价格指数——CECI沿海指数显示，反映电煤采购综合成本的CECI5500大卡综合价前三季度波动区间为571-635元/吨，各期价格都超过了《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录》中规定的绿色区间上限，国内煤价持续高位也导致对标国内煤价的进口煤价格快速上涨，明显提高了国内企业采购成本。根据国家统计局数据，当前全国火电企业亏损面仍接近一半。

中国电煤采购价格指数（CECI）周价格

　　（三）全国电力供需总体平衡，部分省份出现错峰限电

　　前三季度，电力消费增速持续快于发电装机容量增速，全国电力供需形势从前两年的总体宽松转为总体平衡。分区域看，东北和西北区域电力供应能力富余，华北、华东、华中、南方区域电力供需总体平衡，部分省份局部性、阶段性电力供应偏紧。

　　二、全国电力供需形势预测

　　（一）全社会用电量延续平稳较快增长，全年增速超2017年

　　综合考虑国家政策、宏观经济运行态势、气温、电能替代、国际贸易环境、蓝天保卫战和环保安全检查等因素，预计四季度全社会用电量总体延续三季度的平稳较快增长水平，预计2018年全年全社会用电量增速略高于8%，超过2017年增长水平。当前我国发展面临的困难和外部风险挑战增多，中美贸易摩擦的走向存在不确定性，对我国后续用电量增长也带来一定的不确定性。

　　（二）预计全年总装机容量约19亿千瓦，非化石能源装机占比达到40%

　　预计全年全国新增发电装机容量1.2亿千瓦，其中，预计非化石能源发电装机投产8200万千瓦左右。全国发电装机容量达到19.0亿千瓦左右，其中，煤电装机容量10.1亿千瓦，非化石能源发电装机容量合计达到7.7亿千瓦，比重进一步提高至40%，比2017年底提高1.5个百分点左右。预计迎峰度冬期间部分地区电煤供应偏紧。

　　（三）全国电力供需总体平衡，部分地区迎峰度冬高峰时段偏紧

　　受电煤和天然气地区性季节性供需偏紧、新能源比重持续上升导致部分时段电力系统调峰能力不足、第三产业和居民生活用电比重持续提高带动系统峰谷差持续增大等多重因素叠加影响，预计全国电力供需总体平衡、部分地区在迎峰度冬高峰时段电力供需偏紧。

　　分区域看，预计华北区域和南方区域电力供应偏紧，华北区域主要是河北南部电网、山东电网在迎峰度冬用电高峰时段电力供应偏紧，南方区域主要是贵州、广东等地偏紧；华东、华中区域电力供需总体平衡；东北、西北区域预计电力供应能力富余。预计全年全国发电设备利用小时3800小时左右，其中，火电设备利用小时4330小时左右。

　　三、有关建议

　　当前，宏观经济运行总体平稳，在经济动能“破旧立新”的关键期以及电力消费换动力、电力供应调结构的攻坚期，深入学习贯彻党的十九大精神，落实党中央、国务院的决策部署，是推进电力行业高质量发展的根本。同时，四季度是电力行业迎峰度冬保供应的重要时期，各项工作头绪多、任务重，需要切实按照能源高质量发展要求，密切跟踪经济形势、用电增长走势，以及天气、来水、电煤变化趋势，做好电力保障工作，确保电力系统安全稳定运行，保障国民经济行稳致远。

　　（一）切实抓好规划滚动调整，推动电力能源高质量发展

　　在国家政策、规划的引导下，电力投资逐步向清洁能源倾斜，电源结构低碳化转型速度日益加快，但弃风弃光仍未从根本上得到解决，清洁能源发电占比及电能替代潜力仍有待进一步提高和挖掘。建议围绕“十三五”电力规划中期评估情况及结果，滚动调整电力结构，优化产业布局，推动清洁低碳、安全高效的能源体系建设。

　　一是从优化电网结构着手，充分利用现有输电跨省（区）通道，着力突破制约特高压输电工程作用发挥的瓶颈，加快现已建成投产的特高压输电线路的电源配套工程建设，推进资源大规模优化配置，提高电网输电效率。

　　二是从调整电源结构着手，通过加快可再生能源配额制及调峰调频电力服务补偿机制等相关政策的出台和落地，以及促进清洁能源产业技术进步和技术降本等多种方式，引导和推动清洁能源发展，逐步提高非化石能源占一次能源的消费比重。

　　三是从消费端着手，大力推进终端用能电气化。持续加大在工（农业）生产制造、交通运输、居民采暖、家庭电气化及其他领域的电能替代力度，逐步实现电能对化石能源的替代，逐步提高电能在终端能源消费的比重。

　　（二）切实推动能源协调发展，保障能源稳定高效供应

　　煤炭、天然气等能源的稳定可靠供应对保障电力供应十分关键，对国民经济平稳发展至关重要。当前电力燃料供应仍然地区性、季节性偏紧，迎峰度冬保供应压力较大，建议统筹好电力与各类能源资源的协调发展，确保系统安全稳定运行。

　　一是统筹电力与煤炭协调发展。建议重点产煤区要贯彻落实好国家部署，加快煤炭先进产能减量置换及释放的步伐，切实增加有效资源确保煤炭供给。根据市场供需情况灵活调整进口煤政策总量控制目标，保障电煤供需平衡、稳定电煤市场价格，避免因总量控制导致迎峰度冬期间出现区域性、阶段性的电力供应紧张问题。针对部分地区将“控煤”简单化为“控电煤”的现象，国家相关部门应引导相关地区严格区分“控煤”与“控电煤”，将污染严重的散烧煤等作为“控煤”的重点，并进一步提高发电用煤比重，真正实现煤炭的清洁高效利用，并保障电力燃料安全稳定供应。

　　二是统筹电力与天然气协调发展。进入四季度，天然气表观消费量处于全年最高位，受环保政策影响推动，采暖煤改气、热电厂用气需求大幅增加，供需形势将处于紧平衡状态。建议加强“煤改气”、燃气热电联产等替代项目规划与资源供应计划的衔接，坚持从实际出发，宜电则电、宜气则气、宜煤则煤，确保用气需求与资源供应增长相适应；推广应用分布式气电，重点发展热电冷多联供，确保居民生活和冬季供暖；在气价承受能力较高和新能源快速发展的地区，根据气源情况建设天然气调峰电站。

　　三是统筹电力与可再生能源协调发展。可再生能源发展目前仍存在综合协调性不充分，开发速度、布局与市场不匹配，建设周期与电网建设不同步等问题。建议按照国家“十三五”电力规划、能源工作指导意见以及市场环境监测预警和评价机制等，把可再生能源发电的发展重心从扩大规模转到提质增效上来，引导相关产业向高质量发展转型；继续培育风电和光伏的市场竞争力，倒逼可再生能源产业创新升级；尽快出台促进可再生能源消纳的长效机制，从根本上解决可再生能源弃能问题。

　　（三）切实落实各项改革措施，不断深化电力体制改革

　　当前电力体制改革取得重要进展和积极成效，交易机构基本组建完成、输配电价改革持续扩大、售电侧竞争机制初步建立、发用电计划有序放开以及电力现货市场平稳推进。但由于电力市场机制尚不完善，科学合理的电价机制尚未形成等原因，给电力企业平稳发展和健康经营带来严峻的挑战。建议：

　　一是加快推进电力现货市场和辅助服务市场建设，发挥现货市场对时间尺度电能量的价格发现功能，通过市场手段进一步挖掘和配置系统调峰、调频、备用等辅助服务资源，进一步提升电力系统运行效率，促进可再生能源合理消纳。

　　二是建议国家加强对各地区电力市场监督指导，不断完善跨省电力市场化交易机制，约束相关部门地方保护主义冲动，进一步放开电力用户、售电公司等市场主体省间购电的选择权，破除电力交易省间壁垒，推动省间市场化交易规模扩大，促进能源资源大范围优化配置。

　　三是积极贯彻落实国家电改相关政策措施，地方政府尽快研究建立市场化条件下的煤电联动机制，支持鼓励煤电企业和电力用户签订电价根据煤价波动情况相应浮动的购售电合同。完善煤电机组市场交易电量的脱硫脱硝环保电价和超低排放电价落实机制，缓解煤电企业经营困境。

　　（四）切实落实精准扶贫战略，全面提高电力普遍服务水平

　　电力行业积极响应国家号召，深入推进精准扶贫、精准脱贫、援疆援藏等战略部署，不断加大扶贫工作力度和农网建设投资，履行社会责任；同时，由于贫困地区的农配网投资属于高投资低回报的电力普遍服务，部分省级电网企业面临亏损局面。建议：

　　一是聚焦深度贫困地区和深度贫困问题，实施产业扶贫和定点扶贫，加强贫困地区电网建设改造，加大户用光伏系统配套电网项目，扎实推进光伏扶贫项目接网工作等，改善和解决贫困地区生产生活用电条件，全力满足贫困人口脱贫的电力需求。

　　二是通过因地制宜发展分布式光伏、分散式风电，以开发项目为依托，既助力清洁能源发展，又可切实促进地方经济社会发展、基础设施建设、百姓就业，大力提升能源惠民利民力度。

　　三是建议国家在信贷政策方面加大支持力度，采用政府专项资金和财税金融支持等多种方式，对光伏扶贫、农网建设改造升级等电力普遍服务工程实行长期低息贷款或贴息等普惠金融政策，同时增加对电力企业的增量信贷，确保落实存量接续，缓解电力企业财务压力，全面推动电力普遍服务持续开展。