前三季度，面对复杂严峻的国内外环境，在以习近平同志为核心的党中央坚强领导下，各地区各部门认真贯彻落实党中央、国务院决策部署，科学统筹疫情防控和经济社会发展，强化宏观政策跨周期调节，有效应对疫情汛情等多重考验，国民经济持续恢复发展，主要宏观指标总体处于合理区间，经济结构持续调整优化，质量效益稳步提升。电力消费累计增速延续两位数增长，电力装机结构延续绿色低碳发展态势。受电煤供应紧张等多重因素影响，三季度电力供需形势总体偏紧，全国多地出现有序用电。
一、2021年前三季度全国电力供需情况
(一)电力消费需求情况
前三季度，全国全社会用电量6.17万亿千瓦时，同比增长12.9%，上年同期低基数以及今年以来国民经济保持恢复态势是用电量快速增长的主要原因;两年平均增长7.4%，高于2019年同期增速3.0个百分点。分季度看，各季度全社会用电量同比分别增长21.2%、11.8%、7.6%，受同期基数因素影响，同比增速逐季回落;各季度两年平均增速分别为7.0%、8.2%和7.1%，总体保持平稳较快增长水平。
一是第一产业用电量758亿千瓦时，同比增长18.9%，两年平均增长14.2%。一、二、三季度，第一产业用电量同比分别增长26.4%、15.9%和16.4%，两年平均增速分别为14.6%、14.1%和13.9%，保持快速增长势头。国家深入推进乡村振兴战略，农林牧渔业投资快速增长，拉动第一产业用电快速增长。
二是第二产业用电量4.10万亿千瓦时，同比增长12.3%，两年平均增长6.9%。一、二、三季度，第二产业用电量同比分别增长24.1%、10.6%和5.1%，两年平均增速分别为7.4%、7.3%和6.1%，四大高载能行业增速回落是三季度第二产业增速回落的重要原因。前三季度，制造业用电量同比增长13.3%，两年平均增长7.5%;其中，高技术及装备制造业、其他制造业行业、消费品制造业、四大高载能行业用电量同比增速分别为19.7%、17.2%、16.2%、9.5%，两年平均增速分别为10.1%、9.1%、6.3%、6.4%。高技术及装备制造业用电量增速明显高于同期制造业平均水平，反映出当前制造业延续升级态势。国家坚决遏制“两高”项目盲目发展，四大高载能行业两年平均增速逐季回落，各季度两年平均增速分别为7.1%、6.7%和5.6%。
三是第三产业用电量1.08万亿千瓦时，同比增长20.7%，两年平均增长9.7%。一、二、三季度，第三产业用电量同比分别增长28.2%、23.6%和13.1%，两年平均增速分别为7.9%、12.0%和9.4%，三季度增速比二季度回落主要因当季部分地区疫情散发，对交通运输业、住宿和餐饮业等接触型聚集型服务业造成较大影响。前三季度，租赁和商务服务业(26.6%)、住宿和餐饮业(26.3%)、批发和零售业(25.7%)、房地产业(22.3%)、公共服务及管理组织(21.1%)用电量同比增速超过20%;信息传输/软件和信息技术服务业(22.2%)、租赁和商务服务业(13.3%)、批发和零售业(11.4%)两年平均增速超过10%。得益于电动汽车的持续迅猛发展，充换电服务业用电量持续保持高速增长，两年平均增速达到82.0%。
四是城乡居民生活用电量9088亿千瓦时，同比增长7.0%，两年平均增长6.5%。一、二、三季度，城乡居民生活用电量同比分别增长4.7%、4.2%和11.3%;两年平均增速分别为3.9%、7.9%和8.0%，一季度增速偏低主要受1月中旬之后气温偏暖因素影响，二、三季度城乡居民生活用电量两年平均增速基本恢复至近年来的正常增长水平。
五是各地区用电量同比增速、两年平均增速均超过2019年同期增长水平。前三季度，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长13.6%、13.8%、12.1%、8.2%，两年平均增速分别为7.8%、6.5%、8.1%、4.3%，均超过2019年同期增长水平。前三季度，23个省份全社会用电量同比增速超过10%，其中，西藏同比增长22.8%，湖北、浙江、江西、青海、福建、陕西、广东、四川、宁夏9个省份用电量同比增速位于15%-20%;31个省份全社会用电量两年平均增速均为正增长，其中，西藏、江西、四川、云南、广西5个省份两年平均增速超过10%。
(二)电力生产供应情况
截至9月底，全国全口径发电装机容量22.9亿千瓦，同比增长9.4%。前三季度，全国规模以上工业企业发电量为6.07万亿千瓦时，同比增长10.7%;全国发电设备平均利用小时2880小时，同比提高113小时。
一是电力投资同比增长0.8%。前三季度，全国重点调查企业合计完成电力投资6028亿元，同比增长0.8%，两年平均增长12.7%。其中，电源完成投资3138亿元，同比增长1.8%，两年平均增长32.1%，非化石能源发电投资占电源投资的比重达到89.0%;电网完成投资2891亿元，同比下降0.3%，两年平均下降1.1%，直流工程在建项目减少导致直流工程投资同比下降36.4%，交流工程投资同比增长5.1%。
二是全口径并网风电和太阳能发电装机容量同比分别增长32.8%和24.6%。前三季度，全国新增发电装机容量9240万千瓦，同比增加2016万千瓦。截至9月底，全国全口径火电装机容量12.8亿千瓦，同比增长3.9%;其中，煤电11.0亿千瓦，同比增长2.4%，占总装机容量的比重为47.9%，同比降低3.3个百分点。水电装机容量3.8亿千瓦，同比增长5.0%。核电5326万千瓦，同比增长6.8%。风电3.0亿千瓦，同比增长32.8%。太阳能发电装机2.8亿千瓦，同比增长24.6%。全口径非化石能源发电装机容量10.5亿千瓦，同比增长17.8%，占总装机容量的比重为45.7%，同比提高3.3个百分点。
三是全口径并网风电和太阳能发电量同比分别增长41.6%和24.5%。前三季度，受降水偏少等因素影响，全国规模以上工业企业水电发电量9030亿千瓦时，同比下降0.9%;受电力消费快速增长、水电发电量负增长影响，规模以上工业企业火电发电量4.33万亿千瓦时，同比增长11.9%;核电发电量3031亿千瓦时，同比增长12.3%。全口径风电和并网太阳能发电量分别为4715、2491亿千瓦时，同比分别增长41.6%和24.5%。全口径非化石能源发电量2.17万亿千瓦时，同比增长13.2%;占全口径发电量的比重为34.7%，同比提高0.1个百分点。全口径煤电发电量3.74万亿千瓦时，同比增长12.3%;占全口径发电量的比重为59.8%，同比降低0.2个百分点。
四是核电、火电和风电发电设备利用小时同比分别提高321、280、91小时。前三季度，全国发电设备平均利用小时2880小时，同比提高113小时。分类型看，水电设备利用小时2794小时，同比降低100小时;核电设备利用小时5842小时，同比提高321小时;火电设备利用小时3339小时，同比提高280小时，其中煤电3450小时，同比提高318小时;风电设备利用小时1640小时，同比提高91小时;太阳能发电设备利用小时1006小时，同比降低4小时。
五是跨区输出电量同比增长7.8%，跨省输出电量同比增长8.6%。前三季度，全国完成跨区送电量5178亿千瓦时，同比增长7.8%。其中，西北区域外送电量2406亿千瓦时，同比增长16.6%，是外送电量规模最大的区域。全国完成跨省送出电量12197亿千瓦时，同比增长8.6%。
六是市场交易电量同比增长20.1%。前三季度，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量27091.8亿千瓦时，同比增长20.1%。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为21704.4亿千瓦时，同比增长22.8%，占全社会用电量比重为35.2%，同比提高2.6个百分点。
七是电煤供应持续紧张，煤炭价格持续急剧上涨，煤电企业大面积亏损。前三季度，全国原煤产量同比增长3.7%，比上半年增速回落2.7个百分点;前三季度，累计进口煤炭同比下降3.6%，国家支持加大进口煤炭采购，煤炭进口累计降幅逐步收窄。电煤价格持续攀升，屡创历史新高，电煤采购及保供工作难度加大。煤电企业燃料成本大幅攀升，煤电企业亏损面明显扩大，8月以来大型发电集团煤电板块整体亏损，部分集团煤电亏损面达到100%。
(三)全国电力供需情况
一季度，全国电力供需总体平衡，受寒潮天气等因素影响，江苏、浙江、安徽、湖南、江西、四川、新疆等地在1月出现电力缺口，采取了有序用电措施。二季度，全国电力供需总体平衡，广东、云南、广西等地因电力消费需求较快增长、来水偏枯、电煤供应紧张等因素影响，电力供应紧张，采取了有序用电措施。三季度，全国电力供需总体偏紧，尤其是9月受电煤供应紧张、电力消费需求较快增长以及部分地区加强“能耗双控”等多重因素叠加影响，全国超过20个省份采取了有序用电措施。
二、全国电力供需形势预测
(一)2021年全社会用电量同比增长10%-11%
国家坚持稳中求进工作总基调，统筹做好今明两年宏观政策衔接，保持经济运行在合理区间，为全社会用电量增长提供了最主要支撑。综合考虑国内外经济形势、上年基数前后变化、电能替代等因素，并结合当前外部环境等方面的不确定性，预计2021年全年全社会用电量增长10%-11%，其中，四季度全社会用电量同比增长5%左右。
(二)2021年底非化石能源发电装机规模及比重将有望首次超过煤电
预计全年全国基建新增发电装机容量1.8亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机投产1.4亿千瓦左右。预计年底全国发电装机容量23.7亿千瓦，同比增长7.7%左右;其中，煤电装机容量11.1亿千瓦、水电3.9亿千瓦、并网风电3.3亿千瓦、并网太阳能发电3.1亿千瓦、核电5441万千瓦、生物质发电3600万千瓦左右。非化石能源发电装机合计达到11.2亿千瓦左右，占总装机容量比重上升至47.3%，比2020年底提高2.5个百分点左右，非化石能源发电装机规模及比重预计将首次超过煤电。
(三)迎峰度冬期间全国电力供需总体偏紧，部分地区电力供需形势紧张
需求端看，宏观经济继续保持在合理区间，电力消费需求将保持中速增长水平。气象部门初步预计今年冬季影响我国的冷空气活动频繁。全社会用电量中速增长并叠加冷空气等因素，进一步放大用电负荷增长，其中采暖负荷增长更为明显，部分城市居民用电负荷占比达到50%左右。
供给端看，水电方面，重点水电站蓄能值同比减少，冬季降水总体呈偏少特征。新能源方面，风电和太阳能发电装机比重持续上升，随机性、间歇性和波动性大幅增加,电力系统运行中的调峰资源不足情况进一步加剧。火电方面，国家全力推动煤炭增产增供，推进煤矿手续办理和产能核增，预计电煤供需形势将比前期缓和，但部分地区电煤供应仍可能偏紧，另外，广东、江苏等气电装机较多的地区天然气供应可能偏紧，都将制约火电机组出力。
预计迎峰度冬期间全国电力供需总体偏紧，部分地区电力供需形势紧张。从各区域的供需平衡情况看，预计东北、西北区域电力供需基本平衡，但区域内新能源比重大，电力系统调峰与保供热矛盾较为突出;华北、华东、华中区域电力供需偏紧;南方区域电力供需形势紧张。燃料供应保障情况以及冬季气候情况是影响今冬电力供需形势的主要不确定性因素，若全国电力燃料供应持续紧张或出现长时段大范围寒潮天气，则电力供需偏紧的省份将增多，各区域电网中均将有部分省级电网呈现出不同程度的紧张态势。
三、有关建议
针对当前电力供需形势、电力企业可持续发展等方面提出有关建议如下：
一是全力保障电力燃料稳定供应。认真贯彻落实国务院常务会议精神，按照国家最新要求，进一步加快煤炭增产增供政策措施落实到位。督导核增产能尽快释放，考虑针对部分环节或手续采取限时办理、联合办理等提效措施。针对在产的大型先进煤矿，在符合安全生产要求的前提下，研究优先组织满足条件的先进产能煤矿按一定系数调增产能和保供期间生产计划。建立煤矿产量、铁路发运量、各环节库存的联合监督机制;加大东北、西南等地区运力协调力度;研究雨雪冰冻天气影响运输时的电力调度、电煤互济预案，并针对库存告急、铁路运输受限的电厂，研究必要时开通汽运绿色通道。监督确保包括年初签订和近期补签的所有年度长协足量兑现。制定煤矿保供与弹性生产办法，形成煤矿应急生产能力，推进煤炭储备能力建设，以满足市场需求季节性变化特征。督促天然气销售企业和管网企业加强发电用气保障，协调电网和气网调度运行，保障燃气机组的顶峰发电能力。
二是保障火电企业燃料采购资金。大力推动国务院常务会议关于金融机构保供、税收缓缴以及各地财政保供补贴等政策足额落实落地。强化《关于服务煤电行业正常生产和商品市场有序流通保障经济平稳运行有关事项的通知》(银保监发〔2021〕42号)政策落地。对符合支持条件的煤电、供暖等企业建立快速响应机制，开辟绿色办贷通道，优先安排贷款审批投放;对符合支持条件的煤电等企业和项目不违规抽贷、断贷，防止“运动式”减碳和信贷“一刀切”，维持企业资金链正常运转，切实保障火电企业燃料采购资金到位，坚决杜绝因资金短缺而出现缺煤缺气停机问题。
三是加快推进和落实煤电上网电价市场化改革措施。国家相关部门督促各地加快落实《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号)要求，扩大市场交易电价浮动范围，切实有效疏导煤机电价，提高燃煤机组保电能力;建议根据当前煤电机组在系统中的定位及成本，合理调整燃煤发电基准价，保持燃煤发电上网基准电价与发电成本的有机衔接，维持煤电企业生存和再生产能力，保障能源供应安全，将电、煤两个市场更加灵活的关联起来，抵御市场风险，保障企业合理收益。
四是加强煤炭和电力上下游生产供应秩序。加强坑口、港口等各环节的价格管控，尤其重点监管矿区随意涨价，防止价格炒作，稳定下游价格，保障燃煤电厂煤量、煤质，避免煤电机组出力受阻导致系统有效出力减少。督促各地方政府保障年度跨省跨区送受电计划、政府间送受电协议等交易刚性执行，避免受电力供应紧张影响，导致电力外送不合理调减，给省间中长期合同履约及受电省份生产生活带来影响。
五是深化需求侧管理、加强有序用电执行管控。建议出台全国性需求响应支持政策，实现需求响应补贴政策全覆盖，将需求响应建设、补贴成本纳入尖峰电价增收资金、输配电价或辅助服务费用，多渠道拓宽需求响应资金来源。深入开展需求响应申报组织工作，发动电力用户、负荷集成商积极参与需求响应，将微电网、电动汽车、充电桩等各类可调资源纳入需求响应资源池。加强有序用电执行管控，建立健全有序用电工作机制。把保民生放在第一位，坚守民生底线。坚持科学错峰，最大限度保障企业错峰不减产。严格执行有序用电计划，做好宣传引导工作。
六是加快应急备用电源和重点电网工程核准建设。发挥煤电保供作用，健全应急备用电源管理机制，尽快落实一批应急备用电源项目。加快煤电灵活性改造，加大抽水蓄能建设力度，推进调峰气电建设，推广应用大规模电化学储能，提高系统调节能力。针对存在供电瓶颈的局部电网，开展网架结构调整优化研究，推动坚强智能电网建设，提升省间区域间电力支援能力。
注释：
两年平均增长(增速)是以2019年同期值为基数，采用几何平均方法计算。
四大高载能行业包括：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4个行业。
高技术及装备制造业包括：医药制造业、金属制品业、通用设备制造业、专用设备制造业、汽车制造业、铁路/船舶/航空航天和其他运输设备制造业、电气机械和器材制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业、仪器仪表制造业9个行业。
消费品制造业包括：农副食品加工业、食品制造业、酒/饮料及精制茶制造业、烟草制品业、纺织业、纺织服装、服饰业、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋业、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品业、家具制造业、造纸和纸制品业、印刷和记录媒介复制业、文教/工美/体育和娱乐用品制造业12个行业。
其他制造行业为制造业用电分类的31个行业中，除四大高载能行业、高技术及装备制造业、消费品行业之外的其他行业，包括：石油/煤炭及其他燃料加工业、化学纤维制造业、橡胶和塑料制品业、其他制造业、废弃资源综合利用业、金属制品/机械和设备修理业6个行业。
东部地区包括北京、天津、河北、上海、江苏、浙江、福建、山东、广东、海南10个省(市);中部地区包括山西、安徽、江西、河南、湖北、湖南6个省;西部地区包括内蒙古、广西、重庆、四川、贵州、云南、西藏、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆12个省(市、自治区);东北地区包括辽宁、吉林、黑龙江3个省。
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