前三季度，全國電力供需形勢總體寬松，運行安全穩定。前三季度全社會用電量同比增長3.9%，其中，三季度受氣溫及經濟穩中趨緩影響，全社會用電量增速回落至1.4%，城鄉居民生活用電同比下降5.6%，第三產業用電增長3.8%，第二產業用電增長2.0%、制造業用電增長相對較好；東部和中部地區用電增速同比和環比回落幅度較大。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負增長，三季度水電發電量高速增長，火電發電量負增長、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，東北和西北區域電力供應能力富余較多，華東、華中和南方區域電力供需平衡，華北區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增長，氣溫偏低以及經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，經濟穩中趨緩也是三季度全社會用電量低速增長的重要原因。

圖12010-2014年前三季度全社會及各產業用電量增長情況圖

三季度城鄉居民生活用電量同比大幅下降。前三季度城鄉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。三季度中部地區城鄉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%。

三季度第三產業用電增速同比和環比均回落，信息業消費保持旺盛勢頭。前三季度第三產業用電同比增長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。第三產業內行業間增速差異較大，前三季度住宿和餐飲業用電僅同比增長0.4%，交通運輸倉儲郵政業用電增長4.8%，而信息業（信息傳輸、計算機服務和軟件業）用電增長10.4%。

三季度制造業特別是設備制造業用電增長相對較好，是支撐當季全社會用電量增長的主要動力。前三季度，第二產業用電同比增長4.0%，工業用電增長3.9%，制造業用電增長4.9%。制造業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。

三季度東部和中部地區用電增速同比、環比回落幅度較大。前三季度東、中、西部和東北地區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，東部地區三季度同比增長1.3%，增速同比和環比分別回落9.4和3.8個百分點；中部地區三季度同比下降4.1%，增速同比和環比分別回落17.5和8.6個百分點。

圖22013、2014年前三季度各地區用電增速情況圖

（二）電力供應能力充足，三季度水電發電量高速增長，火電發電量負增長、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%，電網同比增長3.5%；基建新增發電裝機容量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%。前三季度全國規模以上電廠發電量4.08萬億千瓦時、同比增長4.4%，其中非化石能源發電量同比增長19.0%。全國發電設備利用小時3204小時、同比降低174小時。

水電完成投資同比繼續大幅下降，三季度水電發電量高速增長。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%。發電量同比增長20.8%，其中三季度由于主要水電生產地區來水情況較好而上年汛期來水偏枯，當季發電量同比增長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月底并網裝機8482萬千瓦、同比增長21.9%。發電量同比增長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今年棄風率有所下降。

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

核電完成投資同比繼續負增長，前三季度核電新投產3臺機組。前三季度完成投資同比下降7.7%，新投產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%。發電量同比增長0.7%，受電力消費需求放緩且非化石能源發電高速增長影響，三季度火電發電量同比下降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，而省內發電裝機富余且可再生能源裝機比重大，導致火電停機備用、調峰時間較長。

跨省區送電量保持快速增長。前三季度跨區送電量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%，其中南方電網區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%。

電煤供應持續寬松，二季度以來天然氣供需形勢緩和。國內煤炭市場供應充足，電煤供應持續寬松。一季度部分地區天然氣發電受到供氣限制，隨著供暖期結束，天然氣供需形勢緩和，但部分天然氣發電廠因存量氣價再次上調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，東北和西北區域供應能力富余較多，華中、華東和南方區域供需總體平衡，華北區域供需平衡偏緊。省級電網中，受機組環保改造、氣溫、局部電網受限等因素影響，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比回升

我國經濟發展已經進入“新常態”，當前宏觀經濟呈現穩中趨緩特征，節能減排和環境保護壓力日益加大，為確保11月份北京APEC峰會期間的環境質量，預計北京周邊的河北等省份工業生產將受到限制，都將抑制電力消費需求較快回升。與此同時，氣溫及高基數因素在四季度削弱，今年陸續出臺的“穩增長”政策措施效果在四季度將有部分顯現，有利于穩定用電量增長。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，其中非化石能源發電5600萬千瓦左右。預計年底全國發電裝機達到13.5億千瓦，其中非化石能源發電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總體寬松，東北和西北區域電力供應能力富余較多，華東、華中和南方區域電力供需平衡，華北區域電力供需平衡偏緊。預計全年全國發電設備利用小時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，確保電力系統安全穩定運行

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

（二）加快開工一批大型水電、核電和電網項目，增加電源在建規模，促進綠色轉型

一是針對非化石能源發電在建規模嚴重偏低的實際，盡快核準開工一批大型水電、核電等綠色優質電源項目，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定供應。二是加快跨區跨省輸電通道建設，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的電源開工規模，以集中消化現有電力供應能力。對棄水嚴重的地區嚴格控制風電、太陽能發電等開發進度，對電力大量富余的東北地區嚴格控制包括煤電、風電在內的電源開工規模。四是加大對農網及老少邊窮地區電網發展的財政支持力度，加快配電網建設和智能化改造，提高電力系統對分布式能源的消納能力，提高用電質量及可靠性。

（三）加快解決天然氣發電企業及北方熱電聯產企業普遍虧損問題

一是加快理順天然氣發電價格機制，盡快建立氣電價格聯動機制。二是針對華北、東北及西北地區熱電聯產企業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產企業虧損原因，出臺支持熱電聯產健康發展的有效措施；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。三是加快建立調峰調頻等輔助服務電價機制，以解決火電深度調峰調頻補償問題。

（四）科學分析燃煤電廠對霧霾的影響，扎實有效推進煤電環保超低排放改造

電力行業節能減排成效顯著，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加重。隨著《火電廠大氣污染物排放標準》的嚴格執行，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（而不是籠統的所有燃煤）大氣污染物排放影響占環境空氣中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。二是動態科學評估煤電超低排放改造投入與環境質量改善產出、節能與減排的關系，在政策導向、技術路線導向中避免造成高投入低產出、能耗增加、對環境質量改善微小的環保超低改造結果。三是企業在開展超低排放改造時，重點加強系統優化，以低能耗、低投入取得較好的環保效益。四是有關部門應統籌協調火電廠大氣污染物排放標準、特別排放限值、超低排放等環保改造要求，在有序開展環保改造的同時，保障電力和熱力供應。