前三季度，全國電力生產運行平穩，電力供需總體平衡。全社會用電量平穩增長;第二產業及其製造業各季度用電量增速相對平穩，高技術及裝備製造業、消費品製造業、其他製造業第三季度用電增速環比回升;第三產業用電量較快增長、貢獻突出;城鄉居民生活用電量增速回落，鄉村居民用電量增速高於城鎮居民增速。電力延續綠色低碳發展態勢，非化石能源發電裝機比重繼續提高，非化石能源發電量快速增長;跨區跨省送電量較快增長，清潔能源得到大範圍優化配置;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;全年全國新增發電裝機容量1億千瓦，年底全國發電裝機容量20億千瓦;全國電力供需總體平衡，迎峰度冬期間少數地區電力供需偏緊、高峰時段需要採取有序用電措施。
一、2019年前三季度全國電力供需狀況分析
(一)全社會用電量平穩增長，第三季度高技術及裝備製造業、消費品製造業、其他製造業用電量增速環比回升
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%，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[1]和城鄉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及城鄉居民生活用電量後第三季度增速為4.7%。
電力消費主要特點有：
一是第一產業用電量平穩增長。前三季度，第一產業用電量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%。
二是第二產業各季度用電量增速相對平穩。前三季度，第二產業用電量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%。製造業用電量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，高技術及裝備製造業[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%;消費品製造業[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%;其他製造業[4]行業用電量同比增長6.1%，在製造業中增速最高，各季度分別增長5.2%、4.8%和8.1%。第三季度高技術及裝備製造業、消費品製造業、其他製造業用電量增速環比回升。
三是第三產業用電量保持較快增長。前三季度，第三產業用電量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%。絕大部分行業均實現較快增長，其中，信息傳輸/軟件和信息技術服務業用電繼續延續近年來快速增長勢頭，同比增長12.4%;租賃和商務服務業、房地產業、批發和零售業、交通運輸/倉儲和郵政業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，批發和零售業中的充換電服務業用電量同比增長143.0%，交通運輸/倉儲和郵政業中的港口岸電用電量同比增長137.1%。
四是城鄉居民生活用電量增速回落，鄉村居民用電量增速高於城鎮居民增速。前三季度，城鄉居民生活用電量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於上年同期以及上年同期高基數因素影響。城鎮居民、鄉村居民用電量分別增長6.1%和6.4%，鄉村居民用電增速超過城鎮居民用電增速，主要得益於近年來國家加大農網改造升級力度和深入推進脫貧攻堅戰等舉措，以及鄉村電氣化水平的提高。
五是第三產業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，第一產業用電量佔比為1.1%，同比持平;第二產業佔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;第三產業和城鄉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，第三產業和城鄉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%，第三季度由於城鄉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，西部和中部地區用電量增速相對領先。前三季度，東、中、西部和東北地區全社會用電量同比分別增長3.0%、5.1%、6.7%和3.4%，中部、西部地區用電量佔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)電力延續綠色低碳發展趨勢，非化石能源發電量快速增長
前三季度，全國主要電力企業合計完成投資4750億元、同比下降6.3%;截至9月底，全國全口徑發電裝機容量19.7億千瓦、同比增長5.9%;前三季度全國規模以上電廠發電量為5.30萬億千瓦時、同比增長3.0%;全國發電設備利用小時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模。前三季度，全國新增發電裝機容量6455萬千瓦，同比少投產1659萬千瓦;其中新增非化石能源發電裝機容量3788萬千瓦，佔新增發電裝機總容量的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。
二是非化石能源發電裝機比重進一步提高。截至9月底，非化石能源發電裝機合計容量8.1億千瓦、佔比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%;全口徑併網風電裝機容量2.0億千瓦、同比增長12.5%;全口徑併網太陽能發電裝機容量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%，佔全國發電裝機容量比重為52.4%，比上年同期降低1.1個百分點。
三是非化石能源發電量快速增長。前三季度，全國全口徑併網風電、併網太陽能發電量分別為2914、1707億千瓦時，同比分別增長8.9%和29.0%。根據國家統計局統計數據，核電發電量2538億千瓦時、同比增長21.1%;規模以上水電發電量8938億千瓦時、同比增長7.9%;規模以上火電發電量3.80萬億千瓦時、同比增長0.5%，隨著來水轉枯，9月份火電發電量增速上升至6.0%。
四是水電、太陽能發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;併網太陽能發電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;併網風電1519小時、同比下降45小時。棄風棄光問題繼續改善，國家電網公司、南方電網公司經營區域內新能源利用率均超過96%。
五是電網投資同比下降，農網改造升級及配網是投資重點。前三季度，電網工程建設完成投資2953億元，同比下降12.5%;110千伏及以下電網投資完成1856億元，佔電網總投資的比重為62.9%，同比提高6.3個百分點，農網改造升級及配網建設仍然是當前電網投資建設重點。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。
六是跨區跨省送電量較快增長，清潔能源得到大範圍優化配置。前三季度，全國跨區、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%，對送端地區清潔能源消納以及受端地區用電負荷高峰期電力供應保障發揮了重要作用。西北區域是外送電量最多的區域，前三季度外送電量1462億千瓦時，佔全國跨區送電量的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於高位，電煤供應總體平衡，受煤礦安全事故、安全生產督查、公路超限超載運輸治理等因素影響，陝西、東北等少數地區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沿海指數各期綜合價均超過《關於印發平抑煤炭市場價格異常波動的備忘錄的通知》(發改運行〔2016〕2808號)規定的綠色區間上限，國內煤電企業採購成本仍居高位。
中國沿海電煤採購價格指數(CECI沿海指數)5500大卡周價格圖
(三)全國電力供需總體平衡，局部地區採取了有序用電措施
前三季度，全國電力供需總體平衡。東北、西北區域電力供應能力富餘;華北、華東、華中、南方區域電力供需總體平衡其中，蒙西、冀北、遼寧、浙江、江西、湖北、海南等省級電網在部分時段採取了有序用電措施，蒙西電網從前幾年的電力供應能力富餘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
綜合考慮國家逆週期調控政策、宏觀經濟運行態勢、電能替代、基數等因素，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電裝機容量1億千瓦左右，其中新增非化石能源發電裝機6000萬千瓦左右。2019年底，全國發電裝機容量達到20億千瓦左右，同比增長5.3%;其中，水電3.6億千瓦、併網風電2.1億千瓦、併網太陽能發電2.0億千瓦、核電4875萬千瓦、生物質發電2200萬千瓦左右。非化石能源發電裝機容量合計達到8.3億千瓦左右、佔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，迎峰度冬期間少數地區偏緊
預計全國電力供需總體平衡，個別地區電力供需偏緊。分區域看，華北、華中區域用電高峰時段電力供需偏緊;華東、南方區域電力供需總體平衡;東北、西北區域電力供應富餘。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，電力行業要密切跟蹤經濟和用電形勢，把握天氣、電煤變化趨勢，做好電力保障工作，滿足國民經濟發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)加強監測和預警，保障電力供需平衡
針對經濟下行壓力較大，以及東北等部分地區電煤供應偏緊、局部地區電力供應存在不確定性等問題，建議：
一是加強用電形勢監測。密切跟蹤宏觀經濟、天氣和用電形勢變化，加強用電監測分析，滾動開展電力供需形勢預測預警，有效銜接電力發展、結構優化、發購電、市場化交易、跨省區送電等各項工作，千方百計提高重點區域高峰時段發供電能力。
二是保障電煤有效供應。加大統籌協調力度，進一步釋放蒙東等地區煤礦優質產能;充分利用好國際國內兩個市場，繼續發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，繼續發揮好電煤中長期合同“壓艙石”作用。
三是加強需求側管理。擴大峰谷電價執行範圍，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，推進電網企業穩定發展
針對持續的政策性降電價、售電量增速下滑、電價交叉補貼等因素導致電網企業利潤明顯下滑、中西部省級電網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，修訂完善輸配電價定價辦法。結合各地電網發展階段、電價承受能力等實際，差異化核定第二監管週期輸配電價，因地制宜確定核價參數，保障電網發展經營和社會責任履行能力。
二是加大轉供電加價清理力度。各地眾多商業綜合體及產業園區等轉供電加價涉及範圍廣、加價標準高，建議徹底清理轉供電環節不合理加價，加強執法檢查和督促整改，避免國家降價紅利被轉供電環節截留。
三是加快完善和創新對電網企業的績效考核機制。考慮電網企業政策性降電價，並承擔貧困地區電網建設及農網改造升級等政策性投資，建議適當調整電網企業的利潤、EVA等經營指標在考核中所佔權重;化解新型監管模式和傳統績效考核體系之間的矛盾，確保電網企業專注於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發展。支持電網企業開展“東西幫扶”，給予政策支持，解決幫扶資金重複繳納25%所得稅的問題，允許東部省市公司幫扶資金稅前列支，提高西部電網投資和發展能力，促進東西部電網均衡發展，更好地實現電力普遍服務。
(三)穩步推進發電企業轉型升級，保障電源多元穩定供應
針對火電上網電價調整、現貨市場試運行、電煤價格持續高於綠色區間、新能源消納及補貼發放滯後等影響發電企業經營及電源結構轉型升級的問題，建議：
一是加快完善現貨市場機制設計及規則。統籌中長期與現貨市場規模，中長期合同比例佔比不低於90%，確保維護電力市場穩定。合理設置上網電價中上下限價標準，引導企業理性報價，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。
二是穩定電煤價格在綠色區間。提高電煤中長期合同的規範性，嚴禁以月度長協、外購長協等捆綁年度長協;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電價下浮等因素，調整合同含稅基準價及價格區間。
三是努力降低企業融資成本。改進融資支持機制、完善轉貸應急機制，對承擔電網安全穩定運行、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惠，對暫時有困難的火電企業提供低成本“過橋”資金，降低衝貸成本，避免火電企業虧損面持續擴大。
四是加快解決可再生能源補貼問題。開發針對風電、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範圍，解決全行業補貼資金缺口。優化補貼資金髮放流程，緩解可再生能源企業資金壓力。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。
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