电力供应规模迈上新台阶，全国大范围资源优化配置能力明显提升。为支撑经济社会发展对电力的需求，电力投资建设稳步推进，全国发电装机总量、电网规模及发电量居世界首位。截至2017年9月底，全国全口径发电机装机容量为17.2亿千瓦左右，较2012年底净增5.7亿千瓦。前三季度，“西电东送”输电规模接近1.8亿千瓦，较2012年增长1倍以上，全国大范围资源优化配置能力和清洁能源消纳能力大幅提升，全国跨区送电量同比增长11.0%。电力结构及布局持续优化，风电、太阳能发电消纳问题有所缓解。电源投资建设重点向非化石能源方向倾斜。截至今年9月底，全国非化石能源发电装机容量6.5亿千瓦左右，占总装机比重为38%，比2012年底提高9个百分点。前三季度，东、中部地区新增风电、太阳能发电装机占比分别达到62%和82%；110千伏及以下电网投资占电网总投资比重达到53.5%。电力企业多措并举有效促进新能源消纳，风电设备平均利用小时1386小时、同比提高135小时，太阳能发电设备平均利用小时923小时、同比提高34小时。煤电投资大幅减少，煤电有序发展效果明显。近年来，煤电设备平均利用小时逐步降至历史低位，为防止煤电行业产能过剩风险，国家出台了有关煤电有序发展的系列措施，效果持续显现。今年前三季度，煤电投资同比下降30.5%，防范化解煤电过剩产能风险工作成效凸显；煤电设备平均利用小时3197小时、同比提高48小时。多重困难矛盾交织叠加，发电企业尤其是煤电企业持续亏损。在煤价持续高位、市场化交易电价进一步下降等多重矛盾下，煤电企业经营持续亏损，煤电行业经营遭遇严峻困难和挑战。
电力消费呈现出新常态特征。随着我国经济发展步入新常态，用电增长总体放缓。2012年以来，全社会用电量增长水平总体远低于改革开放以来的增长水平，其中2015年仅增长1%。但今年以来，宏观经济稳中向好态势持续发展，加上夏季出现持续高温天气等因素，前三季度全社会用电量同比增长6.9%，增速同比提高2.4个百分点，其中，三季度在高温天气影响下，用电量增速达到7.8%。电力消费结构不断调整，消费增长主要动力逐步转化。2012年以来，第二产业用电量增速远低于全社会用电量增速，所占全社会用电量比重逐年降低，2016年比2012年累计降低2.6个百分点，其中四大高耗能行业比重下降1.6个百分点；在用电量持续快速增长的拉动下，第三产业和城乡居民生活用电量占比分别提高1.9和1.0个百分点。今年前三季度，第三产业和居民生活用电量比重继续分别提高0.5和0.1个百分点，第二产业比重降低0.6个百分点，其中，四大高耗能行业占比降低0.5个百分点；而高技术制造比例较高的通用及专用设备制造业、交通运输/电气/电子设备制造业、医药制造业用电保持快速增长，合计用电比重同比提高0.5个百分点。
预计四季度全社会用电量保持平稳增长，全年全社会用电量同比增长6.5%左右，超过2016年增长水平，其中，三季度气温因素拉高全年增速接近1个百分点。预计四季度全国新增装机容量4000万千瓦，全年新增装机容量1.3亿千瓦左右；预计年底全国发电装机容量将达到17.7亿千瓦、同比增长8%左右，其中，非化石能源发电装机合计达到6.8亿千瓦，占总装机容量比重上升至38.5%左右，比上年提高近2个百分点。预计四季度全国电力供需总体宽松，部分地区相对富余，个别地区燃料保供压力较大；预计全年全国火电设备利用小时4200小时左右。若后续电煤价格不能实现有效回落，则煤电企业经营形势难以有效改观，发电企业生产经营将继续面临严峻困难与挑战。
一、全国电力供需状况
（一）今年以来全社会用电量持续较快增长，三季度增速环比提高
前三季度，全国全社会用电量4.69万亿千瓦时、同比增长6.9%，增速同比提高2.4个百分点。其中，一、二、三季度全社会用电量同比分别增长6.9%、5.8%和7.8%，三季度增速环比提高，受气温因素影响较大。前三季度全社会用电量较快增长的原因主要有四个方面：
一是宏观经济总体延续稳中向好，工业增加值、社会消费品零售总额、基础设施投资、外贸出口等关键指标增速回升。二是工业生产平稳向好，工业行业供需关系明显改善，企业效益明显增强，产能利用率持续回升，拉动工业用电回暖。三是服务业持续保持较快增长，新业态、新模式、新产业不断涌现，新动能逐步培育形成新的增长点。四是夏季大部分地区气温明显偏高，7月、9月全国平均气温均创1961年以来历史同期最高，拉动用电量较快增长，其中，7月份全社会用电量同比增长9.9%，是2013年9月以来46个月间的月度最高增速。
前三季度电力消费主要特点有：
一是电力消费结构继续优化调整。第三产业和居民生活用电量比重分别提高0.5和0.1个百分点，第二产业比重降低0.6个百分点，其中，四大高耗能行业占比降低0.5个百分点，而高技术制造比例较高的通用及专用设备制造业、交通运输/电气/电子设备制造业、医药制造业三个行业合计用电量占比(14.6%)同比提高0.5个百分点，一定程度上可反观工业生产中结构调整的效果。
二是第二产业及其制造业用电新增长点逐步孕育。第二产业及其制造业用电同比分别增长6.0%和6.4%，分别拉动全社会用电量增长4.2和3.3个百分点。其中，交通运输/电气/电子设备制造业、通用及专用设备制造业、医药制造业保持快速增长势头，对全社会用电增长的贡献率超过10%；传统产业中的四大高耗能行业用电增长4.9%，增速逐季回落，主要是因二季度以来黑色和有色行业加大去产能、清除违法违规项目以及环保督查力度。
三是第三产业及其各行业用电持续快速增长。第三产业用电同比增长10.5%，拉动全社会用电量增长1.4个百分点。信息传输/计算机服务和软件业用电同比增长14.5%，延续近年来的快速增长势头；交通运输/仓储和邮政业用电量同比增长13.8%，其中，在交通领域推动实施电能替代、快速推广电动汽车等作用下，城市公共交通用电同比增长25.9%。
四是城乡居民生活用电较快增长。城乡居民生活用电同比增长7.5%，拉动全社会用电量增长1.1个百分点。其中，三季度受高温天气因素影响，城乡居民生活用电量在上年同期极端高温天气创下的高基数基础上仍实现了12.3%的快速增长，一定程度上反映了居民生活电气化水平的提高。
五是各地区用电增速均同比提高，西部地区增速领先。东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长6.1%、7.5%、8.6%和4.0%，增速同比分别提高2.5、4.1、7.7和3.4个百分点。西部地区受上年低基数和今年高耗能行业用电增速回升的拉动，用电增速提高较多。东部地区拉动全国全社会用电量增长3.0个百分点，对拉动全国用电量增长的贡献最大。西部、中部地区分别拉动全国用电量增长2.2和1.4个百分点。
（二）电力供应能力充足，煤电有序发展取得新成效
前三季度，全国主要电力企业总计完成投资同比下降1.7%。其中，发电企业有效控制投资节奏，完成电源投资同比下降13.1%；电网完成基建投资同比增长4.6%，其中110千伏及以下电网投资比重达到53.5%。截至9月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量为16.7亿千瓦、同比增长7.6%，增速同比降低3.2个百分点；全口径发电机装机容量为17.2亿千瓦左右。
前三季度电力供应主要特点有：
一是煤电投资明显下降，煤电有序发展取得积极进展。煤电投资同比下降30.5%，国家促进煤电有序发展、实施停缓建等措施得到逐步落实，防范化解煤电过剩产能风险工作取得成效。在电力消费需求较快增长、水电欠发等因素拉动下，全国规模以上电厂火电发电量同比增长6.3%。火电设备平均利用小时3117小时，同比提高46小时，其中，煤电3197小时、同比提高48小时。
二是水电发电量实现正增长，设备平均利用小时同比下降。全国规模以上电厂水电发电量同比增长0.3%，其中，9月份水电发电量受上年同期低基数等因素影响，当月增速上升至18.6%，扭转了前8个月持续负增长的态势。全国水电设备平均利用小时2674小时、同比降低92小时。
三是风电开发布局呈现从西部、东北地区向东、中部地区转移的特征，风电消纳问题逐步得到缓解。新增并网风电装机容量970万千瓦、同比多投产146万千瓦；其中，东、中部地区新增装机占比达到62%，风电布局延续上年以来的向东、中部地区转移趋势。9月底，全国并网风电装机容量1.57亿千瓦，同比增长12.8%。全国6000千瓦及以上电厂并网风电发电量2128亿千瓦时、同比增长25.7%，明显超过装机容量增速。在有关部门和电力企业的共同努力下，弃风问题有所缓解，全国风电设备平均利用小时1386小时、同比提高135小时。
四是太阳能发电实现跨越发展，开发布局持续优化。全国并网太阳能发电新增装机容量4231万千瓦、同比增加1977万千瓦，占全国新增装机的45.3%。从布局上看，东、中部地区太阳能新增装机规模占全国比重达到82%。全国并网太阳能发电装机容量在今年7月份首次突破1亿千瓦，9月底已达到1.18亿千瓦，是2012年底的近35倍，实现了跨越式发展。全国并网太阳能发电量837亿千瓦时、同比增长70.9%；太阳能发电设备平均利用小时923小时、同比提高34小时，前三季度弃光率均有不同程度的下降。
五是核电发电量保持较快增长，设备平均利用小时同比提高。前三季度新投产两台、共218万千瓦核电装机。核电发电量1834亿千瓦时，同比增长18.8%。核电设备平均利用小时5379小时、同比提高144小时，其中，江苏、广东、福建和海南分别提高678、484、347和342小时。
六是全国大范围资源优化配置大幅提升，跨省跨区送电量快速增长。前三季度全国投运五条特高压交、直流线路；全国完成跨区送电量3106亿千瓦时、同比增长11.0%，增速同比提高5.4个百分点；全国跨省送电量8274亿千瓦时、增长11.3%，增速同比提高5.7个百分点。
七是煤炭供应平衡偏紧，多重困难矛盾交织叠加，发电企业尤其是煤电企业持续亏损。电煤价格维持高位运行。截止9月底，今年已发布的37期环渤海煤价指数中，共有35期超过570元/吨的“绿色区间”上限，港口5500大卡动力煤现货价格绝大多数时间处于600元/吨以上的“红色区间”运行，大体测算，全国煤电行业电煤采购成本同比提高2000亿元左右。此外，市场化交易电价下降以及可再生能源补贴支付严重滞后也加剧了发电企业经营困境。多方面因素导致发电企业成本快速上涨且难以向外疏导，大部分发电集团煤电板块持续整体亏损，发电行业效益大幅下滑。
（三）全国电力供需形势总体宽松，部分地区富余较多
前三季度，全国电力供需总体宽松，其中，华北区域电力供需平衡偏紧，华中区域电力供需基本平衡，华东和南方区域电力供需平衡有余，东北和西北区域电力供应能力富余较多。
二、四季度及全年全国电力供需形势预测
（一）四季度全社会用电量保持平稳增长，全年增速高于2016年
综合考虑宏观经济形势、京津冀及周边地区2017年大气污染防治工作、安全督查、房地产调控、工业企业补库存周期、气象预测等方面因素，预计四季度全社会用电量同比增长5%左右，全年全社会用电量同比增长6.5%左右，超过2016年增长水平。
（二）全国电力供应能力充足，个别地区燃料保供压力较大
预计四季度全国基建新增装机容量4000万千瓦左右，全年全国基建新增装机容量1.3亿千瓦左右。2017年底，预计全国全口径发电装机容量将达到17.7亿千瓦、同比增长8%左右，其中，非化石能源发电装机6.8亿千瓦，占总装机容量比重上升至38.5%左右，比上年提高近2个百分点。东北等部分地区受煤炭资源以及运输约束等因素，可能出现电煤供应偏紧局面；冬季天然气供应偏紧，部分地区燃机发电将可能受到供气限制。
（三）电力供需总体宽松，全年火电设备利用小时与上年大体持平
预计四季度全国电力供需总体宽松，东北和西北区域电力供应能力富余较多。预计全年全国发电设备平均利用小时3760小时左右，其中，火电设备平均利用小时4200小时左右。
三、有关建议
电力行业认真学习贯彻党的十九大精神，继续切实做好去产能、调结构、保供应、促发展等各项工作，推进电力行业健康持续发展，为实现中华民族伟大复兴的中国梦提供安全可靠的能源电力保障。
（一）更加注重政策落地，切实防范和化解煤电产能过剩风险
针对经济发展新常态下存在的煤电区域性产能过剩风险，应进一步贯彻落实国家促进煤电有序发展相关政策措施,调整煤电建设节奏，防范风险聚集。
一是认真贯彻相关政策文件要求。做好《关于推进供给侧结构性改革防范化解煤电产能过剩风险的意见》（发改能源〔2017〕1404号）、《关于印发2017年分省煤电停建和缓建项目名单的通知》（发改能源〔2017〕1727号）等文件的落实工作，细化工作方案，做好工作部署，加强统筹协调，督促相关地方及企业贯彻落实，确保完成今年《政府工作报告》提出的煤电调控目标。
二是继续推进淘汰落后产能工作。按相关规定淘汰包括自备电厂在内的服役年限长、不符合能效、环保、安全、质量等要求的煤电机组，加强行政执法和环保监督力度。
三是完善相关配套措施。针对停缓建项目给企业带来的经济损失和合同风险，以及小火电关停面临的员工安置等问题，研究出台财政、税费、利率、扶持政策等方面的配套政策，为依法合规、有序推进煤电调控工作提供政策和程序上的保障。
四是加强自备电厂管理，规范电力市场秩序。鉴于自备电厂违规建设、环保改造不到位、逃避规费、不履行调峰义务等问题比较突出，建议政府应将自备煤电机组纳入压减煤电项目清单，严控燃煤自备电厂发展，规范自备电厂收费政策，承担与公用电厂同等社会责任，并及时开展自备电厂建设及运行专项检查。
（二）更加注重发展质量，切实提高电源结构优化效果
近年来，清洁能源的消纳问题，始终是困扰我国电力供应结构调整的瓶颈。今年以来，虽然全国弃风、弃光情况有所好转，但部分地区形势仍然不容乐观，弃水问题仍然较为突出，亟需在增强跨区输电通道、提高调峰能力、强化协调机制等方面加大工作力度，破解新能源消纳难题，促进清洁能源高效利用。
一是增强跨区通道对可再生能源的输送能力。认真贯彻落实《关于促进西南地区水电消纳的通知》（发改运行〔2017〕1830号），各地方及企业应按照文件要求，尽快将各项措施落实到位。加强送受端、区域间协调，充分利用现有跨省（区）通道；加快规划内通道建设，尽快推进云南、四川和“三北”地区等可再生能源基地的跨省区消纳输电通道建设，扩大可再生能源发电消纳范围。
二是提高电力系统综合调峰能力。一方面，加快抽水蓄能电站、调峰气电建设，各地继续加大火电机组灵活性改造力度，积极扩大热电解耦规模，提高系统调峰容量；另一方面，建立利益调节机制，加快辅助服务市场、峰谷电价等一系列配套政策的出台和落地，提高调峰积极性。
三是强化各种协调机制，在市场、系统调度、企业等层面全面保障清洁能源的消纳。打破省间壁垒，建立有利于新能源跨区消纳的市场化机制，进一步加大跨省区送受电规模，实施余缺互补；优化电网运行方式，完善优先调度机制，加强风电、光伏发电保障性收购有关政策的执行督导；积极开展发电权交易，鼓励清洁能源机组与煤电机组、自备电厂开展发电权交易，鼓励同一集团内实行跨省区发电权交易。
（三）更加注重电煤供需协调，切实确保电力安全稳定供应
煤电是我国电源结构的主体，电煤市场的平稳健康发展，对保障电力安全稳定供应、保障国民经济平稳运行至关重要。保障电煤的稳定充足供应，尤其在迎峰度夏、迎峰度冬等关键时段尤为重要。
一是继续加快推进煤炭优质产能释放。各地方和有关企业要积极协调和组织具备条件的煤矿加紧落实产能置换方案，为加快办理相关手续、增加有效供给创造条件;科学组织安全生产，不得以简单停产方式开展或应对执法检查；实行灵活的煤炭进口管理政策，确保迎峰度夏及迎峰度冬等关键时段沿海地区电煤安全稳定供应。千方百计确保冬季供暖供电煤炭供应，尤其是东北、西南等电煤偏紧地区。
二是继续采取有效措施推动电煤价格理性下调。电煤价格不仅影响上下游行业经营状况，更是市场关系的风向标，对于平衡煤炭市场供需至关重要。应尽快组织开展电煤价格机制研究，推动完善直达电煤长协定价机制，兼顾煤炭、电力双方经营承受能力，科学测算基准价，建议确定为460元/吨左右（秦皇岛5500大卡动力煤平仓价），有效引导市场预期；进一步加强市场价格管控，从严查处价格欺诈、囤积居奇、哄抬价格等违法行为，积极引导社会舆论；进一步规范和完善煤炭价格指数体系，加强价格指数与行业数据的紧密结合，充分发挥电煤采购价格指数的引导作用，尽快将煤价下调至绿色区间。
三是进一步健全电煤市场长效机制。实践证明签订中长期合同对稳定市场、引导预期、保障供应具有重要的作用。建议进一步加大合同签订比例，进一步将合同覆盖范围扩大到下水煤、省内直达煤、省外直达煤等，进一步规范合同条款约定，力争量价齐全、运力保障；尽快组织研究制定科学合理的定价机制，本着促进上下游行业共同健康可持续发展的原则，合理测定下水煤年度基准价；加大合同履行监督，建立履约信用体系，激励守约行为，惩治违约行为，维护好中长期合同的法律约束力和严肃性，有效维护电煤市场良好环境。
四是继续加强相关行业、相关环节的统筹协调。加大煤电产运需三方的协调力度，及时有效协调出现的问题，确保重点时段、重点线路、重点地区的运力协调和煤炭供应，尤其针对东北等地区存煤明显偏低的重点电厂，优先安排请车、装车、装船和港口接卸，保障煤炭库存处于合理水平。
（四）更加注重统筹协调，切实促进行业健康有序发展
当前企业燃料成本大幅上涨、电力市场交易价格明显下降、产能过剩风险突出、节能减排改造任务繁重，多重矛盾交织叠加，企业经营面临严峻压力和困境，亟需加大政策扶持力度，营造企业发展良好氛围。
一是采取多方措施，切实有效疏解企业经营压力。针对当前电力企业尤其是发电企业持续全行业亏损局面，要“疏减并举”，改善企业经营环境。一方面，尽快引导电煤价格回归合理水平。上年以来电煤价格的持续高位运行，是导致发电企业尤其是煤电企业大面积严重亏损的根本原因。加大电煤市场价格管控力度，有效保供降价，才能有效缓解煤电企业经营困难局面。另一方面，继续完善电价机制，有效疏导企业经营成本。尽管国家已出台政策调整电价结构，但远不足以完全化解电煤大幅价格上涨带来的影响，建议尽快启动煤电联动机制，合理疏导煤电成本；合理缩短联动周期，改变煤电联动全国范围一刀切模式，分地区启动煤电联动；将市场化交易电量环保电价的补偿方式调整为“价外补贴”。
二是及时化解新问题，稳妥有序推进电力体制改革。随着电力体制改革不断深化，及时认真总结电力市场建设中暴露的新情况、新问题，稳妥有序推进改革，严格监督和杜绝政府不合理干预行为；健全电力市场主体信用体系建设，建立守信激励和失信惩戒机制，加强直接交易合同约束力，保障合同有效执行；尽快明确增量配电业务规范和范围。
三是尽快清欠可再生能源电价附加补贴电费，减轻电力企业财务负担；加强各项政策间的统筹协调，促进各项措施切实落实到位。
四是尽快研究对以清洁能源为主的电网推行火电机组备用容量补偿机制，尤其针对长期为清洁能源发电提供调峰、调频、备用等辅助服务的煤电机组逐步实施两部制电价，缓解火电企业存在严重的生存问题，引导煤电行业转型升级。
面对新形势、新任务、新要求，电力行业将更加紧密地团结在以习近平同志为核心的党中央周围，坚决贯彻落实党中央、国务院决策部署，进一步增强政治意识、大局意识、核心意思、看齐意识，以深入学习贯彻党的十九大精神为契机，确保全国电力安全、稳定、可靠供应。切实服务好国家经济社会发展，实现好国家能源发展战略，为决胜全面建成小康社会、夺取新时代中国特色社会主义伟大胜利、实现中华民族伟大复兴的中国梦做出应有贡献。
