前三季度，全国电力供需形势总体宽松，运行安全稳定。前三季度全社会用电量同比增长3.9%，其中，三季度受气温及经济稳中趋缓影响，全社会用电量增速回落至1.4%，城乡居民生活用电同比下降5.6%，第三产业用电增长3.8%，第二产业用电增长2.0%、制造业用电增长相对较好;东部和中部地区用电增速同比和环比回落幅度较大。电力供应能力总体充足，水电、火电和核电完成投资同比继续负增长，三季度水电发电量高速增长，火电发电量负增长、设备利用小时降幅扩大。
预计四季度全社会用电量同比增长3%左右，全年全社会用电量同比增长3.5%-4.0%。年底全国发电装机13.5亿千瓦左右。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，华东、华中和南方区域电力供需平衡，华北区域电力供需平衡偏紧。
一、前三季度全国电力供需情况分析
(一)上半年电力消费需求总体平稳增长，气温偏低以及经济趋缓导致第三季度全社会用电量低速增长
前三季度，全社会用电量4.10万亿千瓦时、同比增长3.9%，增速同比回落3.3个百分点;各季度增速分别为5.4%、5.2%和1.4%，三季度增速为2009年三季度以来的最低增速，同比、环比分别回落9.5和3.8个百分点。气温偏低以及上年同期高温天气导致基数高是三季度全社会用电量低速增长的最重要原因，初步估算，三季度气温因素影响全年全社会用电量增速下降超过1个百分点;此外，经济稳中趋缓也是三季度全社会用电量低速增长的重要原因。
图1 2010-2014年前三季度全社会及各产业用电量增长情况图
三季度城乡居民生活用电量同比大幅下降。前三季度城乡居民生活用电同比增长1.8%、增速同比回落7.1个百分点，各季度分别增长6.0%、7.4%和-5.6%。受气温因素影响，三季度增速同比大幅回落23.2个百分点，对当季全社会用电增长的贡献率为-58.9%，是导致当季全社会用电低速增长的主要原因。三季度中部地区城乡居民生活用电同比下降18.4%，其中河南、湖北、安徽分别下降26.2%、24.2%和23.8%;东部地区同比下降3.0%，其中上海、江苏和浙江分别下降36.2%、24.7%和21.0%，但广东同比增长24.2%。
三季度第三产业用电增速同比和环比均回落，信息业消费保持旺盛势头。前三季度第三产业用电同比增长5.7%、增速同比回落5.2个百分点，各季度分别增长6.6%、7.1%和3.8%，三季度增速同比回落9.8个百分点。第三产业内行业间增速差异较大，前三季度住宿和餐饮业用电仅同比增长0.4%，交通运输仓储邮政业用电增长4.8%，而信息业(信息传输、计算机服务和软件业)用电增长10.4%。
三季度制造业特别是设备制造业用电增长相对较好，是支撑当季全社会用电量增长的主要动力。前三季度，第二产业用电同比增长4.0%，工业用电增长3.9%，制造业用电增长4.9%。制造业用电各季度增速分别为5.7%、5.4%和3.6%，三季度对全社会用电量增长的贡献率达到136.9%，是支撑当季全社会用电量增长的最主要动力。设备制造业用电同比增长8.6%、增速同比提高3.2个百分点;四大重点用电行业用电量同比增长4.5%、增速同比回落0.6个百分点，各季度增速相对平稳。
三季度东部和中部地区用电增速同比、环比回落幅度较大。前三季度东、中、西部和东北地区全社会用电同比分别增长3.4%、1.7%、6.8%和2.2%，增速同比分别回落3.0、5.1、3.0和2.6个百分点。其中，东部地区三季度同比增长1.3%，增速同比和环比分别回落9.4和3.8个百分点;中部地区三季度同比下降4.1%，增速同比和环比分别回落17.5和8.6个百分点。
图2 2013、2014年前三季度各地区用电增速情况图
(二)电力供应能力充足，三季度水电发电量高速增长，火电发电量负增长、设备利用小时降幅扩大
前三季度，电力工程完成投资同比下降3.7%，其中电源同比下降11.4%，电网同比增长3.5%;基建新增发电装机容量5250万千瓦，其中新增非化石能源装机容量2726万千瓦。截至9月底全国6000千瓦及以上电厂装机容量为12.66亿千瓦、同比增长8.7%。前三季度全国规模以上电厂发电量4.08万亿千瓦时、同比增长4.4%，其中非化石能源发电量同比增长19.0%。全国发电设备利用小时3204小时、同比降低174小时。
水电完成投资同比继续大幅下降，三季度水电发电量高速增长。前三季度完成投资同比下降37.7%，新增装机1565万千瓦，其中云南和四川新增合计占84%，截至9月底全国6000千瓦及以上水电装机2.58亿千瓦、同比增长11.7%。发电量同比增长20.8%，其中三季度由于主要水电生产地区来水情况较好而上年汛期来水偏枯，当季发电量同比增长35.5%;设备利用小时2723小时、同比提高84小时。
风电完成投资大幅增加、设备利用小时同比降低。前三季度完成投资同比增长63.0%，新增装机609万千瓦，截至9月底并网装机8482万千瓦、同比增长21.9%。发电量同比增长8.9%，设备利用小时1340小时、同比降低182小时，来风少、风速下降是今年大部分地区风电设备利用小时下降的最主要原因，往年弃风较多的地区今年弃风率有所下降。
并网太阳能发电装机容量及发电量同比大幅增长。截至9月底全国并网太阳能发电装机1870万千瓦(绝大部分为光伏发电)、同比增长173.5%。前三季度发电量169亿千瓦时、同比增长202.4%。
核电完成投资同比继续负增长，前三季度核电新投产3台机组。前三季度完成投资同比下降7.7%，新投产3台机组、329万千瓦。截至9月底装机容量1778万千瓦、同比增长21.7%。发电量同比增长17.7%，设备利用小时5506小时、同比降低290小时。
火电完成投资同比下降，三季度火电发电量负增长，设备利用小时降幅扩大。前三季度完成投资同比下降9.2%，新增装机2580万千瓦，截至9月底 6000千瓦及以上火电装机8.87亿千瓦、同比增长5.3%。发电量同比增长0.7%，受电力消费需求放缓且非化石能源发电高速增长影响，三季度火电发电量同比下降6.5%。设备利用小时3512小时、同比降低182小时，降幅比上半年扩大156小时;其中，云南设备利用小时仅有2039小时、低于全国平均水平1473小时，湖南、吉林和四川也分别仅为2668、2685和2729小时，主要是因电力消费需求放缓，而省内发电装机富余且可再生能源装机比重大，导致火电停机备用、调峰时间较长。
跨省区送电量保持快速增长。前三季度跨区送电量2090亿千瓦时、同比增长14.4%;跨省输出电量6511亿千瓦时、同比增长12.6%，其中南方电网区域西电东送电量同比增长32.9%，三峡电站送出电量同比增长12.8%。
电煤供应持续宽松，二季度以来天然气供需形势缓和。国内煤炭市场供应充足，电煤供应持续宽松。一季度部分地区天然气发电受到供气限制，随着供暖期结束，天然气供需形势缓和，但部分天然气发电厂因存量气价再次上调而地方补贴不到位导致亏损加重。
(三)全国电力供需总体宽松
前三季度，全国电力供需总体宽松，东北和西北区域供应能力富余较多，华中、华东和南方区域供需总体平衡，华北区域供需平衡偏紧。省级电网中，受机组环保改造、气温、局部电网受限等因素影响，山东、河北、天津、江苏、安徽、福建、河南、陕西、西藏和海南在部分时段有一定错峰。
二、四季度电力供需形势预测
(一)四季度电力消费需求增速环比回升
我国经济发展已经进入“新常态”，当前宏观经济呈现稳中趋缓特征，节能减排和环境保护压力日益加大，为确保11月份北京APEC峰会期间的环境质量，预计北京周边的河北等省份工业生产将受到限制，都将抑制电力消费需求较快回升。与此同时，气温及高基数因素在四季度削弱，今年陆续出台的“稳增长”政策措施效果在四季度将有部分显现，有利于稳定用电量增长。综合判断，预计四季度全社会用电量同比增长3%左右，全年全社会用电量同比增长3.5%-4.0%。
(二)电力供应能力充足，非化石能源发电装机比重进一步提高
预计全年新增9600万千瓦左右，其中非化石能源发电5600万千瓦左右。预计年底全国发电装机达到13.5亿千瓦，其中非化石能源发电4.5亿千瓦、占总装机比重接近34%。
(三)四季度全国电力供需总体宽松
预计四季度全国电力供需继续总体宽松，东北和西北区域电力供应能力富余较多，华东、华中和南方区域电力供需平衡，华北区域电力供需平衡偏紧。预计全年全国发电设备利用小时4300小时左右，其中火电设备利用小时4800小时左右，同比回落幅度较大。
三、有关建议
(一)做好迎峰度冬准备工作，确保电力系统安全稳定运行
一是高度重视“三北”地区供热与风电消纳对电力系统安全稳定运行的影响，加强热电机组和风电机组的联合协调调度管理，合理安排热电、风电机组运行时间，保障电力系统安全稳定经济运行。二是加快迎峰度冬重点工程建设和投运，提高电力系统整体供电能力。三是电力供需偏紧地区要继续做好有序用电工作，细化相应措施，及时发布电力供需信息，引导社会实施有序用电。
(二)加快开工一批大型水电、核电和电网项目，增加电源在建规模，促进绿色转型
一是针对非化石能源发电在建规模严重偏低的实际，尽快核准开工一批大型水电、核电等绿色优质电源项目，使国务院决策确保落地，确保电力绿色转型和保障电力中长期稳定供应。二是加快跨区跨省输电通道建设，尽快核准建设西南水电基地以及大型风电、太阳能基地的外送通道，确保新增电源及时送出、现有电源过剩能力得到有效消纳，以解决当前较为突出的“弃水”、“弃风”难题。三是严格控制电力富余较多地区的电源开工规模，以集中消化现有电力供应能力。对弃水严重的地区严格控制风电、太阳能发电等开发进度，对电力大量富余的东北地区严格控制包括煤电、风电在内的电源开工规模。四是加大对农网及老少边穷地区电网发展的财政支持力度，加快配电网建设和智能化改造，提高电力系统对分布式能源的消纳能力，提高用电质量及可靠性。
(三)加快解决天然气发电企业及北方热电联产企业普遍亏损问题
一是加快理顺天然气发电价格机制，尽快建立气电价格联动机制。二是针对华北、东北及西北地区热电联产企业供热连年大面积亏损的实际困难，建议国家有关部门深入研究热电联产企业亏损原因，出台支持热电联产健康发展的有效措施;在政策出台前，对热价倒挂严重、亏损严重的供热电厂予以财政补贴。三是加快建立调峰调频等辅助服务电价机制，以解决火电深度调峰调频补偿问题。
(四)科学分析燃煤电厂对雾霾的影响，扎实有效推进煤电环保超低排放改造
电力行业节能减排成效显着，2013年电力二氧化硫排放量较排放峰值(2006年)下降42%，氮氧化物排放量较排放峰值(2011年)下降17%，烟尘排放量比2005年也下降了61%，但在此期间我国灰霾污染持续加重。随着《火电厂大气污染物排放标准》的严格执行，煤电大气污染物排放会进一步明显下降。为此建议：一是科学分析灰霾成因及电煤(而不是笼统的所有燃煤)大气污染物排放影响占环境空气中PM2.5浓度的占比(而不是排放量占比)，对症治霾，以避免找错方向延误治霾时机。二是动态科学评估煤电超低排放改造投入与环境质量改善产出、节能与减排的关系，在政策导向、技术路线导向中避免造成高投入低产出、能耗增加、对环境质量改善微小的环保超低改造结果。三是企业在开展超低排放改造时，重点加强系统优化，以低能耗、低投入取得较好的环保效益。四是有关部门应统筹协调火电厂大气污染物排放标准、特别排放限值、超低排放等环保改造要求，在有序开展环保改造的同时，保障电力和热力供应。
