预计四季度全社会用电量增速将比三季度有所回落，全年全社会用电量同比增长4.5%左右，气温因素拉高全年增速2个百分点左右。预计全年新增装机1.2亿千瓦左右，其中非化石能源发电新增7000万千瓦，年底全国发电装机容量16.4亿千瓦左右，非化石能源发电装机比重将进一步提高至36.5%左右。全国电力供应能力总体富余、部分地区相对过剩,迎峰度冬期间部分地区电煤供应可能出现偏紧甚至紧张局面。预计全年火电设备利用小时降至4150小时左右，加之燃煤发电上网电价下调、部分省份电力用户直接交易降价幅度较大、电煤价格急剧上涨，煤电企业效益被严重压缩，部分大型发电集团煤电已出现整体亏损，企业生产经营正面临严峻困难与挑战。
一、前三季度全国电力供需状况
（一）电力消费增速同比提高，三季度全社会用电量较快增长
前三季度全国全社会用电量4.39万亿千瓦时、同比增长4.5%，增速同比提高3.7个百分点。分季度看，一、二、三季度全社会用电量同比分别增长3.2%（扣除闰年因素增长2.1%）、2.1%、7.8%，三季度增速明显提高，其中，7、8、9月份增速分别为8.2%、8.3%和6.9%。
三季度增速明显提高的主要原因：一是高温天气因素。根据气象部门监测数据，三季度全国平均气温为1961年以来历史同期最高值，高温天气显著拉高了用电负荷及电量增长。二是上年同期基数偏低。受宏观经济尤其是工业生产明显下滑，以及气温偏低因素影响，上年三季度全社会用电量仅增长0.1%、增速环比回落1.6个百分点，基数偏低拉高了今年三季度增速。三是实体经济运行显现出稳中趋好迹象。三季度制造业用电量同比增长3.8%，明显高于一、二季度，与8、9月制造业PMI、工业增加值增速、工业企业利润增速等主要指标表现情况总体相匹配。
电力消费主要特点有：
一是三季度城乡居民生活用电量增速创10年来新高。前三季度城乡居民生活用电同比增长11.6%，增速同比提高7.0个百分点。其中，三季度增速为18.4%，超过2013年同期全国大范围极端高温天气时的用电增长水平。
二是第三产业及其各行业用电快速增长。与第三产业增加值保持较快增长相对应，第三产业用电量同比增长11.5%。其中，三季度增长15.3%，为2011年二季度以来的季度最高增长水平。分行业看，信息传输计算机服务和软件业用电同比增长15.3%，延续近年来的快速增长势头；金融、房地产、商务及居民服务业用电增长12.7%；交通运输、仓储、邮政业用电增长10.7%；商业、住宿和餐饮业用电增长10.0%。
三是第二产业及其制造业用电增速逐季上升，产业结构调整和转型升级效果持续显现。第二产业及其工业用电量同比分别增长2.0%和1.9%，增速同比均提高2.9个百分点；制造业用电量同比增长1.1%，各季度增速分别为-1.5%、0.7%和3.8%，呈逐季回升态势。四大高耗能行业（化学原料及化学制品制造业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼及压延加工业、有色金属冶炼及压延加工业）合计用电量同比下降1.9%，其中，一、二、三季度增速分别为-5.8%、-1.1%、0.8%。在房地产和汽车市场回暖等因素作用下，二季度以来非金属矿物制品业、黑色和有色金属冶炼及压延加工业等重要生产资料价格总体波动上升，市场预期好转，其主要产品产量增速逐步提高，带动用电增速明显回升，也带动第二产业及其制造业用电增速逐季提高。
前三季度，在20个制造业行业中，除黑色和有色金属冶炼及压延加工业两个高耗能行业用电负增长外，其余制造业行业均实现正增长，且除四大高耗能行业及纺织业（1.9%）以外的其他15个行业用电增速均超过2%，其中，交通运输电气电子设备制造业、医药制造业、化学纤维制造业、工艺品及其他制造业、文体用品制造业等10个行业用电增速均超过5%。可见，除高耗能行业以外的其他制造业保持一定增长水平，其中新兴技术行业及大众消费品业增长势头较好，反映出当前产业结构调整和转型升级效果继续显现。
四是电力消费增长动力持续转换、消费结构继续调整。从用电增长动力看，第二产业、第三产业和城乡居民生活用电量分别拉动全社会用电量增长1.4、1.5和1.5个百分点。其中，第二产业中的四大高耗能行业下拉全社会用电增速0.6个百分点，当前全社会用电量增长的主要动力从前些年的传统高耗能行业持续向服务业、生活用电以及新兴技术行业转换。从电力消费结构看，第三产业和城乡居民生活用电量比重同比均提高0.9个百分点，而第二产业比重降低1.8个百分点，其中四大高耗能行业比重降低1.9个百分点，第二产业用电比重的下降全部来自于高耗能行业比重的下降。
五是各地区用电均实现正增长，东、中部地区增速领先。东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长5.5%、5.5%、2.6%和1.4%，增速同比分别提高4.7、5.2、0.7和3.2个百分点。总体来看，东、中部地区用电形势相对较好，是今年全国用电量增长的主要稳定力量，分别拉动全国全社会用电量增长2.7和1.0个百分点，西部地区拉动0.7个百分点，东北地区拉动0.1个百分点。
（二）发电装机容量快速增长，电力供应能力总体富余
前三季度，全国主要电力企业合计完成投资同比增长12.4%。其中，电网投资增长31.6%，主要是电网公司贯彻落实国家相关文件精神，加大了城乡配网及农网升级改造力度，全国110千伏及以下电网投资同比增长51.5%；电源投资同比下降10.9%，除太阳能发电外的其余各大类型电源投资均同比下降。
前三季度，全国基建新增发电装机7270万千瓦、同比少投产159万千瓦，其中新增非化石能源发电装机4408万千瓦。截至9月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量15.5亿千瓦、同比增长10.8%，超过同期全社会用电量增速6.3个百分点。前三季度，全国规模以上电厂发电量4.37万亿千瓦时、同比增长3.4%。发电设备利用小时2818小时、同比降低179小时。
电力供应主要特点有：
一是火电新增装机规模同比减少，发电设备利用小时同比继续降低。今年国家出台了促进燃煤发电（以下简称煤电）有序发展相关政策，前三季度火电完成投资同比下降8.4%，降幅逐季扩大；火电新增装机2901万千瓦（其中煤电2266万千瓦）、同比少投产1054万千瓦，国家控制煤电建设的相关政策效果有所显现。9月底全国6000千瓦及以上火电装机容量10.3亿千瓦、同比增长7.3%。全国规模以上电厂火电发电量同比增长0.8%，9月份，受电力消费较快增长以及水电发电量大幅下降等影响，当月火电发电量同比增长12.2%，拉动今年以来火电发电量累计增速首次实现正增长；设备利用小时3071小时（煤电3166小时）、同比降低213小时，为近些年来同期最低水平，广西、四川、云南和西藏不足2000小时，其中云南仅872小时。
二是水电发电量较快增长，发电设备利用小时同比增加。水电投资同比下降20.5%，已连续4年下降；新增水电装机788万千瓦，其中抽水蓄能电站239万千瓦。截至9月底，全国6000千瓦及以上水电装机2.8亿千瓦，同比增长3.9%。全国规模以上电厂水电发电量同比增长8.6%，受来水形势变化等因素影响，前三季度全国水电生产呈现前高后低的特征，9月份发电量同比下降11.4%；设备利用小时2766小时、同比增加127小时。
三是并网风电装机容量及发电量快速增长，设备利用小时降幅略有收窄。风电投资下降29.2%；截至9月底，全国并网风电装机1.4亿千瓦、同比增长28.0%；全国6000千瓦及以上电厂风电发电量增长26.8%，设备利用小时1251小时、同比降低66小时，降幅较上半年收窄19小时，吉林、新疆和甘肃等省份设备利用小时低于1000小时，其中甘肃仅870小时。与上年同期相比，新疆、宁夏和甘肃风电设备利用小时同比分别降低388、358、105小时。“三北”地区部分省份弃风情况仍然较为严重。
四是并网太阳能发电装机容量翻倍增长，太阳能发电设备利用小时降幅扩大。受光伏发电上网电价限期下调政策影响，一大批太阳能发电项目集中投产，太阳能发电装机新投产2254万千瓦、同比增加1571万千瓦，截至9月底全国并网太阳能发电装机容量7075万千瓦（其中绝大部分为光伏发电），同比增长超一倍。前三季度，全国6000千瓦及以上电厂并网太阳能发电量460亿千瓦时、同比增长63.4%；全国并网太阳能发电设备利用小时889小时、同比降低107小时，宁夏、新疆和青海降幅超过100小时。西北地区部分省份弃光情况较为突出。
五是核电装机及发电量快速增长，核电设备利用小时持续下降。核电投资同比下降1.4%；核电新投产5台机组、503万千瓦。截至9月底，全国核电装机容量3135万千瓦、同比增长29.9%，发电量同比增长22.4%；设备利用小时5235小时、同比降低290小时，降幅比上半年扩大181小时。与上年同期相比，除广东外的其余省份设备利用小时降幅均超过250小时。其中，福建、辽宁分别降低645、780小时,主要原因是近两年用电增长放缓而装机容量快速增长，尤其是多台核电机组陆续投产导致部分核电机组降负荷运行甚至停机备用。
六是跨区、跨省送电实现一定增长。受电网公司加大华中和南方水电以及西北风电外送消纳等影响，跨区送电量增长5.6%。跨省输出电量增长4.4%，南方电网区域西电东送电量同比增长6.2%。
七是全国电煤供需形势由宽松转为偏紧、电煤价格急剧上升，发电用天然气供应总体平稳。前三季度，全国煤炭市场需求低迷，但受煤炭去产能控产量影响，煤炭产量降幅明显超过消费量降幅，导致电煤供需失衡，煤炭库存下降，同时，煤炭运输环节受阻，全国电煤供需形势从宽松逐步转为偏紧、部分地区紧张,电煤价格急剧上升，加剧煤电企业经营困难局面。一季度，全国天然气需求明显回升，个别地区部分时段天然气发电供气受到一定影响；二、三季度，进入天然气消费淡季，需求明显回落，天然气发电供气总体有保障。
（三）全国电力供需总体宽松、部分地区相对过剩
华北、华东区域电力供需总体平衡，华中、南方区域供需总体宽松，东北和西北区域电力供应能力过剩。
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增速环比回落，全年增速高于上年
四季度，预计气温因素对用电的影响比三季度有所减弱，预计全社会用电量增速将比三季度有所回落；预计全年全社会用电量同比增长4.5%左右，其中气温因素拉高全年增速2个百分点左右、明显超过预期，也导致全年用电增速明显超过预期。
（二）火电新增装机少于上年，非化石能源占比进一步提高
预计全年全国基建新增发电装机1.2亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机7000万千瓦左右，火电5000万千瓦、比上年减少1600万千瓦左右。预计2016年底全国发电装机容量将达到16.4亿千瓦，其中，非化石能源发电6.0亿千瓦、占总装机比重将上升至36.5%左右。
（三）电力供需的外部影响因素诸多，不确定性增加
一是迎峰度冬期间部分地区电煤供应将可能偏紧甚至紧张，个别地区部分时段天然气发电供气预计将受到一定影响。二是电煤价格急剧上涨，加剧发电企业经营困难局面, 将可能影响到电力热力供应。三是气象部门初步预计迎峰度冬期间我国气温呈北冷南暖的特征，低温天气将加剧吉林等东北地区电煤供需紧张局面。四是全国水电厂蓄能值同比减少，结合气象部门预测今冬全国大部地区降水以偏少为主的初步判断，预计四季度全国水电生产形势总体不容乐观。
（四）全国电力供应能力总体富余，部分地区相对过剩
预计四季度全国电力供应能力总体富余、部分地区相对过剩。其中，东北、西北区域电力供应能力过剩，华北区域电力供需总体平衡，华中、华东区域电力供需总体宽松，南方区域电力供需总体宽松，其中贵州因电煤紧张以及来水偏枯导致电力供需偏紧。预计全年发电设备利用小时3800小时左右，其中火电设备利用小时将降至4150小时左右。
三、有关建议
（一）坚持多措并举，保障电煤市场稳定供应
随着一系列煤炭去产能政策的相继落实，煤炭供给侧结构性改革取得了一定成效，但也出现了电煤价格急剧上涨、部分地区电煤供应紧张等新情况，应密切关注出现的新形势、新问题，及时采取有效措施，避免煤炭市场大起大落反复出现。一是督促各地严格贯彻落实《关于适度增加部分先进产能投放保障今冬明春煤炭稳定供应的通知》（发改电〔2016〕605号）等文件要求。尽快加大释放安全高效先进煤矿产量，加快回补各环节煤炭库存，满足冬储煤的实际需要，以保障电煤稳定供应，并尽快抑制煤价上涨趋势。二是协调解决好煤炭运输环节问题。国家有关政府部门及单位积极协调铁路运输部门，保障电煤运力，尤其及时向华中等远距离跨区调运的电煤低库存地区增调铁路运力，确保电厂库存的有效提升，特别是迎峰度冬、迎峰度夏、全国“两会”等关键时期和重要节假日的电煤供应和运输。三是鼓励煤炭企业与发电企业签订中长期合同。促进煤电双方形成“利益共享，风险共担”的长期良性合作机制，规避因电煤市场价格大起大落给煤、电双方经营带来的风险；加大对煤、电双方履行中长期合同的事中事后监管，建立煤炭购销诚信保障监督体系，提高合同兑现率。四是逐步培养合理有效的市场机制。尽快制定并完善各项长效措施，科学统筹当期问题与长远发展，保障市场稳定，避免因煤炭产量和价格大起大落冲击相关产业及经济发展，实现上下游各行业的多赢发展。
（二）统筹推进电力改革与行业发展，避免行业风险聚集
当前电力行业特别是发电企业正处于市场需求增长放缓、电力交易价格下降、燃料成本大幅上涨、节能减排改造任务繁重、产能过剩风险加剧等多重矛盾交织叠加的特殊时期，企业面临严峻的经营压力和困境，急需统筹电力改革与行业发展、经营各项工作，积极稳妥推动改革政策落实。一是要统筹协调电力体制改革、国企改革、国有资产监督管理体制改革等多重改革与行业发展，完善相关调控政策。充分考虑改革对象的承受能力，坚持在保证行业企业运行在合理区间和健康发展的大前提下，推进行业改革和产业调控，避免各类不利因素叠加影响造成的风险快速聚集，引发企业大面积经营困难。二是加强政府对电力市场改革的指导和监督，推进电力市场公平、有序竞争。建议中央政府有关部门密切关注改革中出现的新情况、新趋势，进一步规范电力市场化改革秩序，营造公平公开、竞争有序的电力市场环境，加强对各省级电力市场交易的指导和监管，及时纠正地方保护性的不合理政策；坚持市场为主、政府引导为辅的原则，避免政府对电力交易具体过程的过多干预。三是推动电力交易价格形成机制的建立和完善。完善电力市场交易机制，避免人为设计严重供需不平衡的电力交易市场等不规范行为，建立交易价格信息统计发布平台，逐步形成合理的价格形成机制，使价格信号真正反映市场供需。四是健全电力市场主体信用体系。健全守信激励和失信惩戒机制，加强对电力市场主体的监督和惩戒，规范电力市场交易秩序，防范恶性竞争；切实加强直接交易合同约束力，保证交易双方的履约意识，杜绝用户实际用电量与合同电量存在较大偏差、长期拖欠巨额电费等行为，维护市场秩序。
（三）坚持输出与就地消纳并重，推进市场机制化解清洁能源弃能问题
近年来我国可再生能源发电的迅速发展显著促进了能源结构的优化调整，但在电力消费市场放缓的大背景下，新能源发展过于集中和速度过快、电源电网发展不协调等矛盾，严重制约了新能源发电的健康可持续发展，需统筹协调相关部门和企业，标本兼顾，从行业全局妥善解决好弃能问题。一是提高可再生能源在更大范围内的平衡消纳能力。采取有效措施，加强送受端、区域间的协调，充分利用现有跨省（区）输电通道，结合规划加快跨省（区）输电工程，特别是可再生能源基地外送通道建设，确保现有可再生能源过剩能力得到更大范围消纳、新增发电能力能及时送出。二是提高可再生能源发电就近消纳能力。充分发挥市场机制在消纳存量可再生能源中的关键作用，鼓励可再生能源参与电力直接交易，推进可再生能源与火电发电权交易置换，以及可再生能源替代燃煤自备电厂发电，促进可再生能源就近消纳。三是推广实行峰谷分时电价。结合电力交易市场的建立和发展，加快峰谷分时电价和实时电价的试点和推广应用；加强需求侧管理，适当加大峰谷电价差，促进低谷电能消费、提高电网负荷水平；完善阶梯电价制度，鼓励居民低谷时段用电，低谷电量不纳入阶梯电价的计量，促进居民用电增长。四是加快建立辅助服务市场，提高系统综合调峰能力。建立健全发电企业调峰、调频、备用等辅助服务考核机制和补偿机制；加快建设抽水蓄能等各类调峰电源，鼓励各方投资建设服务新能源消纳的调峰机组；贯彻落实好国家能源局关于火电灵活性改造试点的通知要求，尽快推进各批次试点项目改造，积累经验，逐步推广。五是加强政府监管，提高政策执行力度。提高国家各项清洁能源发展政策措施的统一性和连续性，稳妥处理好电力行业当期投资与长远发展之间的关系，进一步协调好地方政府和中央企业之间的关系，为清洁能源的健康有序发展提供健康的政策环境。
