上半年，经济运行保持在合理区间，稳中向好态势趋于明显。全国电力供需总体宽松，部分地区电力供应能力富余。全社会用电量同比增长6.3%，增速同比提高3.6个百分点，延续了2016年下半年以来的较快增长势头。第二产业用电量同比增长6.1%，拉动全社会用电量增长4.4个百分点，是全社会用电量增长的主要动力。第三产业用电量同比增长9.3%，拉动全社会用电量增长1.2个百分点；所占全社会用电量比重为13.7%，同比提高0.4个百分点。受上年同期高基数、一季度气温偏暖等因素影响，居民生活用电量同比增长4.5%，为近十年同期第二低增速。 　　上半年，全国规模以上电厂发电量同比增长6.3%；6月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量16.3亿千瓦，同比增长6.9%，供应能力充足。煤电有序发展效果明显，煤电投资同比下降29.0%、煤电新增装机规模同比下降48.3%。电源结构及布局持续优化，新增非化石能源发电装机占新增总装机的73.4%，比重同比提高20个百分点；东、中部地区新增风电、太阳能发电装机占比分别达到57.9%和76.1%。电力企业多措并举有效促进新能源消纳，弃风弃光问题有所缓解，风电设备平均利用小时同比提高67小时，太阳能发电设备平均利用小时同比提高39小时。全国煤炭供需平衡偏紧，各环节库存下降，电煤价格高位上涨，煤电企业电煤成本大幅攀升，大部分发电集团煤电板块持续整体亏损。 　　受2016年下半年高基数等因素影响，预计今年下半年全社会用电量增速略高于4%，全年同比增长5%左右、与上年总体持平；若迎峰度夏期间出现长时间大范围极端高温天气，则全年全社会用电量增速将可能略高于5%。预计全年新增装机略超1亿千瓦，年底发电装机容量达到17.6亿千瓦左右，非化石能源发电装机占比进一步提高至38%左右。预计下半年全国电力供应能力总体富余、部分地区相对过剩。电煤价格继续高位运行，市场交易电量降价幅度较大、且规模继续扩大，发电成本难以有效向外疏导，预计煤电企业将持续亏损，发电企业生产经营继续面临严峻困难与挑战。 　　一、上半年全国电力供需状况 　　（一）全社会用电量增速同比提高，二产用电量较快增长是主要拉动力 　　上半年，全国全社会用电量2.95万亿千瓦时、同比增长6.3%，为2012年以来同期最高增长水平，增速同比提高3.6个百分点。用电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。二是工业品市场供需关系有所改善，市场价格回升，企业生产形势明显好转，拉动用电增长。三是高技术产业、装备制造业等新技术以及新产业新业态快速发展，带动用电速度快速增长，逐步孕育出拉动全社会用电量增长的又一重要力量。四是上年同期基数相对偏低。 　　上半年电力消费主要特点有： 　　一是第二产业及其制造业用电较快增长。第二产业及其制造业用电量同比分别增长 6.1%和7.0%，增速同比分别提高5.6和7.3个百分点，分别拉动全社会用电量增长4.4和3.7个百分点。宏观经济稳中向好以及上年同期低基数是第二产业及其制造业用电较快增长的主要原因。 　　传统产业中的有色金属冶炼、石油加工炼焦及核燃料加工业、化学纤维制造业、木材加工及制品和家具制造业等4个行业用电量增速超过10%。其中，有色金属冶炼行业用电增长对全社会用电量增长的贡献率达19.3%。代表工业转型方向、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、医药制造业用电量同比分别增长10.2%、9.7%和7.6%；三个行业合计用电量比重(7.5%)比上年同期提高0.2个百分点，成为电力消费结构调整的亮点。 　　二是第三产业用电快速增长，生产性服务业用电形势好于消费性服务业。第三产业用电量同比增长9.3%，拉动全社会用电量增长1.2个百分点。其中，信息传输计算机服务和软件业用电量增长14.3%，延续近年来用电快速增长势头。交通运输仓储和邮政业用电量增长12.9%，主要是在高铁、动车快速发展以及电动汽车快速推广的拉动下，城市公共交通、电气与铁路用电同比分别增长26.0%和14.2%。 　　三是城乡居民生活用电量增速同比回落，为近10年来同期第二低增速。受上年同期高基数以及一季度气温偏暖等因素影响，居民生活用电量同比增长4.5%，增速同比降低3.2个百分点；拉动全社会用电量增长0.6个百分点，拉动率比上年同期降低0.4个百分点。 　　四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5.3%、6.1%、9.0%和3.9%，增速同比分别提高1.7、2.7、8.1和3.3个百分点。东、西部地区对全国用电量增长的拉动大，分别拉动2.6和2.4个百分点；西部地区受上年低基数和今年高耗能行业用电明显回升的拉动，用电增速大幅提高。 　　（二）发电投资及新增装机同比减少，电力供应能力增长放缓 　　上半年，电源投资节奏继续放缓、结构继续清洁化、布局进一步优化，弃风弃光问题有所缓解，电力供给侧结构性改革成效明显。全国主要电力企业总计完成投资同比增长1.6%；其中，发电企业有效控制投资节奏，电源完成投资同比下降13.5%。电网企业贯彻落实国家配电网建设改造行动计划及新一轮农村电网改造升级等政策，完成投资同比增长10.0%；其中，110千伏及以下电网投资占比达到54.9%。 　　上半年，全国基建新增发电装机5056万千瓦，同比少投产643万千瓦；其中，新增非化石能源发电装机占新增总装机比重为73.4%，同比提高20个百分点。截至6月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量为16.3亿千瓦、同比增长6.9%，增速同比降低4.3个百分点。全国规模以上电厂发电量2.96万亿千瓦时，同比增长6.3%。 　　上半年电力供应主要特点有： 　　一是火电完成投资和新增装机规模双降，火电设备利用小时同比提高。火电完成投资同比下降17.4%，其中，煤电完成投资同比下降29.0%。全国基建新增火电装机容量1421万千瓦、同比少投产1290万千瓦；其中，煤电投产1112万千瓦、同比少投产1037万千瓦。煤电投资及投产规模大幅减少，反映出国家促进煤电有序发展系列政策措施效果持续显现。截至6月底，全国6000千瓦及以上火电装机容量10.6亿千瓦、同比增长4.6%，增速同比降低3.3个百分点。在电力消费需求较快增长、水电发电量下降等因素拉动下，全国规模以上电厂火电发电量同比增长7.1%；全国火电设备平均利用小时2010小时（其中煤电2040小时）、同比提高46小时。 　　二是水电发电量负增长，设备平均利用小时同比下降。全国基建新增水电装机564万千瓦、同比多投产126万千瓦。截至6月底，全国6000千瓦及以上水电装机3亿千瓦（其中抽水蓄能装机2769万千瓦）、同比增长4.2%。受上年同期高基数以及上年底蓄能值偏低等因素影响，全国规模以上电厂水电发电量同比下降4.2%；全国水电设备平均利用小时1514小时、同比降低144小时。 　　三是并网风电新增装机超半数布局在东、中部地区，弃风问题明显缓解。新增并网风电装机容量601万千瓦、同比多投产27万千瓦；其中，东、中部地区新增风电装机占比达到57.9%，风电布局呈现出向东、中部地区转移趋势。6月底，全国并网风电装机容量1.54亿千瓦、同比增长12.0%；全国6000千瓦及以上电厂并网风电发电量1490亿千瓦时、同比增长21.0%，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，全国风电利用小时数984小时、同比提高67小时；其中，东北、西北地区风电设备平均利用小时数同比分别提高92和173小时。 　　四是并网太阳能发电装机和发电量持续快速增长，设备利用小时同比提高。上半年，全国新增并网太阳能发电装机2362万千瓦、同比增加602万千瓦；其中，6月份太阳能新增装机规模占上半年的比重达到50.5%。从布局上看，东、中部地区太阳能新增规模占全国的比重达到76.1%。截至6月底，全国并网太阳能发电装机容量为9797万千瓦、同比增长53.8%，占总发电装机容量比重为5.9%。全国并网太阳能发电量501亿千瓦时、同比增长74.3%。太阳能发电设备平均利用小时630小时、同比提高39小时，弃光问题有所缓解。 　　五是核电新投产一台机组，发电量及设备平均利用小时均同比增长。广东阳江核电站4号机组（109万千瓦）投产，截至6月底，全国核电装机3473万千瓦、同比增长17.3%。全国核电发电量同比增长19.6%；核电设备平均利用小时3406小时、同比提高59小时。 　　六是跨区跨省送电较快增长。全国完成跨区送电量1680亿千瓦时、同比增长6.9%。全国跨省送电量4804亿千瓦时、同比增长8.3%。 　　七是煤炭供应平衡偏紧，煤电企业电煤成本大幅攀升、经营形势严峻。全国煤炭供需平衡偏紧，各环节库存下降，电煤价格高位上涨，煤电企业燃料成本大幅攀升，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）全国电力供需总体宽松，部分地区相对过剩 　　上半年，全国电力供需总体宽松，部分地区相对过剩。其中，华北区域电力供需总体平衡；华中、华东和南方区域供需总体宽松、部分省份供应能力富余；东北和西北区域电力供应能力相对过剩。 　　二、下半年全国电力供需形势预测 　　（一）全年电力消费走势前高后稳，年度增速与上年大体持平 　　综合宏观经济形势、外贸出口、服务业发展、电能替代、房地产及汽车行业政策调整、气温等方面因素，预计全年电力消费增长呈前高后稳走势。考虑到2016年下半年高基数因素形成的下拉影响（2016年下半年全社会用电量增长7.2%，比上半年增速2.7%提高4.5个百分点），预计今年下半年全社会用电量增速略高于4%；全年全社会用电量同比增长5%左右，增速与上年大体持平。若全国出现长时间大范围极端高温天气，则将导致全年全社会用电量增速略高于5%。 　　（二）全国电力供应能力充足，电煤供应平衡偏紧 　　预计下半年全国基建新增装机容量6000万千瓦，全年全国新增发电装机1.1亿千瓦左右，其中，新增非化石能源发电装机6500万千瓦左右。预计2017年底全国发电装机容量将达到17.6亿千瓦、同比增长7%左右；其中，非化石能源发电6.7亿千瓦，占总装机容量比重38%，比上年提高1个百分点左右。预计下半年电煤供应将延续平衡偏紧局势，若迎峰度夏期间出现持续大范围极端高温天气、水电欠发、运力受限等因素交织叠加的情况，局部地区部分时段将可能出现电煤供应紧张局面。 　　（三）电力供需维持总体宽松，全年火电设备利用小时数接近上年 　　预计下半年全国电力供需总体继续宽松，东北、西北电网区域电力供应能力相对过剩。受7月中旬大范围高温天气影响，多地电网负荷创历史新高，华北地区电力供需偏紧。预计全年全国发电设备利用小时3720小时左右，其中火电设备利用小时4150小时左右，好于年初预期。 　　三、有关建议 　　（一）落实迎峰度夏工作方案及预案，确保电力系统安全稳定运行 　　当前全国电力供需总体宽松，但在极端气候条件下部分地区仍存在电力供应偏紧甚至紧张情况，应积极应对高温热浪等气温因素带来的负荷突变，始终把电力系统安全稳定运行放在首位，防止发生大面积停电，保障生产生活用电需求，为党的十九大顺利召开提供坚强的电力保障。 　　一是制定并落实相关方案和预案。相关地方及企业应严格贯彻落实国家发展改革委《关于做好2017年迎峰度夏期间煤电油气运保障工作的通知》（发改运行〔2017〕1129号），统筹做好煤电油气运保障工作。 　　二是加强省间互济，做好余缺调节。针对部分电力供需偏紧的地区，充分利用高峰时间段差异，增加省间、区域间高峰电力保障能力，消除省间壁垒，根据需要及时组织临时交易，实现省间互济、余缺调节。 　　三是加强电力需求侧管理。综合运用财政、税收、物价等政策杠杆，完善峰谷分时电价，精细化做好有序用电工作，平抑高峰负荷需求。通过多平台及时发布电力供需信息，创新推广“虚拟电厂”等需求侧管理形式，引导社会积极参与有序用电，营造良好供电、保电环境。 　　四是密切关注持续高温大负荷和强雷雨等自然灾害，确保电力系统安全稳定运行。高温天气会促使降温负荷陡增，自然灾害、外力破坏是导致线路跳闸的首要因素。部分输电线路负载过重,负荷高峰时段满负荷、超负荷运行,电网安全稳定运行面临不确定性。建议密切关注天气变化，做好短期电力负荷预测，及时优化调整电力交易安排。加强输变电设备运维管理，做好各类灾害天气和突发事件的应对措施，保障大坝、电力设施安全度汛。 　　（二）强化迎峰度夏和度冬期间电煤供应，保障电力稳定供应 　　针对当前电煤供应持续偏紧、用电需求较快增长的形势，要密切关注迎峰度夏、度冬期间电煤供应季节性矛盾。尤其当前已进入迎峰度夏保供应关键期，降温负荷拉动用电需求持续较快增长，应全力保障煤炭充足供应，确保迎峰度夏形势的平稳有序。 　　一是加快推进煤炭优质产能释放，有效增加煤炭市场供给量。各地方及企业应严格贯彻落实发改运行〔2017〕763号、发改运行〔2017〕1129号文件精神，落实“放管服”要求，加快推进煤炭优质产能释放。抓紧对部分符合条件的优质产能煤矿重新核定生产能力；积极协调和组织具备条件的煤矿加紧落实产能置换方案；各地应针对停工停产煤矿进行认真梳理、提出分类处置措施，对具备条件的抓紧组织复工复产验收，力争应复尽复；不应以简单停产方式应付安全生产、环保等检查。严格限制部分地区通过“煤管票”等行政行为变相操控煤炭产量。统筹协调好控制劣质煤进口与保证电煤有效供应，充分考虑电煤需求的季节性特征，合理缩短迎峰度夏期间进口煤检验周期。 　　二是有效保障各环节煤炭库存维持在合理水平。建议合理引导和有效监管煤炭流通企业、生产企业和主要用户的煤炭库存水平；确保环渤海港口库存维持合理水平，并重点关注蒙西、东北、京津唐等地区电煤库存，防止出现缺煤停机。 　　三是由有关政府部门牵头，加强运力、中长期合同执行的协调和监管。建议有关部门及时有效协调出现的问题，确保迎峰度夏期间重点地区的电煤运输，尤其保障大秦、蒙冀、朔黄等重点铁路运力。 　　（三）完善调控政策和协同机制，改善电力企业经营环境 　　煤电企业多重矛盾交织叠加，导致企业连续亏损、经营形势日趋严峻，应引起广泛重视。建议在市场秩序、价格机制、调控政策等方面改善发电企业经营环境，避免行业风险进一步聚集。 　　一是密切关注煤炭市场波动，有效引导价格合理回归。建议加快推进煤炭优质产能释放以增加煤炭市场供给量；进一步规范和完善煤炭价格指数体系，提高客观性、准确性、及时性；积极引导社会舆论，从严查处价格欺诈、囤积居奇、哄抬价格等违法行为，尽快将煤价下调至绿色区间。 　　二是合理疏导发电成本，继续完善煤电价格机制。建议引导发电企业加强燃料成本预测和竞价策略研究，在电力市场交易中充分考虑燃料成本波动，合理疏导发电成本。调整环保电价的补偿方式，将市场化交易电量环保补贴的分担方式调整为“价外补贴”；尽快研究将供热电厂供热部分的电价纳入环保电价补偿范围。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。 　　三是加强政策执行监督，确保相关政策落地。国家出台《关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知》（发改价格〔2017〕1152号）等文件，对于缓解煤电企业经营困难具有重要意义，建议相关部门加强对该项政策落实的监督，确保政策落地。 　　四是出台煤电停缓建配套政策，缓解企业经济损失。充分考虑煤电“去产能”停缓建政策，对行业和企业带来的较大安全隐患和经济损失。客观评估由于投资方、设计、施工、监理和制造等多方面合同协议和审批文件的变更处理，所带来的工程违约索赔费用、设施防护和设备保护费用、支付已贷款项利息等。研究出台财税、利率等方面的配套政策，缓解停缓建给企业带来的财务成本、安全处置成本、违约成本等经济损失，妥善解决相关人员安置问题。 　　（四）及时化解新问题，稳妥有序推进电力体制改革 　　随着电力市场化交易规模的扩大，各省级电力市场的相继建立，电力体制改革已逐步进入新的阶段。建议认真总结部分地区电力市场建设中暴露的问题，进一步完善交易体系，提高改革质量和效果。 　　一是进一步完善市场体系。建议进一步规范市场准入、输配电价核定、电力交易机构设置等关键环节，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。 　　二是进一步加强监督指导。建议加强对各省级电力市场交易工作的指导监管，制定颁布统一的具有强制性的市场准入规则、市场交易规则等范本，及时纠正带有地方保护色彩的不合理政策，维护电力市场秩序，防止行政干预盲目降价，促进电改健康有序开展。 　　三是进一步开展重点问题研究。建议针对改革中出现的电量放开比例问题、法律问题、合同执行等重点、热点问题开展广泛讨论，深入研究。综合考虑系统安全、装机结构、负荷特性、供需形势以及行业企业经营形势等多因素，研究确定市场交易电量比例的合理阈值和放开节奏；针对交易双方的市场行为，加强法律研究，明确标准、合理引导；针对交易合同执行中出现的履约率低、拖欠电费等问题，逐步建立电费清缴机制，并研究建立违约行为与诚信机制、电力市场准入清出机制的关联机制。

　　2016年，全国用电形势呈现增速同比提高、动力持续转换、消费结构继续调整的特征。全社会用电量同比增长5.0%，增速同比提高4.0个百分点。在实体经济运行显现出稳中趋好迹象、夏季高温天气、上年同期低基数等因素影响下，三、四季度全社会用电量增长较快。第三产业用电量增长11.2%，持续保持较高增速，显示服务业消费拉动我国经济增长作用突出；城乡居民生活用电量增长10.8%；第二产业用电量同比增长2.9%，制造业用电量同比增长2.5%，制造业中的四大高耗能行业合计用电量同比零增长，而装备制造、新兴技术及大众消费品业增长势头较好，反映制造业产业结构调整和转型升级效果继续显现，电力消费结构不断优化。年底全国全口径发电装机容量16.5亿千瓦，同比增长8.2%，局部地区电力供应能力过剩问题进一步加剧；非化石能源发电量持续快速增长，火电设备利用小时进一步降至4165小时，为1964年以来年度最低。电煤供需形势从上半年的宽松转为下半年的偏紧，全国电力供需总体宽松、部分地区相对过剩。 　　展望2017年，预计电力消费需求增长将比2016年有所放缓；预计全年新增装机略超1亿千瓦，年底发电装机容量达到17.5亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机比重进一步提高至38%左右；全国电力供应能力总体富余、部分地区相对过剩。火电设备利用小时进一步降至4000小时左右，电煤价格继续高位运行，部分省份电力用户直接交易降价幅度较大且交易规模继续扩大，发电成本难以及时有效向外疏导，煤电企业效益将进一步被压缩，企业生产经营继续面临严峻困难与挑战。 　　一、2016年度全国电力供需状况 　　（一）电力消费增速同比提高，三、四季度较快增长 　　2016年全国全社会用电量5.92万亿千瓦时、同比增长5.0%，比上年提高4.0个百分点；各季度同比分别增长3.2%（扣除闰年因素增长2.1%）、2.1%、7.8%和6.5%。夏季持续大范围高温天气、2015年同期基数偏低、实体经济运行呈现出稳中趋好迹象是三季度增速明显提高的主要原因。进入四季度后，全社会用电量仍然维持平稳较快增长，除了上年同期低基数因素外，主要原因是实体经济运行稳中趋好迹象更加明显。在国家推进去产能政策、基建投资快速增长、房地产和汽车市场回暖等综合影响下，建材、黑色和有色金属冶炼等重要生产资料价格总体呈上升态势，市场预期好转，其主要产品产量增速逐步提高；此外，交通运输电气电子设备、通用及专用设备制造业等装备制造，以及文体用品制造业、木材加工及家具制品业等大众消费品业增速也逐步上升，共同支撑全社会用电量保持较快增长。 　　电力消费主要特点有： 　　一是第二产业及其制造业用电增速比上年提高，产业结构调整和转型升级效果继续显现。第二产业用电量同比增长2.9%，增速比上年提高3.7个百分点；制造业用电量增长2.5%，增速比上年提高3.1个百分点。在制造业行业中，用电负增长的黑色金属冶炼行业，以及低速增长的化工、有色金属冶炼行业排在制造业用电增速倒数后三位，建材行业排在倒数第六位。除高耗能行业外，其它大部分制造业保持一定增长水平，其中装备制造、新兴技术及大众消费品业增长势头较好，反映出当前制造业中产业结构调整和转型升级效果继续显现。 　　二是第三产业及其各行业用电快速增长。与服务业增加值保持较快增长相对应，第三产业用电量同比增长11.2%。其中，信息传输计算机服务和软件业用电同比增长15.0%，延续近年来的快速增长势头；交通运输、仓储、邮政业用电增长11.3%，比上年提高6.3个百分点，其中城市公共交通用电量增长22.3%，电气化铁路用电量增长12.5%，体现出交通运输业领域电能替代成效明显。 　　三是城乡居民生活用电量快速增长。全年用电量同比增长10.8%，比上年提高5.8个百分点，受气温因素拉动较大，其中，三季度增速为18.4%，创10年来城乡居民生活用电量季度增速新高；此外，随着我国城镇化率以及居民电气化水平逐步提高，居民家庭用电量也在稳步增加。 　　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，2016年，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2.1、1.4和1.4个百分点；第二产业中的四大高耗能行业对全社会用电量增长拉动为零，当前，全社会用电量增长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、新兴技术行业及大众消费品业转换。 　　从电力消费结构看，2016年，一、二、三产及城乡居民生活用电量占全社会用电量的比重分别为1.8%、71.1%、13.4%和13.6%。与上年相比，第三产业和城乡居民生活用电量占比均提高0.7个百分点；第二产业占比降低1.5个百分点，其中四大高耗能行业占全社会用电量比重降低1.5个百分点，可见，第二产业用电占比下降全部因高耗能行业下降所致。 　　五是东、中部地区用电增速领先并呈前低后高走势。东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长5.9%、5.4%、3.7%和2.7%，东、中部地区用电形势相对较好，是全国用电增长的主要拉动力。各地区分季度用电走势均呈现前低后高的趋势，下半年以来各地区用电均实现较为明显的提高。 　　（二）发电装机容量快速增长，电力供应能力总体富余 　　2016年，全国主要电力企业合计完成投资同比增长3.3%。在国家配电网建设改造行动计划及新一轮农村电网改造升级等政策引导下，电网投资同比增长16.9%，其中占电网总投资58%的110千伏及以下电网投资同比增长35.6%；在国家促进燃煤发电有序发展等一系列政策措施影响下，电源投资同比下降12.9%。 　　2016年，全国净增发电装机容量1.2亿千瓦、比上年减少2186万千瓦，其中净增非化石能源发电装机7200万千瓦、接近上年水平，而煤电净增规模同比减少1154万千瓦，电力行业控制投资节奏、优化投资结构的效果开始显现。截至2016年底，全国全口径发电装机容量16.5亿千瓦，同比增长8.2%,其中非化石能源6.0亿千瓦,占总发电装机容量的比重较上年提高1.7个百分点。全年全国全口径发电量5.99万亿千瓦时、同比增长5.2%；发电设备利用小时3785小时、同比降低203小时。 　　电力供应主要特点有： 　　一是火电净增装机容量比上年明显减少，设备利用小时创1964年以来年度新低。2016年，火电投资同比增长0.9%，其中煤电投资同比下降4.7%，扭转了前两年煤电投资持续快速增长的势头；净增火电装机5338万千瓦、同比减少1983万千瓦，其中煤电净增4753万千瓦、同比减少1154万千瓦，煤电投资下降和净增规模减少反映国家出台的促进煤电有序发展系列政策措施效果明显。2016年底，全国全口径火电装机10.5亿千瓦、同比增长5.3%，全口径火电发电量同比增长2.4%，自2013年以来首次实现正增长。设备利用小时4165小时、比上年降低199小时。 　　二是水电投资连续四年下降，设备利用小时保持较高水平。水电投资同比下降22.4%，已连续四年下降；净增水电装机1259万千瓦，其中抽水蓄能电站366万千瓦。2016年底，全国全口径水电装机3.3亿千瓦、同比增长3.9%。全国全口径水电发电量同比增长6.2%，受来水形势变化等因素影响，全年水电生产呈现前高后低的特征。设备利用小时3621小时，比上年提高31小时，为近20年来的年度第三高水平。 　　三是风电投资理性回落，东、中部地区净增装机占半数。风电投资下降25.3%，首次出现下降,下降的地区为西部和东北地区，同比分别下降49.7%和46.8%，而东、中部地区同比分别增长35.1%和13.1%，东、中部地区风电投资比重比上年大幅提高22.0个百分点；全年净增并网风电装机1743万千瓦，比上年减少1684万千瓦，其中东、中部比重过半，较前几年明显提高。风电投资和投产减少，布局优化，反映出国家及时调整风电发展思路，企业投资逐步回归理性，更加重视质量和效益。年底全国并网风电装机1.5亿千瓦、同比增长13.2%，占总装机容量比重为9.0%；并网风电发电量同比增长30.1%，设备利用小时1742小时、同比提高18小时,但西北、东北等地区弃风情况仍然突出。 　　四是并网太阳能发电装机容量及发电量高速增长，设备利用小时比上年下降。受光伏发电上网电价限期下调等政策影响，全年净增并网太阳能发电装机3479万千瓦、同比增加一倍，在国家相关规划及政策引导下，超半数净增装机位于中、东部各省。年底并网太阳能发电装机容量7742万千瓦（绝大部分为光伏发电），同比增长81.6%；并网太阳能发电量662亿千瓦时、同比增长72.0%；并网太阳能发电设备利用小时1125小时、同比下降99小时，降幅比上年扩大88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，设备利用小时持续下降。核电投资同比下降10.5%；年底全国核电装机3364万千瓦、同比增长23.8%，发电量同比增长24.4%；设备利用小时7042小时、同比下降361小时，已连续3年下降，其中，辽宁核电设备利用小时为4982小时，主要是因东北地区电力过剩、加之近两年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、跨省送电增速均同比提高。跨区送电量增长6.9%，比上年提高4.1个百分点，跨区送电量的增长主要是电网公司积极通过特高压外送消纳西北新能源以及西南水电。跨省输出电量增长4.8%，较上年提高5.9个百分点，南方电网区域西电东送电量同比增长3.3%。 　　七是全国电煤供需形势由宽松转为偏紧，发电用天然气供应总体平稳。受煤炭去产能控产量政策影响，煤炭产量降幅明显超过消费量降幅，导致电煤供需失衡，电煤供需形势从宽松逐步转为偏紧、部分地区紧张，电煤价格急剧上涨，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，后几个季度发电用天然气供应总体平稳。 　　（三）全国电力供需进一步宽松，部分地区过剩 　　2016年，全国电力供需进一步宽松、部分地区过剩。分区域看，华北区域电力供需总体平衡，华东、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、2017年全国电力供需形势预测 　　（一）全社会用电量增速低于2016年 　　综合考虑宏观经济形势、服务业和居民用电发展趋势、电能替代、房地产及汽车行业政策调整、2016年夏季高温天气等因素，在常年气温水平情况下，预计2017年全国全社会用电量同比增长3%左右。若夏季或冬季出现极端气候将可能导致全社会用电量上下波动1个百分点左右；另外，各级政府稳增长政策措施力度调整将可能导致全社会用电量上下波动0.5个百分点左右。 　　（二）新增装机容量继续略超1亿千瓦，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1.1亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机6000万千瓦左右。预计2017年底全国发电装机容量将达到17.5亿千瓦，其中非化石能源发电6.6亿千瓦、占总装机比重将上升至38%左右。 　　（三）全国电力供应能力总体富余，火电设备利用小时进一步降低 　　预计全年全国电力供应能力总体富余，其中，华北电网区域电力供需总体平衡,华东、华中、南方电网区域电力供需总体宽松,东北、西北电网区域电力供应能力过剩较多。预计全年全国发电设备利用小时3600小时左右，其中火电设备利用小时将下降至4000小时左右。 　　三、有关建议 　　（一）坚持电力规划引导指导，推进落实电力“十三五”发展目标 　　近期，我国“十三五”能源规划和电力规划等专项规划相继发布，2017年是认真落实各类规划的关键年，抓好组织实施至关重要。 　　一是提高规划的严肃性、权威性，确保电力发展“十三五”规划落地。规划是“十三五”能源与电力发展的行动纲领和编制相关专项规划的指导文件、布局重大项目的依据。建议立足电力行业全局，加强电力规划与能源综合规划、其它各专项规划的衔接，加强电力国家规划与省级规划的协调衔接，坚持以规划指导项目，以项目落实规划，提高规划权威性。 　　二是提高规划的科学性、指导性，及时开展规划滚动修订。规划落实期间，各种影响因素复杂多变。建议加强规划执行过程管理，完善并落实规划中期评估机制，及时开展相关调研工作，做好规划的滚动修订。根据“十三五”规划纲要等，科学设置2020年、2030年能源消费总量和结构目标，适当保持电力增长的合理区间和弹性。 　　三是提高规划的整体性、协同性，加强国家有关部门对地方规划工作的指导监督。目前，省级能源（电力）规划编制与实施由各省（区、市）负责。建议加大省级电力规划与涉及全国布局、总量控制，以及跨省输送的区域电力规划衔接，并建立行之有效的监督约束机制，抑制地方政府不合理的投资冲动，从严控制煤电发展规模，缓解电力供需矛盾。 　　（二）完善预测预警体制机制，保障经济发展新常态下的电力平稳运行 　　当前，我国经济发展进入新常态，外部环境条件和内部动因变化，交织叠加、相互作用，给电力发展带来很多不确定性，需要以问题导向、目标导向为原则，抓住重点和难点，提前预警、合理引导、及时行动，确保电力平稳运行。 　　一是加强调查研究，及时分析新情况新问题。“十三五”期间，电力发展环境错综复杂、变动频繁，尤其是随着简政放权、电力市场化改革推进，项目审批、电力运行等工作重心下沉。建议国家有关部门加强基层调研、一线指导，及时掌握和分析电力规划落实和运行中存在的新情况、新问题。 　　二是健全预测预警机制，及时化解风险。当前显现的电力供应能力富余、煤电过剩风险加剧，尤其是2016年下半年突发的电煤价格暴涨，都说明电力运行风险仍然存在。建议健全完善预测预警机制和指标体系，及时发布预警级别等相关信息，有效引导行业投资方向，科学指导企业投资行为，推动布局优化，提高发展效益，化解风险，保障发展。 　　三是完善政策“工具包”，及时出台措施。在错综复杂的形势下，一旦市场机制失灵，迫切需要政府及时干预，但任何政策的出台都要经过调研、分析和论证。建议针对电力运行可能发生的情形和问题，提前研究和谋划，形成一系列备选政策，根据市场状况随时“出牌”，及时应对自然灾害突发事件和类似电煤价格暴涨等突发问题，切实提高调控的效率和效果。 　　（三）应对安全运行新问题，确保电力系统安全稳定运行和电力可靠供应 　　在电力需求持续下降情况下，发电机组低位运行，火电机组深度调峰、频繁启停，甚至核电机组参与调峰，机组运行工况发生很大变化，给电力系统安全运行带来严峻考验，亟需采取措施应对。 　　一是推进主网架和联网工程建设，优化网架结构。建议尽快解决“强直弱交”问题，构建分层分区、科学合理的坚强网架结构。对我国未来电网发展目标和总体格局进行前瞻性、系统性设计，形成目标清晰、布局科学、结构合理、便于实施的中长期网架规划，避免大量重复建设和技术改造。 　　二是加强网源协调管理，强化技术监督和指导。电力改革“厂网分离”后网源协调管理弱化，建议国家能源管理部门组织制定和完善涉网安全管理专项规定，加强安全生产管理，明确监督管理和实施主体责任；充分发挥行业组织和中介机构的作用，强化技术监督和指导。 　　三加强质量监督管理，提高电力主设备安全可靠性。建议加强电力设备寿命周期全过程安全管理，完善设备质量、运维、检测等环节标准。加强重点输电通道节点设备、重载输变电设施、低负荷机组运行监控，及时落实整改措施消除隐患。关注低负荷机组运行特性研究，强化设备设计选型，严把设备入网质量关。 　　（四）破解新能源消纳难题，减少不合理弃风弃光弃水 　　近年来，我国新能源发电持续快速发展，电源结构不断优化，但新能源发展过快、过集中、网源不协调等矛盾突出，弃能问题日益严重，成为电力转型升级瓶颈，亟需破解难题。 　　一是转变新能源发电发展思路，提高发展质量。建议加强新能源各项发展政策间的协调，坚持分布开发与集中开发并举的方针，根据各地资源情况和消纳能力制定差异化的发展政策，优化开发布局，抑制无序发展，保证弃水、弃风、弃光率控制在合理水平。 　　二是加强外送通道建设，增强资源配置能力。建议采取有效措施，充分利用现有跨省区输电通道；以规划为指导、以解决当前的存量问题作为重要出发点，加快当前外送通道建设，扩大新能源的消纳范围和配置能力。 　　三是全面提升系统的灵活性，提高电力系统综合调峰能力。一方面，通过加快抽水蓄能电站、调峰气电建设，推进煤电灵活性改造等措施，提高系统调峰能力；另一方面，进一步优化电力调度运行，提高电力需求侧响应能力，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。 　　四是加强协调、打破壁垒，拓展新能源电力消纳市场。加强风电、光伏发电保障性收购有关政策的执行督导，完善优先调度机制，打破省间壁垒，建立有利于新能源跨区消纳的市场化机制；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，积极推广电采暖等多种形式的电能替代，促进可再生能源就近消纳；推进落实可再生能源发电全额保障性收购制度，并相应建立电力运行监测评估制度。 　　（五）加大政策扶持力度，降低电力企业经营负担和风险 　　当前，电力市场需求增长放缓、交易价格不断下降、燃料成本大幅上涨、产能过剩风险加剧、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。 　　一是进一步完善煤电联动机制，合理疏导煤电企业大幅上涨的燃料成本。2015年以来已两次下调全国煤电上网标杆电价，电力直接交易进一步降低上网电价，而燃料成本、环保成本大幅上涨、煤电利用小时持续下降导致发电边际成本也在上涨，煤电企业抗成本波动能力明显弱化。建议完善煤电联动机制，重新调整联动周期、价格计算机制等关键环节，以合理疏导煤电企业成本。 　　二是进一步完善煤电环保补贴机制，及时足额发放可再生能源补贴。建议将煤电环保电价补贴调整为“价外补贴”，在市场竞争电价之外按照度电标准给予补贴，保障参与市场竞争的发电量也可以得到应有的环保补贴收入；加快解决可再生能源电价附加补助资金历史欠账问题，扩大补贴资金来源渠道，简化可再生能源补贴申报、拨付流程，确保可再生能源补贴及时足额发放到位，完善可再生能源发电补贴定价机制及相关政策。 　　三是尽快出台针对电力“僵尸企业”职工分流、减免银行债务等方面的针对性政策。建议帮助电力企业进行低效无效资产清理处置和亏损企业治理工作，并给予一定的财政补助。 　　四是提高有关政策的严肃性、协调性和稳定性。建议统筹做好政府定价政策与国有资本保值增值、国有企业经营业绩考核相关政策的相互衔接；加强节能环保低碳政策的制定的统筹协调性，注重顶层设计，充分发挥多行业作用，加大市场机制的引导作用，降低行政成本、减轻企业负担。 　　五是积极引导促进电能替代。坚持政府主导，国家在产业政策制定、规划编制、电价政策及财政补贴等多方面积极推进电能替代，促进低碳清洁发展，提高电能在终端能源消费的比重，同时促进电力企业增供扩销，缓解电力供需矛盾。 　　（六）统筹改革与发展关系，促进电力行业可持续发展 　　中发〔2015〕9 号文的印发，极大地调动了各方参与改革的积极性，但在配套制度不完善、机制不健全的情况下，过快放开市场交易电量，容易造成恶性竞争，不利于市场良性发育和改革有序推进，需要协调好各方关系，积极稳妥推进改革。 　　一是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。建议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，有序放开市场交易电量，避免各类不利因素叠加造成的风险快速聚集，引发企业大面积经营亏损。 　　二是进一步完善市场体系。建议坚持问题导向和目标导向，认真总结部分地区电力市场建设中暴露的问题，进一步完善交易机制，进一步规范市场准入、输配电价核定、电力交易机构设置等关键环节，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。 　　三是加强省级电力市场交易工作的指导和监管。建议国家有关部门在市场准入规则、市场交易规则、清洁能源消纳、输配电价核定等方面加强指导和监督，及时纠正带有地方保护色彩的不合理政策，维护市场秩序，保证电力市场化改革的有效推进。 　　四是规范自备电厂管理，营造公平竞争的市场环境。建议尽快完善自备电厂管理政策法规，将自备电厂政府性基金、附加及交叉补贴征收到位，有效推动政策性交叉补贴电价的落实，同时建立健全对自备电厂的有效监管机制。

　　9月1日，中电联召开电煤市场形势分析座谈会。中电联党组书记、常务副理事长杨昆主持会议并作总结讲话，党组成员、专职副理事长兼秘书长于崇德出席会议。 　　会议认为，在2016年以来，党中央、国务院高度重视供给侧改革，政府部门陆续出台了相关政策以推动化解煤炭行业、钢铁行业产能过剩的问题，电力行业在落实执行相关政策方面给予了全力支持。 　　会上，各参会单位介绍了国家去产能政策出台后，电力企业在生产经营上出现的新情况、新变化，分析了电煤供应新形势及对电力经济安全稳定运行、电力改革方面的影响，并对如何保障电煤稳定供应和电力系统安全可靠运行提出了意见和建议。 　　于崇德指出，电煤市场形势的变化对电力行业的安全稳定运行产生了重要影响，需要从供需、煤价、运力协调等多方面开展研究、提出对策。 　　最后，杨昆高度肯定了各单位在贯彻落实国家有关政策上的政治意识、大局意识和责任意识。他指出，当前电力行业特别是发电企业正处于市场需求增速明显放缓、电力交易价格下降、节能减排改造任务繁重、产能过剩风险加剧的特殊时期。中电联将坚持“立足行业、服务企业、联系政府、沟通社会”的功能定位，加大对行业分析研判力度，加强市场监测和预测预警，为贯彻落实国家电力产业政策，服务电力行业，保障电力供应、推进电力改革等方面做出应有的贡献。 　　国家电网公司、南方电网公司、华能、大唐、华电、国电、国家电投、神华、粤电、浙能集团等单位有关同志，中电联规划发展部、环保与资源节约部、电力发展研究院、电力评价咨询院相关人员参加会议。

　　一季度，全社会用电量同比增长3.2%，增速同比提高2.4个百分点、比上年四季度提高3.7个百分点，用电形势有所好转。第三产业和城乡居民生活用电量快速增长，分别拉动全社会用电量增长1.5和1.6个百分点，所占全社会用电比重同比分别提高1.0和1.1个百分点；第二产业同比增长0.2%，其中四大高耗能行业用电量同比下降5.8%、比重降低2.7个百分点，合计下拉全社会用电量增速1.8个百分点，仍是第二产业及其工业用电量低速增长的最主要原因，反映出国家结构调整和转型升级效果继续显现，拉动用电增长的主要动力从传统高耗能产业向服务业和生活用电转换，电力消费结构在不断调整。一季度新增发电装机容量为历年同期最多，3月底全口径发电装机容量达到15.2亿千瓦左右、供应能力充足，非化石能源发电量延续快速增长，火电发电量持续负增长、设备利用小时继续下降。全国电力供需总体宽松、部分地区过剩。 　　展望后三季度，预计上半年全社会用电量同比增长2%左右，全年电力消费增速高于2015年。全年新增装机超过1亿千瓦，预计年底发电装机容量将达到16.3亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机比重进一步提高至36%左右；全国电力供应能力总体富余、部分地区过剩。全年火电设备利用小时降至4000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，煤电企业生产效益被进一步压缩，发展面临更大的挑战。 　　一、一季度全国电力供需状况 　　（一）电力消费增速回升，用电形势有所好转 　　一季度全国全社会用电量1.35万亿千瓦时、同比增长3.2%，增速同比提高2.4个百分点、环比上年四季度提高3.7个百分点，用电形势有所好转。主要原因：一是今年以来经济运行总体平稳，尤其是3月份显现出积极变化，当月用电量增长5.6%，对一季度用电增长的贡献达到60%，高于往年同期平均值20个百分点左右。二是闰年因素（2月份多一天），拉高当季用电增速1.1个百分点。三是气温偏低因素。据气象部门监测，1、2月份全国平均气温分别比上年同期低2.2℃和1.4℃,对居民生活及第三产业用电有明显拉动作用。 　　3月份，全社会用电量同比增长5.6%，比1-2月份回升3.6个百分点。主要原因：一是工业生产以及外贸出口显现出积极变化。二是上年同期基数偏低（上年3月份增速为-2.2%）。三是少数省份高耗能行业用电增速在一季度的月度之间波动较大。 　　电力消费主要特点有： 　　一是第三产业及其各行业用电均实现快速增长。第三产业用电同比增长10.9%，第三产业内各行业用电量均实现较快增长。其中，信息传输计算机服务和软件业用电同比增长15.6%，延续近年来的快速增长势头；住宿和餐饮业用电增长8.3%，增速同比提高5.8个百分点，随着消费转向大众消费，用电形势明显好于前两年。 　　二是城乡居民生活用电量快速增长。城乡居民生活用电同比增长10.8%，为2013年四季度以来的季度最高增速。1、2月份全国大部分地区气温偏低，促进了用电负荷及电量较快增长，其中东、中部地区受气温影响尤为突出。 　　三是第二产业及其工业用电量增速实现由负转正。第二产业及其工业用电量均同比增长0.2%，其中3月当月第二产业用电量同比增长4.3%，带动当季增速实现由负转正，扭转了上年以来季度增速持续负增长的态势。制造业用电量同比下降1.5%，其中建材、有色金属冶炼和黑色金属冶炼行业用电量同比分别下降4.7%、5.7%、14.0%，是导致第二产业及其工业用电低速增长、制造业用电负增长的主要原因，若扣除这三个行业，则第二产业及其工业、制造业用电量同比分别增长4.5%、4.7%和4.5%。 　　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，第三产业和城乡居民生活用电量快速增长，分别拉动全社会用电量增长1.5和1.6个百分点，而第二产业持续低速增长，其中四大高耗能行业用电量继续下降、下拉全社会用电量增速1.8个百分点，反映出当前拉动用电增长的主要动力从传统高耗能行业继续向服务业和生活用电转换。从电力消费结构看，一、二、三产及城乡居民生活用电量占全社会用电量的比重分别为1.4%、68.7%、14.3%和15.6%。与上年同期相比，第三产业和城乡居民生活用电量比重分别提高1.0和1.1个百分点，而第二产业比重降低2.1个百分点，其中四大高耗能行业比重降低2.7个百分点，反映出国家结构调整和转型升级效果持续显现。 　　五是各地区用电均实现正增长，西部地区用电增速同比回落。东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长4.1%、4.7%、1.0%和1.5%，增速同比分别提高2.8、5.5、-0.9和3.5个百分点。其中，东部地区拉动全国全社会用电量增长2.0个百分点，是全国用电增长的主要稳定力量；中部地区在各地区中增速提高幅度最大，除了经济平稳增长外，上年同期基数偏低（上年同期增速为-0.8%）以及高耗能行业用电降幅收窄是主要原因；西部地区是唯一用电增速回落的地区，该地区高耗能产业比重偏大、且高耗能行业用电增速同比回落幅度较大是主要原因，全国用电负增长的5个省份中有4个属于西部地区；东北地区受上年持续负增长导致基数偏低影响，今年以来用电形势总体好于上年，扭转了持续负增长的态势，但增速低于全国平均水平。 　　（二）发电装机快速增长、电力供应能力总体富余，非化石能源发电延续快速增长，火电设备利用小时继续降低 　　一季度，全国主要电力企业合计完成投资同比增长14.2%，其中电源投资同比下降14.9%，电网投资同比增长40.8%。基建新增发电装机2815万千瓦，是历年同期新增装机最多的一年、比上年同期多投产1008万千瓦，其中新增非化石能源发电装机1084万千瓦。3月底全国6000千瓦及以上电厂装机为14.9亿千瓦、同比增长11.7%，远超同期全国电力消费增速,全口径发电装机容量达到15.2亿千瓦左右。一季度全国规模以上电厂发电量1.36万亿千瓦时、同比增长1.8%；全国发电设备利用小时886小时、同比降低74小时。 　　电力供应主要特点有： 　　一是火电新增装机规模创近些年同期新高，发电设备利用小时同比继续降低。火电投资同比下降19.5%；新增装机1746万千瓦（其中煤电1363万千瓦），创近些年同期新高，局部地区火电装机过快增长、过剩压力进一步加剧。3月底全国6000千瓦及以上火电装机容量10.1亿千瓦（其中煤电8.4亿千瓦），比上年3月底增长9.3%。火电发电量持续负增长，同比下降2.2%；设备利用小时1006小时（其中煤电1054小时），同比降低108小时，已连续20个月同比降低，为近十年来的同期最低水平。受水电大发影响，浙江、广西、湖南、广东、福建、四川、云南和西藏火电设备利用小时均低于900小时，其中云南仅有279小时、比全国平均水平低728小时。 　　二是水电发电设备利用小时创近十年同期新高。水电投资同比下降20.5%，已连续4年下降；新增水电装机159万千瓦。3月底全国6000千瓦及以上水电装机2.8亿千瓦，比上年3月底增长5.0%。全国规模以上电厂水电发电量同比增长17.5%，设备利用小时691小时、同比增加82小时，为近十年来同期最高水平。水电装机容量超过500万千瓦的省份中，福建、广西、湖南、贵州和四川水电设备利用小时分别达到1180、976、933、820和769小时。 　　三是并网风电、太阳能发电装机及发电量高速增长，风电设备利用小时同比降低。风电投资下降27.9%，3月底全国并网风电装机1.34亿千瓦，比上年3月底增长33%，其中内蒙古和新疆分别达到2453和1691万千瓦；发电量增长21.0%，设备利用小时422小时、同比减少61小时，并网风电装机容量超过500万千瓦的11个省份中有10个省份利用小时同比降低。3月底全国并网太阳能发电装机容量5000万千瓦左右，其中甘肃、新疆、青海和内蒙古超过500万千瓦。 　　四是核电装机及发电量高速增长。核电投资同比下降5.7%，已连续4年下降。3月底全国核电装机容量2814万千瓦，比上年3月底增长33.7%。一季度发电量同比增长33.4%，设备利用小时1646小时、同比增加7小时。 　　五是跨区、跨省送电增速均同比提高。跨区、跨省送电量分别增长4.8%和3.6%，增速同比分别提高3.5和6.3个百分点。其中，西北受哈(密)郑(州)±800千伏特高压直流工程送出增长47.3%影响，外送电量增长9.8%；华中由于水电送华东增长97.1%，外送电量增长33.1%。南方电网区域西电东送电量同比增长5.5%。 　　六是电煤供应宽松，发电用天然气供应总体平稳。电煤供需总体宽松，煤炭价格稳中略升。受气温偏低以及上年底气价下调刺激需求等因素影响，全国天然气消费需求回升，绝大部分地区天然气发电供气总体有保障。 　　（三）全国电力供需总体宽松、部分地区过剩 　　华北区域电力供需总体平衡，华中、华东和南方区域供需总体宽松、部分省份供应能力富余，东北和西北区域电力供应能力过剩。 　　二、后三季度全国电力供需形势预测 　　（一）全年电力消费增速高于2015年 　　综合考虑宏观经济形势、气温及基数、工商业用电价格下调、电力用户直接交易降低用户生产成本、电能替代等因素，预计2016年电力消费情况总体好于2015年。考虑到上年二季度较一季度基数有所上升等因素，预计上半年全社会用电量同比增长2%左右。全年增速仍维持年初的判断，在考虑常年气温水平的情况下，预计全年全社会用电量同比增长1%-2%（如果气温波动较大，其对全社会用电量增幅的影响程度可能达到1个百分点左右），后续需密切关注主要经济指标及电力消费走势。 　　（二）新增发电装机仍保持较大规模，非化石能源发电装机比重进一步提高 　　预计全年新增发电装机超过1亿千瓦，其中非化石能源发电装机超过5500万千瓦。预计年底全国发电装机容量16.3亿千瓦、同比增长7.0%左右，其中非化石能源发电5.9亿千瓦、占总装机比重36%左右。 　　（三）全国电力供应能力总体富余、部分地区过剩 　　预计东北和西北区域电力供应能力过剩较多，华北区域电力供需总体平衡，华中、华东和南方区域电力供需总体宽松、多个省份富余。按照全社会用电量增速1%-2%的中值测算，预计全年发电设备利用小时3700小时左右，其中火电设备利用小时将降至4000小时左右。 　　三、有关建议 　　（一）严控煤电新开工规模，坚持集中与分布式相结合的原则发展新能源，加快推进城乡配网及农网升级改造，促进电力行业科学发展 　　一是严控煤电新开工规模。地方政府及发电企业应认真贯彻落实国家发改委、国家能源局《关于促进我国煤电有序发展的通知》文件要求，密切关注煤电规划建设风险预警提示，有序规划和建设煤电项目，科学确定和严格控制煤电新开工规模，避免进一步加剧煤电产能过剩。二是坚持集中与分布式相结合的原则发展新能源。在具有消纳能力的地区继续推进风电、光伏发电发展，积极推动中东部地区分散式、分布式新能源开发，实现低压并网就地消纳；有关部门及地方在分布式发电的电价、融资、并网、建筑屋顶物权等方面加大政策扶持和创新力度；调动各方面的积极性，鼓励大型发电企业积极参与分布式发电开发。三是加快推进城乡配电网及农网升级改造，促进新能源就地消纳、提高电能替代比重。各级政府及相关企业要认真贯彻落实国务院关于实施新一轮农网改造升级工程电视电话会议精神，以及国家发展改革委《关于加快配电网建设改造的指导意见》、国家能源局《配电网建设改造行动计划(2015～2020年)》等文件要求，加快编制并落实相关专项规划及政策措施，实现配电网布局优化，满足分布式能源及电动汽车快速发展的接入要求，促进新能源就地消纳、提高电能替代比重，并为智慧化用电发展提供保障。 　　（二）坚持输出与就地消纳并重，加快建立辅助服务市场、提高系统综合调峰能力，着力解决“弃水”、“弃风”、“弃光”问题 　　一是扩大可再生能源在更大范围内平衡消纳能力。提高已投运的跨省区输电通道利用效率；结合规划加快跨省区输电工程特别是水电、风电外送通道建设。二是千方百计提高可再生能源发电就近消纳能力。认真落实国家发改委《关于开展可再生能源就近消纳试点的通知》（发改办运行[2015]2554号），鼓励风电、光伏发电企业参与电力直接交易，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，积极推广电采暖等多种形式的电能替代。三是加快建立辅助服务市场，提高系统综合调峰能力。加快调峰等辅助服务市场建设，在建立相应市场激励机制的基础上加快将部分有条件的煤电机组改造为深度调峰机组，鼓励热电联产、自备电厂积极参与调峰，充分发挥抽水蓄能机组和储能设备的快速调峰能力，着力提高电网的可再生能源消纳能力。四是推广实行峰谷分时电价、完善阶梯电价制度。针对居民等电力用户实行峰谷分时电价等需求侧管理，并适当加大峰谷电价差，提高低谷时段电网负荷水平，促进低谷电能消费；在当前电力消费需求放缓、电力供应能力总体富余的形势下，完善阶梯电价制度，促进电能消费并提高电能替代规模，提升电能占终端能源消费比重。 　　（三）积极稳妥、统筹推进电力用户直接交易，完善市场交易规则并加强市场秩序监管 　　一是积极稳妥，统筹推进。各地应遵循我国市场化改革的整体部署，结合本地自身实际，积极稳妥，统筹推进电力用户直接交易；直接交易推进过程中，既要满足国家有关直接交易电量比例放开的进度安排，也要避免推进过快但相关规则尚未健全而出现的不规范竞价；尚未启动直接交易试点的地区要积极探索并尽快启动，为明后年进一步扩大直接交易比例做好准备。二是完善市场交易规则，着力培育各类市场主体。严格遵循电力体制改革9号文和国家有关改革配套文件精神，尽快建立并完善电力直接交易相关交易规则；坚持市场为主、政府引导为辅的原则，厘清政府职责与市场边界；积极探索交易方式，着力规范电力市场主体的准入管理、培育各类市场主体，规范交易双方的交易行为，推动电力市场体系建设。三是加强市场秩序监管。国家有关部门密切跟踪、加强电力用户直接交易监管，对地方政府直接指定交易对象、电量、电价等非市场行为及时纠正，禁止不符合国家产业政策的企业参与直接交易；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。

　　前三季度，受宏观经济尤其是工业生产下行、产业结构调整、工业转型升级以及气温等因素影响，全社会用电同比增长0.8%；第二产业用电同比下降1.0%，其中黑色金属冶炼和建材行业用电增速同比分别下降7.8%和6.4%，是第二产业用电量下降的主因，四大高耗能行业用电比重同比降低0.9个百分点，反映出我国工业转型升级步伐加快，电能利用效率不断提升；第三产业用电量增长7.3%，同比提高1.7个百分点，所占比重提高0.8个百分点，反映出国家加大经济结构调整取得良好效果；居民生活用电增长4.6%，同比提高2.8个百分点。新增发电装机创近年来同期最高，9月底6000千瓦及以上发电装机13.85亿千瓦，电力供应能力充足，非化石能源高速增长，火电发电量持续负增长、设备利用小时同比降幅扩大。全国电力供需较去年更为宽松、部分地区富余，运行安全稳定。 　　预计四季度电力消费需求总体与三季度大致持平，全年全社会用电量同比增长不超过1.0%。全年新增装机超过1亿千瓦，年底全口径发电装机容量超过14.7亿千瓦，其中非化石能源发电装机比重提高至35%左右。预计全国电力供需更为宽松、部分地区过剩，全年全国火电设备利用小时低于4400小时，回落幅度较大。 　　一、前三季度全国电力供需状况 　　（一）电力消费增速明显回落，第三季度降至2009年三季度以来季度最低水平。前三季度全国全社会用电量4.13万亿千瓦时，同比增长0.8%，增速同比回落3.0个百分点。主要原因：一是宏观经济及工业生产增长趋缓，特别是部分重化工业生产明显下滑的影响。前三季度，规模以上工业增加值增速同比回落2.3个百分点，产能过剩矛盾相对突出的粗钢、生铁、水泥和平板玻璃产量同比分别下降2.1%、3.3%、4.7%和7.5%。二是气温因素影响。据国家气象部门监测，一季度全国平均气温比常年同期偏高，5月下旬至7月中旬、9月上旬大部分地区气温较上年同期偏低，影响用电负荷增长。三是产业结构调整和工业转型升级影响。国家推进经济结构调整和工业转型升级取得成效，高耗能行业比重下降，电能利用效率提升。四是电网线损率降低影响。前三季度全国线损率同比下降0.3个百分点，拉低全国用电增长近0.3个百分点。电力消费主要特点有： 　　一是电力消费结构继续优化，国家加大经济结构调整和工业转型升级取得良好成效。第三产业和居民生活用电占全社会用电的比重同比分别提高0.8和0.5个百分点，而第二产业比重降低1.3个百分点，其中四大高耗能行业用电量比重同比降低0.9个百分点。 　　二是第二产业及其工业用电下降，黑色金属冶炼和建材行业用电量大幅下降是主因。第二产业及其工业用电同比分别下降1.0%和0.9%，是全社会用电量低速增长的主要原因。四大高耗能行业合计用电同比下降2.2%，各季度增速降幅逐季扩大，其中黑色金属冶炼和建材行业用电同比分别下降7.8%和6.4%，同比分别回落9.6和13.7个百分点，两个行业合计用电增长对全社会用电增长的贡献率为-137.8%。若扣除这两个行业，则全社会用电同比增长2.4%，第二产业及其工业用电分别增长0.8%和0.9%。 　　三是第三产业用电保持中高速增长，信息软件业用电延续高速增长势头。第三产业用电同比增长7.3%，同比提高1.7个百分点，第三产业用电较快增长充分印证了我国第三产业增加值保持较快增长，已经成为当前稳定GDP增长的主要支撑力量。其中，信息传输计算机服务和软件业用电同比增长15.1%，延续高速增长势头；住宿和餐饮业用电增长3.1%，同比提高2.7个百分点。 　　四是城乡居民生活用电量中速增长，增速同比回升。居民生活用电同比增长4.6%，同比提高2.8个百分点，一定程度上反映出城乡居民收入保持较快增长，国家惠民生、保民生政策效果显现。 　　五是东中部用电量回落幅度较小，东北地区用电量负增长。东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长0.8%、0.3%、1.9%和-1.8%，增速同比分别回落2.6、1.4、4.9和4.0个百分点。 　　（二）电力供应能力充足，非化石能源高速发展，火电设备利用小时继续下降。9月底全国6000千瓦及以上电厂装机13.85亿千瓦，同比增长9.4%。前三季度全国规模以上电厂发电量同比增长0.1%，其中非化石能源发电量同比增长7.7%。全国发电设备利用小时2972小时，同比降低232小时。电力供应主要特点有： 　　一是水电投资连续两年下降，水电发电量先增后降。水电投资不足2013年同期一半。9月底6000千瓦及以上水电装机2.74亿千瓦，全国主要发电企业常规水电在建规模萎缩至2400万千瓦。前三季度规模以上电厂水电发电量同比增长3.5%，上半年各月大都保持10%以上增长（除5月份外），下半年连续3个月负增长；设备利用小时2639小时，同比减少84小时。 　　二是并网风电、太阳能装机及发电量高速增长。全国并网风电装机容量10885万千瓦、同比增长28.3%，发电量同比增长23.5%，设备利用小时1317小时、同比降低23小时。全国并网太阳能发电装机3392万千瓦，同比增长61.4%，发电量294亿千瓦时、同比增长74.0%，设备利用小时996小时。 　　三是核电投产规模创历年同期新高，发电量高速增长。新投产5台核电机组，9月底全国核电装机2414万千瓦，在建规模2769万千瓦。前三季度发电量同比增长32.4%，设备利用小时5525小时，同比增加19小时。 　　四是火电新增装机较大，火电发电量负增长，设备利用小时降幅扩大。新增火电装机3955万千瓦。9月底全国6000千瓦及以上火电装机9.47亿千瓦（其中煤电8.55亿千瓦），同比增长6.8%。前三季度火电发电量同比下降2.2%，设备利用小时3247小时（其中煤电3330小时）、同比降低265小时，连续20个月同比降低。 　　五是跨区送电低速增长，省间输出电量同比下降。跨区送电量同比增长1.0%，同比回落13.4个百分点。跨省输出电量同比下降2.6%，同比回落15.2个百分点。南方电网区域西电东送电量同比增长12.5%。三峡电站送出电量同比下降13.6%。 　　六是电煤供应持续宽松，发电用天然气供应总体平稳。国内煤炭市场供应充足，电煤供需总体宽松。全国天然气消费需求增长放缓，天然气发电供气总体平稳，因气价偏高和补贴不到位，部分天然气电厂仍然持续亏损。 　　（三）全国电力供需较上年更为宽松、部分地区富余。东北和西北区域供应能力富余较多，华北、华中和南方区域供需总体宽松、部分省份富余，华东区域供需总体宽松，但省级电网中，山东、江西、河南个别时段存在错峰，海南8月前电力供需矛盾较为突出。 　　二、四季度及全年全国电力供需形势预测 　　（一）全年电力消费增速低于上年。综合考虑宏观经济形势、冬季气温、上年四季度高基数以及电能替代等因素，预计四季度电力消费需求与三季度大致持平，全年全社会用电量5.55万亿千瓦时，同比增长不超过1.0%，低于上年。 　　（二）电力供应能力充足，非化石能源发电装机比重继续提高。预计全年新增发电装机超过1亿千瓦，其中非化石能源发电装机比重超过53%。预计年底全国发电装机超过14.7亿千瓦，同比增长超过7.5%，其中非化石能源发电装机比重提高到35%左右。 　　（三）四季度全国电力供需更为宽松、部分地区过剩。预计东北和西北区域电力供应能力富余较多，华北、华中和南方区域电力供需总体宽松、部分省份富余，华东区域电力供需总体宽松。预计全年发电设备利用小时4000小时左右，其中火电设备利用小时低于4400小时，降幅较大。 　　三、有关建议 　　（一）研究编制好经济新常态下的电力工业“十三五”规划。我国经济发展已经进入新常态，电力消费从高速增长向下换挡为中速甚至中低速增长。在电力供需宽松、部分地区过剩的环境下，要实行调整存量和做优增量并重，着力推动电力行业提质增效升级，发展主要从外延式扩张转变为主要依靠创新和深化改革来推动。建议，一是做好新常态下的电力需求分析预测。准确把握经济新常态三大特点，总结历史数据，分析国际经验，掌握经济社会发展与电力需求增长的普遍规律，顺应电力需求增速换挡大势，实事求是做好“十三五”及中长期电力需求预测。二是科学统筹确定非化石能源发电发展规模，加快提高国家电气化水平。按照国家“四个全面”战略布局，落实国家确定的2020年和2030年能源结构调整目标和大气污染治理目标，科学统筹确定非化石能源发电发展规模，稳步推进电力绿色化转型和安全可靠供应，满足经济社会发展的有效需求。同时，加快在工业、交通运输业、建筑业等领域推广实施电能替代战略，提高全社会电气化水平和电能占终端能源消费中的比重。三是坚持电力统一规划，着力提供用得起的安全绿色电能。立足电力行业全局，统筹规划水电、煤电、核电、天然气发电、新能源发电以及电网发展目标、结构和布局，优化配置好非化石能源发电品种，优先发展水电和核电，提高新能源发电发展质量，控制煤炭消费总量、提高电煤占煤炭消费的比重，建立分布式电源发展新机制，推进电网智能化，着力提供用得起(即经济社会发展可承受、可促进国内产业提升国际竞争力和电力行业可持续发展)的安全绿色电能。四是统筹电力发展与改革，稳妥有序深化改革。严格贯彻落实《关于深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9号)要求，及时出台相关实施细则或办法，积极有序推进试点，稳妥推进改革。在强化国家统一电力规划下，稳妥有序探索通过公开市场招标择优确定投资主体制度，发挥市场在电力资源配置中的决定性作用。 　　（二）严格控制电源开工规模，优化增量结构，稳定经济增长。在电力需求增速向下换挡和全国电力供需宽松、部分地区过剩的情况下，发电装机容量受建设周期影响还将延续高速增长，未来2-3年电力供需将延续过剩。同时，经济结构调整带来用电负荷峰谷差加大，非化石能源发电比重快速上升使电力系统调峰能力明显不足，造成煤电利用小时持续下降和电力行业发展质量、效益下降。现阶段，经济下行压力大，“稳增长”、“调结构”和“惠民生”任务重，还需要电力行业通过“调整存量、做优增量”来实现行业提质增效和稳定经济增长双重目标。为此，从“做优增量”上看，一是严格控制电源新开工规模。结合当前及“十三五”期间电力消费增速向下换挡的实际，科学确定和严格控制新开工投产规模，消化好现有过剩能力，使全国电力供需从更为宽松、部分地区过剩加快转变为总体平衡。相关政府部门既要严格控制煤电开工规模，也要适当控制具有明显随机性、间歇性、波动性的风电和光伏发电的开发节奏，以避免过快发展造成发电能力过剩加剧、行业资产利用效率下降、国家财政补贴能力不足加剧和可再生能源电价附加上调压力加剧。发电企业在煤电设备利用小时持续下降的大背景下，要提升风险管控意识，控制好煤电项目开发建设节奏，调整优化投资结构。二是提高调峰电源比重。在严格控制电源开工规模情况下，加快建设抽水蓄能等调峰电源，加强光热电站政策研究和加快示范项目建设，提高电力系统调峰电源比重，加快提高电力系统调峰能力，以提高消纳可再生能源发电能力，提高行业资产利用效率和效益。三是增加水电和核电开工规模。相比风电和太阳能风电，水电和核电不仅同样具有良好绿色低碳性能，还有发电成本较低和发电容量效用高的比较优势，在严格控制电源总开工规模情况下，可适度增加开工这两类项目规模，为拉动和稳定经济增长、促进电力结构绿色转型和低碳发展、保障电力中长期安全经济供应发挥作用。四是加快清洁能源基地外送电通道建设以及城乡配电网建设改造。要着力解决电源电网不协调问题，加快跨区跨省电网通道建设，特别是要认真贯彻落实国家发展改革委《关于加快配电网建设改造的指导意见》和国家能源局《配电网建设改造行动计划(2015～2020年)》等文件要求，各级政府加快组织研究编制配电网专项规划和出台落实相关政策措施，电网企业加快有序实施规划，做到规划落地、项目生根、政策见效，实现惠民生、稳增长、调结构和促升级目标。 　　（三）远近结合、多措并举，着力“调整存量”，加快解决好“弃水”、“弃风”、“弃光”和产能过剩问题。要从行业全局来统筹调整存量，加快解决好“弃水”、“弃风”和“弃光”和产能过剩问题。一方面要强化电力统一规划，真正做到各类电源之间、电源电网之间相协调，区域布局及项目与消纳市场、配套电网以及调峰电源相统筹，健全国家规划刚性实施机制；另一方面要调整新能源发电发展思路，风电和光伏发电发展应坚持集中与分散相结合原则，近中期优先鼓励分散、分布式开发。同时，要采取应急措施，包括：一是建设跨区跨省通道。结合规划提出云南、四川和“三北”等可再生能源基地的跨省区消纳应急输电通道工程，尽早核准和建设。二是严控电源开工。严格控制电力富余较多以及“弃水”、“弃风”和“弃光”严重地区的电源开工规模，集中消化现有过剩能力。三是创新探索消纳新途径。认真落实国家发展改革委《关于开展可再生能源就近消纳试点的通知》（发改办运行〔2015〕2554号）要求，大胆探索创新，努力解决“弃风”、“弃光”问题，总结经验后推广。特别要高度重视冬季北方供热与风电消纳对电力系统安全稳定运行的影响，加强各类机组协调调度，在保障电力系统安全稳定运行基础上，积极探索风电清洁供暖工作，提高风电消纳能力。四是发挥市场机制作用，促进增供扩销。加快建设和利用电力市场交易平台有序开展电力交易，发挥价格在市场调节和分配方面的决定性作用，既能有效降低企业用电成本、促进企业生产，又能做大电量市场、通过激发消费量来解决电力设备利用率下降问题，实现交易各方利益最大化。同时，要加快实施电能替代，实现电力增供扩销。 　　（四）加快充电基础设施建设，促进电动汽车产业发展。大力推进充电基础设施建设，对于促进电动汽车产业发展、优化能源结构以及实现稳增长、惠民生具有重要意义。要加快把国务院办公厅《关于加快电动汽车充电基础设施建设的指导意见》（国办发〔2015〕73号）贯彻落实到位，一是加强统筹规划。加强充电基础设施发展顶层设计，按照“因地制宜、快慢互济、经济合理”的要求，根据各地发展实际，做好充电基础设施建设整体规划。各级政府要将充电基础设施专项规划有关内容纳入城乡规划，将充电基础设施配套电网建设与改造项目纳入配电网专项规划，在用地保障、廊道通行等方面给予支持。二是统一标准规范。加快制修订充换电关键技术标准，完善有关工程建设、运营服务、维护管理的标准。严格按照工程建设标准建设改造充电基础设施，健全电动汽车和充电设备的产品认证与准入管理体系，促进不同充电服务平台互联互通，提高设施通用性和开放性。加快修订出台充电接口及通信协议等标准，积极推进充电接口互操作性检测、充电服务平台间数据交换等标准的制修订工作，实现充电标准统一。三是充分发挥市场主导作用，创新商业合作与服务模式。通过推广政府和社会资本合作（PPP）模式、加大财政扶持力度、建立合理价格机制等方式，引导社会资本参与充电基础设施体系建设运营。立足于“互联网+”平台，树立网络思维，把充电设施网、电动汽车网和电力网深度融合，推进投融资模式创新、产业链创新和商业运营模式创新。四是电网企业按照配电网规划加强配套电网建设与改造，确保电力供应满足充换电设施运营需求。 　　（五）依法科学安排煤电超低排放改造。随着《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）的实施，电力大气污染物排放量快速下降，2014年电力二氧化硫、氮氧化物、烟尘排放量分别较排放峰值下降了54%、38%、76%。GB13223-2011标准已经是世界最严标准，在此之上进一步要求超低排放改造，建议，一是需要高度重视超低排放改造的可靠性、稳定性和经济性，并将行政要求逐步纳入法制轨道。二是在超低排放改造过程中，要统筹协调煤电超低排放改造的时点，因地、因厂、因煤制宜科学选择技术路线，科学安排合理改造工期，保障电力热力的供应和环保设施的改造质量。

　　受宏观经济尤其是工业生产下行、产业结构调整以及气温偏暖等因素影响，一季度全社会用电量同比增长0.8%，创2009年三季度以来的季度最低增速；第二产业用电同比下降0.6%，其中黑色金属冶炼和建材行业用电同比分别下降6.8%和4.4%、增速同比分别回落8.5和15.1个百分点，四大高耗能行业对全社会用电增长的贡献率为-48.1%；城乡居民生活用电同比增长2.6%，增速同比和环比分别回落3.3和1.2个百分点；第三产业用电增长7.0%，维持较快增长，其中信息业消费持续保持旺盛势头。发电新增装机创同期最高水平、电力供应能力充足，全国全口径发电装机容量13.8亿千瓦，其中并网风电装机容量突破1亿千瓦，非化石能源发电量持续快速增长，火电发电量自2014年7月份以来持续负增长、设备利用小时同比下降。全国电力供需总体宽松，运行安全稳定。 　　后三季度，全国电力消费需求增速有望总体回升，预计全年全社会用电量增长3%-5%，其中上半年增长2%左右。全年新增发电装机1亿千瓦左右，年底全国发电装机达到14.6亿千瓦，其中非化石能源发电装机比重提高至35%左右。全国电力供需进一步宽松，其中东北和西北区域电力供应能力富余较多，华东和华中区域电力供需总体平衡，华北区域电力供需总体平衡、部分地区偏紧，南方区域电力供需总体平衡、海南电力缺口较大；全国火电设备利用小时将创历史新低。电力行业发展要着力提质增效，在合理控制新开工和投产规模基础上，加快加大水电、核电和调峰电源建设，拉动和稳定经济增长，提高电力资产利用效率和效益；适度控制新能源发电建设节奏，加快跨省区送电通道及配电网建设，着力解决“弃水”、“弃风”和“弃光”问题；全面贯彻落实中发[2015]9号文件，在试点基础上，加快研究制定各项实施细则意见；加强电力需求侧管理，加快实施电能替代战略。 　　一、一季度全国电力供需状况 　　（一）电力消费增速创2009年三季度以来新低。一季度全国全社会用电量1.29万亿千瓦时、同比增长0.8%，为2009年三季度以来的季度最低增速，增速同比回落4.6个百分点、环比回落2.7个百分点。主要原因：一是宏观经济尤其是工业生产下行及产业结构调整的影响。当前市场需求增长乏力，工业生产及固定资产投资增速放缓，房地产市场仍然低迷，企业订单不足，导致企业减产。同时，国家实行转方式、调结构政策，加大节能减排力度，单位GDP电耗下降较快。二是气温偏暖影响。前三月全国平均气温分别比常年同期偏高1.9℃、1.5℃和1.7℃，采暖负荷增长放缓。 图1 2010-2015年一季度全社会及各产业用电量增长情况图 　　电力消费结构优化。第三产业和城乡居民生活用电量占全社会用电量比重同比分别提高0.8和0.3个百分点，第二产业和第一产业比重分别降低1.0、0.1个百分点。四大高耗能行业（化工、建材、黑色金属冶炼、有色金属冶炼）用电量比重同比降低0.6个百分点。 　　 　　第三产业用电保持较快增长，信息业消费持续保持旺盛势头。第三产业用电同比增长7.0%、同比提高0.3个百分点，成为稳定全社会用电增长的最主要拉动力。其中，信息传输计算机服务和软件业用电同比增长15.9%；交通运输仓储邮政业、批发和零售业用电增速均超过7%；住宿和餐饮业用电仅同比增长2.5%。 　　 　　城乡居民生活用电低速增长。城乡居民生活用电同比增长2.6%，增速同比和环比分别回落3.3和1.2个百分点，主要是受气温偏暖导致采暖负荷增长放缓影响。 　　黑色金属冶炼及建材行业用电明显下降导致第二产业用电负增长。第二产业用电同比下降0.6%，其中工业用电同比下降0.7%，制造业用电零增长。四大高耗能行业合计用电同比下降1.3%，增速同比和环比分别回落5.5和3.4个百分点，其中黑色金属冶炼和建材行业同比分别下降6.8%和4.4%；四大行业增速回落是制造业、工业及第二产业用电增速回落的最主要原因。 　　 　　中部和东北地区用电同比负增长，中、西部地区用电增速回落幅度较大。东、中、西部和东北地区全社会用电同比分别增长1.3%、-0.8%、1.9%、-2.1%，增速同比分别回落2.8、6.6、6.6和3.6个百分点。总体来看，东部地区用电增速回落幅度相对较小，是全社会用电量增长的主要稳定力量；中、西部高耗能产业比重相对偏大，其用电放缓导致全社会用电增速回落幅度较大；东北作为原材料基地和重化工基地，产业结构相对单一，用电增长持续低迷。 图2 2014、2015年一季度各地区用电量增速情况图 　　（二）电力供应能力充足，非化石能源发电延续较快增长，火电发电量连续9个月负增长、利用小时继续下降。3月底全国6000千瓦及以上电厂装机为13.4亿千瓦、同比增长9.2%。一季度全国规模以上电厂发电量1.31万亿千瓦时、同比下降0.1%；全国发电设备利用小时954小时，同比降低84小时。 　　水电发电量高速增长，水电投资连续3年同比下降。水电投资不足2012年同期(水电完成投资最多)的一半。3月底全国6000千瓦及以上水电装机同比增长8.0%，全国主要发电企业常规水电在建规模萎缩至2750万千瓦。全国规模以上电厂水电发电量同比增长17.0%，设备利用小时609小时，是2006年以来同期最高，同比增加58小时。 　　并网风电装机突破1亿千瓦，并网太阳能发电装机高速增长。3月底全国并网风电装机10064万千瓦、增长26.9%，发电量增长24.6%，设备利用小时483小时、同比增加4小时。全国并网太阳能发电装机同比增长51.6%，发电量同比增长58.4%。 　　核电发电量高速增长。全国核电装机容量同比增长34.1%，一季度发电量同比增长29.7%，设备利用小时1638小时、同比降低202小时,其中辽宁仅为1097小时。 　　火电发电量连续9个月同比负增长。3月底全国6000千瓦及以上火电装机同比增长6.6%。受电力消费需求放缓、非化石能源发电量高速增长等因素影响，火电发电量同比下降3.7%，自2014年7月份以来连续9个月负增长；设备利用小时1106小时（其中煤电1144小时），同比降低122小时。 　　跨区送电低速增长，省间输出电量同比下降。跨区送电量同比增长3.5%，跨省输出电量同比下降2.7%。南方电网区域西电东送电量同比增长39.9%；三峡电站送出电量同比增长9.0%。 　　电煤供应持续宽松，发电用天然气供应总体平稳。全国煤炭市场需求低迷，国内煤炭市场供应充足，电煤供需总体宽松。一季度天然气消费需求放缓，除海南等个别地区外的天然气发电供气总体有保障，部分天然气电厂因地方补贴不到位仍然继续亏损。 　　（三）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，华北、华中、华东和南方区域供需总体平衡、部分省份供应能力盈余；省级电网中，江西、西藏部分时段存在错峰情况，海南供需矛盾较为突出。 　　二、后三季度全国电力供需形势预测 　　（一）后三季度电力消费增速总体回升。综合考虑宏观经济形势、气温及基数、工商业用电价格下调以及电能替代等因素，预计后三季度用电量增速有望总体回升，预计上半年全社会用电量2.68万亿千瓦时、同比增长2%左右；全年全社会用电量5.69-5.80万亿千瓦时、同比增长3%-5%。 　　（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2015年基建新增发电装机容量1亿千瓦左右，其中非化石能源发电超过5300万千瓦。预计年底全国发电装机容量14.6亿千瓦、同比增长7.5%左右，其中非化石能源发电5.1亿千瓦、占总装机比重35%左右。 　　（三）后三季度全国电力供需进一步宽松。预计东北和西北区域电力供应能力富余较多，华东、华中和南方区域供需总体平衡、部分省份供应能力盈余，华北区域供需总体平衡、部分省份供应偏紧。预计全年发电设备利用小时4130小时左右，其中火电设备利用小时将跌破4600小时，再创新低。 　　三、有关建议 　　（一）合理控制新开工规模，加快加大水电、核电和调峰电源建设，拉动和稳定经济增长，提高电力资产利用效率和效益 　　随着电力供需进一步宽松和电力消费换挡到中速增长，电力行业发展重心从主要解决用电“有没有”问题转移到主要解决“好不好”问题，即要着力推动电力结构调整、促进行业提质增效升级。为此，要因地制宜、远近结合，合理控制电源新开工规模，在此基础上，一是提高电力系统调峰电源比重，减轻煤电机组深度调峰负担，降低煤电机组供电煤耗和污染物排放，提高各类型电力资产尤其是煤电资产的利用效率和效益。应因地制宜、因技术经济条件支撑和当地电力供需情况，以环境质量改善为目标，稳妥有序推进大气污染物超低排放改造，避免环境效益差、经济代价大、能源消耗多、带来二次污染的超低排放改造。二是加快加大水电和核电建设，提高年度新开工规模中水电和核电比重，既能够拉动和稳定经济增长，又能够有效规避当前供需宽松困局，且能够确保电力结构绿色转型和保障电力中长期安全经济供应。 　　（二）适度控制新能源发电建设节奏，加快加大跨省区送电通道及配电网建设，着力解决“弃水”、“弃风”和“弃光”问题 　　近几年来我国新能源发电发展迅速，政府、行业及企业采取了多项措施来促进消纳，但“弃水”、“弃风”和“弃光”问题仍然存在，今年一季度吉林、甘肃、内蒙古等地“弃风”限电比例超过20%，据相关单位预测，今年四川和云南“弃水”电量可能分别超过100和300亿千瓦时。为此建议，一是适度控制新能源发电建设节奏，调整新能源发电思路，提高新能源发电利用率。大力发展非化石能源发电应该是优先发展发电成本较低、容量品质较好和环境效益好的水电和核电，过快发展风电和光伏发电将造成生产能力过剩进一步加剧、电力资产利用率进一步下降、全社会电价上涨压力进一步加大和国家财政补贴能力不足进一步显现，需要适度控制新能源发电建设节奏。同时，发展风电和光伏发电应坚持集中与分散相结合原则，近中期优先鼓励分散、分布式开发。二是加快加大清洁能源基地的跨省区输电通道建设，尽快核准开工建设西南水电基地外送通道，确保现有电源过剩能力得到更大范围消纳、新增电源能及时送出。三是严格落实《关于改善电力运行调节、促进清洁能源多发满发的指导意见》文件，在年度电量平衡中预留空间和优先消纳、加大调峰辅助服务等市场机制，加强厂网协调，促进清洁能源消纳。四是加快加大配电网建设和智能化升级改造，提高电力系统对分布式电源消纳能力和供电质量。 　　（三）全面贯彻落实中发[2015]9号文件，在试点基础上，加快研究制定各项改革实施细则和配套文件 　　中共中央国务院以中发[2015]9号文正式下发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，明确提出要按照管住中间、放开两头的体制架构，实行 “三放开、一独立、三强化”。当前，一是要按照国家发展改革委的总体部署，按照先试点再推广原则稳妥有序推进改革。逐步扩大输配电价改革试点范围，加快研究制定各项改革实施细则和配套文件。二是加快建立辅助服务分担共享新机制。结合近些年日益增大的电网调峰、调频、 调压和用户可中断负荷等辅助服务新要求，完善并网发电企业辅助服务考核机制和补偿机制。根据电网可靠性和服务质量，按照谁受益、谁承担的原则，建立用户参与的辅助服务分担共享机制。用户可以结合自身负荷特性，自愿选择与发电企业或电网企业签订保供电协议、可中断负荷协议等合同，约定各自的辅助服务权利与义务，承担必要的辅助服务费用，或按照贡献获得相应的经济补偿。三是加快制定《自备电厂管理办法》，加强和规范自备电厂监督管理。规范自备电厂准入标准，自备电厂的建设和运行应符合国家能源产业政策和电力规划布局要求，严格执行国家节能和环保排放标准，公平承担社会责任，履行相应的调峰义务。拥有自备电厂的企业应按规定承担与自备电厂产业政策相符合的政府性基金、政策性交叉补贴和系统备用费。完善和规范余热、余压、余气、瓦斯抽排等资源综合利用类自备电厂相关支持政策。 　　（四）加强电力需求侧管理，加快实施电能替代战略 　　在今年全国电力供需进一步宽松形势下，海南、山东等地区仍然存在电力缺口，极端气候条件下部分地区电力供应仍会比较紧张，电力安全稳定运行压力依然较大。为此建议，一是认真做好迎峰度夏电力运行工作方案及预案，统筹电力供需平衡及要素保障。二是加快供需偏紧地区重点电源和电网项目建设，加大跨区跨省电力调度和互济力度，最大限度保障电力供应。三是加快在工业、交通运输业、建筑业等领域推广实施电能替代战略，提高全社会电气化水平，不断提升电能占终端能源消费比重。

　　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著，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。

　　 　　一季度，国民经济开局平稳，全国电力供需总体平衡、运行安全稳定。电力消费需求平稳增长，全社会用电量同比增长5.4%；第三产业及城乡居民生活用电增速相对偏低，分别增长6.6%和6.0%；第二产业用电增长5.3%，其中四大高耗能行业用电增速回落，但设备制造业实现两位数增长；西部地区用电增速继续领先，中部地区增速同比回升幅度较大。电力供应能力总体充足，发电装机容量同比增长9.5%，非化石能源发电增速高于全国平均增长水平，各类电源投资同比明显下降，水电、火电和风电设备利用小时均同比降低。 　　展望后三季度，我国经济增长有望平缓回升，用电需求增速也将稳中有升。预计上半年全社会用电量同比增长6%左右，全年增长7.0%左右。年底全国发电装机13.4亿千瓦左右。预计全国电力供需总体平衡，部分地区供需宽松与局部地区供需偏紧并存，东北和西北区域电力供应能力富余较多，华北、华中区域部分省份在迎峰度夏期间的用电高峰时段电力供需可能偏紧。 　　一、一季度全国电力供需情况分析 　　（一）全社会用电量增长总体平稳 　　一季度，全社会用电量1.28万亿千瓦时、同比增长5.4%，增速同比提高1.1个百分点，但比上年四季度回落3.0个百分点，其主要原因：一是暖冬影响，导致第三产业及城乡居民生活的采暖用电负荷减少；二是国家主动加大化解产能过剩矛盾力度，加上华北等部分地区治理严重雾霾天气，部分工业企业减产或停产；三是宏观经济增长放缓，特别是固定资产投资增速回落，出口负增长等。 　　电力消费结构进一步调整。第三产业、城乡居民生活用电占全社会用电比重同比分别提高0.2和0.1个百分点，而第一产业、第二产业用电比重同比分别降低0.2和0.1个百分点，四大高耗能行业用电比重同比降低0.3个百分点。 图1　2013、2014年一季度电力消费结构对比图 　　第三产业及城乡居民生活用电增速相对偏低。第三产业用电同比增长6.6%，为“十一五”以来的季度最低增速，分别比上年同期及四季度回落2.6和1.9个百分点。城乡居民生活用电同比增长6.0%，比上年四季度增速回落4.0个百分点。 　　设备制造业用电实现两位数增长，四大高耗能行业用电增速回落。第二产业用电同比增长5.3%，对全社会用电增长的贡献率达70.5%。制造业用电增长5.7%，其中设备制造业用电增长10.9%，四大高耗能行业用电增长4.2%、增速分别比上年同期及四季度回落1.1和4.4个百分点，制造业用电结构的变化，充分反映出国家主动化解部分行业产能过剩和优化调整产业结构等宏观调控政策的效果已经显现。 　　西部地区用电增速继续领先，中部地区用电增速同比回升幅度较大。东、中、西部和东北地区全社会用电量分别增长4.1%、5.8%、8.4%和1.5%。其中，中部和东部地区用电增速同比分别回升4.5和1.8个百分点，而东北和西部地区用电增速同比分别回落2.8和1.9个百分点。 图2　2013、2014年一季度各地区用电量增速情况图 　　（二）各类电源投资明显下降，水电、火电及风电设备利用小时同比降低 　　一季度，电力工程完成投资同比下降5.6%，其中电源投资同比下降23.5%、电网投资同比增长13.4%；基建新增发电装机1315万千瓦，其中新增非化石能源发电装机764万千瓦。截至3月底全国6000千瓦及以上电厂装机容量为12.24亿千瓦，同比增长9.5%。全国规模以上电厂发电量1.27万亿千瓦时、同比增长5.8%。全国发电设备利用小时1038小时、同比降低36小时。 　　水电在建规模大幅萎缩、投资明显下降。3月底全国主要发电企业水电在建规模已降至4400万千瓦、同比减少2200万千瓦，投资同比下降38.3%。新增装机409万千瓦，截至3月底 6000千瓦及以上装机2.46亿千瓦、同比增长13.7%。发电量同比增长9.7%，设备利用小时551小时、同比降低47小时。 　　风电投资下降、设备利用小时同比降低。一季度完成投资同比下降18.1%，新增装机196万千瓦，截至3月底并网装机7929万千瓦、同比增长23.6%。发电量同比增长11.0%，设备利用小时479小时、同比降低56小时。 　　并网太阳能发电装机同比大幅增长。截止3月底全国并网太阳能发电装机1758万千瓦、为上年同期的4.4倍，发电量46.2亿千瓦时。 　　核电投资同比下降，3月份核电新投产一台机组。一季度投资同比下降11.2%，3月份广东阳江核电站1号机组投产，截至3月底装机1569万千瓦、同比增长25.3%。发电量增长16.3%，设备利用小时1840小时、同比提高17小时。 　　火电投资及新增装机同比下降。一季度完成投资同比下降13.9%，新增装机566万千瓦，截至3月底 6000千瓦及以上火电装机8.66亿千瓦、同比增长5.5%。发电量同比增长4.7%，设备利用小时1228小时、同比略降2小时。 　　跨区送电保持快速增长。一季度跨区送电量523亿千瓦时、同比增长15.7%；跨省输出电量1787亿千瓦时、同比增长8.9%。南方电网区域西电东送电量同比下降1.6%。 　　电煤供应总体宽松，天然气供应紧张。国内煤炭市场供应充足，煤炭价格先降后稳。天然气需求增长强劲，供暖期部分燃机发电供气受限。自非居民用天然气价格上调以来，部分燃机发电企业因地方补贴不到位出现持续亏损。 　　（三）全国电力供需总体平衡 　　一季度，全国电力供需总体平衡，其中，华北、华中和华东区域电力供需总体平衡，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，陕西、西藏和海南电网有少量错避峰。 　　二、后三季度电力供需形势预测 　　（一）后三季度电力消费增速稳中有升，全年增速低于上年 　　综合各部门和机构的预测结果，我国经济有望平缓回升，全年GDP增长7.5%左右。综合考虑我国经济增长及产业结构调整、国家大气污染防治与节能减排、化解钢铁等高耗能行业产能过剩矛盾以及2013年迎峰度夏期间持续高温导致用电基数偏高等因素，预计上半年我国全社会用电量同比增长5.5%-6.5%，暂推荐增长6%左右，预计全年全社会用电量同比增长6.5%-7.5%，继续推荐增长7.0%左右。 　　（二）电力供应能力充足，非化石能源发电装机比重继续提高 　　预计上半年新增发电装机3400万千瓦左右，全年新增9600万千瓦左右，其中非化石能源发电6000万千瓦左右。预计年底全国发电装机达到13.4亿千瓦，其中非化石能源发电4.5亿千瓦左右，非化石能源发电占比接近34%。 　　（三）后三季度全国电力供需总体平衡 　　预计后三季度全国电力供需总体平衡，部分地区供需宽松与局部地区供需偏紧并存。东北和西北区域电力供应能力富余较多；华东和南方区域电力供需总体平衡；受跨区通道能力制约、部分机组停机进行脱硝等环保改造以及天然气价格上调影响机组顶峰发电等影响，综合考虑华中等地可能出现的高温天气以及长江流域、西南地区汛期来水偏少等因素，预计华北、华中区域部分省份在迎峰度夏期间的用电高峰时段电力供应可能偏紧。预计全年发电设备利用小时4430-4480小时，其中火电设备利用小时5030-5080小时。 　　三、有关建议 　　（一）加强厂网协调，完善政策，促进绿色电力科学发展 　　为调整电力结构、转变电力发展方式，拉动经济平稳增长，建议：一是尽快核准开工一批大型水电、核电等重点电源项目，增加绿色经济的电源在建规模，确保电力绿色转型和保障电力供需的中长期平衡。二是继续加大电网投资力度。加快跨区跨省输电通道建设，尽快核准建设大型风电、太阳能基地以及西南水电基地的外送通道，解决华北北部、西北和东北地区“弃风”、“弃光”以及西南地区“弃水”难题。加快配电网建设及智能化升级，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。三是加快完善并落实促进分布式发电发展相关政策措施。创新分布式发电商业模式，探索构建以电力购买协议为载体，由投资者、开发商和中小用户参与的第三方融资/租赁合作平台，进一步破除分布式发电融资障碍; 进一步制定和落实分布式光伏发电的电费结算、补贴资金申请及拨付的工作流程，确保光伏发电补贴及时足额到位；完善天然气分布式发电电价及补贴政策。四是加快研究完善电网调峰调频辅助服务成本补偿机制，用经济手段调动发电机组调峰调频积极性，促进绿色能源消纳。 　　（二）加快理顺电价、热价形成机制，促进解决云南等水电大省煤电企业及北方热电联产企业长期普遍亏损问题 　　一是加快形成独立的输配电价机制，稳妥推进电力用户与发电企业直接交易。应加大市场监管力度，对地方政府直接指定交易对象、电量、电价等行为及时纠正和追责。二是加快发电电价改革。尽快研究云南等水电大省的火电价格形成机制，在地区内开展水、火电企业发电权交易，建立健全水电与火电互补机制，解决这些地区火电企业持续严重亏损、经营状况持续恶化而面临的企业生存问题；尽快建立气电价格联动机制，加快理顺天然气发电价格机制；尽快研究两部制电价改革。三是针对华北、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，建议有关部门应出台分区域供热价格指导政策，对供热亏损较大的地区按照成本加成原则重新核定热价；对热价倒挂严重、亏损严重的供热企业予以政策支持和财税补贴。 　　（三）加快实施电能替代工程，推进提高电能在终端能源消费的比重和发电用煤在煤炭消费的比重 　　为贯彻落实国务院《大气污染防治行动计划》，尽快解决我国严重雾霾天气问题，建议：一是国家尽快研究制定电能替代战略规划，出台电能替代产业政策，不断提升电能占终端能源消费的比重。以电能替代战略规划统筹指导实施“以电代煤”和“以电代油”工程，提高全社会电气化水平。二是加快在工业、交通运输业、建筑业、农业、居民生活等主要领域实施电能替代工程，加快提高发电用煤占煤炭消费的比重。在工业和民用领域推广“以电代煤”，降低散烧煤应用范围。在城市交通领域，大力推动城市电动汽车、电气化轨道交通的研发和应用，推广新建小区建设电动汽车充电桩。三是加快调整电源结构和优化电源布局，促进全国范围内配置电能资源。四是通过市场机制和经济手段促进节能减排，推广节能发电调度办法，深化电力需求侧管理，推行合同能源管理，推进发电权交易和大气污染物排污权交易。 　　（四）正确认识燃煤电厂对雾霾的影响，科学提出治理要求 　　近期环保部门要求京津冀地区燃煤电厂在2014年年底前完成特别排放限值改造，该要求是继2011年《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）、2013年《关于执行大气污染物特别排放限值的公告》后的再次趋严要求，电厂刚刚完成改造又要再次改造，面临技术选择难、工期过短、电网调度安排难等系列问题。要达到特别排放限值要求，燃煤电厂单位治理成本越来越高，取得的环保效益越来越小。建议：一是科学分析燃煤电厂从执行排放标准限值改为执行特别排放限值对环境质量改善的效果，以及环保改造资金投入和环境效益产出性价比。二是指导企业选择能够长期、连续、稳定达标且技术可行、经济合理的技术改造路线，并出台实施特别排放限值的环保电价政策。三是针对海南等地区因进行煤电脱硝等环保改造可能造成较大电力缺口的情况，建议当地可适当推迟煤电环保改造完成时间，避免停机改造影响到电力供需平衡。

　　前三季度，国民经济运行总体平稳，全国电力供需总体平衡，迎峰度夏安全稳定。全社会用电量同比增长7.2%，增速比上年同期提高2.4个百分点，其中三季度增长10.9%；第一产业用电同比增长0.1%，第二产业用电增长6.5%、低于全国平均增长水平，第三产业用电增长10.9%、延续高速增长势头，城乡居民生活用电增长8.9%、三季度增速大幅提升至17.6%。全国6000千瓦及以上发电装机容量同比增长9.5%，电力供应能力充足，水电发电量在三季度负增长、前三季度设备利用小时同比下降150小时，电煤供应总体宽松，火电发电量在三季度实现两位数增长、前三季度设备利用小时同比降幅收窄至6小时，风电发电量保持高速增长、设备利用小时同比增幅扩大到138小时。 　　主要受上年同期高基数、气温等因素影响，预计四季度全社会用电量增速有所回落、同比增长6.5%-7.5%，全年增长7.0%左右。预计年底全国发电装机达到12.3亿千瓦左右、跃居世界第一，全年发电设备利用小时4530小时左右、其中火电5000小时左右，四季度全国电煤供应总体宽松。总体判断，四季度全国电力供需总体平衡，东北和西北区域电力供应能力富余较多，华北和华中区域电力供需基本平衡，华东和南方区域部分省份在迎峰度冬用电高峰时段电力供需平衡偏紧。 　　一、前三季度全国电力供需情况分析 　　（一）全社会用电量增速逐季上升 　　根据我会统计，前三季度，全社会用电量3.95万亿千瓦时，同比增长7.2%，增速比上年同期提高2.4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4.3%、6.0%和10.9%，全国大范围持续高温天气、宏观经济运行稳中有升以及上年同期低基数是三季度用电增速明显加快的主要原因。 图1　2012、2013年前三季度电力消费结构图 　　三季度城乡居民生活用电增速大幅提升。前三季度同比增长8.9%，迎峰度夏期间，全国大部分地区遭遇历史罕见的大范围持续高温天气，三季度当城乡居民生活用电增速达到17.6%。 　　第三产业延续高速增长势头。前三季度同比增长10.9%，其中三季度增长13.6%，反映出第三产业市场消费需求依然活跃，对保持经济和用电平稳增长起到有效支撑。第三产业用电所占全社会用电比重同比提高0.44个百分点。 　　电力消费结构继续优化。第二产业用电量同比增长6.5%，占全社会用电量比重同比降低0.55个百分点，降幅比上半年扩大0.33个百分点。化学原料及制品业、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四大重点用电行业合计用电增长5.1%，其中，一、二、三季度分别增长5.3%、3.3%和6.9%，分别比同期全社会用电量增速高1.0、低2.7和低4.0个百分点；占全社会用电量比重同比降低0.60个百分点，降幅比上半年扩大0.25个百分点。 　　西部地区用电保持较高增长，东部和中部地区用电增速逐季上升。前三季度，东、中、西和东北地区用电同比分别增长6.4%、6.8%、9.8%和4.4%，其中，东部和中部地区用电增速逐季上升，三季度均实现两位数增长。 图2　2013年前三季度各地区全社会用电量增速情况图 　　（二）电力供应能力充足 　　前三季度，完成电力投资4930亿元、同比增长6.4%，其中电源同比增长2.1%，电网同比增长10.8%。新增发电装机5457万千瓦，9月底全国6000千瓦及以上电厂装机容量11.63亿千瓦、同比增长9.5%。国家统计局统计全国规模以上电厂发电量3.87万亿千瓦时、同比增长6.8%。发电设备利用小时3385小时、同比降低55小时。 图3　2006-2013年前三季度发电设备利用小时情况图 　　三季度各月水电发电持续负增长，水电设备利用小时同比下降。前三季度完成投资同比增长11.8%，新增装机1867万千瓦，截至9月底全国6000千瓦及以上水电装机2.31亿千瓦、同比增长12.4%，规模以上水电厂发电量同比增长4.0％，其中三季度各月同比分别下降6.5%、10.1%和5.7%，前三季度利用小时同比下降150小时。 　　风电发电量保持高速增长，设备利用率继续提高。前三季度，风电完成投资同比减少3.5%，并网风电新增装机647万千瓦，9月底全国6000千瓦及以上并网风电装机6826万千瓦、同比增长23.6%，发电量同比增长40.6%，利用小时1522小时、同比提高138小时，提高幅度比上半年扩大47小时，风电设备利用率继续提高。并网太阳能发电新增装机321万千瓦、同比增加290万千瓦，9月底6000千瓦及以上并网太阳能发电装机684万千瓦，发电量56亿千瓦时。 　　核电投资同比减少，设备利用小时同比下降。前三季度完成投资同比减少21.3%，新增装机221万千瓦，9月底核电装机1461万千瓦、同比增长16.7%，发电量同比增长11.7%，利用小时同比下降12小时。 　　三季度各月火电发电量保持两位数增长，设备利用小时同比降幅进一步收窄。前三季度完成投资与上年同期基本持平，占电源投资的比重为26.5%，新增装机2402万千瓦，9月底全国6000千瓦及以上火电装机8.42亿千瓦、同比增长7.2%，规模以上火电厂发电量同比增长6.5%，当季各月同比分别增长11.3%、19.2%和11.0%，前三季度利用小时同比下降6小时，下降幅度比上半年收窄77小时。 　　跨区送电保持快速增长。前三季度，全国跨区送电量1803亿千瓦时、同比增长15.9%，跨省输出电量5773亿千瓦时、同比增长6.4%。其中，东北外送电量增长66.7%，华中外送电量增长28.6%，西北外送电量减少8.8%。南方电网区域西电东送电量945亿千瓦时、同比增长1.5%。三峡电站送出电量675亿千瓦时、同比减少12.3%。 　　（三）全国电力供需总体平衡，迎峰度夏安全稳定 　　前三季度，全国电力供需总体平衡，局部地区供需偏紧。其中，东北和西北区域电力供应能力富余较多，华北、华中和南方区域电力供需总体平衡，华东区域电力供需偏紧，江苏、浙江等省份在年初、迎峰度夏用电高峰时段出现错避峰。 　　二、四季度全国电力供需形势预测 　　（一）四季度电力消费增速将有所回落 　　总体判断，四季度国内经济将继续保持平稳增长，增速可能略低于三季度。考虑到上年四季度用电基数较高，国家化解钢铁、水泥、电解铝、平板玻璃、船舶五大行业产能严重过剩矛盾以及气温影响等因素，预计四季度全社会用电量增速将比三季度回落，四季度全社会用电量同比增长6.5%-7.5%，全年全社会用电量5.31万亿千瓦时、同比增长7.0%左右。 　　（二）电力供应能力充足，可再生能源装机新增较多 　　预计全年新增发电装机9100万千瓦左右，其中，可再生能源装机新增4900万千瓦左右，火电新增4000万千瓦左右，核电新增221万千瓦。预计2013年底全国发电设备容量将达到12.3亿千瓦左右，将成为世界上发电装机规模最大的国家，其中火电8.6亿千瓦、核电1461万千瓦、可再生能源3.6亿千瓦，可再生能源占全国装机比重在30%左右。 　　（三）四季度全国电力供需总体平衡 　　综合考虑部分区域可能出现的极端低温天气、重点流域汛期来水偏枯导致电站蓄水减少、火电机组集中脱硝达标改造、天然气供应紧张及价格上调、风电太阳能发电大规模发展等因素对电力供需可能产生的影响，预计四季度全国电力供需总体平衡，华东和南方区域部分省份在迎峰度冬用电高峰时段电力供需平衡偏紧，华北和华中区域电力供需基本平衡，东北和西北区域电力供应能力富余较多。预计全年发电设备利用小时4530小时左右，其中火电设备利用小时5000小时左右。 　　三、有关建议 　　（一）做好迎峰度冬工作预案，确保电力系统安全稳定运行 　　一是统筹火电机组脱硝等改造时间，保障电力供应。按照国家尤其是地方政府特别排放限值的达标改造期限要求，一批火电机组需要在冬季进行脱硝等达标改造，对迎峰度冬期间保障电力热力供应带来影响，建议有关部门统筹协调好火电机组改造与保障电力热力供应。二是高度重视“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，合理安排热电机组与风电机组运行时间，保障电力系统安全稳定经济运行。三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。四是做好有序用电工作，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）统筹安排好天然气供应，疏导燃机电价矛盾，优化天然气发电布局 　　一是统筹做好用电用气高峰期间燃气调峰机组用气与城乡居民生活用气、工业用气保障工作。加快储气库建设，提高输气管网储气调峰能力，优先保障居民用气，满足电力系统调峰需求。二是加快疏导燃机电价矛盾。地方政府增加财政补贴额度，弥补燃机发电亏损。统筹制定全国天然气发电价格补贴政策，省级政府落实资金来源和补贴水平。三是优化天然气发电布局。根据经济社会发展承受能力和各省市区财政补贴能力，合理确定天然气发电规模。坚持大中小相结合、多种方式共同发展原则，鼓励和优先发展天然气分布式能源系统，提高能源利用效率；在风电等新能源大规模发展、系统调峰容量严重不足地区，有序发展大型单循环燃气调峰机组。 　　（三）优化风电、光伏发电布局，加快解决弃风弃光问题 　　2012年以来，我国风电设备利用率逐步提高，但“三北”风电基地仍然存在“弃风”问题，少数光伏发电基地存在“弃光”问题。要解决这些问题，一是坚持集中与分散相结合原则，优先鼓励分散、分布式风电和光伏发电发展。二是做好统筹规划。坚持发展目标要与国家财政补贴能力相平衡，实现区域布局及项目与消纳市场、配套电网以及调峰电源相统筹，做到国家与地方规划相统一。三是加快跨大区通道建设。加快核准和超前建设包括特高压输电工程在内的跨区跨省通道工程，以消纳 “三北”基地现有的过剩发电能力。在消纳市场未确定及跨区跨省通道未开工建设前，应适度控制“三北”地区大规模集中式开发。四是增加可再生能源发展基金中财政专项资金额度，开辟新的补贴资金渠道。风电、光伏发电等发展离不开国家财政补贴，尽管可再生能源电价附加已调升到1.5分/千瓦时，但随着开发规模不断增加，现有电价附加水平将仍然不足，存在补贴金额不足风险。财政补贴资金即可再生能源发展基金中，除增加可再生能源电价附加水平外，更应拓宽可再生能源发展基金来源，如大幅增加国家财政专项资金补贴，开辟新的资金渠道。五是加快风电、太阳能发电技术创新，进一步降低造价，提高质量，逐步提高与传统能源发电的市场竞争力，减轻国家财政补贴压力。六是加快建立调峰调频等辅助服务电价机制，用经济手段调动发电机组调峰调频积极性，促进可再生能源消纳。 　　（四）加快理顺电价形成机制，促进行业科学发展 　　我国已经进入电价上涨周期，要立足于电力市场化改革顶层设计，加快推进电价机制改革，更多采用市场机制调节电价，减少行政干预：一是加快形成独立的输配电价机制，稳妥推进电力用户与发电企业直接交易。地方政府不得通过行政手段指定直接交易的对象、电量和电价，不得指定交易的降价优惠幅度，国家有关部门应加大电价检查力度，规范电价秩序。二是加快发电环节两部制电价改革。调整完善水电价格形成机制；研究云南、四川、湖南等水电大省的火电价格形成机制，解决这些地区长期亏损的火电企业生存问题；加快理顺天然气发电价格机制。三是针对华北、东北等地区热电联产企业供热普遍亏损的实际，建议政府有关部门对供热亏损较大的地区按照成本加成原则重新核定热价，并执行煤热价格联动机制；对热价倒挂严重、亏损严重的供热企业予以财政补贴，以缓解企业经营困难，保障迎峰度冬期间安全稳定供热。 　　（五）尽快研究制定电能替代战略规划，加快实施电能替代工程 　　贯彻落实国务院大气污染防治行动计划，加快解决我国严重灰霾天气问题，需要加快实施电能替代工程。建议：一是国家尽快研究制定电能替代战略规划，出台电能替代产业政策。以电能替代战略规划统筹指导实施“以电代煤”和“以电代油”工程，提高全社会电气化水平，不断提升电能占终端能源消费比重。二是加快实施电能替代工程。在工业和民用领域推广“以电代煤”，降低散烧煤应用范围，提高煤炭转化为电力的比重。在城市交通领域，大力推动城市电动汽车、电气化轨道交通的研发和应用，推广新建小区建设电动汽车充电桩。三是加快调整电源结构和优化电源布局，积极高效发展核电、新能源发电，加快西南水电基地开发以及西部、北部大型煤电基地规模化和集约化开发，通过特高压等通道向东中部负荷中心输电，实现更大范围的资源优化配置和环境质量的结构性改善。四是通过市场机制和经济手段促进节能减排，深化电力需求侧管理，推行合同能源管理，推进发电权交易，研究火电氮氧化物排污权交易。五是提高电力企业环保设施运行维护管理水平，发挥好现有环保设施的污染物控制能力。 　　（六）加快西南水电基地外送通道建设，统筹考虑西南水电开发及市场消纳 　　今年以来，在各级政府部门统筹协调和电力企业积极努力下，加上来水偏枯较多，西南水电基地弃水量明显少于年初预期，但未来仍存在大量弃水风险。建议：一是国家有关部门超前统筹规划西南水电等可再生能源的开发，尽早明确市场消纳和输电通道。二是按规划及时核准、开工西南水电基地的外送通道工程，加快溪洛渡-浙西以及云南金沙江中游送电广西等跨区通道建设，确保外送通道尽早投产。三是对弃水严重的省份适当控制风电、太阳能等电源开发进度。

　　一季度，国民经济运行总体平稳，全社会用电量同比增长4.3%，增速较上年同期及四季度均有所回落。第一产业用电同比下降0.3%，第二产业及城乡居民生活用电低速增长，增速分别为3.8%和3.1%，第三产业3月份用电量同比下降0.4%。电力供应能力稳步增加，发电装机容量同比增长9.0%；水电多发、水电设备利用小时同比提高83小时；电煤供应总体平稳、火电设备利用小时同比下降95小时。全国电力供需总体平衡。 　　后三季度，我国经济增长有望温和回升，用电需求增速也将有所回升，预计上半年全国全社会用电量同比增长5.5%-6.5%，全年全社会用电量同比增长6.5%-8.5%。预计年底全国发电装机12.3亿千瓦左右，全年发电设备利用小时4700-4800小时。全年全国电力供需总体平衡、部分地区供需宽松，东北和西北区域电力供应能力富余较多，华东和华北区域部分省份在迎峰度夏高峰时段可能出现电力供应偏紧。 　　一、一季度全国电力供需情况分析 　　（一）全社会用电量增速回落 　　根据我会全国电力工业统计月报，一季度，全社会用电量1.21万亿千瓦时，同比增长4.3%，增速较上年同期回落2.5个百分点；剔除上年闰年因素后，日均用电量同比增长5.4%，增速较上年四季度回落1.9个百分点。3月份，全社会用电量4241亿千瓦时，同比增长1.9%，增速比1-2月份回落3.5个百分点。 　　电力消费情况分产业看，第一产业用电同比下降0.3%；第二产业用电同比增长3.8%，其中制造业用电同比增长4.5%，但3月份制造业用电增速降至-4.7%；第三产业同比增长9.2%，延续了近两年来的较快增长势头，但3月份增速回落至-0.4%，第三产业中的各行业增速全面回落；城乡居民生活用电量仅同比增长3.1%，为近几年的较低增长水平。 　　电力消费情况分区域看，一季度，华北电网区域同比增长4.4%，其中3月份同比增长3.0%；东北电网区域同比增长4.5%，其中3月份同比增长3.1%；华东电网区域同比增长1.8%，其中3月份同比增长0.1%；华中电网区域同比增长2.0%，其中3月份同比下降2.2%；西北电网区域同比增长12.9%，其中3月份同比增长9.6%；南方电网区域同比增长5.5%，其中3月份同比增长3.2%。 　　（二）电力供应能力继续增强 　　一季度，根据国家统计局数据，全国规模以上电厂发电量1.18万亿千瓦时、同比增长2.9%，其中，水电发电量同比增长21.7％、火电发电量同比增长0.5%。 　　一季度，全国基建新增发电装机容量1448万千瓦，截至3月底全国6000千瓦及以上电厂装机容量11.23亿千瓦、同比增长9.0%；发电设备累计平均利用小时1075小时、同比降低67小时；电力工程完成投资1200亿元、同比增长3.8%。 　　一季度，水电新增装机容量292万千瓦，截至3月底全国6000千瓦及以上水电装机容量2.16亿千瓦；水电设备累计平均利用小时598小时、同比提高83小时；水电完成投资同比减少10.1%。 　　一季度，火电新增装机容量926万千瓦，截至3月底全国6000千瓦及以上火电装机容量8.25亿千瓦；火电设备累计平均利用小时1231小时、同比降低95小时；火电完成投资同比增长14.8%。 　　一季度，并网风电新增装机容量166万千瓦，截至3月底全国并网风电装机容量6413万千瓦；风电设备累计平均利用小时536小时、与上年同期基本持平；风电完成投资同比减少43.3%。 　　截至3月底核电装机容量1257万千瓦，一季度核电设备累计平均利用小时1823小时、同比降低159小时；核电完成投资同比减少29.1%。 　　一季度，全国跨区送电量452亿千瓦时、同比增长11.5%，跨省输出电量1651亿千瓦时、同比增长10.3%。其中，东北外送电量同比增长54.4%；华中外送电量同比增长62.0%；西北外送电量同比减少10.9%。南方电网区域西电东送电量223亿千瓦时，同比增长84.3%。三峡电站送出电量120亿千瓦时，同比减少2.8%。 　　（三）全国电力供需总体平衡 　　一季度，全国电力供需总体平衡，其中，华北、华中和南方区域电力供需总体平衡，东北和西北区域电力供应能力富余较多，华东区域江苏和浙江在1月上旬出现错峰限电。 　　二、后三季度全国电力供需形势预测 　　（一）国内经济增长有望温和回升，电力消费需求增速将有所回升 　　2013年是全面贯彻落实党的十八大精神的开局年，也是实施“十二五”规划承前启后的重要年份。中央经济工作会议明确了稳中求进的工作总基调，继续实施积极的财政政策和稳健的货币政策，积极稳妥的推进城镇化建设。总的来看，后三季度我国经济增长有望温和回升。 　　初步判断用电增速也将有所回升，预计今年上半年全国全社会用电量2.51-2.53万亿千瓦时、同比增长5.5%-6.5%；全年全社会用电量5.28 -5.38万亿千瓦时、同比增长6.5%-8.5%。 　　（二）电力供应能力继续增强，水电新增装机容量较多 　　预计上半年全国新增发电装机容量4100万千瓦左右，全年新增发电装机容量8700万千瓦左右。预计2013年底全国发电装机容量将达到12.3亿千瓦左右，发电装机规模有望跃居世界第一。 　　（三）影响电力供需的外部因素分析 　　气候变化频繁以及可能出现的极端气候将对电力供需产生较大影响。近几年气候变化频繁、气温波动加剧，气候对用电负荷的影响越来越明显。2013年迎峰度夏期间，如果出现持续高温高湿天气，将可能出现降温负荷集中释放的情况，因此需要重视迎峰度夏期间极端高温天气出现的可能性以及对电力保障能力和电力供需平衡的影响。 　　当前蓄水情况较好，能够保障汛前水电正常生产。目前，全国水电装机占全部发电装机的比重超过20%，来水情况对大部分地区尤其是水电比重偏大地区的电力供需形势影响很大。一季度，国家电网公司经营区域内重点水电厂总体来水较常年偏丰1成多；南方电网公司经营区域各大流域来水总体较常年偏枯3成，但好于上年同期。当前全国水电厂蓄水情况总体较好，有利于保障汛前水电正常生产，但汛期水电来水情况仍有不确定性。 　　电煤供应总体平稳，保障较好。预计国际煤炭市场需求仍将维持低速增长，国际煤价大幅上涨缺乏动力，为沿海地区进口电煤创造了条件，全年煤炭进口量将继续保持较大规模，同时，国内煤炭产能继续释放、产量充足。综合判断，后三季度国内电煤供应总体平稳，能够较好的保障火电企业生产，市场煤炭价格走势总体平稳。 　　天然气价格改革将推高天然气发电成本，影响到天然气发电机组的顶峰发电能力。目前我国天然气发电价格机制尚未形成，部分燃气机组靠地方的补贴难以维持运营，已存在亏损现象。天然气价格改革很可能逐步在全国大范围推广，将直接推高天然气发电成本，进一步加大天然气发电企业的经营风险，将影响到天然气发电机组的顶峰发电能力。 　　（四）后三季度全国电力供需总体平衡 　　预计后三季度全国电力供需总体平衡、部分地区供需宽松，东北和西北区域电力供应能力富余较多，受跨区通道能力制约、部分机组停机进行脱硝改造以及天然气价格上调影响燃机顶峰发电等因素影响，考虑高温、来水等不确定性，华东和华北区域部分省份在迎峰度夏高峰时段可能出现电力供应偏紧。 　　三、有关建议 　　为实现电力行业科学发展，满足经济社会发展对电力的需求，促进经济结构优化调整，提出以下建议： 　　（一）完善机制，促进风电和太阳能发电科学有序发展，加强新能源发电消纳研究 　　当前我国风电等新能源在部分地区并网消纳困难，可再生能源电价补贴未能及时足额到位，建议：一是风电和太阳能发电发展应坚持大中小、集中与分散开发相结合原则，立足能源和电力行业整体发展规划来制定风电、太阳能发电发展规划，实现区域布局及项目与消纳市场、配套电网以及调峰电源相统筹，做到国家与地方规划相统一。二是风电、太阳能发电等应科学有序发展，发展目标要与国家财政补贴总额、电价水平等直接挂钩，做到开发目标与财政补贴额度相平衡；进一步优化财政补贴发放流程，确保及时足额发放到位；不断加快技术创新，进一步降低造价，提高质量，逐步提高与传统能源发电的市场竞争力。三是统筹项目核准，提前核准开工配套电网工程和调峰调频电源，确保风电、太阳能发电等新能源项目及时送出、合理消纳。四是加快智能电网及特高压等跨区通道建设，加大储能技术研发和应用，提高电力系统对风电及太阳能发电等的消纳能力，解决当前大型风电基地较为严重的弃风问题。 　　（二）加快西南水电基地外送通道建设，统筹考虑西南水电开发及市场消纳 　　进入“十一五”以来，云南、四川等西南水电基地建设步伐不断加快，金沙江下游、中游多个大型水电项目将于近两年投产发电，但这些地区的现有外送通道能力已经接近饱和，面临大规模弃水风险。“西电东送”作为国家能源战略的重要内容，国家层面应尽快协调有关各省，确定金沙江中、下游各大型水电站的送电方向及消纳市场，防止扯皮及地方保护而影响“西电东送”，造成西南水电严重弃水。建议：一是按规划及时核准、开工西南水电基地的外送通道，加快溪洛渡-浙西以及云南金沙江中游送电广西等交直流特高压跨区通道建设，确保外送通道按期投产。二是国家有关部门统筹考虑西南水电等可再生能源的开发及市场消纳，防止水电大量弃水。对弃水严重地区适当控制风电、太阳能等电源开发进度，防止大规模弃风。 　　（三）加强电价监管力度，加快理顺电价形成机制 　　国务院机构改革，重新组建了国家能源局，有利于完善我国能源监督管理体制，新组建的国家能源局在电价、煤价、煤炭运输价格等方面应加强市场监管，政府部门积极推动完善能源价格形成机制，建议：一是加强电价监管，针对少数地方出台降低电价以拉动高耗能行业生产的现象，需高度重视并采取相关措施坚决有效制止，防止有损于国家节能减排和产业结构调整升级的优惠电现象蔓延扩散，同时，继续推进煤炭市场化，强化市场配置资源的作用，有效制止地方政府对电煤价格及电煤供应的干预。二是加快发电环节电价改革，调整完善水电价格形成机制；研究云南、四川、湖南等水电大省的火电价格形成机制；理顺调峰电源的电价形成机制，加快形成天然气发电价格机制；科学测算脱硝等环保改造成本，并按成本补偿原则出台环保改造电价补贴政策；出台合理的热电联产机组供热价格。三是尽快完善一次能源价格、上网电价、销售电价之间的联动机制，把加快推进电价机制改革作为深化电力体制改革的首要任务之一。 　　（四）积极推动电力行业节能减排工作，不断提高电能在终端能源的消费比重 　　为了加快解决我国严重灰霾天气的环境问题，建议：一是能源消费领域加快以电代煤、以电代油步伐，不断提升电力消费占一次能源比重和电能占终端能源消费比重，在工业和民用领域推广以电代煤，降低散烧煤应用范围，提高煤炭转化为电力的比重，加大热电联产的力度；在交通领域实施以电代油，大力推动城市电动汽车的研发和应用，以减少机动车污染排放。二是通过市场机制和经济手段促进节能减排，深化电力需求侧管理，推行合同能源管理，加快推进火电氮氧化物排污权交易、发电权交易等方式。三是通过特高压技术实现更大范围的资源优化配置和环境质量的结构性改善。四是电力企业提高环保设施运行维护管理水平，发挥好现有环保设施的污染物控制能力。

前三季度，全国电力供需总体平衡，局部地区电力供应能力有一定富余，南方电网在前四月供应紧张。受经济增长放缓等因素影响，全社会用电量增速持续低位下行，第二产业特别是工业、制造业用电量增速明显下滑，第三产业和城乡居民生活用电量较快增长。第二季度以来水电发电量持续较快增长，火电发电量增速及火电设备利用小时下降幅度逐月扩大，电煤供应总体平衡。电网投资有所增长，电源投资同比下降。 第四季度，预计我国宏观经济增长将趋稳回升，带动用电需求增速小幅回升。预计第四季度全国全社会用电量为1.23-1.25万亿千瓦时、同比增长4%-6%；全年全国全社会用电量4.94万亿千瓦时左右、同比增长5.0%左右。总体判断，第四季度全国电力供需总体平衡。 一、前三季度全国电力供需状况 今年以来，受电力需求增长放缓、来水较好水电大发、电煤供应较好等因素影响，全国电力供需总体平衡，东北和西北区域电力供应能力有一定富余，南方电网在前四月出现错峰限电。前三季度全国电力供需主要特点是： （一）全社会用电量增速持续低位下行，但各季度增速环比降幅逐步收窄 前三季度，全国全社会用电量3.69万亿千瓦时，同比增长4.8%，增速同比回落7.1个百分点。分季度看，第一、二、三季度，全社会用电量同比分别增长6.8%、4.3%和3.6%，与GDP增速逐季回落、但增速环比回落幅度逐季收窄的变化趋势一致。 图1 2012年前三季度电力消费结构图 前三季度，第一产业用电量同比下降0.3%。第二产业及其所属工业、制造业用电量同比分别增长2.9%、2.9%和2.3%，增速同比分别回落9.2、9.1和10.1个百分点；第二产业第一、二、三季度用电量同比分别增长4.5%、2.9%和1.6%，增速逐季回落；第二产业前三季度所占全社会用电量的比重同比降低1.4个百分点，对全社会用电量增长的贡献率大幅低于上年同期30.2个百分点，拉动全社会用电量增长的作用明显减弱；制造业中的化学原料及制品业、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四大重点行业合计用电量同比增长1.0%，占全社会用电量的比重同比降低1.2个百分点，对全社会用电量增长的贡献率大幅低于上年同期26.8个百分点，是工业乃至全社会用电量增速回落的重要原因。第三产业及城乡居民生活用电量同比分别增长11.3%和11.6%，对全社会用电量增长的贡献率分别高出上年同期13.1和18.2个百分点，对全社会用电量增长起到较大的拉动作用；所占全社会用电量比重分别同比提高0.7和0.8个百分点。 图2 2012年四大行业合计及分行业用电量增速分季度情况图 前三季度，东、中、西和东北区域用电量同比分别增长3.9%、5.0%、7.6%和1.2%，增速同比分别回落6.1、6.7、9.6和8.1个百分点。分季度看，西部区域各季度用电量保持平稳增长；东部和东北区域用电量增速逐季回落，其中东北区域第三季度已经负增长；中部区域第三季度增速略有回升，但仍明显偏低于第一季度增速。 （二）发电装机容量继续增加，火电发电量增速及火电设备利用小时下降幅度逐步扩大 截至9月底，全国6000千瓦及以上发电装机容量10.63亿千瓦，其中，水电2.05亿千瓦、火电7.87亿千瓦、核电1257万千瓦、并网风电5521万千瓦。前三季度，全国新增发电生产能力4138万千瓦，同比减少824万千瓦，主要是火电同比减少713万千瓦。 根据国家统计局数据，前三季度，全国规模以上电厂发电量同比增长3.6%；其中，水电发电量同比增长24.3％，第一、二、三季度增速分别为-1.2%、18.1%、43.8%，逐季明显上升；受电力消费需求持续回落及水电大发共同影响，火电发电量同比下降0.2%，增速同比降低14.6个百分点，第一、二、三季度增速分别为7.0%、-1.7%、-5.3%，逐季回落。 前三季度，全国发电设备累计平均利用小时3439小时，同比降低151小时。其中，水电设备平均利用小时2788小时，同比增加416小时；水电生产大省福建、江西、贵州、湖南和甘肃的水电设备利用小时同比分别提高1575、1386、827、806和737小时。火电设备平均利用小时3707小时，同比降低269小时，其中一季度和上半年的火电设备平均利用小时同比分别提高4小时和下降113小时，降幅逐步扩大；重庆、云南、福建、湖南、湖北和广西火电设备平均利用小时同比分别下降1092、949、896、878、660和633小时，消费需求持续放缓、水电大发是这些省份火电设备利用小时大幅下降的主要原因。 （三）跨省跨区送电较快增长，华中、三峡外送电量及南方电网西电东送电量第三季度明显增加 前三季度，全国跨省输出电量同比增长14.1%，跨区送电量同比增长21.1%。其中，华中区域外送电量同比增长32.8%，第三季度外送西北和华北区域电量明显增加。三峡累计送出电量同比增长29.6%，其中第三季度同比增长52.5%。南方电网西电东送电量同比增长15.2%，其中7、8、9月份同比分别增长36.5%、67.6%和80.2%。 （四）电煤供应总体平稳，下水市场煤价下降较多，发电企业累计到厂煤价降幅较小 今年以来重点电厂电煤库存总体维持较高水平，截至9月底，全国重点电厂的电煤库存为9032万吨，可用29天。今年以来煤炭价格总体处于下行态势，沿海下水市场煤价下降较多，但由于煤电企业重点合同煤炭价格的上升幅度很多都超过了国家监管规定的5%，加上坑口煤和内陆煤价格降幅相对较小，五大发电集团实际到场标煤价格同比下降幅度相对较小，前三季度五大发电集团累计到厂标煤单价同比仅降低21元/吨。 今年以来发电企业经营情况总体有所改善，尤其是近月来五大发电集团火电业务当月已转为略有盈利，加上水电大发，集团整体盈利状况好于上年。受煤电联动政策不到位、历史欠账较大造成企业高负债导致企业财务费用明显上升，加上今年火电设备利用小时明显下降，前三季度五大发电集团火电业务仍然累计亏损，亏损面接近50%。 （五）电源完成投资同比下降，电网完成投资有所增长 前三季度，全国电力工程完成投资4634亿元，与上年持平；其中，电源完成投资同比下降3.7%，电网完成投资同比增长4.4%。电源投资中，水电投资同比增长29.2%，风电、火电投资同比分别下降28.0%和15.0%，火电完成投资占电源投资的比重为27.0%，同比降低3.6个百分点；核电完成投资同比下降2.3%。 二、第四季度全国电力供需形势预测 我国当前经济增长逐渐趋稳，第四季度GDP增速将有所回升。与经济增长趋稳回升相对应，第四季度电力需求增速将比第三季度小幅回升。初步预计，第四季度全国全社会用电量为1.23-1.25万亿千瓦时、同比增长4%-6%；全年全国全社会用电量4.94万亿千瓦时左右、同比增长5.0%左右。预计年底全口径发电装机容量达到11.4亿千瓦左右。 当前，全国重点火电厂电煤库存较高，绝大部分重点水电厂蓄水情况较好，根据上述预测和初步的综合平衡分析，预计第四季度全国电力供需总体平衡；东北、西北区域电力供应能力有一定富余，“三北”地区冬季供热期间电力系统消纳风电困难；受天然气供应紧张等因素影响，华东区域个别地区在高峰时段可能存在电力供需偏紧。预计全年发电设备利用小时在4450-4550小时，火电设备利用小时在4900-5000小时，均比2011年有所降低。 三、有关建议 （一）做好迎峰度冬工作预案，确保电力系统安全稳定运行 一是关注华东等地区冬季天然气供需状况，做好燃气调峰机组在用电用气高峰时段的供气保障工作，满足电网调峰需求。二是高度重视“三北”地区在供热期间，因保供热带来电力系统调峰能力严重下降而可能造成风电消纳更为困难的问题；三是关注火电厂为降低生产成本掺烧劣质煤，大批火电机组进行脱硫、脱硝、除尘技术改造对机组出力及安全稳定运行所带来的问题。 （二）电煤价格并轨要以深化电价改革和保障铁路运力为先导 电煤价格并轨是深化电力市场化改革的重要内容。应首先建立完善市场化机制，在此基础上推进电煤价格并轨：一是完善煤电联动政策，清晰明确煤电联动的触发启动点，加快形成客观反映国内实际到厂煤炭价格指数，取消燃煤电厂自行消化30%的煤价上涨因素政策，在电煤价格涨幅超过一定幅度的情况下同步实行上网电价和销售电价联动；二是所有电煤重点合同转为中长期合同，大部分市场煤合同转为中长期合同，其电煤运输全部列入国家重点运输计划且将运力主要配置给发电集团，铁路部门优先调度安排电煤运输。 在建立市场化机制的基础上，推进电煤价格并轨还要解决如下几个具体问题：一是妥善解决好并轨过程中发电企业增加发电成本的补偿问题。二是通过财政注入资本金解决发电企业的历史欠账问题，降低企业资产负债率，提高企业可持续发展能力。三是加快推进流通领域体制改革，减少中间环节，取缔不合理的中间环节收费。四是解决好局部地区性问题。如，“三北地区”供热机组重点合同电煤比重较高，且煤热价格目前已倒挂，电煤价格并轨后将进一步增加企业的经营压力。 （三）加快核准开工建设一批重点电力项目 一是继续实施西电东送战略，加快推进特高压等跨区通道建设，尽快核准启动一批重点项目，将“三北”地区的风电及富裕电力输送到东中部地区；二是加强调峰调频电源建设，以提高电力系统消纳风电能力，同时，加快建设一批燃气电站并且理顺调峰电源的电价形成机制；三是研究出台促进分布式风电、太阳能发电发展的相关政策措施；四是加快核准和新开工西南水电基地等的一批水电项目，加大移民工作的机制研究，加强移民工作的协调力度，确保已核准水电项目的建设进度，确保按期投产；五是加大对智能电网以及城乡电网改造等方面的投资力度；六是在确保安全的前提下积极推进已核准的核电站项目，保持合理的电源在建规模，保障电力供需的中长期平衡。 （四）加强电价监管，完善脱硫、脱硝电价配套政策，促进节能减排 一是加强电价监管，防止部分地区借电力供需形势缓和之机，出台降低电价政策，拉动高耗能行业的生产。二是尽快完善和落实脱硫电价，提高并出台全国性脱硝电价政策，给予脱硫、脱硝改造工程专项资金支持。三是建议国家将企业缴纳的排污费，全部补助所缴企业，用于脱硫、脱硝、除尘工程改造。

　　一季度，国民经济运行总体平稳，全社会用电量同比增长6.8%，下降幅度较大，但3月份增速略有回升，其中制造业回升明显。第三产业和城乡居民生活用电量增长较快，拉动全社会用电增长较为明显。电力供应能力和完成投资稳步增长，但火电新增装机容量和完成投资继续明显减少，水电发电量负增长；火电企业到场煤价同比上涨、贷款利率维持高位对企业效益影响突出，火电企业经营仍然困难；跨区跨省送电稳步增长，全国电力供需总体平衡，南方电网区域出现错峰限电。 　　后三季度，全国电力供需仍然总体偏紧，二季度最大电力缺口可能在1000-2000万千瓦，迎峰度夏期间最大电力缺口可能在3000万千瓦左右，如遇大范围持续炎热天气等不确定因素叠加，最大缺口可能扩大到4000万千瓦。 　　一、一季度全国电力供需状况分析 　　一季度，受需求增长放缓、电煤保障较好等因素影响，全国电力供需总体平衡，东北、西北区域电力供应富余能力均超过1000万千瓦，南方电网区域出现错峰限电，全国最大电力缺口600万千瓦左右。主要特点是： 　　（一）全社会用电量增速回落幅度较大，3月份增速略有回升 　　 一季度，全国全社会用电量11655亿千瓦时，同比增长6.8%，增速比上年同期降低5.9个百分点，比上年第四季度降低4.3个百分点。3月份，全社会用电量同比增长7.0%，比1-2月份增速回升0.3个百分点，若剔除闰年因素则回升2.1个百分点。 　　一季度，第一产业用电量同比下降3.0%。第二产业及其工业、制造业用电量同比分别增长4.5%、4.5%和2.1%，其中3月份制造业用电量同比增长 7.6%，增速比1-2月份回升8.1个百分点。在制造业中，包括通用及专用设备制造业、交通运输及电气电子设备制造业、纺织业等在内的大部分行业用电量增速均比1-2月份有所回升。第三产业及城乡居民生活用电量同比分别增长13.0%和15.5%，对全社会用电量增长的贡献率分别为21.6%和30.4%，分别高出上年同期8.1和15.8个百分点，拉动全社会用电量增长较为明显。 　　一季度，东、中、西、东北部用电量同比分别增长5.9%、9.4%、7.5%和3.3%，其中3月份同比分别增长6.9%、7.1%、8.3%和3.4%，分别比1-2月份增速回升1.5、回落3.5、回升1.3和回升0.2个百分点，若剔除闰年因素则分别回升3.3、回落1.7、回升3.0和1.9个百分点。 　　（二）电力供应能力稳步增长，火电新增装机容量减少 　　一季度，全国新增发电生产能力924万千瓦，比上年同期减少456万千瓦，主要是火电比上年同期减少352万千瓦。截至3月底，全国6000千瓦及以上发电装机容量为10.30亿千瓦，比上年同期增长9.0%，其中水、火电增速相对偏低。 　　根据国家统计局数据，一季度，全国规模以上电厂发电量同比增长7.1%，其中水电发电量同比下降1.2％，但2、3月份已转为正增长，火电发电量同比增长7.0%。 　　 一季度，全国发电设备累计平均利用小时1116小时，比上年同期降低18小时。其中，水电设备利用小时516小时，比上年同期降低65小时；火电设备利用小时为1295小时，比上年同期增加4小时，为2008年以来同期最高水平。 　　（三）跨区跨省送电较快增长，西北外送电量大幅增加 　　一季度，全国完成跨区送电量同比增长21.8%；完成跨省输出电量同比增长10.5%，其中西北外送电量同比增长64.6%。南方电网区域受来水偏枯影响，送出电量同比下降5.9%，其中云南、广西、贵州输出电量同比分别下降51.3%、41.5%和18.8%，南方电网区域西电东送电量同比下降35.5%。三峡累计送出电量同比下降6.4%。 　　（四）电煤供应总体平稳，电煤价格先降后升 　　截至3月底,全国重点电厂电煤库存为7668万吨，可用19天，仅河南、山西、贵州、云南等少数省份在局部时段有少量机组出现缺煤停机。全国电煤市场价格从上年11月份以来回落，2月下旬止跌趋稳，3月份以来持续稳步回升。 　　（五）电力投资稳步增长，火电投资继续明显减少 　　一季度，全国电力工程完成投资同比增长13.2%，其中，电源、电网分别增长18.2%和5.6%。火电投资同比下降31.9%，占电源投资的比重继续下降至19.5%。水电、核电、风电同比分别增长77.8%、11.9%和40.9%，清洁能源投资保持较快增长。 　　二、后三季度全国电力供需形势预测 　　2012年，国家“稳中求进”的工作总基调和更有效的宏观调控将确保经济保持平稳较快发展，总体判断，后三季度经济增速平稳回升的可能性较大。与此对应，后三季度电力消费需求也将稳步增加，但增速将比2011年有所回落，预计上半年全国全社会用电量为2.41-2.45万亿千瓦时，同比增长7%-9%，推荐增长8%左右；预计全年全国全社会用电量5.09 -5.19万亿千瓦时，同比增长8.5%-10.5%，推荐方案为5.14万亿千瓦时、同比增长9.5%左右，可能呈“前低后高”分布。供应方面，预计新增装机8600万千瓦左右，其中，水电新增2000万千瓦左右，火电新增缩小到5000万千瓦左右，年底全口径发电装机容量达到11.4亿千瓦左右。 　　综合平衡分析，后三季度全国电力供需仍然总体偏紧，二季度最大电力缺口可能在1000-2000万千瓦，迎峰度夏期间，全国最大电力缺口可能在3000万千瓦左右、拉限电范围将有所扩大，若出现大范围持续极端高温天气、来水偏枯以及电煤供应紧张等不确定因素叠加情景，缺口可能扩大到4000万千瓦，华东、华中、南方、华北电网区域均有一定缺口。全年发电设备平均利用小时将在4750小时左右，火电设备平均利用小时在5300-5400小时。 　　三、几点建议 　　（一）密切关注经济增速和电力需求走势，加大微调频度促进经济结构调整 　　建议国家适度加快微调频度，一是适当减轻企业税收负担；二是加大对小微企业融资等政策扶持；三是采取点、线投资拉动政策，即对部分战略性新兴产业、部分基础设施和城乡电网改造等部分领域适度加大投资力度，促进产业结构转型升级。 　　（二）加快电网跨区通道建设，在全国范围内实现资源优化配置 　　采取多种措施从全国范围内解决资源的平衡与优化配置问题。一是要充分利用好现有跨省跨区电网，扩大跨省跨区电量支援调配，最大限度的利用各区域电力结构特点，错峰缓解各省电力紧张局面；二是进一步完善区域500千伏和750千伏主干网架，进一步扩大区域平衡能力；三是继续实施西电东送战略，加快推进跨区通道建设，将“三北”地区的富裕电力输送到东中部地区，缓解铁路、公路煤炭运力不足的矛盾，解决全国资源优化配置和电力电量平衡的问题。 　　（三）运用电价等经济调节手段，深化需求侧管理和有序用电措施 　　按照政府工作报告要求，深化电价改革。针对迎峰度夏用电高峰期电力需求偏紧的情况，要更大力度运用电价等市场化手段调节电力供需平衡。一是深化电力需求侧管理，出台并实施如差别电价、惩罚性电价以及峰谷电价等措施，形成产业结构调整和节能的倒逼机制；二是做好有序用电工作，细化相应措施，充分发挥政府的主导作用，根据各地用电负荷特性，滚动调整有序用电方案，提前做好迎峰度夏准备；三是各地加快出台居民阶梯电价实施细则，同时跟踪研究相应的影响变化；四是及时发布电力供需信息，引导社会实施有序用电，营造良好供电、保电环境。 　　（四）增加煤炭产量，控制电煤价格，保障电煤运输 　　2012年保障电力供应的关键还是确保电煤供应和控制电煤价格。因此建议，一是增加国内煤炭产量，控制国内煤炭出口、增加煤炭进口规模，确保电煤充足供应；二是建立健全电煤供销预警、调节、应急机制，做好电煤价格监督检查工作，整肃流通环节，严格控制电煤到场（厂）价格；三是尽快理顺电价形成机制，改善火电企业生产经营环境；四是统筹安排好现有铁路运力，组织好重点地区电煤运输。 　　（五）密切关注大规模火电机组环保改造过程中造成电力实际供应能力的下降 　　根据《火电厂大气污染物排放标准》，近7亿千瓦的煤电机组需要在2年多的时间内完成除尘、脱硫、脱硝等环保设施的集中改造，势必造成现有供应能力的明显减少。因此建议，一是国家发展改革委、电力行政主管部门与环保行政主管部门加强协调，进一步分析测算新的排放标准对电力工业乃至整个社会的影响，完善排放标准使之科学合理；二是各级政府部门与电网企业、发电企业及早开展协调，高度重视可能出现的由于大量机组停机改造造成的电力平衡问题并提出应对措施；三是尽快完善脱硫和脱硝电价，出台除尘改造的补贴政策等；四是建议暂缓执行取消现役机组脱硫装置烟气旁路，保障现有机组安全稳定供电；五是政府环保产业化管理部门组织行业协会和有关部门加快制订技术路线和支撑性的技术规范，加快修改大量的已经不能适应新排放标准要求的技术规定。

总体情况 　　前三季度，全国电力需求总体旺盛，电力消费增速高位回稳；受基数影响，第二产业及工业用电量增速有所回升，第三产业和城乡居民生活用电较快增长；制造业用电量高位稳定，重点行业用电量保持较大规模。二季度以来水电发电量增速持续下降，导致火电出力持续超过3000亿千瓦时/月；市场电煤价格高位持续上涨，部分地区电煤供应紧张；基建新增装机规模小于上年同期，装机增速低于发用电量增速，导致部分地区电力供应紧张；发电设备利用小时同比回升，火电利用小时回升更加显著。电力投资中火电、风电投资同比负增长；火电新投产、新开工及在建规模持续减小，将严重影响未来电力供需平衡。 　　四季度，预计全国电力消费继续保持平稳增长态势，季度全社会用电量增长13%左右，全年全社会用电量4.7万亿千瓦时、同比增长12%左右。综合各种因素分析，今冬明春全国电力供需总体偏紧，部分地区持续偏紧。全年发电设备利用小时同比略有提高，火电设备利用小时继续上升，部分地区上升幅度较大。 　　一、前三季度全国电力供需与经济运行形势分析 　　（一）电力消费情况 　　1、电力需求总体旺盛，用电量增速逐月高位回稳 　　前三季度，电力消费总体旺盛，全国全社会用电量35157亿千瓦时，同比增长11.95%，各季度同比分别增长12.7%、11.7%和11.5%，增速逐季高位回稳。 　　分产业看，前三季度，第一产业用电量795亿千瓦时，同比增长4.5%。第二产业用电量26235亿千瓦时，同比增长12.1%，各季度分别增长12.3%、11.6%和12.5%。第三产业用电量3844亿千瓦时，同比增长14.0%；城乡居民生活用电量4282亿千瓦时，同比增长10.6%；第三产业和城乡居民生活用电量对全社会用电量增长的贡献率分别为12.5%和10.9%，分别比上年同期提高3.4和1.6个百分点。 　　2、制造业用电量高位稳定 　　前三季度，全国工业用电量25813亿千瓦时，同比增长12.0%；其中，轻、重工业用电量同比分别增长9.5%和12.5%，轻工业用电量增速持续低于重工业，且差距逐月拉大。前三季度，全国制造业用电量同比增长12.4%，春节后制造业用电量逐月增加并连创新高，制造业日均用电量已连续6个月超过70亿千瓦时。 　　3、四大重点行业月度用电量高位稳定 　　前三季度，化工、建材、黑色金属冶炼、有色金属冶炼四大重点行业用电量合计11485亿千瓦时，同比增长12.4%。分行业看，前三季度，化工行业用电量2640亿千瓦时，同比增长10.3%，各季度分别增长4.1%、10.8%和15.7%，增速逐季提高；建材行业用电量2174亿千瓦时，同比增长18.5%；黑色金属冶炼行业用电量4026亿千瓦时，同比增长12.6%；有色金属冶炼行业用电量2646亿千瓦时，同比增长9.8%；建材、钢铁、有色行业用电量已分别连续6个月、7个月、5个月稳定在历史高位。 　　4、西部地区用电量持续高速增长且第三季度加快提高 　　前三季度，各省份用电均实现正增长，其中，西部地区用电量增长17.2%，各季度增速分别为15.9%、15.8%、19.7%，明显高于其他各地区。前三季度，中部、东部、东北地区用电量增速分别为11.7%、10.0%和9.3%，均低于全国全社会用电量增速。全社会用电量增速高于全国平均水平的14个省份中有11个是西部地区省份。 　　（二）电力供应情况 　　1、火电装机容量增速偏低，建设步伐放缓 　　前三季度，全国基建新增发电生产能力4962万千瓦，同比减少224万千瓦。截至9月底，全国6000千瓦及以上发电设备容量97695万千瓦，同比增长10.2%；其中，火电同比增长8.8%，继续低于火电发电量及全社会用电量增速。前三季度，全国火电新开工规模1262万千瓦，9月底火电在建规模6755万千瓦，分别同比减少1338万千瓦和1785万千瓦，规模缩小将对未来电力供应保障造成较大影响。 　　2、水电出力下降对电力供给影响明显 　　前三季度，全国规模以上电厂水电发电量4674亿千瓦时，同比下降0.6%，是“十一五”以来水电发电量首次出现同期负增长的年份；二、三季度同比分别增长1.5%和下降14.7%，水电装机比重较高省份的水电生产形势非常严峻，已经严重影响电力供需平衡。受需求旺盛以及水电减发影响，自2010年12月份以来，月度火电发电量持续高于3000亿千瓦时。1-9月份，火电发电量28532亿千瓦时，同比增长14.4%，占全部发电量的82.6%，比上年同期提高1.2个百分点。 　　3、水电设备利用小时下降，导致火电设备利用小时快速回升 　　需求旺盛并快于装机增速，导致前三季度全国发电设备利用小时达到3603小时，比上年同期提高78小时。由于水电偏枯，水电设备利用小时比上年同期低301小时，这也使得火电支撑作用得以发挥，全国火电设备平均利用小时在持续2004-2009年的下降通道后，进入回升通道，并已回升到2007年同期水平，反映出目前已处于供需总体平衡偏紧的状态。 　　4、市场电煤价格高位持续上涨，电煤供应持续紧张 　　受电力需求旺盛以及水电减发等因素综合影响，火电生产持续旺盛，电厂耗煤量持续保持高水平，导致电煤市场价格自3月份明显上行。7月份秦皇岛港5500大卡山西优混煤炭平均价840元/吨，比3月份上涨78.8元/吨，经8月份略有调整后，9月份又重新恢复上涨，使得火电企业经营更加困难。前三季度，全国重点企业电厂存煤总体处于正常水平，各月重点企业电煤库存可用天数在13天以上，但受电煤价格、运力、产量等综合因素影响，局部地区、部分时段电煤供需仍出现紧张，缺煤停机容量较多。 　　（三）跨区跨省送电对缓解部分地区供需紧张贡献突出 　　前三季度，全国跨区送电量完成1286亿千瓦时，同比增长22.6%；全国跨省输出电量4791亿千瓦时，同比增长8.3%，跨区跨省送电对缓解部分地区电力供需紧张作用较大，如西北送华中增长11.7%，同时华中送出同比减少5.1%。前三季度，三峡电厂送出电量594亿千瓦时，同比下降11.0%，已经连续5个月同比负增长。 　　（四）清洁能源投资所占比重继续提升 　　前三季度，全国电力工程建设完成投资4628亿元，同比增长8.0%。其中，电源和电网工程建设分别完成投资2428亿元和2201亿元，同比分别增长5.1%和11.3%；电网投资占全部电力工程投资的比重比上年同期提高1.4个百分点。在电源投资中，水电、核电、风电合计投资额所占比重比上年同期提高5.8个百分点，火电投资比重持续下降。 　　（五）火电生产行业利润继续大幅下降 　　今年以来，电力行业持续承受着煤价高位上涨、利率上升给生产经营和电力保供造成的巨大压力。根据国家统计局统计，1-8月份，火电生产企业利息支出479亿元，同比增长25.6%，是火电亏损的一个主因之一；火电生产企业虽然实现利润总额122亿元，但同比下降39.1%，并今年以来各月持续负增长；火电利润主要体现在东部部分省份，中部、东北地区各省火电企业仍然大面积亏损。1-8月份，电力行业销售利润率为3.5%（其中火电业务销售利润率仅为1.5%），是各主要上下游行业中最低的，盈利能力不强、回报率偏低已经影响到电力行业保障供应和持续发展能力。 　　二、2011年全国电力供需形势预测 　　四季度，全国电力消费将继续保持并延续平稳增长态势，预计四季度全社会用电量同比增长13%左右，全年全社会用电量4.7万亿千瓦时，同比增长12%左右。全年电力投资略少于年初预计的7500亿元；全国基建新增装机8500万千瓦左右，年底全国全口径发电装机容量10.5亿千瓦左右。 　　今冬明春，受火电新增规模下降、新增装机区域分布不平衡、煤质下降导致机组非计划停运增加、电源和电网建设不协调等因素影响，全国电力供需形势总体偏紧，部分地区持续偏紧；同时，气候、来水、电煤供应等外部供应保障因素对电力供需平衡的影响不容乐观，很可能造成局部地区电力缺口增大、供需矛盾更为紧张，今冬明春全国最大电力缺口3000-4000万千瓦。预计全年发电设备利用小时在4700小时左右，比上年提高50小时左右；火电设备利用小时在5250小时左右，比上年提高200小时左右。 　　三、当前电力供需需要关注的几个问题 　　今冬明春，电力行业企业经营压力继续加大，生产、建设、投资的外部经营环境很不乐观，电力供需形势比较严峻，维持要做好电力运行和可靠稳定供应，建议做好以下几项工作： 　　（一）加大电价等市场经济调节手段，促进调整经济结构 　　针对部分地区供需紧张的情况，要切实落实《有序用电管理办法》，通过加大电价等市场经济调节手段，抑制不合理的电力消费，加快调整经济结构。一是加大实施差别电价，保证鼓励类用户用电，抑制限制类用户用电；二是限制高耗能产品出口；三是落实出台居民用电阶梯电价实施方案，引导民众节能节电；四是加大对企业实施错峰、避峰的电价奖惩力度，减少电网尖峰负荷需求。 　　（二）加大电煤协调力度，保障冬季电煤供应 　　要解决电力供需矛盾，从供应侧来讲，最直接最有效的方式是在电煤协调保障上下功夫。一是加大电煤协调力度，严控电煤合同价格，防止哄抬煤价；二是要重点解决煤炭紧张、供需缺口较大地区的电煤协调问题，保证电煤按市场需求合理流动；三是加快释放煤炭产能，努力保障供给；四是降低流通环节费用，变相降低煤炭到场价格。 　　（三）继续及时落实和深化完善煤电联动机制 　　近年来，“市场煤、计划电”的体制性矛盾非常突出，今年4、6月份国家发改委对部分省份上网和销售电价进行了调整，但电价缺口仍然较大，火电企业大面积亏损已经严重影响行业生产和发展。从解决电力供需深层次问题角度讲，要逐步形成科学合理的电价形成机制，目前在电价体制改革尚未到位、竞争性电力市场尚未建立的条件下，煤电联动机制仍是解决煤电矛盾的有效措施。因此，建议按期启动煤电联动机制，联动到位，同时要继续完善这个机制。 　　（四）加快核准开工建设一批电源电网项目，解决“窝电”与“缺电”并存的问题 　　现阶段部分地区缺电反映电源电网结构性问题比较突出。因此，要解决电力保障问题，一是要加快核准开工建设一批电网工程，将“三北”地区的富裕电力输送到东中部地区。二是加快核准并新开工发电项目，确保“十二五”时期每年投产6000万千瓦左右的火电规模；尽快研究核准开工一些大型水电站；在确保安全的前提下，开工建设核电站。三是加快核准一部分违规机组，使一些符合产业政策和环保要求的发电机组办理核准手续后能够上网发电。

　　1-6月份，全国电力供需总体宽松。全社会用电量增速同比提高，二产用电量继续较快增长；工业用电量累计增速同比提高，制造业日均用电量再创历史新高；高载能行业用电增速同比提高，钢铁行业月度用电量连续三个月负增长；水电发电量同比持续负增长，火电发电量快速增长；水电利用小时大幅降低，其他类型发电设备利用小时同比增加；全国跨区、跨省送出电量同比增长；新增发电能力同比减少，太阳能发电占比接近一半。 　　一、全社会用电量增速同比提高，二产用电量继续较快增长 　　1-6月份，全国全社会用电量29508亿千瓦时，同比增长6.3%,增速比上年同期提高3.7个百分点。 　　分产业看，1-6月份，第一产业用电量509亿千瓦时，同比增长7.2%，占全社会用电量的比重为1.7%；第二产业用电量20954亿千瓦时，同比增长6.1%，增速比上年同期提高5.6个百分点,占全社会用电量的比重为71.0%，对全社会用电量增长的贡献率为68.7%；第三产业用电量4054亿千瓦时，同比增长9.3%，增速比上年同期提高0.1个百分点，占全社会用电量的比重为13.7%，对全社会用电量增长的贡献率为19.6%；城乡居民生活用电量3990亿千瓦时，同比增长4.5%，增速比上年同期回落3.2个百分点,占全社会用电量的比重为13.5%，对全社会用电量增长的贡献率为9.8%。 图1 2016、2017年分月全社会用电量及其增速 　　分省份看，1-6月份，全国各省份全社会用电量均实现正增长，其中全社会用电量增速高于全国平均水平（6.3%）的省份有14个，依次为：西藏（21.9%）、宁夏（13.1%）、新疆（11.7%）、贵州（11.1%）、陕西（10.8%）、山西（10.3%）、内蒙古（10.2%）、甘肃（9.0%）、青海（8.6%）、云南（8.5%）、山东（7.8%）、江西（7.2%）、安徽（6.6%）、和浙江（6.5%）。 　　6月份，全国全社会用电量5244亿千瓦时，同比增长6.5%。分产业看，第一产业用电量120亿千瓦时，同比增长11.0%；第二产业用电量3823亿千瓦时，同比增长5.4%；第三产业用电量702亿千瓦时，同比增长11.1%；城乡居民生活用电量600亿千瓦时，同比增长7.4%。 　　分省份看，6月份，除福建（-1.9%）、湖南（-1.6%）和江西（-0.2%），其他省份全社会用电量均实现正增长。全社会用电量增速超过全国平均水平（6.5%）的省份有18个，其中增速超过10%的省份有：西藏（16.4%）、宁夏（10.9%）、贵州（10.5%）、内蒙古（10.3%）和安徽（10.0%）。 　　二、工业用电量累计增速同比提高，制造业日均用电量再创历史新高 　　1-6月份，全国工业用电量20590亿千瓦时，同比增长6.1%，增速比上年同期提高5.6个百分点，占全社会用电量的比重为69.8%，对全社会用电量增长的贡献率为67.3%。其中，轻工业用电量为3493亿千瓦时，同比增长6.4%，增速比上年同期提高3.1个百分点；重工业用电量为17097亿千瓦时，同比增长6.0%，增速比上年同期提高6.1个百分点。 　　6月份，全国工业用电量3760亿千瓦时，同比增长5.4%，占全社会用电量的比重为71.7%。其中，轻工业用电量669亿千瓦时，同比增长7.7%，占全社会用电量的比重为12.8%；重工业用电量3091亿千瓦时，同比增长4.9%，占全社会用电量的比重为58.9%。 图2 2015年以来分月轻、重工业用电量增速情况 　　1-6月份，全国制造业用电量15534亿千瓦时，同比增长7.0%，增速比上年同期提高7.3个百分点。6月份，全国制造业用电量2862亿千瓦时，同比增长6.4%；制造业日均用电量95.4亿千瓦时/天，分别比上年同期和上月增加5.5亿千瓦时/天和8.0亿千瓦时/天。 图3 2016、2017年以来分月制造业日均用电量 三、高载能行业用电增速同比提高，钢铁行业月度用电量连续三个月负增长 　　1-6月份，化学原料制品、非金属矿物制品、黑色金属冶炼和有色金属冶炼四大高载能行业用电量合计8802亿千瓦时，同比增长6.3%，增速比上年同期提高9.6个百分点；合计用电量占全社会用电量的比重为29.8%，对全社会用电量增长的贡献率为29.7%。其中，化工行业用电量2170亿千瓦时，同比增长3.2%，增速比上年同期回落0.4个百分点；建材行业用电量1503亿千瓦时，同比增长3.6%，增速比上年同期提高4.4个百分点；黑色金属冶炼行业用电量2356亿千瓦时，同比增长2.7%，增速比上年同期提高12.1个百分点；有色金属冶炼行业2774亿千瓦时，同比增长13.9%，增速比上年同期提高18.3个百分点。 　　6月份，四大高载能行业用电量合计1586亿千瓦时，同比增长4.3%，增速比上年同期提高6.2个百分点，占全社会用电量的比重为30.2%。其中，化工行业用电量374亿千瓦时，同比增长2.2%，增速比上年同期提高2.0个百分点；建材行业用电量312亿千瓦时，同比增长4.6%，增速比上年同期提高2.6个百分点；黑色金属行业用电量404亿千瓦时，同比下降4.1%，增速比上年同期提高1.1个百分点；有色金属冶炼行业495亿千瓦时，同比增长14.1%，增速比上年同期提高17.0个百分点。 图4 2016、2017年重点行业分月用电量情况 　　四、水电发电量同比持续负增长，火电发电量快速增长 　　截至6月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量16.3亿千瓦，同比增长6.9%，增速比上年同期回落4.4个百分点。其中，水电2.9亿千瓦、火电10.6亿千瓦、核电3473万千瓦、并网风电1.5亿千瓦。1-6月份，全国规模以上电厂发电量29598亿千瓦时，同比增长6.3%，增速比上年同期提高5.3个百分点。 　　1-6月份，全国规模以上电厂水电发电量4613亿千瓦时，同比下降4.2％，增速比上年同期回落17.6个百分点。全国水电发电量前三位的省份为四川（1194亿千瓦时）、云南（914亿千瓦时）和湖北（618亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的59.1%，同比分别增长6.5%、20.4%和-6.1%。 　　1-6月份，全国规模以上电厂火电发电量22215亿千瓦时，同比增长7.1％，增速比上年同期提高10.2个百分点。分省份看,全国除海南（-13.4%）、北京（-6.8%）、云南（-1.9%）和上海（-0.5%）外，其他省份火电发电量均实现正增长。其中，增速超过20%的省份有湖南（26.5%）、广西（24.4%）、宁夏（24.2%）和青海（21.5%），增速超过10%的省份有贵州（18.2%）、江西（18.0%）、广东（15.1%）、西藏（14.4%）、湖北（11.8%）、福建（11.3%）和天津（10.8%）。 　　1-6月份，全国核电发电量1154亿千瓦时，同比增长19.6%，增速比上年同期回落5.3个百分点。 　　1-6月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量1490亿千瓦时，同比增长21.0%，增速比上年同期回落3.4个百分点。 　　五、水电利用小时大幅降低，其他类型发电设备利用小时同比增加 　　1-6月份，全国发电设备累计平均利用小时1790小时，比上年同期降低7小时。 图5 2005年以来历年1-6月份利用小时情况 　　分类型看，1-6月份，全国水电设备平均利用小时为1514小时，比上年同期降低144小时；在水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中，除云南同比增加288小时外，其余省份水电设备平均利用小时同比均有不同程度降低，其中贵州和广西同比分别降低718和632小时，湖南和湖北同比分别降低389和127小时。全国火电设备平均利用小时为2010小时，比上年同期增加46小时；分省份看，全国共有12个省份火电设备利用小时超过全国平均水平，其中江苏、河北、山东和宁夏超过2400小时，云南、西藏分别仅为652和60小时；与上年同期相比，全国共有21个省份火电利用小时数同比增加，湖南和江西增加超过200小时，福建、广东、宁夏、陕西、贵州、浙江和青海增加超过100小时，而海南、北京和重庆同比分别降低323、136和127小时。全国核电设备平均利用小时3406小时，比上年同期增加59小时。全国风电设备平均利用小时984小时，比上年同期增加67小时。 图6 1-6月份风电装机较多省份风电装机容量和设备利用小时 　　六、全国跨区、跨省送出电量同比增长 　　1-6月份，全国跨区送电完成1680亿千瓦时，同比增长6.9%。其中，华北送华中（特高压）23亿千瓦时，同比下降27.7%；华北送华东76亿千瓦时，同比下降0.8%；东北送华北105亿千瓦时，同比下降2.9%；华中送华东126亿千瓦时，同比下降16.6%；华中送南方107亿千瓦时，同比下降1.8%；西北送华北和华中合计484亿千瓦时，同比增长10.2%；西南送华东351亿千瓦时，同比下降0.8%。 　　1-6月份，全国各省送出电量合计4804亿千瓦时，同比增长8.3%。其中，内蒙古送出电量711亿千瓦时，同比增长7.5%；云南送出电量572亿千瓦时，同比增长30.8%；四川送出电量455亿千瓦时，同比增长3.3%；山西送出电量392亿千瓦时，同比增长10.2%；湖北送出电量338亿千瓦时，同比下降7.4%；安徽送出电量256亿千瓦时，同比增长5.1%；贵州送出电量256亿千瓦时，同比下降30.6%；宁夏送出电量233亿千瓦时，同比增长50.6%；新疆送出电量222亿千瓦时，同比增长28.5%；河北送出电量216亿千瓦时，同比增长3.3%；陕西送出电量190亿千瓦时，同比增长17.7%；甘肃送出电量163亿千瓦时，同比增长34.7%。 　　6月份，全国跨区送电完成373亿千瓦时，同比增长2.8%。其中，华北送华东14亿千瓦时，同比增长10.5%；东北送华北16亿千瓦时，同比增长6.1%；华中送华东39亿千瓦时，同比下降9.8%；华中送南方26亿千瓦时，同比增长6.1%；西北送华北和华中合计85亿千瓦时，同比增长11.1%；西南送华东111亿千瓦时，同比下降7.5%。 　　6月份，全国各省送出电量合计961亿千瓦时，同比增长7.2%。其中，四川送出电量147亿千瓦时，同比下降0.1%；云南送出电量129亿千瓦时，同比增长12.5%；内蒙古送出电量122亿千瓦时，同比增长0.4%；湖北送出电量88亿千瓦时，同比下降6.1%；山西送出电量76亿千瓦时，同比增长8.4%；贵州送出电量56亿千瓦时，同比下降21.2%；宁夏送出电量43亿千瓦时，同比增长65.2%；安徽送出电量40亿千瓦时，同比增长47.4%；新疆送出电量33亿千瓦时，同比增长28.6%；河北送出电量32亿千瓦时，同比下降0.8%；陕西送出电量30亿千瓦时，同比增长2.5%；甘肃送出电量23亿千瓦时，同比增长25.8%。 　　七、新增发电能力同比减少，太阳能发电占比接近一半 　　1-6月份，全国基建新增发电生产能力5056万千瓦，比上年同期少投产643万千瓦。其中：水电564万千瓦、火电1421万千瓦、核电109万千瓦、风电601万千瓦、太阳能发电2362万千瓦。水电、风电和太阳能发电分别比上年同期多投产126、27和602万千瓦，火电和核电分别比上年同期少投产1290和109万千瓦。 　　八、电源完成投资同比下降，电网完成投资同比增长 　　1-6月份，全国主要发电企业电源工程完成投资1046亿元，比上年同期下降13.5%。在电源完成投资中：水电214亿元，同比下降5.5%；火电313亿元，同比下降17.4%；核电183亿元，同比下降16.0%；风电206亿元，同比下降15.6%。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的70.1%，比上年同期提高1.4个百分点。 　　1-6月份，全国电网工程完成投资2398亿元，同比增长10.0%。