電力供應規模邁上新臺階，全國大范圍資源優化配置能力明顯提升。為支撐經濟社會發展對電力的需求，電力投資建設穩步推進，全國發電裝機總量、電網規模及發電量居世界首位。截至2017年9月底，全國全口徑發電機裝機容量為17.2億千瓦左右，較2012年底凈增5.7億千瓦。前三季度，“西電東送”輸電規模接近1.8億千瓦，較2012年增長1倍以上，全國大范圍資源優化配置能力和清潔能源消納能力大幅提升，全國跨區送電量同比增長11.0%。電力結構及布局持續優化，風電、太陽能發電消納問題有所緩解。電源投資建設重點向非化石能源方向傾斜。截至今年9月底，全國非化石能源發電裝機容量6.5億千瓦左右，占總裝機比重為38%，比2012年底提高9個百分點。前三季度，東、中部地區新增風電、太陽能發電裝機占比分別達到62%和82%；110千伏及以下電網投資占電網總投資比重達到53.5%。電力企業多措并舉有效促進新能源消納，風電設備平均利用小時1386小時、同比提高135小時，太陽能發電設備平均利用小時923小時、同比提高34小時。煤電投資大幅減少，煤電有序發展效果明顯。近年來，煤電設備平均利用小時逐步降至歷史低位，為防止煤電行業產能過剩風險，國家出臺了有關煤電有序發展的系列措施，效果持續顯現。今年前三季度，煤電投資同比下降30.5%，防范化解煤電過剩產能風險工作成效凸顯；煤電設備平均利用小時3197小時、同比提高48小時。多重困難矛盾交織疊加，發電企業尤其是煤電企業持續虧損。在煤價持續高位、市場化交易電價進一步下降等多重矛盾下，煤電企業經營持續虧損，煤電行業經營遭遇嚴峻困難和挑戰。

 

電力消費呈現出新常態特征。隨著我國經濟發展步入新常態，用電增長總體放緩。2012年以來，全社會用電量增長水平總體遠低于改革開放以來的增長水平，其中2015年僅增長1%。但今年以來，宏觀經濟穩中向好態勢持續發展，加上夏季出現持續高溫天氣等因素，前三季度全社會用電量同比增長6.9%，增速同比提高2.4個百分點，其中，三季度在高溫天氣影響下，用電量增速達到7.8%。電力消費結構不斷調整，消費增長主要動力逐步轉化。2012年以來，第二產業用電量增速遠低于全社會用電量增速，所占全社會用電量比重逐年降低，2016年比2012年累計降低2.6個百分點，其中四大高耗能行業比重下降1.6個百分點；在用電量持續快速增長的拉動下，第三產業和城鄉居民生活用電量占比分別提高1.9和1.0個百分點。今年前三季度，第三產業和居民生活用電量比重繼續分別提高0.5和0.1個百分點，第二產業比重降低0.6個百分點，其中，四大高耗能行業占比降低0.5個百分點；而高技術制造比例較高的通用及專用設備制造業、交通運輸/電氣/電子設備制造業、醫藥制造業用電保持快速增長，合計用電比重同比提高0.5個百分點。

 

預計四季度全社會用電量保持平穩增長，全年全社會用電量同比增長6.5%左右，超過2016年增長水平，其中，三季度氣溫因素拉高全年增速接近1個百分點。預計四季度全國新增裝機容量4000萬千瓦，全年新增裝機容量1.3億千瓦左右；預計年底全國發電裝機容量將達到17.7億千瓦、同比增長8%左右，其中，非化石能源發電裝機合計達到6.8億千瓦，占總裝機容量比重上升至38.5%左右，比上年提高近2個百分點。預計四季度全國電力供需總體寬松，部分地區相對富余，個別地區燃料保供壓力較大；預計全年全國火電設備利用小時4200小時左右。若后續電煤價格不能實現有效回落，則煤電企業經營形勢難以有效改觀，發電企業生產經營將繼續面臨嚴峻困難與挑戰。

 

 

 

前三季度，全國全社會用電量4.69萬億千瓦時、同比增長6.9%，增速同比提高2.4個百分點。其中，一、二、三季度全社會用電量同比分別增長6.9%、5.8%和7.8%，三季度增速環比提高，受氣溫因素影響較大。前三季度全社會用電量較快增長的原因主要有四個方面：

 

一是宏觀經濟總體延續穩中向好，工業增加值、社會消費品零售總額、基礎設施投資、外貿出口等關鍵指標增速回升。二是工業生產平穩向好，工業行業供需關系明顯改善，企業效益明顯增強，產能利用率持續回升，拉動工業用電回暖。三是服務業持續保持較快增長，新業態、新模式、新產業不斷涌現，新動能逐步培育形成新的增長點。四是夏季大部分地區氣溫明顯偏高，7月、9月全國平均氣溫均創1961年以來歷史同期最高，拉動用電量較快增長，其中，7月份全社會用電量同比增長9.9%，是2013年9月以來46個月間的月度最高增速。

 

 

一是電力消費結構繼續優化調整。第三產業和居民生活用電量比重分別提高0.5和0.1個百分點，第二產業比重降低0.6個百分點，其中，四大高耗能行業占比降低0.5個百分點，而高技術制造比例較高的通用及專用設備制造業、交通運輸/電氣/電子設備制造業、醫藥制造業三個行業合計用電量占比(14.6%)同比提高0.5個百分點，一定程度上可反觀工業生產中結構調整的效果。

 

二是第二產業及其制造業用電新增長點逐步孕育。第二產業及其制造業用電同比分別增長6.0%和6.4%，分別拉動全社會用電量增長4.2和3.3個百分點。其中，交通運輸/電氣/電子設備制造業、通用及專用設備制造業、醫藥制造業保持快速增長勢頭，對全社會用電增長的貢獻率超過10%；傳統產業中的四大高耗能行業用電增長4.9%，增速逐季回落，主要是因二季度以來黑色和有色行業加大去產能、清除違法違規項目以及環保督查力度。

 

三是第三產業及其各行業用電持續快速增長。第三產業用電同比增長10.5%，拉動全社會用電量增長1.4個百分點。信息傳輸/計算機服務和軟件業用電同比增長14.5%，延續近年來的快速增長勢頭；交通運輸/倉儲和郵政業用電量同比增長13.8%，其中，在交通領域推動實施電能替代、快速推廣電動汽車等作用下，城市公共交通用電同比增長25.9%。

 

四是城鄉居民生活用電較快增長。城鄉居民生活用電同比增長7.5%，拉動全社會用電量增長1.1個百分點。其中，三季度受高溫天氣因素影響，城鄉居民生活用電量在上年同期極端高溫天氣創下的高基數基礎上仍實現了12.3%的快速增長，一定程度上反映了居民生活電氣化水平的提高。

 

五是各地區用電增速均同比提高，西部地區增速領先。東、中、西部和東北地區全社會用電量同比分別增長6.1%、7.5%、8.6%和4.0%，增速同比分別提高2.5、4.1、7.7和3.4個百分點。西部地區受上年低基數和今年高耗能行業用電增速回升的拉動，用電增速提高較多。東部地區拉動全國全社會用電量增長3.0個百分點，對拉動全國用電量增長的貢獻最大。西部、中部地區分別拉動全國用電量增長2.2和1.4個百分點。

 

 

前三季度，全國主要電力企業總計完成投資同比下降1.7%。其中，發電企業有效控制投資節奏，完成電源投資同比下降13.1%；電網完成基建投資同比增長4.6%，其中110千伏及以下電網投資比重達到53.5%。截至9月底，全國6000千瓦及以上電廠裝機容量為16.7億千瓦、同比增長7.6%，增速同比降低3.2個百分點；全口徑發電機裝機容量為17.2億千瓦左右。

 

 

一是煤電投資明顯下降，煤電有序發展取得積極進展。煤電投資同比下降30.5%，國家促進煤電有序發展、實施停緩建等措施得到逐步落實，防范化解煤電過剩產能風險工作取得成效。在電力消費需求較快增長、水電欠發等因素拉動下，全國規模以上電廠火電發電量同比增長6.3%。火電設備平均利用小時3117小時，同比提高46小時，其中，煤電3197小時、同比提高48小時。

 

二是水電發電量實現正增長，設備平均利用小時同比下降。全國規模以上電廠水電發電量同比增長0.3%，其中，9月份水電發電量受上年同期低基數等因素影響，當月增速上升至18.6%，扭轉了前8個月持續負增長的態勢。全國水電設備平均利用小時2674小時、同比降低92小時。

 

三是風電開發布局呈現從西部、東北地區向東、中部地區轉移的特征，風電消納問題逐步得到緩解。新增并網風電裝機容量970萬千瓦、同比多投產146萬千瓦；其中，東、中部地區新增裝機占比達到62%，風電布局延續上年以來的向東、中部地區轉移趨勢。9月底，全國并網風電裝機容量1.57億千瓦，同比增長12.8%。全國6000千瓦及以上電廠并網風電發電量2128億千瓦時、同比增長25.7%，明顯超過裝機容量增速。在有關部門和電力企業的共同努力下，棄風問題有所緩解，全國風電設備平均利用小時1386小時、同比提高135小時。

 

四是太陽能發電實現跨越發展，開發布局持續優化。全國并網太陽能發電新增裝機容量4231萬千瓦、同比增加1977萬千瓦，占全國新增裝機的45.3%。從布局上看，東、中部地區太陽能新增裝機規模占全國比重達到82%。全國并網太陽能發電裝機容量在今年7月份首次突破1億千瓦，9月底已達到1.18億千瓦，是2012年底的近35倍，實現了跨越式發展。全國并網太陽能發電量837億千瓦時、同比增長70.9%；太陽能發電設備平均利用小時923小時、同比提高34小時，前三季度棄光率均有不同程度的下降。

 

五是核電發電量保持較快增長，設備平均利用小時同比提高。前三季度新投產兩臺、共218萬千瓦核電裝機。核電發電量1834億千瓦時，同比增長18.8%。核電設備平均利用小時5379小時、同比提高144小時，其中，江蘇、廣東、福建和海南分別提高678、484、347和342小時。

 

六是全國大范圍資源優化配置大幅提升，跨省跨區送電量快速增長。前三季度全國投運五條特高壓交、直流線路；全國完成跨區送電量3106億千瓦時、同比增長11.0%，增速同比提高5.4個百分點；全國跨省送電量8274億千瓦時、增長11.3%，增速同比提高5.7個百分點。

 

七是煤炭供應平衡偏緊，多重困難矛盾交織疊加，發電企業尤其是煤電企業持續虧損。電煤價格維持高位運行。截止9月底，今年已發布的37期環渤海煤價指數中，共有35期超過570元/噸的“綠色區間”上限，港口5500大卡動力煤現貨價格絕大多數時間處于600元/噸以上的“紅色區間”運行，大體測算，全國煤電行業電煤采購成本同比提高2000億元左右。此外，市場化交易電價下降以及可再生能源補貼支付嚴重滯后也加劇了發電企業經營困境。多方面因素導致發電企業成本快速上漲且難以向外疏導，大部分發電集團煤電板塊持續整體虧損，發電行業效益大幅下滑。

 

 

前三季度，全國電力供需總體寬松，其中，華北區域電力供需平衡偏緊，華中區域電力供需基本平衡，華東和南方區域電力供需平衡有余，東北和西北區域電力供應能力富余較多。