前三季度，國民經濟運行總體平穩，全國電力供需總體平衡，迎峰度夏安全穩定。全社會用電量同比增長7.2%，增速比上年同期提高2.4個百分點，其中三季度增長10.9%；第一產業用電同比增長0.1%，第二產業用電增長6.5%、低于全國平均增長水平，第三產業用電增長10.9%、延續高速增長勢頭，城鄉居民生活用電增長8.9%、三季度增速大幅提升至17.6%。全國6000千瓦及以上發電裝機容量同比增長9.5%，電力供應能力充足，水電發電量在三季度負增長、前三季度設備利用小時同比下降150小時，電煤供應總體寬松，火電發電量在三季度實現兩位數增長、前三季度設備利用小時同比降幅收窄至6小時，風電發電量保持高速增長、設備利用小時同比增幅擴大到138小時。

主要受上年同期高基數、氣溫等因素影響，預計四季度全社會用電量增速有所回落、同比增長6.5%-7.5%，全年增長7.0%左右。預計年底全國發電裝機達到12.3億千瓦左右、躍居世界第一，全年發電設備利用小時4530小時左右、其中火電5000小時左右，四季度全國電煤供應總體寬松?？傮w判斷，四季度全國電力供需總體平衡，東北和西北區域電力供應能力富余較多，華北和華中區域電力供需基本平衡，華東和南方區域部分省份在迎峰度冬用電高峰時段電力供需平衡偏緊。

一、前三季度全國電力供需情況分析

（一）全社會用電量增速逐季上升

根據我會統計，前三季度，全社會用電量3.95萬億千瓦時，同比增長7.2%，增速比上年同期提高2.4個百分點。分季度看，一、二、三季度全社會用電量同比分別增長4.3%、6.0%和10.9%，全國大范圍持續高溫天氣、宏觀經濟運行穩中有升以及上年同期低基數是三季度用電增速明顯加快的主要原因。

三季度城鄉居民生活用電增速大幅提升。前三季度同比增長8.9%，迎峰度夏期間，全國大部分地區遭遇歷史罕見的大范圍持續高溫天氣，三季度當城鄉居民生活用電增速達到17.6%。

第三產業延續高速增長勢頭。前三季度同比增長10.9%，其中三季度增長13.6%，反映出第三產業市場消費需求依然活躍，對保持經濟和用電平穩增長起到有效支撐。第三產業用電所占全社會用電比重同比提高0.44個百分點。

電力消費結構繼續優化。第二產業用電量同比增長6.5%，占全社會用電量比重同比降低0.55個百分點，降幅比上半年擴大0.33個百分點。化學原料及制品業、非金屬礦物制品業、黑色金屬冶煉及壓延加工業、有色金屬冶煉及壓延加工業四大重點用電行業合計用電增長5.1%，其中，一、二、三季度分別增長5.3%、3.3%和6.9%，分別比同期全社會用電量增速高1.0、低2.7和低4.0個百分點；占全社會用電量比重同比降低0.60個百分點，降幅比上半年擴大0.25個百分點。

西部地區用電保持較高增長，東部和中部地區用電增速逐季上升。前三季度，東、中、西和東北地區用電同比分別增長6.4%、6.8%、9.8%和4.4%，其中，東部和中部地區用電增速逐季上升，三季度均實現兩位數增長。

（二）電力供應能力充足

前三季度，完成電力投資4930億元、同比增長6.4%，其中電源同比增長2.1%，電網同比增長10.8%。新增發電裝機5457萬千瓦，9月底全國6000千瓦及以上電廠裝機容量11.63億千瓦、同比增長9.5%。國家統計局統計全國規模以上電廠發電量3.87萬億千瓦時、同比增長6.8%。發電設備利用小時3385小時、同比降低55小時。

三季度各月水電發電持續負增長，水電設備利用小時同比下降。前三季度完成投資同比增長11.8%，新增裝機1867萬千瓦，截至9月底全國6000千瓦及以上水電裝機2.31億千瓦、同比增長12.4%，規模以上水電廠發電量同比增長4.0％，其中三季度各月同比分別下降6.5%、10.1%和5.7%，前三季度利用小時同比下降150小時。

風電發電量保持高速增長，設備利用率繼續提高。前三季度，風電完成投資同比減少3.5%，并網風電新增裝機647萬千瓦，9月底全國6000千瓦及以上并網風電裝機6826萬千瓦、同比增長23.6%，發電量同比增長40.6%，利用小時1522小時、同比提高138小時，提高幅度比上半年擴大47小時，風電設備利用率繼續提高。并網太陽能發電新增裝機321萬千瓦、同比增加290萬千瓦，9月底6000千瓦及以上并網太陽能發電裝機684萬千瓦，發電量56億千瓦時。

核電投資同比減少，設備利用小時同比下降。前三季度完成投資同比減少21.3%，新增裝機221萬千瓦，9月底核電裝機1461萬千瓦、同比增長16.7%，發電量同比增長11.7%，利用小時同比下降12小時。

三季度各月火電發電量保持兩位數增長，設備利用小時同比降幅進一步收窄。前三季度完成投資與上年同期基本持平，占電源投資的比重為26.5%，新增裝機2402萬千瓦，9月底全國6000千瓦及以上火電裝機8.42億千瓦、同比增長7.2%，規模以上火電廠發電量同比增長6.5%，當季各月同比分別增長11.3%、19.2%和11.0%，前三季度利用小時同比下降6小時，下降幅度比上半年收窄77小時。

跨區送電保持快速增長。前三季度，全國跨區送電量1803億千瓦時、同比增長15.9%，跨省輸出電量5773億千瓦時、同比增長6.4%。其中，東北外送電量增長66.7%，華中外送電量增長28.6%，西北外送電量減少8.8%。南方電網區域西電東送電量945億千瓦時、同比增長1.5%。三峽電站送出電量675億千瓦時、同比減少12.3%。

（三）全國電力供需總體平衡，迎峰度夏安全穩定

前三季度，全國電力供需總體平衡，局部地區供需偏緊。其中，東北和西北區域電力供應能力富余較多，華北、華中和南方區域電力供需總體平衡，華東區域電力供需偏緊，江蘇、浙江等省份在年初、迎峰度夏用電高峰時段出現錯避峰。

二、四季度全國電力供需形勢預測

（一）四季度電力消費增速將有所回落

總體判斷，四季度國內經濟將繼續保持平穩增長，增速可能略低于三季度?？紤]到上年四季度用電基數較高，國家化解鋼鐵、水泥、電解鋁、平板玻璃、船舶五大行業產能嚴重過剩矛盾以及氣溫影響等因素，預計四季度全社會用電量增速將比三季度回落，四季度全社會用電量同比增長6.5%-7.5%，全年全社會用電量5.31萬億千瓦時、同比增長7.0%左右。

（二）電力供應能力充足，可再生能源裝機新增較多

預計全年新增發電裝機9100萬千瓦左右，其中，可再生能源裝機新增4900萬千瓦左右，火電新增4000萬千瓦左右，核電新增221萬千瓦。預計2013年底全國發電設備容量將達到12.3億千瓦左右，將成為世界上發電裝機規模最大的國家，其中火電8.6億千瓦、核電1461萬千瓦、可再生能源3.6億千瓦，可再生能源占全國裝機比重在30%左右。

（三）四季度全國電力供需總體平衡

綜合考慮部分區域可能出現的極端低溫天氣、重點流域汛期來水偏枯導致電站蓄水減少、火電機組集中脫硝達標改造、天然氣供應緊張及價格上調、風電太陽能發電大規模發展等因素對電力供需可能產生的影響，預計四季度全國電力供需總體平衡，華東和南方區域部分省份在迎峰度冬用電高峰時段電力供需平衡偏緊，華北和華中區域電力供需基本平衡，東北和西北區域電力供應能力富余較多。預計全年發電設備利用小時4530小時左右，其中火電設備利用小時5000小時左右。

三、有關建議

（一）做好迎峰度冬工作預案，確保電力系統安全穩定運行

一是統籌火電機組脫硝等改造時間，保障電力供應。按照國家尤其是地方政府特別排放限值的達標改造期限要求，一批火電機組需要在冬季進行脫硝等達標改造，對迎峰度冬期間保障電力熱力供應帶來影響，建議有關部門統籌協調好火電機組改造與保障電力熱力供應。二是高度重視“三北”地區供熱與風電消納對電力系統安全穩定運行的影響，合理安排熱電機組與風電機組運行時間，保障電力系統安全穩定經濟運行。三是加快迎峰度冬重點工程建設和投運，提高電力系統整體供電能力。四是做好有序用電工作，細化相應措施，及時發布電力供需信息，引導社會實施有序用電。

（二）統籌安排好天然氣供應，疏導燃機電價矛盾，優化天然氣發電布局

一是統籌做好用電用氣高峰期間燃氣調峰機組用氣與城鄉居民生活用氣、工業用氣保障工作。加快儲氣庫建設，提高輸氣管網儲氣調峰能力，優先保障居民用氣，滿足電力系統調峰需求。二是加快疏導燃機電價矛盾。地方政府增加財政補貼額度，彌補燃機發電虧損。統籌制定全國天然氣發電價格補貼政策，省級政府落實資金來源和補貼水平。三是優化天然氣發電布局。根據經濟社會發展承受能力和各省市區財政補貼能力，合理確定天然氣發電規模。堅持大中小相結合、多種方式共同發展原則，鼓勵和優先發展天然氣分布式能源系統，提高能源利用效率；在風電等新能源大規模發展、系統調峰容量嚴重不足地區，有序發展大型單循環燃氣調峰機組。

（三）優化風電、光伏發電布局，加快解決棄風棄光問題

2012年以來，我國風電設備利用率逐步提高，但“三北”風電基地仍然存在“棄風”問題，少數光伏發電基地存在“棄光”問題。要解決這些問題，一是堅持集中與分散相結合原則，優先鼓勵分散、分布式風電和光伏發電發展。二是做好統籌規劃。堅持發展目標要與國家財政補貼能力相平衡，實現區域布局及項目與消納市場、配套電網以及調峰電源相統籌，做到國家與地方規劃相統一。三是加快跨大區通道建設。加快核準和超前建設包括特高壓輸電工程在內的跨區跨省通道工程，以消納 “三北”基地現有的過剩發電能力。在消納市場未確定及跨區跨省通道未開工建設前，應適度控制“三北”地區大規模集中式開發。四是增加可再生能源發展基金中財政專項資金額度，開辟新的補貼資金渠道。風電、光伏發電等發展離不開國家財政補貼，盡管可再生能源電價附加已調升到1.5分/千瓦時，但隨著開發規模不斷增加，現有電價附加水平將仍然不足，存在補貼金額不足風險。財政補貼資金即可再生能源發展基金中，除增加可再生能源電價附加水平外，更應拓寬可再生能源發展基金來源，如大幅增加國家財政專項資金補貼，開辟新的資金渠道。五是加快風電、太陽能發電技術創新，進一步降低造價，提高質量，逐步提高與傳統能源發電的市場競爭力，減輕國家財政補貼壓力。六是加快建立調峰調頻等輔助服務電價機制，用經濟手段調動發電機組調峰調頻積極性，促進可再生能源消納。

（四）加快理順電價形成機制，促進行業科學發展

我國已經進入電價上漲周期，要立足于電力市場化改革頂層設計，加快推進電價機制改革，更多采用市場機制調節電價，減少行政干預：一是加快形成獨立的輸配電價機制，穩妥推進電力用戶與發電企業直接交易。地方政府不得通過行政手段指定直接交易的對象、電量和電價，不得指定交易的降價優惠幅度，國家有關部門應加大電價檢查力度，規范電價秩序。二是加快發電環節兩部制電價改革。調整完善水電價格形成機制；研究云南、四川、湖南等水電大省的火電價格形成機制，解決這些地區長期虧損的火電企業生存問題；加快理順天然氣發電價格機制。三是針對華北、東北等地區熱電聯產企業供熱普遍虧損的實際，建議政府有關部門對供熱虧損較大的地區按照成本加成原則重新核定熱價，并執行煤熱價格聯動機制；對熱價倒掛嚴重、虧損嚴重的供熱企業予以財政補貼，以緩解企業經營困難，保障迎峰度冬期間安全穩定供熱。

（五）盡快研究制定電能替代戰略規劃，加快實施電能替代工程

貫徹落實國務院大氣污染防治行動計劃，加快解決我國嚴重灰霾天氣問題，需要加快實施電能替代工程。建議：一是國家盡快研究制定電能替代戰略規劃，出臺電能替代產業政策。以電能替代戰略規劃統籌指導實施“以電代煤”和“以電代油”工程，提高全社會電氣化水平，不斷提升電能占終端能源消費比重。二是加快實施電能替代工程。在工業和民用領域推廣“以電代煤”，降低散燒煤應用范圍，提高煤炭轉化為電力的比重。在城市交通領域，大力推動城市電動汽車、電氣化軌道交通的研發和應用，推廣新建小區建設電動汽車充電樁。三是加快調整電源結構和優化電源布局，積極高效發展核電、新能源發電，加快西南水電基地開發以及西部、北部大型煤電基地規模化和集約化開發，通過特高壓等通道向東中部負荷中心輸電，實現更大范圍的資源優化配置和環境質量的結構性改善。四是通過市場機制和經濟手段促進節能減排，深化電力需求側管理，推行合同能源管理，推進發電權交易，研究火電氮氧化物排污權交易。五是提高電力企業環保設施運行維護管理水平，發揮好現有環保設施的污染物控制能力。

（六）加快西南水電基地外送通道建設，統籌考慮西南水電開發及市場消納

今年以來，在各級政府部門統籌協調和電力企業積極努力下，加上來水偏枯較多，西南水電基地棄水量明顯少于年初預期，但未來仍存在大量棄水風險。建議：一是國家有關部門超前統籌規劃西南水電等可再生能源的開發，盡早明確市場消納和輸電通道。二是按規劃及時核準、開工西南水電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電廣西等跨區通道建設，確保外送通道盡早投產。三是對棄水嚴重的省份適當控制風電、太陽能等電源開發進度。