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黨的十八大以來，在以習近平同志為核心的黨中央堅強領導下，我國經濟社會發展取得了舉世矚目的輝煌成就，電力行業作為國民經濟基礎性產業，為經濟社會發展提供了堅強保障。
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。
一、全國電力供需狀況
(一)今年以來全社會用電量持續較快增長，三季度增速環比提高
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。
前三季度電力消費主要特點有：
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。
(二)電力供應能力充足，煤電有序發展取得新成效
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。
前三季度電力供應主要特點有：
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。
(三)全國電力供需形勢總體寬松，部分地區富余較多
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。
二、四季度及全年全國電力供需形勢預測
(一)四季度全社會用電量保持平穩增長，全年增速高于2016年
綜合考慮宏觀經濟形勢、京津冀及周邊地區2017年大氣污染防治工作、安全督查、房地產調控、工業企業補庫存周期、氣象預測等方面因素，預計四季度全社會用電量同比增長5%左右，全年全社會用電量同比增長6.5%左右，超過2016年增長水平。
(二)全國電力供應能力充足，個別地區燃料保供壓力較大
預計四季度全國基建新增裝機容量4000萬千瓦左右，全年全國基建新增裝機容量1.3億千瓦左右。2017年底，預計全國全口徑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。東北等部分地區受煤炭資源以及運輸約束等因素，可能出現電煤供應偏緊局面;冬季天然氣供應偏緊，部分地區燃機發電將可能受到供氣限制。
(三)電力供需總體寬松，全年火電設備利用小時與上年大體持平
預計四季度全國電力供需總體寬松，東北和西北區域電力供應能力富余較多。預計全年全國發電設備平均利用小時3760小時左右，其中，火電設備平均利用小時4200小時左右。
三、有關建議
電力行業認真學習貫徹黨的十九大精神，繼續切實做好去產能、調結構、保供應、促發展等各項工作，推進電力行業健康持續發展，為實現中華民族偉大復興的中國夢提供安全可靠的能源電力保障。
(一)更加注重政策落地，切實防范和化解煤電產能過剩風險
針對經濟發展新常態下存在的煤電區域性產能過剩風險，應進一步貫徹落實國家促進煤電有序發展相關政策措施,調整煤電建設節奏，防范風險聚集。
一是認真貫徹相關政策文件要求。做好《關于推進供給側結構性改革防范化解煤電產能過剩風險的意見》(發改能源〔2017〕1404號)、《關于印發2017年分省煤電停建和緩建項目名單的通知》(發改能源〔2017〕1727號)等文件的落實工作，細化工作方案，做好工作部署，加強統籌協調，督促相關地方及企業貫徹落實，確保完成今年《政府工作報告》提出的煤電調控目標。
二是繼續推進淘汰落后產能工作。按相關規定淘汰包括自備電廠在內的服役年限長、不符合能效、環保、安全、質量等要求的煤電機組，加強行政執法和環保監督力度。
三是完善相關配套措施。針對停緩建項目給企業帶來的經濟損失和合同風險，以及小火電關停面臨的員工安置等問題，研究出臺財政、稅費、利率、扶持政策等方面的配套政策，為依法合規、有序推進煤電調控工作提供政策和程序上的保障。
四是加強自備電廠管理，規范電力市場秩序。鑒于自備電廠違規建設、環保改造不到位、逃避規費、不履行調峰義務等問題比較突出，建議政府應將自備煤電機組納入壓減煤電項目清單，嚴控燃煤自備電廠發展，規范自備電廠收費政策，承擔與公用電廠同等社會責任，并及時開展自備電廠建設及運行專項檢查。
(二)更加注重發展質量，切實提高電源結構優化效果
近年來，清潔能源的消納問題，始終是困擾我國電力供應結構調整的瓶頸。今年以來，雖然全國棄風、棄光情況有所好轉，但部分地區形勢仍然不容樂觀，棄水問題仍然較為突出，亟需在增強跨區輸電通道、提高調峰能力、強化協調機制等方面加大工作力度，破解新能源消納難題，促進清潔能源高效利用。
一是增強跨區通道對可再生能源的輸送能力。認真貫徹落實《關于促進西南地區水電消納的通知》(發改運行〔2017〕1830號)，各地方及企業應按照文件要求，盡快將各項措施落實到位。加強送受端、區域間協調，充分利用現有跨省(區)通道;加快規劃內通道建設，盡快推進云南、四川和“三北”地區等可再生能源基地的跨省區消納輸電通道建設，擴大可再生能源發電消納范圍。
二是提高電力系統綜合調峰能力。一方面，加快抽水蓄能電站、調峰氣電建設，各地繼續加大火電機組靈活性改造力度，積極擴大熱電解耦規模，提高系統調峰容量;另一方面，建立利益調節機制，加快輔助服務市場、峰谷電價等一系列配套政策的出臺和落地，提高調峰積極性。
三是強化各種協調機制，在市場、系統調度、企業等層面全面保障清潔能源的消納。打破省間壁壘，建立有利于新能源跨區消納的市場化機制，進一步加大跨省區送受電規模，實施余缺互補;優化電網運行方式，完善優先調度機制，加強風電、光伏發電保障性收購有關政策的執行督導;積極開展發電權交易，鼓勵清潔能源機組與煤電機組、自備電廠開展發電權交易，鼓勵同一集團內實行跨省區發電權交易。
(三)更加注重電煤供需協調，切實確保電力安全穩定供應
煤電是我國電源結構的主體，電煤市場的平穩健康發展，對保障電力安全穩定供應、保障國民經濟平穩運行至關重要。保障電煤的穩定充足供應，尤其在迎峰度夏、迎峰度冬等關鍵時段尤為重要。
一是繼續加快推進煤炭優質產能釋放。各地方和有關企業要積極協調和組織具備條件的煤礦加緊落實產能置換方案，為加快辦理相關手續、增加有效供給創造條件;科學組織安全生產，不得以簡單停產方式開展或應對執法檢查;實行靈活的煤炭進口管理政策，確保迎峰度夏及迎峰度冬等關鍵時段沿海地區電煤安全穩定供應。千方百計確保冬季供暖供電煤炭供應，尤其是東北、西南等電煤偏緊地區。
二是繼續采取有效措施推動電煤價格理性下調。電煤價格不僅影響上下游行業經營狀況，更是市場關系的風向標，對于平衡煤炭市場供需至關重要。應盡快組織開展電煤價格機制研究，推動完善直達電煤長協定價機制，兼顧煤炭、電力雙方經營承受能力，科學測算基準價，建議確定為460元/噸左右(秦皇島5500大卡動力煤平倉價)，有效引導市場預期;進一步加強市場價格管控，從嚴查處價格欺詐、囤積居奇、哄抬價格等違法行為，積極引導社會輿論;進一步規范和完善煤炭價格指數體系，加強價格指數與行業數據的緊密結合，充分發揮電煤采購價格指數的引導作用，盡快將煤價下調至綠色區間。
三是進一步健全電煤市場長效機制。實踐證明簽訂中長期合同對穩定市場、引導預期、保障供應具有重要的作用。建議進一步加大合同簽訂比例，進一步將合同覆蓋范圍擴大到下水煤、省內直達煤、省外直達煤等，進一步規范合同條款約定，力爭量價齊全、運力保障;盡快組織研究制定科學合理的定價機制，本著促進上下游行業共同健康可持續發展的原則，合理測定下水煤年度基準價;加大合同履行監督，建立履約信用體系，激勵守約行為，懲治違約行為，維護好中長期合同的法律約束力和嚴肅性，有效維護電煤市場良好環境。
四是繼續加強相關行業、相關環節的統籌協調。加大煤電產運需三方的協調力度，及時有效協調出現的問題，確保重點時段、重點線路、重點地區的運力協調和煤炭供應，尤其針對東北等地區存煤明顯偏低的重點電廠，優先安排請車、裝車、裝船和港口接卸，保障煤炭庫存處于合理水平。
(四)更加注重統籌協調，切實促進行業健康有序發展
當前企業燃料成本大幅上漲、電力市場交易價格明顯下降、產能過剩風險突出、節能減排改造任務繁重，多重矛盾交織疊加，企業經營面臨嚴峻壓力和困境，亟需加大政策扶持力度，營造企業發展良好氛圍。
一是采取多方措施，切實有效疏解企業經營壓力。針對當前電力企業尤其是發電企業持續全行業虧損局面，要“疏減并舉”，改善企業經營環境。一方面，盡快引導電煤價格回歸合理水平。上年以來電煤價格的持續高位運行，是導致發電企業尤其是煤電企業大面積嚴重虧損的根本原因。加大電煤市場價格管控力度，有效保供降價，才能有效緩解煤電企業經營困難局面。另一方面，繼續完善電價機制，有效疏導企業經營成本。盡管國家已出臺政策調整電價結構，但遠不足以完全化解電煤大幅價格上漲帶來的影響，建議盡快啟動煤電聯動機制，合理疏導煤電成本;合理縮短聯動周期，改變煤電聯動全國范圍一刀切模式，分地區啟動煤電聯動;將市場化交易電量環保電價的補償方式調整為“價外補貼”。
二是及時化解新問題，穩妥有序推進電力體制改革。隨著電力體制改革不斷深化，及時認真總結電力市場建設中暴露的新情況、新問題，穩妥有序推進改革，嚴格監督和杜絕政府不合理干預行為;健全電力市場主體信用體系建設，建立守信激勵和失信懲戒機制，加強直接交易合同約束力，保障合同有效執行;盡快明確增量配電業務規范和范圍。
三是盡快清欠可再生能源電價附加補貼電費，減輕電力企業財務負擔;加強各項政策間的統籌協調，促進各項措施切實落實到位。
四是盡快研究對以清潔能源為主的電網推行火電機組備用容量補償機制，尤其針對長期為清潔能源發電提供調峰、調頻、備用等輔助服務的煤電機組逐步實施兩部制電價，緩解火電企業存在嚴重的生存問題，引導煤電行業轉型升級。
面對新形勢、新任務、新要求，電力行業將更加緊密地團結在以習近平同志為核心的黨中央周圍，堅決貫徹落實黨中央、國務院決策部署，進一步增強政治意識、大局意識、核心意思、看齊意識，以深入學習貫徹黨的十九大精神為契機，確保全國電力安全、穩定、可靠供應。切實服務好國家經濟社會發展，實現好國家能源發展戰略，為決勝全面建成小康社會、奪取新時代中國特色社會主義偉大勝利、實現中華民族偉大復興的中國夢做出應有貢獻。
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。
一、全國電力供需狀況
(一)今年以來全社會用電量持續較快增長，三季度增速環比提高
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。
前三季度電力消費主要特點有：
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。
(二)電力供應能力充足，煤電有序發展取得新成效
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。
前三季度電力供應主要特點有：
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。
(三)全國電力供需形勢總體寬松，部分地區富余較多
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。
二、四季度及全年全國電力供需形勢預測
(一)四季度全社會用電量保持平穩增長，全年增速高于2016年
綜合考慮宏觀經濟形勢、京津冀及周邊地區2017年大氣污染防治工作、安全督查、房地產調控、工業企業補庫存周期、氣象預測等方面因素，預計四季度全社會用電量同比增長5%左右，全年全社會用電量同比增長6.5%左右，超過2016年增長水平。
(二)全國電力供應能力充足，個別地區燃料保供壓力較大
預計四季度全國基建新增裝機容量4000萬千瓦左右，全年全國基建新增裝機容量1.3億千瓦左右。2017年底，預計全國全口徑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。東北等部分地區受煤炭資源以及運輸約束等因素，可能出現電煤供應偏緊局面;冬季天然氣供應偏緊，部分地區燃機發電將可能受到供氣限制。
(三)電力供需總體寬松，全年火電設備利用小時與上年大體持平
預計四季度全國電力供需總體寬松，東北和西北區域電力供應能力富余較多。預計全年全國發電設備平均利用小時3760小時左右，其中，火電設備平均利用小時4200小時左右。
三、有關建議
電力行業認真學習貫徹黨的十九大精神，繼續切實做好去產能、調結構、保供應、促發展等各項工作，推進電力行業健康持續發展，為實現中華民族偉大復興的中國夢提供安全可靠的能源電力保障。
(一)更加注重政策落地，切實防范和化解煤電產能過剩風險
針對經濟發展新常態下存在的煤電區域性產能過剩風險，應進一步貫徹落實國家促進煤電有序發展相關政策措施,調整煤電建設節奏，防范風險聚集。
一是認真貫徹相關政策文件要求。做好《關于推進供給側結構性改革防范化解煤電產能過剩風險的意見》(發改能源〔2017〕1404號)、《關于印發2017年分省煤電停建和緩建項目名單的通知》(發改能源〔2017〕1727號)等文件的落實工作，細化工作方案，做好工作部署，加強統籌協調，督促相關地方及企業貫徹落實，確保完成今年《政府工作報告》提出的煤電調控目標。
二是繼續推進淘汰落后產能工作。按相關規定淘汰包括自備電廠在內的服役年限長、不符合能效、環保、安全、質量等要求的煤電機組，加強行政執法和環保監督力度。
三是完善相關配套措施。針對停緩建項目給企業帶來的經濟損失和合同風險，以及小火電關停面臨的員工安置等問題，研究出臺財政、稅費、利率、扶持政策等方面的配套政策，為依法合規、有序推進煤電調控工作提供政策和程序上的保障。
四是加強自備電廠管理，規范電力市場秩序。鑒于自備電廠違規建設、環保改造不到位、逃避規費、不履行調峰義務等問題比較突出，建議政府應將自備煤電機組納入壓減煤電項目清單，嚴控燃煤自備電廠發展，規范自備電廠收費政策，承擔與公用電廠同等社會責任，并及時開展自備電廠建設及運行專項檢查。
(二)更加注重發展質量，切實提高電源結構優化效果
近年來，清潔能源的消納問題，始終是困擾我國電力供應結構調整的瓶頸。今年以來，雖然全國棄風、棄光情況有所好轉，但部分地區形勢仍然不容樂觀，棄水問題仍然較為突出，亟需在增強跨區輸電通道、提高調峰能力、強化協調機制等方面加大工作力度，破解新能源消納難題，促進清潔能源高效利用。
一是增強跨區通道對可再生能源的輸送能力。認真貫徹落實《關于促進西南地區水電消納的通知》(發改運行〔2017〕1830號)，各地方及企業應按照文件要求，盡快將各項措施落實到位。加強送受端、區域間協調，充分利用現有跨省(區)通道;加快規劃內通道建設，盡快推進云南、四川和“三北”地區等可再生能源基地的跨省區消納輸電通道建設，擴大可再生能源發電消納范圍。
二是提高電力系統綜合調峰能力。一方面，加快抽水蓄能電站、調峰氣電建設，各地繼續加大火電機組靈活性改造力度，積極擴大熱電解耦規模，提高系統調峰容量;另一方面，建立利益調節機制，加快輔助服務市場、峰谷電價等一系列配套政策的出臺和落地，提高調峰積極性。
三是強化各種協調機制，在市場、系統調度、企業等層面全面保障清潔能源的消納。打破省間壁壘，建立有利于新能源跨區消納的市場化機制，進一步加大跨省區送受電規模，實施余缺互補;優化電網運行方式，完善優先調度機制，加強風電、光伏發電保障性收購有關政策的執行督導;積極開展發電權交易，鼓勵清潔能源機組與煤電機組、自備電廠開展發電權交易，鼓勵同一集團內實行跨省區發電權交易。
(三)更加注重電煤供需協調，切實確保電力安全穩定供應
煤電是我國電源結構的主體，電煤市場的平穩健康發展，對保障電力安全穩定供應、保障國民經濟平穩運行至關重要。保障電煤的穩定充足供應，尤其在迎峰度夏、迎峰度冬等關鍵時段尤為重要。
一是繼續加快推進煤炭優質產能釋放。各地方和有關企業要積極協調和組織具備條件的煤礦加緊落實產能置換方案，為加快辦理相關手續、增加有效供給創造條件;科學組織安全生產，不得以簡單停產方式開展或應對執法檢查;實行靈活的煤炭進口管理政策，確保迎峰度夏及迎峰度冬等關鍵時段沿海地區電煤安全穩定供應。千方百計確保冬季供暖供電煤炭供應，尤其是東北、西南等電煤偏緊地區。
二是繼續采取有效措施推動電煤價格理性下調。電煤價格不僅影響上下游行業經營狀況，更是市場關系的風向標，對于平衡煤炭市場供需至關重要。應盡快組織開展電煤價格機制研究，推動完善直達電煤長協定價機制，兼顧煤炭、電力雙方經營承受能力，科學測算基準價，建議確定為460元/噸左右(秦皇島5500大卡動力煤平倉價)，有效引導市場預期;進一步加強市場價格管控，從嚴查處價格欺詐、囤積居奇、哄抬價格等違法行為，積極引導社會輿論;進一步規范和完善煤炭價格指數體系，加強價格指數與行業數據的緊密結合，充分發揮電煤采購價格指數的引導作用，盡快將煤價下調至綠色區間。
三是進一步健全電煤市場長效機制。實踐證明簽訂中長期合同對穩定市場、引導預期、保障供應具有重要的作用。建議進一步加大合同簽訂比例，進一步將合同覆蓋范圍擴大到下水煤、省內直達煤、省外直達煤等，進一步規范合同條款約定，力爭量價齊全、運力保障;盡快組織研究制定科學合理的定價機制，本著促進上下游行業共同健康可持續發展的原則，合理測定下水煤年度基準價;加大合同履行監督，建立履約信用體系，激勵守約行為，懲治違約行為，維護好中長期合同的法律約束力和嚴肅性，有效維護電煤市場良好環境。
四是繼續加強相關行業、相關環節的統籌協調。加大煤電產運需三方的協調力度，及時有效協調出現的問題，確保重點時段、重點線路、重點地區的運力協調和煤炭供應，尤其針對東北等地區存煤明顯偏低的重點電廠，優先安排請車、裝車、裝船和港口接卸，保障煤炭庫存處于合理水平。
(四)更加注重統籌協調，切實促進行業健康有序發展
當前企業燃料成本大幅上漲、電力市場交易價格明顯下降、產能過剩風險突出、節能減排改造任務繁重，多重矛盾交織疊加，企業經營面臨嚴峻壓力和困境，亟需加大政策扶持力度，營造企業發展良好氛圍。
一是采取多方措施，切實有效疏解企業經營壓力。針對當前電力企業尤其是發電企業持續全行業虧損局面，要“疏減并舉”，改善企業經營環境。一方面，盡快引導電煤價格回歸合理水平。上年以來電煤價格的持續高位運行，是導致發電企業尤其是煤電企業大面積嚴重虧損的根本原因。加大電煤市場價格管控力度，有效保供降價，才能有效緩解煤電企業經營困難局面。另一方面，繼續完善電價機制，有效疏導企業經營成本。盡管國家已出臺政策調整電價結構，但遠不足以完全化解電煤大幅價格上漲帶來的影響，建議盡快啟動煤電聯動機制，合理疏導煤電成本;合理縮短聯動周期，改變煤電聯動全國范圍一刀切模式，分地區啟動煤電聯動;將市場化交易電量環保電價的補償方式調整為“價外補貼”。
二是及時化解新問題，穩妥有序推進電力體制改革。隨著電力體制改革不斷深化，及時認真總結電力市場建設中暴露的新情況、新問題，穩妥有序推進改革，嚴格監督和杜絕政府不合理干預行為;健全電力市場主體信用體系建設，建立守信激勵和失信懲戒機制，加強直接交易合同約束力，保障合同有效執行;盡快明確增量配電業務規范和范圍。
三是盡快清欠可再生能源電價附加補貼電費，減輕電力企業財務負擔;加強各項政策間的統籌協調，促進各項措施切實落實到位。
四是盡快研究對以清潔能源為主的電網推行火電機組備用容量補償機制，尤其針對長期為清潔能源發電提供調峰、調頻、備用等輔助服務的煤電機組逐步實施兩部制電價，緩解火電企業存在嚴重的生存問題，引導煤電行業轉型升級。
面對新形勢、新任務、新要求，電力行業將更加緊密地團結在以習近平同志為核心的黨中央周圍，堅決貫徹落實黨中央、國務院決策部署，進一步增強政治意識、大局意識、核心意思、看齊意識，以深入學習貫徹黨的十九大精神為契機，確保全國電力安全、穩定、可靠供應。切實服務好國家經濟社會發展，實現好國家能源發展戰略，為決勝全面建成小康社會、奪取新時代中國特色社會主義偉大勝利、實現中華民族偉大復興的中國夢做出應有貢獻。
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