2019年全国电力供需形势分析预测报告：四季度全社会用电量增速回升 全年增速5%左右

前三季度，全国电力生产运行平稳，电力供需总体平衡。全社会用电量平稳增长；第二产业及其制造业各季度用电量增速相对平稳，高技术及装备制造业、消费品制造业、其他制造业第三季度用电增速环比回升；第三产业用电量较快增长、贡献突出；城乡居民生活用电量增速回落，乡村居民用电量增速高于城镇居民增速。电力延续绿色低碳发展态势，非化石能源发电装机比重继续提高，非化石能源发电量快速增长；跨区跨省送电量较快增长，清洁能源得到大范围优化配置；电煤价格仍居高位。预计四季度电力消费增速比三季度有所回升，2019年全社会用电量增长5%左右；全年全国新增发电装机容量1亿千瓦，年底全国发电装机容量20亿千瓦；全国电力供需总体平衡，迎峰度冬期间少数地区电力供需偏紧、高峰时段需要采取有序用电措施。

一、2019年前三季度全国电力供需状况分析

（一）全社会用电量平稳增长，第三季度高技术及装备制造业、消费品制造业、其他制造业用电量增速环比回升

前三季度，全国全社会用电量5.34万亿千瓦时、同比增长4.4%，增速比上年同期下降4.5个百分点，其中，一、二、三季度全社会用电量同比分别增长5.5%、4.5%和3.4%。第三季度四大高载能行业[1]和城乡居民生活用电量分别增长1.7%和1.2%，全社会用电量扣除四大高载能行业及城乡居民生活用电量后第三季度增速为4.7%。

电力消费主要特点有：

一是第一产业用电量平稳增长。前三季度，第一产业用电量581亿千瓦时、同比增长4.7%，其中，一、二、三季度分别增长6.8%、3.5%和4.4%。

二是第二产业各季度用电量增速相对平稳。前三季度，第二产业用电量3.59万亿千瓦时、同比增长3.0%，其中，一、二、三季度分别增长3.0%、3.1%和2.7%。制造业用电量2.67万亿千瓦时、同比增长3.2%，各季度增速分别为3.4%、3.4%和2.7%。其中，高技术及装备制造业[2]用电量同比增长3.5%，各季度增速分别为4.3%、2.7%和3.5%；消费品制造业[3]用电量同比增长2.0%，各季度增速分别为3.3%、1.1%和1.8%；其他制造业[4]行业用电量同比增长6.1%，在制造业中增速最高，各季度分别增长5.2%、4.8%和8.1%。第三季度高技术及装备制造业、消费品制造业、其他制造业用电量增速环比回升。

三是第三产业用电量保持较快增长。前三季度，第三产业用电量8994亿千瓦时、同比增长8.7%，一、二、三季度分别增长10.1%、8.6%和7.7%。绝大部分行业均实现较快增长，其中，信息传输/软件和信息技术服务业用电继续延续近年来快速增长势头，同比增长12.4%；租赁和商务服务业、房地产业、批发和零售业、交通运输/仓储和邮政业用电量同比分别增长12.7%、11.0%、9.7%和8.2%。随着电能替代力度的加大及电能应用领域的扩展，批发和零售业中的充换电服务业用电量同比增长143.0%，交通运输/仓储和邮政业中的港口岸电用电量同比增长137.1%。

四是城乡居民生活用电量增速回落，乡村居民用电量增速高于城镇居民增速。前三季度，城乡居民生活用电量8010亿千瓦时、同比增长6.3%，增速比上年同期降低5.3个百分点，其中，一、二、三季度分别增长11.0%、7.7%和1.2%，三季度增速回落明显主要是受今年夏季气温低于上年同期以及上年同期高基数因素影响。城镇居民、乡村居民用电量分别增长6.1%和6.4%，乡村居民用电增速超过城镇居民用电增速，主要得益于近年来国家加大农网改造升级力度和深入推进脱贫攻坚战等举措，以及乡村电气化水平的提高。

五是第三产业和居民生活用电对全社会用电量增长的合计贡献率超过50%。前三季度，第一产业用电量占比为1.1%，同比持平；第二产业占全社会用电量的比重为67.1%，比上年同期降低0.9个百分点；第三产业和城乡居民生活用电量比重同比分别提高0.7和0.2个百分点。前三季度，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32.1%和21.0%，第三季度由于城乡居民生活用电量低速增长，当季贡献率下降至5.8%。

六是绝大部分省份用电量均为正增长，西部和中部地区用电量增速相对领先。前三季度，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长3.0%、5.1%、6.7%和3.4%，中部、西部地区用电量占全国用电量的比重比上年同期分别提高0.1和0.6个百分点。27个省份全社会用电量实现正增长，其中，西藏（14.4%）、广西（12.1%）、内蒙古（10.6%）、海南（10.1%）4个省份增速超过10%；青海、上海、甘肃和河南用电量同比分别下降2.9%、1.1%、0.6%和0.4%。

（二）电力延续绿色低碳发展趋势，非化石能源发电量快速增长

前三季度，全国主要电力企业合计完成投资4750亿元、同比下降6.3%；截至9月底，全国全口径发电装机容量19.7亿千瓦、同比增长5.9%；前三季度全国规模以上电厂发电量为5.30万亿千瓦时、同比增长3.0%；全国发电设备利用小时2857小时、同比下降48小时。电力供应主要特点有：

一是新增装机仍保持较大规模。前三季度，全国新增发电装机容量6455万千瓦，同比少投产1659万千瓦；其中新增非化石能源发电装机容量3788万千瓦，占新增发电装机总容量的58.7%；新增煤电装机容量2010万千瓦，新增气电装机容量544万千瓦。

二是非化石能源发电装机比重进一步提高。截至9月底，非化石能源发电装机合计容量8.1亿千瓦、占比41.4%，比上年同期提高1.2个百分点；其中，全国全口径水电装机容量3.5亿千瓦、同比增长1.3%；全口径并网风电装机容量2.0亿千瓦、同比增长12.5%；全口径并网太阳能发电装机容量1.9亿千瓦、同比增长16.6%；核电装机容量4874万千瓦、同比增长24.1%；生物质发电装机容量2147万千瓦、同比增长21.0%。煤电装机容量为10.3亿千瓦、同比增长3.7%，占全国发电装机容量比重为52.4%，比上年同期降低1.1个百分点。

三是非化石能源发电量快速增长。前三季度，全国全口径并网风电、并网太阳能发电量分别为2914、1707亿千瓦时，同比分别增长8.9%和29.0%。根据国家统计局统计数据，核电发电量2538亿千瓦时、同比增长21.1%；规模以上水电发电量8938亿千瓦时、同比增长7.9%；规模以上火电发电量3.80万亿千瓦时、同比增长0.5%，随着来水转枯，9月份火电发电量增速上升至6.0%。

四是水电、太阳能发电设备利用小时同比提高，火电和核电设备利用小时下降幅度较大。前三季度，全国发电设备平均利用小时2857小时，同比下降48小时。其中，水电2903小时、同比提高187小时；并网太阳能发电1010小时、同比提高60小时；火电3174小时、同比下降101小时，其中，煤电3260小时、同比下降106小时，气电1985小时、同比下降105小时；核电5452小时、同比下降131小时；并网风电1519小时、同比下降45小时。弃风弃光问题继续改善，国家电网公司、南方电网公司经营区域内新能源利用率均超过96%。

五是电网投资同比下降，农网改造升级及配网是投资重点。前三季度，电网工程建设完成投资2953亿元，同比下降12.5%；110千伏及以下电网投资完成1856亿元，占电网总投资的比重为62.9%，同比提高6.3个百分点，农网改造升级及配网建设仍然是当前电网投资建设重点。全国基建新增220千伏及以上变电设备容量17061万千伏安、同比少投产1630万千伏安；新增220千伏及以上输电线路长度24668千米、同比少投产5891千米；新增直流换流容量2200万千瓦、同比增加1700万千瓦。

六是跨区跨省送电量较快增长，清洁能源得到大范围优化配置。前三季度，全国跨区、跨省送电量分别完成4015和10868亿千瓦时，同比分别增长12.5%和12.8%，对送端地区清洁能源消纳以及受端地区用电负荷高峰期电力供应保障发挥了重要作用。西北区域是外送电量最多的区域，前三季度外送电量1462亿千瓦时，占全国跨区送电量的36.4%，外送电量比上年同期增长20.3%。

七是电力燃料供应总体平衡，电煤价格仍居高位。全国电厂存煤总体处于高位，电煤供应总体平衡，受煤矿安全事故、安全生产督查、公路超限超载运输治理等因素影响，陕西、东北等少数地区部分时段电煤供应偏紧。电煤价格总体高位波动，2月份以来，CECI沿海指数各期综合价均超过《关于印发平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》（发改运行〔2016〕2808号）规定的绿色区间上限，国内煤电企业采购成本仍居高位。

（三）全国电力供需总体平衡，局部地区采取了有序用电措施

前三季度，全国电力供需总体平衡。东北、西北区域电力供应能力富余；华北、华东、华中、南方区域电力供需总体平衡其中，蒙西、冀北、辽宁、浙江、江西、湖北、海南等省级电网在部分时段采取了有序用电措施，蒙西电网从前几年的电力供应能力富余转为今年以来的电力供应偏紧。

二、全国电力供需形势预测

（一）四季度全社会用电量增速回升，全年增速5%左右

综合考虑国家逆周期调控政策、宏观经济运行态势、电能替代、基数等因素，预计四季度电力消费增速比三季度有所上升，同比增长6%左右，预计2019年全年全社会用电量增长5%左右。

（二）年底总装机容量达20亿千瓦，非化石能源装机比重提高至42%

预计全年全国基建新增发电装机容量1亿千瓦左右，其中新增非化石能源发电装机6000万千瓦左右。2019年底，全国发电装机容量达到20亿千瓦左右，同比增长5.3%；其中，水电3.6亿千瓦、并网风电2.1亿千瓦、并网太阳能发电2.0亿千瓦、核电4875万千瓦、生物质发电2200万千瓦左右。非化石能源发电装机容量合计达到8.3亿千瓦左右、占总装机容量比重上升至42%，比2018年底提高1个百分点左右。

（三）全国电力供需总体平衡，迎峰度冬期间少数地区偏紧

预计全国电力供需总体平衡，个别地区电力供需偏紧。分区域看，华北、华中区域用电高峰时段电力供需偏紧；华东、南方区域电力供需总体平衡；东北、西北区域电力供应富余。预计全年火电设备利用小时4330小时左右。

三、有关建议

为做好迎峰度冬电力供应保障工作，电力行业要密切跟踪经济和用电形势，把握天气、电煤变化趋势，做好电力保障工作，满足国民经济发展以及人民生活用电需求。结合电力供需分析与预测，提出建议如下：

（一）加强监测和预警，保障电力供需平衡

针对经济下行压力较大，以及东北等部分地区电煤供应偏紧、局部地区电力供应存在不确定性等问题，建议：

一是加强用电形势监测。密切跟踪宏观经济、天气和用电形势变化，加强用电监测分析，滚动开展电力供需形势预测预警，有效衔接电力发展、结构优化、发购电、市场化交易、跨省区送电等各项工作，千方百计提高重点区域高峰时段发供电能力。

二是保障电煤有效供应。加大统筹协调力度，进一步释放蒙东等地区煤矿优质产能；充分利用好国际国内两个市场，继续发挥好进口煤补充作用，保障今冬明春电煤供应，特别是东北地区供电供暖用煤。做好2020年电煤中长期合同签订及履约工作，继续发挥好电煤中长期合同“压舱石”作用。

三是加强需求侧管理。扩大峰谷电价执行范围，确定科学合理的峰谷分时电价比，引导用户错峰用电，实现削峰填谷、移峰平谷，全力满足用电需求。

（二）跟踪改革和政策落实情况，推进电网企业稳定发展

针对持续的政策性降电价、售电量增速下滑、电价交叉补贴等因素导致电网企业利润明显下滑、中西部省级电网大面积亏损等相关问题，建议：

一是加快形成科学合理的输配电价机制。进一步完善居民阶梯电价制度，推动交叉补贴暗补改为明补，逐步妥善解决电价交叉补贴问题。合理确定运维费率、权益回报率、营运资金等关键参数，修订完善输配电价定价办法。结合各地电网发展阶段、电价承受能力等实际，差异化核定第二监管周期输配电价，因地制宜确定核价参数，保障电网发展经营和社会责任履行能力。

二是加大转供电加价清理力度。各地众多商业综合体及产业园区等转供电加价涉及范围广、加价标准高，建议彻底清理转供电环节不合理加价，加强执法检查和督促整改，避免国家降价红利被转供电环节截留。

三是加快完善和创新对电网企业的绩效考核机制。考虑电网企业政策性降电价，并承担贫困地区电网建设及农网改造升级等政策性投资，建议适当调整电网企业的利润、EVA等经营指标在考核中所占权重；化解新型监管模式和传统绩效考核体系之间的矛盾，确保电网企业专注于提供输配电服务的功能定位。

四是从政策上支持中西部电网发展。支持电网企业开展“东西帮扶”，给予政策支持，解决帮扶资金重复缴纳25%所得税的问题，允许东部省市公司帮扶资金税前列支，提高西部电网投资和发展能力，促进东西部电网均衡发展，更好地实现电力普遍服务。

（三）稳步推进发电企业转型升级，保障电源多元稳定供应

针对火电上网电价调整、现货市场试运行、电煤价格持续高于绿色区间、新能源消纳及补贴发放滞后等影响发电企业经营及电源结构转型升级的问题，建议：

一是加快完善现货市场机制设计及规则。统筹中长期与现货市场规模，中长期合同比例占比不低于90%，确保维护电力市场稳定。合理设置上网电价中上下限价标准，引导企业理性报价，维护市场长期运行秩序。加快容量市场和辅助服务市场建设，建立完善火电固定成本回收机制。

二是稳定电煤价格在绿色区间。提高电煤中长期合同的规范性，严禁以月度长协、外购长协等捆绑年度长协；完善电煤中长期合同价格条款，综合考虑减税降费及煤电上网电价下浮等因素，调整合同含税基准价及价格区间。

三是努力降低企业融资成本。改进融资支持机制、完善转贷应急机制，对承担电网安全稳定运行、支撑水电外送、满足高峰时段和特殊时期用电需求等功能的燃煤电厂在融资成本上给与优惠，对暂时有困难的火电企业提供低成本“过桥”资金，降低冲贷成本，避免火电企业亏损面持续扩大。

四是加快解决可再生能源补贴问题。开发针对风电、光伏等清洁能源项目的融资品种，将应收补贴款纳入流贷支持范围，解决全行业补贴资金缺口。优化补贴资金发放流程，缓解可再生能源企业资金压力。进一步完善绿证交易体系，落实可再生能源消纳指标交易机制，促进新能源消纳。（来源：中电联）