2020年前三季度，面对新冠肺炎疫情巨大冲击和复杂严峻的国内外环境，在以习近平同志为核心的党中央坚强领导下，全国上下科学统筹疫情防控和经济社会发展，有力有效推动生产生活秩序恢复，前三季度国民经济和能源消费增速均由负转正, 国内生产总值同比增长0.7%，能源消费总量同比增长0.9%。电力行业坚决贯彻落实党中央、国务院决策部署，积极推进电力企业疫情防控和复工复产，为社会疫情防控和复工复产、复商复市提供坚强电力保障，并坚决落实好阶段性降低用电成本政策，降低用户用电成本，全力支持实体经济发展；前三季度电力消费增速由负转正，三季度实现中速增长，经济社会发展对电力的消费需求已恢复常态。
一、2020年前三季度全国电力供需情况
（一）电力消费需求情况
前三季度，全社会用电量5.41万亿千瓦时，同比增长1.3%，一、二、三季度全社会用电量增速分别为-6.5%、3.9%、5.8%，经济运行稳步复苏是用电量增速回升的最主要原因。全社会用电量增速变化趋势，反映出随着疫情影响逐步减弱以及国家逆周期调控政策逐步落地，复工复产、复商复市持续取得进展。
一是第一产业用电量同比增长9.6%，畜牧业和渔业用电量快速增长。前三季度，第一产业用电量637亿千瓦时，同比增长9.6%，一、二、三季度增速分别为4.0%、11.9%和11.6%，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，第一产业用电潜力得到释放。前三季度，畜牧业、渔业、农业用电量同比分别增长18.8%、11.2%和5.4%。
二是第二产业用电量同比增长0.5%，三季度增速继续回升。前三季度，第二产业用电量3.60万亿千瓦时，同比增长0.5%，一、二、三季度增速分别为-8.8%、3.3%、5.8%，复工复产持续推进拉动三季度增速继续回升。前三季度，制造业用电量增长0.7%，其中，四大高载能行业、其他制造业行业、高技术及装备制造业、消费品制造业用电量增速分别为1.7%、1.3%、1.1%、-4.3%。三季度，高技术及装备制造业用电量增速上升至10.8%，是当前工业生产中的一大亮点。
三是第三产业用电量同比下降0.2%，信息传输/软件和信息技术服务业用电量继续高速增长。前三季度，第三产业用电量8975亿千瓦时，同比下降0.2%。随着复商复市的持续推进，第三产业用电量增速已逐渐好转，一、二、三季度增速分别为-8.3%、0.5%、5.9%。依托大数据、云计算、物联网等新技术快速发展，前三季度信息传输/软件和信息技术服务业用电量同比增长26.5%。
四是城乡居民生活用电量同比增长6.0%，三季度增速有所回落。前三季度，城乡居民生活用电量8498亿千瓦时，同比增长6.0%，一、二、三季度增速分别为3.5%、10.6%、5.0%，受7月华东、华北部分省份以及9月华东、南方部分省份气温较常年同期偏低影响，三季度增速有所回落。
五是西部地区用电增速领先，全国有22个省份用电量为正增长。前三季度，东、中、西部和东北地区全社会用电量增速分别为0.4%、-0.4%、4.2%、0.6%。全国共有22个省份用电量为正增长，其中，云南、甘肃、内蒙古、四川、广西、西藏6个省份增速超过5%。
（二）电力生产供应情况
截至9月底，全国全口径发电装机容量20.9亿千瓦，同比增长5.9%。前三季度，全国规模以上电厂发电量为5.41万亿千瓦时，同比增长0.9%。
一是电力投资同比增长20.0%，非化石能源投资快速增长。前三季度，纳入行业投资统计体系的主要电力企业合计完成投资5980亿元，同比增长20.0%。电源工程建设完成投资3082亿元，同比增长51.6%，其中风电、太阳能发电、水电投资分别增长138.4%、113.9%、21.0%；电网工程建设完成投资2899亿元，同比小幅下降。
二是新增发电装机容量7224万千瓦，非化石能源发电装机比重进一步提高。前三季度，全国新增发电装机容量7224万千瓦，同比增加769万千瓦，其中新增非化石能源发电装机容量4288万千瓦。截至9月底，全国全口径水电装机容量3.7亿千瓦、火电12.3亿千瓦、核电4989万千瓦、并网风电2.2亿千瓦、并网太阳能发电装机2.2亿千瓦。全国全口径非化石能源发电装机容量合计8.9亿千瓦，占全口径发电装机容量的比重为42.6%，比上年底提高0.6个百分点。
三是发电量同比增长0.9%，风电、太阳能发电量快速增长。前三季度，全国规模以上电厂发电量同比增长0.9%。其中，水电发电量为9025亿千瓦时，同比增长0.9%，汛期重点流域来水偏丰，7、8、9月水电发电量同比分别增长6.1%、8.9%、22.8%；火电发电量为3.83万亿千瓦时，同比下降0.3%；核电发电量为2700亿千瓦时，同比增长6.4%。全口径并网风电和并网太阳能发电量分别为3330和2001亿千瓦时，同比分别增长14.3%和17.1%。
四是发电设备利用小时同比降低98小时，核电、风电发电设备利用小时同比提高。前三季度，全国发电设备平均利用小时2758小时，同比降低98小时。其中，水电设备利用小时2894小时，同比降低9小时；火电设备利用小时3047小时，同比降低127小时，其中煤电3119小时，同比降低140小时；核电设备利用小时5521小时，同比提高69小时；并网风电设备利用小时为1549小时，同比提高30小时；太阳能发电设备利用小时1009小时，同比降低1小时。
五是跨区送电量同比增长13.2%。前三季度，全国完成跨区送电量4527亿千瓦时，同比增长13.2%，其中，一、二、三季度增速分别为6.8%、11.7%、17.0%。全国跨省送电量11351亿千瓦时，同比增长5.0%，一、二、三季度增速分别为-5.2%、5.9%、9.9%。
六是市场交易电量同比增长16.2%，交易电量占全社会用电量比重同比提高。前三季度，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量22564亿千瓦时，同比增长16.2%；其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为17674亿千瓦时，同比增长17.7%，占全社会用电量比重为32.6%，同比提高4.5个百分点。
七是9月底市场电煤价格进入“红色区间”。根据中国电煤采购价格指数（CECI曹妃甸指数）显示，前三季度各期5500大卡现货成交价波动范围为464-608元/吨，9月底市场电煤价格已超过600元/吨，进入“红色区间”。
（三）全国电力供需情况
前三季度，经济运行逐步复苏，电力供应能力稳步跟进，为经济社会发展提供坚强电力保障，全国电力供需总体平衡。其中，华北、华东、华中、南方区域电力供需总体平衡，东北、西北区域电力供应能力富余。受华东、华北等部分地区7月气温较常年同期偏低影响，全国最高用电负荷低速增长，迎峰度夏期间仅四川、湖南等少数电网采取有序用电措施。
二、全国电力供需形势预测
（一）四季度全社会用电量同比增长6%左右
中央统筹疫情防控和经济社会发展，陆续出台一系列逆周期调节措施，并提出加快形成以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的发展格局，三季度经济延续稳定复苏态势，消费信心逐步提升。从后续形势看，各地区各部门按照党中央决策部署，扎实做好“六稳”工作、全面落实“六保”任务，确保完成决胜全面建成小康社会、决战脱贫攻坚目标任务。综合考虑四季度国内外经济形势、气象、电能替代等对全社会用电量的影响，预计四季度全社会用电量同比增长6%左右，全年全社会用电量增长2%-3%。
（二）非化石能源发电装机比重继续提高
预计全年全国基建新增发电装机容量1.4亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机投产9300万千瓦左右。预计年底全国发电装机容量21.4亿千瓦，同比增长6.3%左右。非化石能源发电装机容量达到9.3亿千瓦左右、占总装机容量比重上升至43.7%，比2019年底提高1.7个百分点左右。风电和太阳能发电装机比重提高至22.8%、同比提高2.2个百分点左右，对电力系统调峰能力的需求进一步增加。
（三）全国电力供需保持总体平衡
四季度，预计全国电力供需总体平衡、局部地区高峰时段电力供应偏紧。分区域看，预计华北、华东区域电力供需总体平衡；东北、西北区域电力供应能力富余，但东北地区电煤存在一定的不确定性，供电供暖保供压力较大。华中、南方区域部分省份电力供需偏紧，主要是湖南、江西、广西在用电高峰时段电力供应偏紧，可能需要采取有序用电措施。
三、有关建议
四季度是我国全面打赢脱贫攻坚战的收官期，也是谋划“十四五”发展的过渡期，更是电力行业迎峰度冬的关键期。电力行业要密切跟踪宏观经济走势及电力消费形势，把握天气、燃料变化趋势，综合施策以满足国民经济发展目标以及人民生活用电需求，为继续推进“六稳”“六保”任务取得显著成效做好电力保障，并分阶段地有序实现碳达峰及碳中和远期目标。结合电力供需形势和行业发展现状，提出如下建议：
（一）加强电煤供需协调，切实保障迎峰度冬期间电力热力供应
四季度电力消费将延续平稳较快增长态势。据相关部门预测，今冬将形成“拉尼娜”现象，很可能出现大范围极端低温天气，拉动供电供暖需求大幅增加；同时，国外第二波疫情爆发对我国部分行业外贸需求增加，将进一步拉动我国制造业生产上升走势，加大用电需求，因此电力行业需提前做好迎峰度冬电力供应保障工作，建议：
一是切实落实国家发改委关于东北地区采暖季用煤保障工作要求，化解东北时段性电煤供应紧张问题。加快推动产能释放，依法依规增加有效供给；抓好中长期合同的签约履约，督促蒙东等地区应急保障煤矿履行好中长期合同，切实让中长期合同保障煤炭稳定供应的政策落到实处；加大区外调入保障，适度增加进口煤配额指标，发挥重要的补充作用；引导市场电煤价格回归“绿色区间”。二是做好用电高峰时的有序用电预案。部分燃料供应将可能偏紧的地区，根据用电需求较快增长以及可能出现的极端低温天气情况，提前做好有序用电预案，确保电网平稳运行和电力安全供应。三是提高可再生能源预测准确度。由于系统中分布式可再生能源的大量介入，以及电力电子元器件的增多，导致电网抗干扰性降低，应提高可再生能源预测准确度，在推动新能源消纳的同时保障电网稳定运行。四是根据《关于〈关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见〉有关事项的补充通知》（财建〔2020〕426号）中可再生能源电价附加补助资金结算规则，加快发放拖欠的新能源补贴，减缓新能源发电企业运营压力；针对东北、西北、西南等地区部分火电企业存在资金接续困难的风险，建议有关部门加大亏损治理、处僵治困等专项工作的指导和政策支持，切实提高电力供应保障能力。
（二）不断完善电力市场交易机制，推进电力中长期合约签订及现货市场建设
当前，我国电力现货交易试点地区已经开展长周期现货市场结算试运行，运行期间市场取得宝贵经验的同时，也暴露出市场规则不完善、调度模式转变、信息披露不及时、不平衡资金额较大及价格信号误导等深层次问题。为加快建立完善完备的中长期及现货市场，建议：
一是统筹解决中长期交易与现货交易的衔接。充分考虑市场主体与电网运行情况，坚持公平竞争的原则对中长期电力交易曲线进行分解，推动可再生能源参与市场交易；同时，尽快出台相关措施，指导各地区做好2021年电力中长期合约签订工作，更好发挥中长期交易“压舱石”作用，形成中长期交易和现货交易价格良性互动。二是加快健全市场信息披露制度，加强用户历史分时电量数据公开，及时准确发布相关信息，帮助市场主体进行合理报价。三是妥善处理新能源进入市场的方式，完善可再生能源配额制机制建设，保障好可再生能源的全额消纳。四是尽快研究和建立容量成本补偿等辅助服务机制，允许火电机组有回收固定成本的合法渠道，促进火电企业有序转型。
（三）加强电力规划引领，进一步加快推动清洁低碳电力结构转型
要实现我国对国际社会“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”的郑重承诺，“十四五”是制定分阶段目标和具体实施路径的关键期。电力行业作为碳减排的主要领域，加快调整和推动电源结构向清洁低碳转型的目标更为明晰，同时要推动以电为中心的能源体系的构建。建议：
一是综合考虑各类资源条件、发电经济性、系统调节能力、电网接入消纳能力，合理确定全国和各省区可再生能源利用率、消纳责任权重，推动“十四五”规划期内非化石能源快速有序发展。二是加快建设适合大规模新能源并网、多样化新型电力设备接入的多元高弹性智能电网，研究大容量储能等关键技术和装备，并针对电化学等储能装置出台容量电价，提升可再生能源的接入裕度。三是加强体制、政策和市场等多方面协同，进一步建立和完善电力辅助服务市场和成本补偿机制，推动煤电灵活性改造，推动煤电定位向辅助性和调节性电源转换。四是源网荷储的互动将加速推动配网成为综合能源服务平台的载体、及电网各环节互动的桥梁，建议重视配网设计规划，加大电网投资向配网倾斜的力度，同时，进一步推动综合能源服务发展，创新服务模式，扩展服务链条，持续提升全社会电气化水平。
注释：
四大高载能行业包括：化学原料和化学制品制造业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼和压延加工业、有色金属冶炼和压延加工业4个行业。
高技术及装备制造业包括：医药制造业、金属制品业、通用设备制造业、专用设备制造业、汽车制造业、铁路/船舶/航空航天和其他运输设备制造业、电气机械和器材制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业、仪器仪表制造业9个行业。
消费品制造业包括：农副食品加工业、食品制造业、酒/饮料及精制茶制造业、烟草制品业、纺织业、纺织服装、服饰业、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋业、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品业、家具制造业、造纸和纸制品业、印刷和记录媒介复制业、文教/工美/体育和娱乐用品制造业12个行业。
其他制造行业为制造业用电分类的31个行业中，除四大高载能行业、高技术及装备制造业、消费品行业之外的其他行业，包括：石油/煤炭及其他燃料加工业、化学纤维制造业、橡胶和塑料制品业、其他制造业、废弃资源综合利用业、金属制品/机械和设备修理业6个行业。
东部地区包括北京、天津、河北、上海、江苏、浙江、福建、山东、广东、海南10个省（市）；中部地区包括山西、安徽、江西、河南、湖北、湖南6个省；西部地区包括内蒙古、广西、重庆、四川、贵州、云南、西藏、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆12个省（市、自治区）；东北地区包括辽宁、吉林、黑龙江3个省。
