前三季度電力消費主要特點有：

　　一是電力消費結構繼續(xù)優(yōu)化調整。第三產業(yè)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(yè)比重降低0.6個百分點，其中，四大高耗能行業(yè)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(yè)、交通運輸/電氣/電子設備制造業(yè)、醫(yī)藥制造業(yè)三個行業(yè)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(yè)生產中結構調整的效果。

　　二是第二產業(yè)及其制造業(yè)用電新增長點逐步孕育。第二產業(yè)及其制造業(yè)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(yè)、通用及專用設備制造業(yè)、醫(yī)藥制造業(yè)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(tǒng)產業(yè)中的四大高耗能行業(yè)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(yè)加大去產能、清除違法違規(guī)項目以及環(huán)保督查力度。

　　三是第三產業(yè)及其各行業(yè)用電持續(xù)快速增長。第三產業(yè)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(yè)用電同比增長14.5%，延續(xù)近年來的快速增長勢頭；交通運輸/倉儲和郵政業(yè)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(xiāng)居民生活用電較快增長。城鄉(xiāng)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(xiāng)居民生活用電量在上年同期極端高溫天氣創(chuàng)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(qū)用電增速均同比提高，西部地區(qū)增速領先。東、中、西部和東北地區(qū)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(qū)受上年低基數和今年高耗能行業(yè)用電增速回升的拉動，用電增速提高較多。東部地區(qū)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(qū)分別拉動全國用電量增長2.2和1.4個百分點。

　�。ǘ�）電力供應能力充足，煤電有序發(fā)展取得新成效

　　前三季度，全國主要電力企業(yè)總計完成投資同比下降1.7%。其中，發(fā)電企業(yè)有效控制投資節(jié)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(fā)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(fā)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(fā)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(fā)等因素拉動下，全國規(guī)模以上電廠火電發(fā)電量同比增長6.3%�；痣娫O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(fā)電量實現正增長，設備平均利用小時同比下降。全國規(guī)模以上電廠水電發(fā)電量同比增長0.3%，其中，9月份水電發(fā)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(xù)負增長的態(tài)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(fā)布局呈現從西部、東北地區(qū)向東、中部地區(qū)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(qū)新增裝機占比達到62%，風電布局延續(xù)上年以來的向東、中部地區(qū)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(fā)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(yè)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(fā)電實現跨越發(fā)展，開發(fā)布局持續(xù)優(yōu)化。全國并網太陽能發(fā)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(qū)太陽能新增裝機規(guī)模占全國比重達到82%。全國并網太陽能發(fā)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(fā)展。全國并網太陽能發(fā)電量837億千瓦時、同比增長70.9%；太陽能發(fā)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(fā)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(fā)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(yōu)化配置大幅提升，跨省跨區(qū)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(qū)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(fā)電企業(yè)尤其是煤電企業(yè)持續(xù)虧損。電煤價格維持高位運行。截止9月底，今年已發(fā)布的37期環(huán)渤海煤價指數中，共有35期超過570元/噸的“綠色區(qū)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(qū)間”運行，大體測算，全國煤電行業(yè)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(fā)電企業(yè)經營困境。多方面因素導致發(fā)電企業(yè)成本快速上漲且難以向外疏導，大部分發(fā)電集團煤電板塊持續(xù)整體虧損，發(fā)電行業(yè)效益大幅下滑。

　�。ㄈ�）全國電力供需形勢總體寬松，部分地區(qū)富余較多

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

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