明年之后(hou)，电(dian)业业仔细(xi)贯彻认真(zhen)执行情况认真(zhen)执行党国家国家发(fa)改委(wei)相关的燃料电(dian)业卫(wei)(wei)生(sheng)管理保供的相关的需求，继续努力以(yi)赴(fu)维护电(dian)业卫(wei)(wei)生(sheng)管理不(bu)稳可(ke)以(yi)提(ti)供，以(yi)实(shi)践移动贱(jian)行“人艮(gen)电(dian)业让人艮(gen)”党的宗旨。各(ge)省电(dian)业程序卫(wei)(wei)生(sheng)管理不(bu)稳运作，为灾情管控和生(sheng)活社会各(ge)界发(fa)展前景可(ke)以(yi)提(ti)供了自(zi)信(xin)电(dian)业维护。
一、2022年前三季度全国电力供需情况
（一）电力消费需求情况
前四(si)年(nian)(nian)(nian)(nian)度(du)(du)(du)、半(ban)(ban)(ban)年(nian)(nian)(nian)(nian)度(du)(du)(du)，湖北省全(quan)的(de)(de)社(she)会化工程工程民用电能(neng)6.49亿美元KW时，比提(ti)高(gao)额(e)4.0%。一、二(er)、四(si)年(nian)(nian)(nian)(nian)度(du)(du)(du)、半(ban)(ban)(ban)年(nian)(nian)(nian)(nian)度(du)(du)(du)，全(quan)的(de)(de)社(she)会化工程工程民用电能(neng)比各(ge)分为提(ti)高(gao)额(e)5.0%、0.8%、6.0%，四(si)年(nian)(nian)(nian)(nian)度(du)(du)(du)、半(ban)(ban)(ban)年(nian)(nian)(nian)(nian)度(du)(du)(du)在稳经济发(fa)展政策(ce)解读安全(quan)措施(shi)进(jin)一步正式(shi)出台或持续不断大超(chao)范围(wei)倾向(xiang)高(gao)的(de)(de)温度(du)(du)(du)天气预(yu)报(bao)等的(de)(de)因(yin)素(su)拖(tuo)拽下，工程工程民用电能(neng)增长(zhang)率比二(er)年(nian)(nian)(nian)(nian)度(du)(du)(du)、半(ban)(ban)(ban)年(nian)(nian)(nian)(nian)度(du)(du)(du)突出上涨。
一是第一产业用电量858亿千瓦时，同比增长8.4%。其中，农业、渔业、畜牧业用电量同比分别增长4.1%、12.9%、13.5%。第一产业用电量保持较快增长，得益于乡村振兴战略全面推进以及近年来乡村用电条件明显改善、电气化水平持续提升。
二是第二产业用电量4.24万亿千瓦时，同比增长1.6%。其中，一、二、三季度同比分别增长3.0%、-0.2%、2.2%，三季度第二产业运行呈现稳中有升态势，拉动用电量增速回升。
前三季度，高技术及装备制造业合计用电量同比增长2.3%，其中，电气机械和器材制造业、医药制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业用电量增速均超过5%；在新能源汽车快速普及、销量快速增长的拉动下，新能源车整车制造用电量同比大幅增长74.1%。四大高载能行业合计用电量同比下降0.2%，其中，化学原料和化学制品制造业、有色金属冶炼和压延加工业用电形势相对较好，用电量同比分别增长5.1%和3.0%；黑色金属冶炼行业、非金属矿物制品业用电量同比分别下降5.3%和4.2%，建材中的水泥行业用电量同比下降16.5%，受房地产市场下滑的影响较大。消费品制造业合计用电量同比下降0.9%，其中相对刚需的吃类消费品用电形势相对较好，酒/饮料及精制茶制造业、烟草制品业、食品制造业、农副食品加工业用电量增速均高于2%。其他制造业行业合计用电量同比增长3.1%，其中，废弃资源综合利用业、石油/煤炭及其他燃料加工业用电量同比分别增长11.0%和9.7%。
三是第三产业用电量1.14万亿千瓦时，同比增长4.9%。其中，一、二、三季度同比分别增长6.2%、0.0%、7.7%，三季度用电量增速有较大幅度的回升，除了服务业经济有所复苏外，当季持续高温天气因素也是拉动用电量增速回升的重要原因。前三季度，批发零售业、租赁和商务服务业、公共服务及管理组织用电量增速均超过5%。电动汽车高速发展拉动充换电服务业用电量增长41.9%。
四是城乡居民生活用电量1.03万亿千瓦时，同比增长13.5%。其中，一、二、三季度同比分别增长11.8%、7.0%和19.8%。8月，全国平均气温达到1961年以来历史同期最高水平，拉动空调降温负荷快速增长，当月居民生活用电量增速高达33.5%，其中，重庆、湖北、四川、浙江、陕西、江西增速均超过50%。
五是中部地区用电量同比增长8.4%，增速领先。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2.5%、8.4%、4.4%、0.1%。东部和东北地区受疫情等因素影响，前三季度用电量增速偏低。前三季度，全国共有26个省份用电量实现正增长，其中，西藏、云南、安徽、湖北、河南、四川、重庆、江西、青海、山西、宁夏、湖南、陕西、内蒙古等14个省份用电量增速均超过5%。
（二）电力生产供应情况
截止期2030年(nian)九月份底，全省(sheng)全内径并网发电(dian)(dian)量(liang)机(ji)(ji)组电(dian)(dian)脑(nao)一键装(zhuang)机(ji)(ji)系统(tong)储存量(liang)24.8亿Kw，去(qu)年(nian)同期成长8.1%。从各类型交易、并网发电(dian)(dian)量(liang)机(ji)(ji)组电(dian)(dian)脑(nao)一键装(zhuang)机(ji)(ji)系统(tong)增长速度及结构类型改变等的情况(kuang)看(kan)，输配电(dian)(dian)餐饮(yin)行业连续墨(mo)绿色(se)环保转型升级新趋势，非化石燃料并网发电(dian)(dian)量(liang)机(ji)(ji)组电(dian)(dian)脑(nao)一键装(zhuang)机(ji)(ji)系统(tong)比例快(kuai)要(yao)半页(ye)。
一是电力投资同比增长17.4%，非化石能源发电投资占电源投资比重达到86.6%。前三季度，重点调查企业电力完成投资同比增长17.4%。电源完成投资同比增长25.1%，其中非化石能源发电投资占比为86.6%。电网完成投资同比增长9.1%；其中，直流工程投资同比增长32.7%，交流工程投资同比增长7.5%。
二是非化石能源发电装机占总装机容量比重上升至48.7%。前三季度，全国新增发电装机容量11463万千瓦，其中，新增非化石能源发电装机容量9402万千瓦。截至9月底，全国全口径发电装机容量24.8亿千瓦，其中非化石能源发电装机容量12.1亿千瓦，同比增长15.4%，占总装机比重为48.7%，同比提高3.1个百分点，电力延续绿色低碳转型趋势。分类型看，水电4.1亿千瓦；核电5553万千瓦；并网风电3.5亿千瓦，其中，陆上风电3.2亿千瓦、海上风电2726万千瓦；并网太阳能发电3.6亿千瓦。火电13.1亿千瓦，其中煤电11.1亿千瓦，占总发电装机容量的比重为44.8%，同比降低3.1个百分点。
三是太阳能发电量增速超过30%，煤电发电量占全口径总发电量的比重接近六成。前三季度，全国规模以上电厂发电量同比增长2.2%，其中规模以上电厂水电、火电、核电发电量同比分别增长5.0%、0.5%和0.5%。8月来水偏少，当月水电发电量同比下降11.0%，当月火电发电量增速上升至14.8%。前三季度，全口径并网风电、太阳能发电量同比分别增长15.6%和32.1%。前三季度全口径煤电发电量同比增长0.6%，其中三季度同比增长9.2%，煤电发电量占全口径总发电量的比重接近六成，煤电仍是当前我国电力供应的最主要电源。
四是太阳能发电设备利用小时同比提高57小时，风电、火电、水电、核电同比分别降低24、49、64、267小时。前三季度，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时2799小时，同比降低87小时。分类型看，水电设备利用小时2729小时，同比降低64小时。核电5576小时，同比降低267小时。并网风电1616小时，同比降低24小时。并网太阳能发电1063小时，同比提高57小时。火电3295小时，同比降低49小时，同比降低幅度比上半年收窄84小时；其中，煤电3437小时，同比降低18小时；气电1826小时，同比降低248小时。
五是跨区输送电量同比增长6.0%，跨省输送电量同比增长3.2%。前三季度，全国新增220千伏及以上输电线路长度22265千米；全国新增220千伏及以上变电设备容量（交流）18772万千伏安。前三季度，全国完成跨区输送电量5752亿千瓦时，同比增长6.0%，其中，8月高温天气导致华东、华中等地区电力供应紧张，加大了跨区电力支援力度，当月全国跨区输送电量934亿千瓦时，同比增长17.3%。前三季度，全国完成跨省输送电量1.32万亿千瓦时，同比增长3.2%；其中，8月部分省份电力供应紧张，当月全国跨省输送电量1880亿千瓦时，同比增长9.2%。
六是市场交易电量同比增长43.5%。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38889亿千瓦时，同比增长43.5%，占全社会用电量比重为59.9%，同比提高16个百分点；全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为31048.5亿千瓦时，同比增长43.1%。
七是电煤价格水平总体仍居高位，煤电企业持续大面积亏损。今年以来煤电企业采购的电煤综合价始终超过基准价上限，大体测算前三季度全国煤电企业因电煤价格上涨导致电煤采购成本同比额外增加2600亿元左右。大型发电集团到场标煤单价涨幅远高于煤电企业售电价格涨幅，导致大型发电集团仍有超过一半以上的煤电企业处于亏损状态，部分企业现金流紧张。
（三）全国电力供需情况
2020到现在电(dian)(dian)(dian)能(neng)(neng)(neng)能(neng)(neng)(neng)源服务业倾力以赴保(bao)优惠、保(bao)生产(chan)发电(dian)(dian)(dian)、保(bao)热(re)力，基(ji)本保(bao)障(zhang)电(dian)(dian)(dian)能(neng)(neng)(neng)能(neng)(neng)(neng)源应(ying)急(ji)可以信赖产(chan)生。上一个月，国(guo)内电(dian)(dian)(dian)能(neng)(neng)(neng)能(neng)(neng)(neng)源供(gong)求关(guan)系综合平稳。7、3月，目前国(guo)内出来(lai)了近几百年来(lai)不(bu)断(duan)周期数最多、决定范畴(chou)更(geng)广(guang)的极(ji)端化常温天汽，淡入淡出区域(yu)性(xing)经济完全恢(hui)复成(cheng)(cheng)长(zhang)，拉高耗电(dian)(dian)(dian)载(zai)荷量(liang)短(duan)时间成(cheng)(cheng)长(zhang)。国(guo)内有29个省(sheng)市级输电(dian)(dian)(dian)耗电(dian)(dian)(dian)载(zai)荷量(liang)不(bu)断(duan)创(chuang)连(lian)阳，华北(bei)、华北(bei)区域(yu)性(xing)电(dian)(dian)(dian)能(neng)(neng)(neng)能(neng)(neng)(neng)源保(bao)供(gong)新局面(mian)严重，广(guang)东(dong)、山东(dong)、江苏、四川省(sheng)、四川、东(dong)莞等地域(yu)电(dian)(dian)(dian)能(neng)(neng)(neng)能(neng)(neng)(neng)源供(gong)求关(guan)系新局面(mian)愈来(lai)愈焦虑不(bu)安。
二、全国电力供需形势预测
（一）电力消费预测
灾(zai)情及宏观环境(jing)实惠前景(jing)、冬(dong)春室温等均(jun)是会影响长(zhang)(zhang)久(jiu)(jiu)度电网消费水平(ping)需求量(liang)的(de)增加的(de)最重要(yao)部分(fen)。合理来考虑地(di)区稳实惠制(zhi)度预防措施、现(xian)行(xing)的(de)灾(zai)情前提甚至去年冬(dong)春室温判(pan)断(duan)，平(ping)均(jun)2030年长(zhang)(zhang)久(jiu)(jiu)度全市场耗电量(liang)户量(liang)将(jiang)廷(ting)续稳定性的(de)增加新形(xing)势，平(ping)均(jun)长(zhang)(zhang)期(qi)性全市场耗电量(liang)户量(liang)相比的(de)增加4%-5%。
（二）电力供应预测
估计全年度(du)汇总(zong)(zong)(zong)火(huo)(huo)力(li)(li)(li)火(huo)(huo)力(li)(li)(li)带(dai)(dai)(dai)电(dian)(dian)站(zhan)厂(chang)(chang)(chang)(chang)量(liang)(liang)机(ji)组(zu)安(an)(an)(an)装(zhuang)系(xi)统存(cun)储空间(jian)2.派(pai)(pai)件Kw左(zuo)古，但在(zai)当(dang)中非化(hua)石能(neng)量(liang)(liang)火(huo)(huo)力(li)(li)(li)火(huo)(huo)力(li)(li)(li)带(dai)(dai)(dai)电(dian)(dian)站(zhan)厂(chang)(chang)(chang)(chang)量(liang)(liang)机(ji)组(zu)安(an)(an)(an)装(zhuang)系(xi)统投入(ru)运(yun)营1.8亿Kw左(zuo)古。估计2030年底(di)，全口经火(huo)(huo)力(li)(li)(li)火(huo)(huo)力(li)(li)(li)带(dai)(dai)(dai)电(dian)(dian)站(zhan)厂(chang)(chang)(chang)(chang)量(liang)(liang)机(ji)组(zu)安(an)(an)(an)装(zhuang)系(xi)统存(cun)储空间(jian)可完(wan)成2派(pai)(pai)件Kw左(zuo)古，但在(zai)当(dang)中，非化(hua)石能(neng)量(liang)(liang)火(huo)(huo)力(li)(li)(li)火(huo)(huo)力(li)(li)(li)带(dai)(dai)(dai)电(dian)(dian)站(zhan)厂(chang)(chang)(chang)(chang)量(liang)(liang)机(ji)组(zu)安(an)(an)(an)装(zhuang)系(xi)统累计可完(wan)成1派(pai)(pai)件Kw左(zuo)古，环(huan)比成长(zhang)率成长(zhang)16%，占(zhan)总(zong)(zong)(zong)火(huo)(huo)力(li)(li)(li)火(huo)(huo)力(li)(li)(li)带(dai)(dai)(dai)电(dian)(dian)站(zhan)厂(chang)(chang)(chang)(chang)量(liang)(liang)机(ji)组(zu)安(an)(an)(an)装(zhuang)系(xi)统存(cun)储空间(jian)比重怎么算(suan)飙升至(zhi)50%，将第(di)一(yi)时间(jian)可完(wan)成总(zong)(zong)(zong)安(an)(an)(an)装(zhuang)系(xi)统投资额的半页，比202半年底(di)延(yan)长(zhang)3个(ge)点左(zuo)古。但在(zai)当(dang)中，水电(dian)(dian)安(an)(an)(an)装(zhuang)4.100万(wan)Kw、并(bing)(bing)网风能(neng)带(dai)(dai)(dai)电(dian)(dian)站(zhan)3.8亿Kw、并(bing)(bing)网太阳时能(neng)火(huo)(huo)力(li)(li)(li)火(huo)(huo)力(li)(li)(li)带(dai)(dai)(dai)电(dian)(dian)站(zhan)厂(chang)(chang)(chang)(chang)量(liang)(liang)机(ji)组(zu)4.0亿Kw、核电(dian)(dian)厂(chang)(chang)(chang)(chang)5672万(wan)Kw、生元(yuan)素(su)火(huo)(huo)力(li)(li)(li)火(huo)(huo)力(li)(li)(li)带(dai)(dai)(dai)电(dian)(dian)站(zhan)厂(chang)(chang)(chang)(chang)量(liang)(liang)机(ji)组(zu)4400万(wan)Kw左(zuo)古。煤电(dian)(dian)安(an)(an)(an)装(zhuang)系(xi)统存(cun)储空间(jian)11.派(pai)(pai)件Kw左(zuo)古。
（三）电力供需形势预测
会根据能量要(yao)求(qiu)預測(ce)，总合(he)满足影(ying)响期(qi)买卖装(zhuang)修合(he)同疆界、新投运一键装(zhuang)机、异省跨区能量交互、来发电(dian)遇阻及科学(xue)后备电(dian)源等影(ying)响，再(zai)创(chuang)新高(gao)迎(ying)(ying)峰度冬过程(cheng)中全中国能量供给总的(de)紧平(ping)横，要(yao)素地(di)方配电(dian)高(gao)锋阶段(duan)能量供给趋紧。分地(di)方看，再(zai)创(chuang)新高(gao)迎(ying)(ying)峰度冬过程(cheng)中华北(bei)区、东北(bei)黑龙(long)江地(di)方能量供给核心平(ping)横；西(xi)南、华南、西(xi)南、北(bei)方地(di)方能量供给趋紧。
三、有关建议
4每季度(du)是爱国变现(xian)一整年划(hua)算(suan)计划(hua)的圆满(man)收(shou)官期(qi)，也是供(gong)电(dian)局(ju)餐饮(yin)(yin)相(xiang)关(guan)企(qi)(qi)业迎峰(feng)度(du)冬的重要(yao)性(xing)期(qi)。供(gong)电(dian)局(ju)餐饮(yin)(yin)相(xiang)关(guan)企(qi)(qi)业要(yao)密不(bu)可分(fen)(fen)(fen)跟(gen)踪软件(jian)社会经济增长性(xing)政策划(hua)算(suan)未来走(zou)势及供(gong)电(dian)局(ju)的消费情(qing)势，正确认识气温、生物(wu)质转(zhuan)变 走(zou)势分(fen)(fen)(fen)析，基础性(xing)精准施策以(yi)够满(man)足中(zhong)国人(ren)艮划(hua)算(suan)成长 计划(hua)还(hai)有(you)人(ren)艮生存用电(dian)量需(xu)求(qiu)量，分(fen)(fen)(fen)时期(qi)合理变现(xian)碳达峰(feng)碳与(yu)远(yuan)期(qi)计划(hua)。紧密结合现(xian)阶段供(gong)电(dian)局(ju)供(gong)求(qiu)情(qing)势和餐饮(yin)(yin)相(xiang)关(guan)企(qi)(qi)业成长 走(zou)势分(fen)(fen)(fen)析，说出如(ru)表意见与(yu)建议：
（一）多方合力做好今冬明春电力保供工作
给予划算划算、病疫情、气体燃料供应商(shang)、汽温、强降(jiang)水及及煤(mei)电(dian)公司(si)维持大表(biao)面积造成 亏(kui)钱等甲乙(yi)双角(jiao)度情况混合堆砌(qi)损(sun)害，今(jin)冬明春功(gong)率保供遭(zao)遇明显(xian)挑(tiao)衅，为切实保障稳定稳定性(xing)度冬，意见：
一是保障电力燃料可靠供应。继续加大煤炭先进产能释放力度，统筹协调煤炭产能核准、核增审批办理过程中的困难，协助企业依法合规尽快增产增供。优先组织满足条件的先进产能煤矿建立保供“白名单”，鼓励保供煤矿应急增加产能。对煤炭资源大省开展中长期合同签订情况的督查，确保三个100%政策落地，提高长协兑现，确保电煤稳定供应。加强煤质监督管理工作，加大煤质抽查力度，严控劣质煤进入电煤市场。根据热值明确不同的系数对电煤价格进行折算，引导中长期合同履约的煤质提升。加大对迎峰度冬期间电力供应偏紧地区，如云南、贵州、湖南、四川、广东、浙江、上海等地电煤、发电用燃气的合同履约的执行力度，并在铁路运力方面适当倾斜，提高今冬明春的火电顶峰发电能力。
二是对煤电价格成本的有效疏导给予政策支撑。协调督促各地区严格落实发改价格〔2021〕1439号文件，确保煤电价格切实上浮到位，疏导煤电企业成本。对电价上浮后仍与煤价水平错位的地区，考虑重新核定基准价，尽快缓解企业经营困难形势，提升保供能力。出台涉高耗能企业落实市场交易电价管理清单，禁止对涉高耗能企业开展优惠电价的交易。进一步明确跨省跨区送电交易价格形成机制，外送价格浮动机制按照落地省燃煤发电基准价执行，充分发挥区域间余缺相济作用。
三是充分发挥电网优化资源配置的作用。强化电网统一调度，严肃调度纪律，科学调度电网运行方式，加强主网稳定管理和运行控制，全力保障用电高峰期间电力供需平衡。充分发挥大电网平台优势，用好省间电力现货市场，加大跨省跨区电网错峰支援、余缺调剂力度。加强与气象、水利部门合作，持续跟踪、关注重点水库的蓄水进度，合理安排水电发电，统筹协调冬季保供和蓄水保水。加快迎峰度冬重点输电通道工程的建设，确保按期投产、发挥作用。推动数字化技术与电网发展深度融合，持续优化电力发输变配用全过程，进一步提升电网传输能力。
四是保障电力稳定生产。积极对接煤炭生产省份，加快入冬储煤工作。加强在役机组运行管理，减少非计划停机、受阻情况，保障机组稳发满发。上海、浙江、广东等燃气发电占比较大的省份做好燃气资源调配、机组运维等工作，保障燃气发电顶峰能力。四川、云南等水电大省做好蓄水保水工作，为迎峰度冬打好基础。加快重点电源建设进度，提高系统的供应能力。
五是做好需求侧管理，引导社会提高节能节电意识。完善有序用电管理机制和有序用电方案，确保可调节负荷规模足额覆盖电力供需缺口。尽快出台需求侧响应市场化机制，激励用户主动参与系统调峰、调频等需求响应。大力宣传节能知识，倡导低碳环保生活，增加全民节约意识和生态意识，科学引导社会舆论。
（二）推动电力行业高质量发展
因为碳(tan)达峰碳(tan)中合战略布(bu)局的持续不断推广，为推向供用(yong)电的行业推进(jin)(jin)向净化翠绿色(se)环保企业转型发展进(jin)(jin)步(bu)，时候狠(hen)抓经(jing)济社会绿色(se)稳定性发展进(jin)(jin)步(bu)，建立：
一是推动煤电企业可持续发展，发挥煤电机组在保障系统安全运行的基础作用。根据煤电在系统中的作用，因地制宜推动煤电发电能力合理增长，同时积极有序推进煤电“三改联动”，提升煤电兜底保供和系统调节能力。实施煤炭基准价与煤电基准价的联动，畅通电力成本和价格传导机制，疏导企业发电成本，调动发电企业投资建设、增产保供的积极性；对因承担保供责任保持低负荷运行的煤电企业，建立煤电配套调峰的容量补偿机制，完善供热价格形成和调整机制，维持可持续生存和保供能力。探索建立容量成本回收机制，煤电作为安全可靠的保安电源，要合理体现其容量价值，促进煤电企业可持续发展。
二是加快系统调节能力建设，为构建新型电力系统提供保障。推动煤电灵活性改造、燃气发电、抽蓄电站等灵活性电源建设，加大新型储能、氢能等新型能源设施的建设力度。优化储能布局水平，逐步扩大独立储能/共享储能比例。统筹规划配置各地方储能规模和比例，有序引导独立储能/共享储能建设节奏，避免资源浪费。加快新型储能多技术科技创新，提升储能安全性。加快氢能试点示范项目建设，推动规模化应用，同时在制度体系、政策激励方面对示范项目予以适度倾斜，提升企业投资积极性。开展氢能布局研究，使各产业链有效联动，形成创新合力。加强网、源侧储能设施的统一调度，持续提升系统灵活性调节能力。
三是完善新能源发展政策机制，为规划建设新型能源体系提供有力支撑。加强规划统筹协调，根据国家层面规划逐级分解，合理制定各地区新能源发电目标和新能源合理利用率，实现新能源有序发展。优化完善新能源参与电力市场有关机制与规则，保持政策的稳定性，在一定时期内保持新能源电价稳定，落实新能源量价保障机制。加强监督和督导力度，规范行业秩序、深化全产业链合作、稳定产业供需，保证新能源上游原材料及组件价格在合理的区间波动。健全指导政策，降低新能源开发过程中的非技术成本，如个别地方政府的配套产业落地、设备本地化、产业基金、基础设施等要求。
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