（二）发电装机容量快速增长，电力供应能力总体富余

　　前三季度，全国主要电力企业合计完成投资同比增长12.4%。其中，电网投资增长31.6%，主要是电网公司贯彻落实国家相关文件精神，加大了城乡配网及农网升级改造力度，全国110千伏及以下电网投资同比增长51.5%；电源投资同比下降10.9%，除太阳能发电外的其余各大类型电源投资均同比下降。

　　前三季度，全国基建新增发电装机7270万千瓦、同比少投产159万千瓦，其中新增非化石能源发电装机4408万千瓦。截至9月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量15.5亿千瓦、同比增长10.8%，超过同期全社会用电量增速6.3个百分点。前三季度，全国规模以上电厂发电量4.37万亿千瓦时、同比增长3.4%。发电设备利用小时2818小时、同比降低179小时。

　　电力供应主要特点有：

　　一是火电新增装机规模同比减少，发电设备利用小时同比继续降低。今年国家出台了促进燃煤发电（以下简称煤电）有序发展相关政策，前三季度火电完成投资同比下降8.4%，降幅逐季扩大；火电新增装机2901万千瓦（其中煤电2266万千瓦）、同比少投产1054万千瓦，国家控制煤电建设的相关政策效果有所显现。9月底全国6000千瓦及以上火电装机容量10.3亿千瓦、同比增长7.3%。全国规模以上电厂火电发电量同比增长0.8%，9月份，受电力消费较快增长以及水电发电量大幅下降等影响，当月火电发电量同比增长12.2%，拉动今年以来火电发电量累计增速首次实现正增长；设备利用小时3071小时（煤电3166小时）、同比降低213小时，为近些年来同期最低水平，广西、四川、云南和西藏不足2000小时，其中云南仅872小时。

　　二是水电发电量较快增长，发电设备利用小时同比增加。水电投资同比下降20.5%，已连续4年下降；新增水电装机788万千瓦，其中抽水蓄能电站239万千瓦。截至9月底，全国6000千瓦及以上水电装机2.8亿千瓦，同比增长3.9%。全国规模以上电厂水电发电量同比增长8.6%，受来水形势变化等因素影响，前三季度全国水电生产呈现前高后低的特征，9月份发电量同比下降11.4%；设备利用小时2766小时、同比增加127小时。

　　三是并网风电装机容量及发电量快速增长，设备利用小时降幅略有收窄。风电投资下降29.2%；截至9月底，全国并网风电装机1.4亿千瓦、同比增长28.0%；全国6000千瓦及以上电厂风电发电量增长26.8%，设备利用小时1251小时、同比降低66小时，降幅较上半年收窄19小时，吉林、新疆和甘肃等省份设备利用小时低于1000小时，其中甘肃仅870小时。与上年同期相比，新疆、宁夏和甘肃风电设备利用小时同比分别降低388、358、105小时。“三北”地区部分省份弃风情况仍然较为严重。

　　四是并网太阳能发电装机容量翻倍增长，太阳能发电设备利用小时降幅扩大。受光伏发电上网电价限期下调政策影响，一大批太阳能发电项目集中投产，太阳能发电装机新投产2254万千瓦、同比增加1571万千瓦，截至9月底全国并网太阳能发电装机容量7075万千瓦（其中绝大部分为光伏发电），同比增长超一倍。前三季度，全国6000千瓦及以上电厂并网太阳能发电量460亿千瓦时、同比增长63.4%；全国并网太阳能发电设备利用小时889小时、同比降低107小时，宁夏、新疆和青海降幅超过100小时。西北地区部分省份弃光情况较为突出。

　　五是核电装机及发电量快速增长，核电设备利用小时持续下降。核电投资同比下降1.4%；核电新投产5台机组、503万千瓦。截至9月底，全国核电装机容量3135万千瓦、同比增长29.9%，发电量同比增长22.4%；设备利用小时5235小时、同比降低290小时，降幅比上半年扩大181小时。与上年同期相比，除广东外的其余省份设备利用小时降幅均超过250小时。其中，福建、辽宁分别降低645、780小时,主要原因是近两年用电增长放缓而装机容量快速增长，尤其是多台核电机组陆续投产导致部分核电机组降负荷运行甚至停机备用。

　　六是跨区、跨省送电实现一定增长。受电网公司加大华中和南方水电以及西北风电外送消纳等影响，跨区送电量增长5.6%。跨省输出电量增长4.4%，南方电网区域西电东送电量同比增长6.2%。

　　七是全国电煤供需形势由宽松转为偏紧、电煤价格急剧上升，发电用天然气供应总体平稳。前三季度，全国煤炭市场需求低迷，但受煤炭去产能控产量影响，煤炭产量降幅明显超过消费量降幅，导致电煤供需失衡，煤炭库存下降，同时，煤炭运输环节受阻，全国电煤供需形势从宽松逐步转为偏紧、部分地区紧张,电煤价格急剧上升，加剧煤电企业经营困难局面。一季度，全国天然气需求明显回升，个别地区部分时段天然气发电供气受到一定影响；二、三季度，进入天然气消费淡季，需求明显回落，天然气发电供气总体有保障。

　　（三）全国电力供需总体宽松、部分地区相对过剩

　　华北、华东区域电力供需总体平衡，华中、南方区域供需总体宽松，东北和西北区域电力供应能力过剩。

　　二、四季度及全年全国电力供需形势预测

　　（一）四季度全社会用电量增速环比回落，全年增速高于上年

　　四季度，预计气温因素对用电的影响比三季度有所减弱，预计全社会用电量增速将比三季度有所回落；预计全年全社会用电量同比增长4.5%左右，其中气温因素拉高全年增速2个百分点左右、明显超过预期，也导致全年用电增速明显超过预期。

　　（二）火电新增装机少于上年，非化石能源占比进一步提高

　　预计全年全国基建新增发电装机1.2亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机7000万千瓦左右，火电5000万千瓦、比上年减少1600万千瓦左右。预计2016年底全国发电装机容量将达到16.4亿千瓦，其中，非化石能源发电6.0亿千瓦、占总装机比重将上升至36.5%左右。

　　（三）电力供需的外部影响因素诸多，不确定性增加

　　一是迎峰度冬期间部分地区电煤供应将可能偏紧甚至紧张，个别地区部分时段天然气发电供气预计将受到一定影响。二是电煤价格急剧上涨，加剧发电企业经营困难局面, 将可能影响到电力热力供应。三是气象部门初步预计迎峰度冬期间我国气温呈北冷南暖的特征，低温天气将加剧吉林等东北地区电煤供需紧张局面。四是全国水电厂蓄能值同比减少，结合气象部门预测今冬全国大部地区降水以偏少为主的初步判断，预计四季度全国水电生产形势总体不容乐观。

　　（四）全国电力供应能力总体富余，部分地区相对过剩

　　预计四季度全国电力供应能力总体富余、部分地区相对过剩。其中，东北、西北区域电力供应能力过剩，华北区域电力供需总体平衡，华中、华东区域电力供需总体宽松，南方区域电力供需总体宽松，其中贵州因电煤紧张以及来水偏枯导致电力供需偏紧。预计全年发电设备利用小时3800小时左右，其中火电设备利用小时将降至4150小时左右。