总体来说，今年前三季度，电力供需紧张形势得到明显缓解，季节性、时段性、地区性供需矛盾更加突出。据预测，2005年冬季和2006年尽管全国电力供需矛盾依然存在，但缺电程度和范围将大大降低，缺电地区主要集中在华北和南方，华中在枯水季节比较紧张。

     一、今年前三季度全国电力供需与经营情况

    1、电力需求情况

    （1）全社会用电量情况
    1-9月份，全国全社会用电量18238.79亿千瓦时比去年同期增长13.95%。其中:
第一产业用电量563.94亿千瓦时，同比增长8.09%；
第二产业用电量13645.26亿千瓦时，同比增长14.19%；
第三产业用电量1912.42亿千瓦时，同比增长11.07%；
城乡居民生活用电量2117.16亿千瓦时，同比增长16.74%。
    （2）重点行业用电情况
    1-9月份，全国工业用电量为13474.32亿千瓦时，同比增长14.27%，轻、重工业用电量的同比增长率分别为9.24%和15.62%。
从行业用电增长情况看，尽管重工业用电增速比去年同期回落1.56个百分点，但它仍然是拉动全社会用电量增长的主要因素。 1-9月份，黑色金属、有色、化工和非金属矿物制品业等四个高耗电的行业用电量增速总体比去年同期回落较为明显。
    （3）城乡居民生活用电情况
    今年以来，全国城乡居民生活用电量始终保持高速增长态势，各月增速平均高出全社会用电量增速4个百分点以上，这是今年电力需求呈现出来的一个新特点。经初步调研和分析，主要原因有如下方面：
   
    人均住房面积提高，生活用电需求增加；

    城、农网改造使得居民用电需求能够得到满足，在农村地区尤为明显，一户一表改造使得城镇居民用电计量更加显性化；

    一些地区（如安徽、上海等地）在居民中实施分时电价政策，增加了低谷用电量；

     城镇化趋势加快，促进人均用电水平提高，等等。专题调研报告正在最后修改完善中。

    2、电力供应情况

    （1）发电装机情况
     截止今年9月底，全国发电装机容量已达到4.8亿千瓦。
1-9月份，全国新增发电装机容量3997.94万千瓦。其中，水电556.59万千瓦，火电3394.32万千瓦，风电11.82万千瓦，其他35.20万千瓦。新增装机中，单机30万千瓦及以上机组容量2554万千瓦，占今年新投产容量的63.88%。
    （2）电网建设情况
    1-9月份，全国电网开工和建设项目规模较大，新增110千伏及以上线路16267公里，变电容量8587万千伏安。一大批重点工程投入运行，为今年电力迎峰度夏期供了有效的保证。
    （3）发电量情况
    1-9月份，全国发电量17739.83亿千瓦时（由于月度全国发电量采用国家统计局数据，发电和用电统计口径不一致，存在统计误差），比去年同期增长13.4%。其中，水电2736.03亿千瓦时，同比增长21%；火电14505.93亿千瓦时，同比增长12.2%；核电405.73亿千瓦时，同比增长9.7%。山西、内蒙古、江苏、河南、广西、海南、青海的发电增长均超过20%。
    （4）电煤供应情况
    今年7、8、9三个月电煤库存量分别达到了2408万吨、2494万吨和2800万吨，较2004年同期均增加了1000万吨以上的库存，可用天数基本都在15天以上。据了解，目前个别地方还显紧张，比如四川、贵州等地。
    （5）主要电力生产企业情况
    国家电网公司、南方电网公司所属电厂及华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团公司，截止今年9月底，共有450家，装机容量达到20662万千瓦，同比增长17.87%，占全国总装机容量的42.83%；累计完成发电量6734亿千瓦时，同比增长20.13%，占全国发电量的37.96%。

3、电力企业经营效益情况

     自5月1日国家启动并实施煤电价格联动方案以来，电力企业经营效益下滑、亏损的情况有明显好转，利润自7月份开始连续三个月实现同比正增长，亏损面逐月下降。
    1-9月份，规模以上电力工业企业统计范围为4623家，累计实现利润总额683.19亿元，同比增长7.55%。煤电价格联动实施以来的5个月，火力发电企业产品销售收入增速明显提高，利润总额尽管同比仍然下降，但降幅大大回落。

    二、今年迎峰度夏工作的有关情况
    尽管今年面临夏季高温来临时间偏早、持续时间较长，用电负荷屡创新高和恶劣天气发生较为频繁等一些不利因素，但经过政府部门和电力行业的共同努力，迎峰度夏工作取得圆满成功，确保了电力系统安全稳定运行。

     1、迎峰度夏的主要特点
    （1）电力供应能力增强，供需形势较上年明显缓解
    今年6-9月份新增发电设备容量2854万千瓦，占前三季度投产总容量的71%，电煤供应逐步稳定，有效地提高了电力供应能力。另外，今年来水情况较好，水电发电量保持高速增长，今夏全国电力供需紧张形势与去年同期相比得到部分缓解，区域性、季节性、时段性缺电的特点愈发明显，缺电省份拉限电范围及时间均有明显下降趋势。
    （2）电煤供应相对稳定
    迎峰度夏期间，全国电煤供应形势好于2004年。国家有关部门、中电联燃料分会和中能燃料公司提前做好电煤的供、运协调工作，建立了电煤供应应急预案，并对华北、华东和华中等区域电煤供应实施重点监控，对京津唐地区和华东沿海地区迎峰度夏期间发电用煤进行了重点协调，成效明显。
    （3）用电负荷屡创新高
    6-9月，全国每旬最高用电负荷均较去年同期有较大增长。从6月上旬起，全国最高用电负荷稳步攀升，8月中旬全国最高用电负荷达到33447万千瓦的最高点。其中，华北、华东和华中电网最高用电负荷均在8月中旬达到历史新高，分别为7697万千瓦、8581万千瓦和5959万千瓦，比去年同期分别增长21.88%、23.95%和15.17%。
    （4）异常天气状况较为集中
今夏用电高峰期，高温、高湿以及台风等极端天气情况明显多于常年，对电力生产与供应、燃料运输及电力设施安全造成较大影响。6月，全国平均气温较常年同期异常偏高，其中华北大部分地区出现持续高温酷热天气，河北、山西、山东、内蒙古等省（区）的部分地区最高气温创历史同期新高，造成华北电网供需异常紧张，电力缺口达到900多万千瓦。

     2、迎峰度夏工作取得圆满成功的主要因素
    （1）政府部门高度重视，部署非常周密
    （2）电力企业高度重视，动手早，抓得实
    （3）需求侧管理措施实施到位

    三、2005年四季度和2006年电力供需形势预测
    1、2005年四季度
    综合各种因素分析，预计2005年全国用电量增速大致为13%，全年用电量将达到24560亿千瓦时。
    进入四季度后，随着大批新增机组的投产，电力供需形势将有明显好转，电力缺口有较大幅度下降，但部分地区仍然紧张。今冬明春电力缺口约为1500万千瓦，主要集中在华北、南方和华中地区，华东、东北、西北地区电力供需基本可以平衡。

   从区域分布来看：
    华北地区将成为全国电力供需形势最紧张的地区，缺口在600万千瓦左右，其中蒙西、山西、河北南网、京津唐等电网缺口较大。
南方地区电煤供应的问题更加突出，来水情况不容乐观，加上检修机组增多等因素影响，预计四季度南方电网最大电力缺口500万千瓦，形势严峻程度将超过三季度。
华中地区受枯水期影响，今年12月至明年1月存在一定缺口，大致在400万千瓦左右。
华东地区紧张局势大为缓解，基本可以实现平衡，但浙江和上海在考虑目前安排的外购电水平的情况下供需形势比较紧张。
东北地区、西北地区总体平衡。

     2、2006年
     随着新建机组的大规模集中投产，在电力供应能力进一步增长的同时，电力需求增速将放缓，2006年全国电力供需状况有望比今年更加缓解，仍然存在局部地区、局部时段供需紧张。
    在分地区预计的基础上，预计全国全社会用电量的增长速度在11%左右，用电量约为27300亿千瓦时。电力缺口主要集中在华北和南方地区，华东地区夏季备用偏低、冬季基本平衡，华中、东北地区基本平衡，西北地区供大于求。全国夏季最大电力缺口在800万千瓦左右，其中华北和南方分别为300、500万千瓦左右；冬季最大电力缺口900万千瓦左右，其中华北、南方分别为400、500万千瓦左右。

四、电力工业生产运行中存在的主要问题和不足

     1、电力供需矛盾仍然突出
    尽管今年电力供需形势较去年同期已经有了相当程度的缓解，但矛盾仍然突出，全国最大电力缺口在2000万千瓦左右。山西、蒙西、浙江、广东等地呈持续性紧张态势，拉限电现象严重，给招商引资和工业生产造成了一定的负面影响。

    2、发电企业效益下滑趋势没有根本扭转
    得益于煤电价格联动政策，电力企业经济效益有了明显好转，规模以上和国有及国有控股电力工业企业的利润自7月份以来均开始正增长，截止9月底电力生产企业的利润同比正增长7.55%，但火力发电企业的利润下降幅度仍然达到22.25%，独立发电企业的生产经营压力依然很大。

    3、需求侧管理力度有待进一步加强
    今年全国总体情况来看，电力供需矛盾呈现出逐渐由去年的持续性、全国性缺电转变为区域性、季节性、时段性缺电，特别是空调负荷所占比重越来越大，加剧了尖峰期的电力供需矛盾。各地普遍实施的需求侧管理措施在削峰填谷方面起到了重要作用，但由于在制度、资金、技术等方面都尚未建立长效机制，需求侧管理的效用还有较大潜力可挖，需要进一步研究对策，加大实施力度。

    4、电煤价格仍居高位
    根据煤电联动第二周期（2004年12月至2005年5月）的统计测算，电煤价格二周期比一周期（2004年6至11月）平均煤价上涨了17.43%，上涨40.23元/吨，上涨幅度最高达122.76元/吨，比一周期上涨59.11%。

   五、政策建议
    1、贯彻科学发展观，大力推进节能工作
    尽快建立需求侧管理的长效机制。充分发挥地方政府的积极性，总结各地需求侧管理的先进经验，利用行政手段和经济杠杆，建立需求侧管理的长效机制，并争取在需求侧管理的某些应用方面有所突破。
加大宣传力度，树立居民节约用电意识。针对今年以来居民生活用电高速发展的情况，建议广泛借助媒体、社区的力量，加大宣传力度，鼓励家庭树立节电意识，采用节能型家用电器。提高居民用电的峰谷价差，适当运用价格手段引导、调节家庭用电量。
不断提高电力企业节能降耗的管理水平。推广电力企业同业对标管理模式，倡导建设节能型企业，通过加强内部管理和设备更新改造，提高电力企业节能降耗的管理水平。
    2、加强生产运行管理，提高尖峰期电力供应能力
严肃调度纪律，促进网厂协调发展。电网企业和电源企业要共同遵守调度纪律，坚持统一调度，确保调度命令畅通。电力监管部门在交易公平、调度公正、信息公开等方面加强监管，加大监督检查力度。完善竞价上网规则，充分调动东北等区域电力市场中市场主体参与竞价的积极性。

    制定并不断完善事故应急预案，提高快速反应能力。针对近年来夏季频发的恶劣天气和外力破坏导致的停电事故，制定抢修措施和替代供电方案。充分发挥95598全国统一电力客服电话的功能，提高事故处理的快速反应能力。
    加强电网建设和改造，提高电网输送能力。提高电网投资比例，进一步加大电网投资力度，促进电网和电源同步协调发展，保证电力送得出。积极稳妥地推进特高压电网建设的试验研究，加强跨区、跨省骨干电网建设，提高电力资源配置能力。加强城市配网薄弱环节建设，彻底解决部分地区有电落不下、用不上的问题。
     加大跨区跨省电量交换力度。政府部门做好协调和监管工作，坚决打破省间壁垒，充分利用各区域之间的地域差、时间差、气温差，大力加强跨区、跨省的电量交换力度，互相调剂余缺，最大限度地实现资源的优化配置。
     3、电煤供应问题仍需高度重视
    建议根据目前煤价上涨实际情况，尽快进行煤电价格联动工作安排，实施煤热价格联动，充分考虑由于执行时间的差别给发电企业带来的损失，同时加大对违反国家电煤价格政策行为的检查处理力度，扭转发电企业经营的困境。建议及早调研和确定2006年电煤价格政策，将煤电联动缺口和4月1日开始的铁路货运调价及2006年电煤价格的变化结合起来，在明年1月份一并从上网电价的调整中解决。