六是市场交易电量同比增长20.1%。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27091.8亿千瓦时，同比增长20.1%。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为21704.4亿千瓦时，同比增长22.8%，占全社会用电量比重为35.2%，同比提高2.6个百分点。

　　七是电煤供应持续紧张，煤炭价格持续急剧上涨，煤电企业大面积亏损。前三季度，全国原煤产量同比增长3.7%，比上半年增速回落2.7个百分点;前三季度，累计进口煤炭同比下降3.6%，国家支持加大进口煤炭采购，煤炭进口累计降幅逐步收窄。电煤价格持续攀升，屡创历史新高，电煤采购及保供工作难度加大。煤电企业燃料成本大幅攀升，煤电企业亏损面明显扩大，8月以来大型发电集团煤电板块整体亏损，部分集团煤电亏损面达到100%。

　　(三)全国电力供需情况

　　一季度，全国电力供需总体平衡，受寒潮天气等因素影响，江苏、浙江、安徽、湖南、江西、四川、新疆等地在1月出现电力缺口，采取了有序用电措施。二季度，全国电力供需总体平衡，广东、云南、广西等地因电力消费需求较快增长、来水偏枯、电煤供应紧张等因素影响，电力供应紧张，采取了有序用电措施。三季度，全国电力供需总体偏紧，尤其是9月受电煤供应紧张、电力消费需求较快增长以及部分地区加强“能耗双控”等多重因素叠加影响，全国超过20个省份采取了有序用电措施。

　　二、全国电力供需形势预测

　　(一)2021年全社会用电量同比增长10%-11%

　　国家坚持稳中求进工作总基调，统筹做好今明两年宏观政策衔接，保持经济运行在合理区间，为全社会用电量增长提供了最主要支撑。综合考虑国内外经济形势、上年基数前后变化、电能替代等因素，并结合当前外部环境等方面的不确定性，预计2021年全年全社会用电量增长10%-11%，其中，四季度全社会用电量同比增长5%左右。

　　(二)2021年底非化石能源发电装机规模及比重将有望首次超过煤电

　　预计全年全国基建新增发电装机容量1.8亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机投产1.4亿千瓦左右。预计年底全国发电装机容量23.7亿千瓦，同比增长7.7%左右;其中，煤电装机容量11.1亿千瓦、水电3.9亿千瓦、并网风电3.3亿千瓦、并网太阳能发电3.1亿千瓦、核电5441万千瓦、生物质发电3600万千瓦左右。非化石能源发电装机合计达到11.2亿千瓦左右，占总装机容量比重上升至47.3%，比2020年底提高2.5个百分点左右，非化石能源发电装机规模及比重预计将首次超过煤电。

　　(三)迎峰度冬期间全国电力供需总体偏紧，部分地区电力供需形势紧张

　　需求端看，宏观经济继续保持在合理区间，电力消费需求将保持中速增长水平。气象部门初步预计今年冬季影响我国的冷空气活动频繁。全社会用电量中速增长并叠加冷空气等因素，进一步放大用电负荷增长，其中采暖负荷增长更为明显，部分城市居民用电负荷占比达到50%左右。

　　供给端看，水电方面，重点水电站蓄能值同比减少，冬季降水总体呈偏少特征。新能源方面，风电和太阳能发电装机比重持续上升，随机性、间歇性和波动性大幅增加,电力系统运行中的调峰资源不足情况进一步加剧。火电方面，国家全力推动煤炭增产增供，推进煤矿手续办理和产能核增，预计电煤供需形势将比前期缓和，但部分地区电煤供应仍可能偏紧，另外，广东、江苏等气电装机较多的地区天然气供应可能偏紧，都将制约火电机组出力。

　　预计迎峰度冬期间全国电力供需总体偏紧，部分地区电力供需形势紧张。从各区域的供需平衡情况看，预计东北、西北区域电力供需基本平衡，但区域内新能源比重大，电力系统调峰与保供热矛盾较为突出;华北、华东、华中区域电力供需偏紧;南方区域电力供需形势紧张。燃料供应保障情况以及冬季气候情况是影响今冬电力供需形势的主要不确定性因素，若全国电力燃料供应持续紧张或出现长时段大范围寒潮天气，则电力供需偏紧的省份将增多，各区域电网中均将有部分省级电网呈现出不同程度的紧张态势。

　　三、有关建议

　　针对当前电力供需形势、电力企业可持续发展等方面提出有关建议如下：

　　一是全力保障电力燃料稳定供应。认真贯彻落实国务院常务会议精神，按照国家最新要求，进一步加快煤炭增产增供政策措施落实到位。督导核增产能尽快释放，考虑针对部分环节或手续采取限时办理、联合办理等提效措施。针对在产的大型先进煤矿，在符合安全生产要求的前提下，研究优先组织满足条件的先进产能煤矿按一定系数调增产能和保供期间生产计划。建立煤矿产量、铁路发运量、各环节库存的联合监督机制;加大东北、西南等地区运力协调力度;研究雨雪冰冻天气影响运输时的电力调度、电煤互济预案，并针对库存告急、铁路运输受限的电厂，研究必要时开通汽运绿色通道。监督确保包括年初签订和近期补签的所有年度长协足量兑现。制定煤矿保供与弹性生产办法，形成煤矿应急生产能力，推进煤炭储备能力建设，以满足市场需求季节性变化特征。督促天然气销售企业和管网企业加强发电用气保障，协调电网和气网调度运行，保障燃气机组的顶峰发电能力。

　　二是保障火电企业燃料采购资金。大力推动国务院常务会议关于金融机构保供、税收缓缴以及各地财政保供补贴等政策足额落实落地。强化《关于服务煤电行业正常生产和商品市场有序流通保障经济平稳运行有关事项的通知》(银保监发〔2021〕42号)政策落地。对符合支持条件的煤电、供暖等企业建立快速响应机制，开辟绿色办贷通道，优先安排贷款审批投放;对符合支持条件的煤电等企业和项目不违规抽贷、断贷，防止“运动式”减碳和信贷“一刀切”，维持企业资金链正常运转，切实保障火电企业燃料采购资金到位，坚决杜绝因资金短缺而出现缺煤缺气停机问题。

　　三是加快推进和落实煤电上网电价市场化改革措施。国家相关部门督促各地加快落实《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号)要求，扩大市场交易电价浮动范围，切实有效疏导煤机电价，提高燃煤机组保电能力;建议根据当前煤电机组在系统中的定位及成本，合理调整燃煤发电基准价，保持燃煤发电上网基准电价与发电成本的有机衔接，维持煤电企业生存和再生产能力，保障能源供应安全，将电、煤两个市场更加灵活的关联起来，抵御市场风险，保障企业合理收益。

　　四是加强煤炭和电力上下游生产供应秩序。加强坑口、港口等各环节的价格管控，尤其重点监管矿区随意涨价，防止价格炒作，稳定下游价格，保障燃煤电厂煤量、煤质，避免煤电机组出力受阻导致系统有效出力减少。督促各地方政府保障年度跨省跨区送受电计划、政府间送受电协议等交易刚性执行，避免受电力供应紧张影响，导致电力外送不合理调减，给省间中长期合同履约及受电省份生产生活带来影响。

　　五是深化需求侧管理、加强有序用电执行管控。建议出台全国性需求响应支持政策，实现需求响应补贴政策全覆盖，将需求响应建设、补贴成本纳入尖峰电价增收资金、输配电价或辅助服务费用，多渠道拓宽需求响应资金来源。深入开展需求响应申报组织工作，发动电力用户、负荷集成商积极参与需求响应，将微电网、电动汽车、充电桩等各类可调资源纳入需求响应资源池。加强有序用电执行管控，建立健全有序用电工作机制。把保民生放在第一位，坚守民生底线。坚持科学错峰，最大限度保障企业错峰不减产。严格执行有序用电计划，做好宣传引导工作。