二、全国电力供需形势预测
（一）四季度全社会用电量增速回升，全年增速5％左右
综合考虑国家逆周期调控政策、宏观经济运行态势、电能替代、基数等因素，预计四季度电力消费增速比三季度有所上升，同比增长6％左右，预计2019年全年全社会用电量增长5％左右。
（二）年底总装机容量达20亿千瓦，非化石能源装机比重提高至42％
预计全年全国基建新增发电装机容量1亿千瓦左右，其中新增非化石能源发电装机6000万千瓦左右。2019年底，全国发电装机容量达到20亿千瓦左右，同比增长5．3％；其中，水电3．6亿千瓦、并网风电2．1亿千瓦、并网太阳能发电2．0亿千瓦、核电4875万千瓦、生物质发电2200万千瓦左右。非化石能源发电装机容量合计达到8．3亿千瓦左右、占总装机容量比重上升至42％，比2018年底提高1个百分点左右。
（三）全国电力供需总体平衡，迎峰度冬期间少数地区偏紧
预计全国电力供需总体平衡，个别地区电力供需偏紧。分区域看，华北、华中区域用电高峰时段电力供需偏紧；华东、南方区域电力供需总体平衡；东北、西北区域电力供应富余。预计全年火电设备利用小时4330小时左右。
三、有关建议
为做好迎峰度冬电力供应保障工作，电力行业要密切跟踪经济和用电形势，把握天气、电煤变化趋势，做好电力保障工作，满足国民经济发展以及人民生活用电需求。结合电力供需分析与预测，提出建议如下
（一）加强监测和预警，保障电力供需平衡
针对经济下行压力较大，以及东北等部分地区电煤供应偏紧、局部地区电力供应存在不确定性等问题，建议
一是加强用电形势监测。密切跟踪宏观经济、天气和用电形势变化，加强用电监测分析，滚动开展电力供需形势预测预警，有效衔接电力发展、结构优化、发购电、市场化交易、跨省区送电等各项工作，千方百计提高重点区域高峰时段发供电能力。
二是保障电煤有效供应。加大统筹协调力度，进一步释放蒙东等地区煤矿优质产能；充分利用好国际国内两个市场，继续发挥好进口煤补充作用，保障今冬明春电煤供应，特别是东北地区供电供暖用煤。做好2020年电煤中长期合同签订及履约工作，继续发挥好电煤中长期合同“压舱石”作用。
三是加强需求侧管理。扩大峰谷电价执行范围，确定科学合理的峰谷分时电价比，引导用户错峰用电，实现削峰填谷、移峰平谷，全力满足用电需求。
（二）跟踪改革和政策落实情况，推进电网企业稳定发展
针对持续的政策性降电价、售电量增速下滑、电价交叉补贴等因素导致电网企业利润明显下滑、中西部省级电网大面积亏损等相关问题，建议
一是加快形成科学合理的输配电价机制。进一步完善居民阶梯电价制度，推动交叉补贴暗补改为明补，逐步妥善解决电价交叉补贴问题。合理确定运维费率、权益回报率、营运资金等关键参数，修订完善输配电价定价办法。结合各地电网发展阶段、电价承受能力等实际，差异化核定第二监管周期输配电价，因地制宜确定核价参数，保障电网发展经营和社会责任履行能力。
二是加大转供电加价清理力度。各地众多商业综合体及产业园区等转供电加价涉及范围广、加价标准高，建议彻底清理转供电环节不合理加价，加强执法检查和督促整改，避免国家降价红利被转供电环节截留。
三是加快完善和创新对电网企业的绩效考核机制。考虑电网企业政策性降电价，并承担贫困地区电网建设及农网改造升级等政策性投资，建议适当调整电网企业的利润、EVA等经营指标在考核中所占权重；化解新型监管模式和传统绩效考核体系之间的矛盾，确保电网企业专注于提供输配电服务的功能定位。
四是从政策上支持中西部电网发展。支持电网企业开展“东西帮扶”，给予政策支持，解决帮扶资金重复缴纳25％所得税的问题，允许东部省市公司帮扶资金税前列支，提高西部电网投资和发展能力，促进东西部电网均衡发展，更好地实现电力普遍服务。
（三）稳步推进发电企业转型升级，保障电源多元稳定供应
针对火电上网电价调整、现货市场试运行、电煤价格持续高于绿色区间、新能源消纳及补贴发放滞后等影响发电企业经营及电源结构转型升级的问题，建议
一是加快完善现货市场机制设计及规则。统筹中长期与现货市场规模，中长期合同比例占比不低于90％，确保维护电力市场稳定。合理设置上网电价中上下限价标准，引导企业理性报价，维护市场长期运行秩序。加快容量市场和辅助服务市场建设，建立完善火电固定成本回收机制。
二是稳定电煤价格在绿色区间。提高电煤中长期合同的规范性，严禁以月度长协、外购长协等捆绑年度长协；完善电煤中长期合同价格条款，综合考虑减税降费及煤电上网电价下浮等因素，调整合同含税基准价及价格区间。
三是努力降低企业融资成本。改进融资支持机制、完善转贷应急机制，对承担电网安全稳定运行、支撑水电外送、满足高峰时段和特殊时期用电需求等功能的燃煤电厂在融资成本上给与优惠，对暂时有困难的火电企业提供低成本“过桥”资金，降低冲贷成本，避免火电企业亏损面持续扩大。
四是加快解决可再生能源补贴问题。开发针对风电、光伏等清洁能源项目的融资品种，将应收补贴款纳入流贷支持范围，解决全行业补贴资金缺口。优化补贴资金发放流程，缓解可再生能源企业资金压力。进一步完善绿证交易体系，落实可再生能源消纳指标交易机制，促进新能源消纳。
