一、能源消费继续保持回暖 主要指标好于去年同期和年初预期

　　今年以来，我国经济稳中向好，能源消费继续保持回暖态势，主要指标好于去年同期，也好于年初预期。主要有以下特点。

　　第一，能源消费回暖，增速全面回升。

　　一是煤炭消费由负转正。

　　二是石油消费保持平稳。

　　三是天然气消费快速增长。

　　四是用电增速大幅回升。

　　第二，能源结构持续优化，绿色低碳转型进程加快。

　　一是清洁能源消费比重不断提高。前三季度，天然气、非化石能源消费比重分别约为6.9%、14.3%，比去年底分别提高约0.5、1个百分点。

　　二是非化石能源发电装机比重提高。前三季度，6000千瓦及以上发电装机中，非化石能源发电装机比重为35.1%，比去年同期提高1.6个百分点。全国非化石能源发电占电源工程投资的71.3%，比去年同期提高4.5个百分点。

　　第三，供给侧结构性改革深入推进，能源供给质量有所改善。

　　一是煤炭去产能工作顺利推进。超额完成年度去产能目标任务，先进产能建设有序推进。

　　二是防范化解煤电产能过剩风险取得阶段性成果。煤电建设速度明显放缓，前三季度全国主要发电企业煤电建设投资同比下降25%，煤电新投产装机同比减少，利用小时数和发电量同比增加，调控成效正在逐步显现。

　　三是成品油质量升级加快推进。

　　四是弃风弃光率有所下降。前三季度，全国平均弃风率、弃光率分别为12%和5.6%，比去年同期分别下降6.7个和3.8个百分点。

　　第四，改革创新引领作用增强，新旧动能加快转换。

　　一是重点领域和关键环节改革加快。电力市场化交易机制逐步完善，全年市场化交易电量力争达到全社会用电量的35%以上。增量配电业务改革试点有序推进，售电侧市场竞争机制初步建立，启动电力现货市场建设试点。绿色电力证书核发和自愿交易制度开始实施。电力安全监管体系进一步完善。

　　二是能源科技创新取得新进展。AP1000依托项目、我国自主研发的三代核电“华龙一号”、具有四代安全特征高温气冷堆示范工程进展顺利。能源行业标准化工作扎实开展。

　　三是新模式新业态加快培育。首批55个能源互联网示范项目、23个多能互补集成优化项目顺利实施，储能产业政策进一步完善，一批新能源微电网、储能示范工程启动建设，逐渐成长为新的用能增长点。

　　第五，能源共享发展扩围提速，群众获得感不断提升。

　　一是北方地区清洁取暖加快推进。

　　二是电网与城市发展的契合度增强。中心城区、国家级新区电网建设目标任务有效落实，前三季度，110千伏及以下配电网建设投资约1990亿元，创历史同期新高。

　　三是农村用能水平明显提升。

　　四是电能替代步伐加快。东北地区率先开展电能替代试点，全国电动汽车充电设施比上年翻了一番，机场、港口岸电建设加快，全国电能替代规模不断扩大。

　　五是军民融合能源建设取得积极进展。第一批边防部队电网建设启动实施，格尔木-拉萨成品油管道、青藏天然气管道项目稳步推进。

　　第六，能源行业效益整体向好，上下游盈利分化。

　　一是资源勘探开发环节效益明显好转。

　　二是加工转换环节利润增速有所回落。

二、前三季度煤电利用小时数约3300小时 淘汰关停煤电机组约240万千瓦

　　近年来，我国煤电发展取得了显著成绩。一是装机结构持续优化。截至2017年9月底，煤电总装机约9.63亿千瓦，位居世界第一。近年来投产的煤电机组基本上是大容量、高参数、高效率、高节水、超低排放的先进机组，现役30万千瓦以下纯凝机组仅占煤电装机约4%。二是技术水平世界领先。世界首台60万千瓦级、100万千瓦级超超临界二次再热机组，60万千瓦级超临界循环流化床机组均在我国投入商业化运行。三是节能减排水平大幅提升。已累计淘汰小火电机组1.1亿千瓦左右，煤电平均供电煤耗降至315克标煤/千瓦时，2010年以来累计降低21克标煤/千瓦时，年节约标煤7000万吨以上，减排二氧化碳约2亿吨。

　　在看到煤电发展成绩的同时，也要正视，受经济增速放缓、电力供需形势变化等因素影响，煤电发展形势不容乐观。2016年煤电利用小时仅4250小时，规划及在建规模依然较大。预计“十三五”末全国电力供应总体宽松，存在煤电产能过剩风险。根据我们年初发布的2020年煤电规划建设风险预警，全国大部分省份的风险预警等级为红色、橙色。

　　截至目前，推进供给侧结构性改革，防范化解煤电产能过剩风险已取得阶段性成效。

　　一是16部委联合印发《意见》。经国务院同意，今年7月26日，国家发展改革委、国家能源局等16部委联合印发了《关于推进供给侧结构性改革 防范化解煤电产能过剩风险的意见》。《意见》提出，“十三五”期间，全国停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦以上，实施煤电超低排放改造4.2亿千瓦、节能改造3.4亿千瓦、灵活性改造2.2亿千瓦。到2020年，全国煤电装机规模控制在11亿千瓦以内，具备条件的煤电机组完成超低排放改造，煤电平均供电煤耗降至310克/千瓦时。

　　二是编制2017年工作方案。根据2017年《政府工作报告》提出的“淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上”的煤电调控目标任务，我们在与各地方、各发电企业多次沟通的基础上，充分听取、反复衔接各方意见建议，研究制定了实施方案，将2017年煤电淘汰、停建、缓建目标任务层层分解，并督促地方明确责任人、制定实施细则，确保各项目标任务落到实处。（详见：涉及94个项目！各省停建、缓建火电项目名单公布）

　　三是下发分省年度投产规模。根据《意见》要求，为严控新增煤电投产规模，经与地方和企业多次衔接后，研究确定了2017年分省年度投产规模，已正式下达各地，并要求在国家确定的投产规模内报送符合条件的投产项目。对于纳入缓建范围的项目，企业可选择立即停建或继续建设，但建成后暂不并网发电。

　　四是制定实施政策文件。印发《关于发布2020年煤电规划建设风险预警的通知》、《关于进一步做好火电项目核准建设工作的通知》等文件。

　　五是开展自备电厂督查。

　　三、前三季度工作成效。据统计，前三季度，全国已淘汰关停落后煤电机组约240万千瓦，停缓建煤电产能已经完成《政府工作报告》提出的“淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上”的目标任务。截至2017年9月底，已累计完成煤电超低排放改造约5.8亿千瓦，提前两年多完成2020年改造目标;已完成煤电节能改造5.3亿千瓦，占到2020年改造目标的85%。其中京津冀、河南等多个省市，已提前1至2年完成全部具备条件机组的超低排放改造任务。

　　总体来看，目前各项工作推进稳妥有序，有一些甚至比我们预期的还要好，今年前三季度煤电利用小时数约3300小时，煤电新投产装机同比减少，利用小时数和发电量同比增加，调控成效正在逐步显现。预计到年底可以圆满完成各项目标任务。

三、可再生能源已成为我国新增电力主力 截至9月底全国光伏发电装机达到1.20亿千瓦

　　前三季度，我国可再生能源行业整体发展形势向好，主要有三个特点。

　　一是可再生能源装机规模持续扩大。到三季度末，我国可再生能源发电装机达到6.3亿千瓦，其中，水电装机达到3.39亿千瓦、风电装机达到1.57亿千瓦、光伏发电装机达到1.20亿千瓦、生物质发电装机达到1423万千瓦。前三季度，各类可再生能源发电新增装机6300万千瓦，其中光伏发电4300万千瓦、风电970万千瓦、水电820万千瓦。可再生能源新增装机约占全部电力新增装机的67%左右，与今年上半年基本持平。目前可再生能源已成为我国新增电力的主力，清洁能源替代作用日益突显。

　　二是可再生能源利用水平不断提高。在上半年工作基础上，三季度国家能源局会同有关部门、地方政府和电网企业等进一步加大力度扩大可再生能源电力消纳利用，协调推进风电供暖工作，出台《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》，保障产业有序发展。前三季度，可再生能源发电量达1.17万亿千瓦时，约占规模以上全部发电量的25%，其中水电、风电、光伏发电、生物质能发电量分别为8147亿、2128亿、857亿和568亿千瓦时，同比分别增长0.3%、26%、70%和25%;弃风、弃光率分别为12%和5.6%，同比分别下降了6.7个百分点和3.8个百分点，新疆、甘肃等重点地区弃风率分别下降了12.1个百分点和10.5个百分点;西南地区水能利用率同比提升约2个百分点，弃水电量同比减少35亿千瓦时。

　　三是可再生能源发展结构进一步优化。

　　前三季度光伏发电市场规模快速扩大，新增光伏发电装机4300万千瓦，其中，光伏电站2770万千瓦，同比增加3%;分布式光伏1530万千瓦，同比增长4倍。截至9月底，全国光伏发电装机达到1.20亿千瓦，其中，光伏电站9480万千瓦，分布式光伏2562万千瓦。

　　从新增装机布局看，由西北地区向中东部地区转移的趋势更加明显。华东地区新增装机为1195万千瓦，同比增加1.8倍，占全国的27.8%。华中地区新增装机为910万千瓦，同比增长70%，占全国的21.2%。西北地区新增装机为571万千瓦，同比下降40%。分布式光伏发展继续提速，上半年浙江、山东、安徽三省新增装机均分别超过200万千瓦，同比增长均在2倍以上，三省分布式光伏新增装机占全国的47.5%。

　　前三季度，全国光伏发电量857亿千瓦时，同比增长70%。全国弃光电量51亿千瓦时，弃光率同比下降3.8个百分点，弃光主要集中在新疆和甘肃，其中：新疆弃光电量22.9亿千瓦时，弃光率22%，同比下降约5个百分点;甘肃弃光电量14.1亿千瓦时，弃光率21%，同比下降8.8个百分点。以上就是前三季度可再生能源及光伏发电发展情况。

四、核电AP1000依托项目、三代核电“华龙一号”等进展顺利

　　目前，大陆地区在运核电机组共37台，3563万千瓦;在建核电机组共19台，2187万千瓦，在建核电机组数量居世界第一。2017年前三季度核能发电量1829亿千瓦时，约占全国总发电量的4.2%，同比增长约21.37%。与火电厂相比相当于少燃烧5706万吨标准煤，减少二氧化碳排放约14950万吨、二氧化硫排放约50万吨、氮氧化物排放约42万吨。我国核电运行安全始终保持国际先进水平，保持了非常良好的运行记录，为我国能源结构调整、节能减排和社会经济发展作出了积极贡献。

　　习近平总书记在十九大报告中指出，创新是引领发展的第一动力，是建设现代化经济体系的战略支撑。核电作为高技术战略型产业，其技术创新工作始终得到党中央、国务院高度的重视。2006年，国务院将大型先进压水堆核电站和高温气冷堆核电站列入国家科技重大专项，旨在标准世界核电技术前沿，突击关键共性技术、现代工程技术，为建设核电强国提供支撑。2008年，国务院批准了核电重大专项总体实施方案。专项实施近10年来，在党中央、国务院的领导下，在科技部、发改委、财政部等单位的指导下，通过行业有关部门、科研院所等单位的共同努力，形成新产品、新材料、新工艺、新装置等980项，申请知识产权3000余项，编制各类标准887份，培养41个创新团队和各类科技人才、青年学术和技术带头人800余人，涌现出一大批创新领军人物。截止到目前，核电专项已立项课题201项，核定中央财政经费130.33亿元。在专项支持和带动下，自主创新能力显著提升，我国核电技术水平实现了一次大跨越，主要体现在四个方面：

　　一是全面掌握三代非能动核电技术，自主攻克具有四代特征的高温气冷堆技术。通过引进消化吸收和再创新，我们的核电科研队伍快速掌握了世界先进的非能动设计理念，并成功借鉴和应用到CAP1400以及华龙一号的设计中，大大提升了核电站的安全性。在以高温气冷堆为代表的具有四代特征的核电技术上，通过示范工程牵引，攻克了一系列技术、设备难题，产业化应用走到了世界前列，成为核电走出去的一张名片。

　　二是在关键设备研制方面取得重大突破，为我国装备制造业走向中高端注入强劲动力。

　　三是在基础材料研制方面实现了补短板，多项成果填补国内空白，为提升自主创新能力提供基础支撑。

　　四是核电共性技术研发能力不断增强，为核电安全高效发展夯实基础。

五、农网改造工程提前3个月实施完成

　　新一轮农网改造升级是能源领域贯彻落实以人民为中心的重要工作，是扎实推进电力普遍服务，缩小城乡电力差距，使农村居民共享现代化电力服务的重要举措。

　　农村机井通电是新一轮农网改造升级工程的重要内容，关系到国家粮食生产和粮食安全。本次农村机井通电范围主要是历年来尚未通电的存量机井。2016年2月，国务院办公厅转发国家发展改革委《关于“十三五”期间实施新一轮农村电网改造升级工程的意见》明确，到2017年底实现平原地区机井用电全覆盖。此项工作列入2016年及今年政府工作报告，作为国务院重点督办工作。国务院领导高度重视，多次作出重要批示。2016年3月，国家能源局、水利部、农业部发布了农村机井通电工程2016-2017年实施方案。国家能源局组织各省(区、市)能源主管部门和电网企业抓紧实施，逐县逐乡逐村逐井开展摸排，落实到每一个机井的坐标、所有人等，逐井提出通电方案。截至今年9月，机井通电工程实施完毕，比国务院要求的期限提前3个月完成，体现了我们国家集中力量办大事的优势，得到了中央领导同志的充分肯定。

　　机井通电工程顺利完成，为全国1595756个机井通了电，完成投资490亿元，涉及全国17个省(区、市)和新疆生产建设兵团的1061个县的10688个乡镇，惠及1.5亿亩农田。粗略估算，每年可以节约燃油约300万吨，减排二氧化碳约1000万吨，每年为农民农田灌溉节约支出约130亿元。通电前，每亩地每次柴油灌溉一般需要3人工作3小时，通电后仅需1人工作1.5至2小时，估算每年仅此一项就可以解放农村劳动力约150万人。农村机井通电工程顺利完成，为粮食增产、发展经济作物、解放农村生产力提供坚强保障。

　　结合本次机井通电的实践，由国家能源局牵头，会同水利部、农业部制定了今后机井通电的规定，以三部门名义联合印发了关于建立农村机井通电长效机制的通知，明确今后新增机井通电的标准、程序及相关要求，今后由各省(区、市)能源主管部门组织电网企业将农村机井通电纳入年度农网改造升级工程目标和任务，纳入中央投资计划，作为日常工作按年度组织实施。下一步，国家能源局将指导督促电网企业进一步做好机井通电设施运行维护管理工作，更好地发挥电力支持农业生产的作用。

六、前三季度办结投诉举报4531件 占投诉举报受理量94.18%

　　1、基本情况。

　　（1）收到有效信息情况2017年三季度，国家能源局12398热线共收到有效信息22356件，环比增加37.86%。其中，咨询16471件，占有效信息的73.68%；投诉2647件；举报48件；表扬、求助、建议等其他方面3190件。（2）分类情况。2017年三季度收到的有效信息中，电力行业类18695件，占83.62%；其他为新能源和可再生能源行业类、石油天然气行业类、煤炭行业类等。投诉举报主要集中在电力行业，共2537件。涉及审批事项取消和下放、项目建设、电力安全、市场准入、供电服务以及成本价格和收费等方面业务。

　　2、反映的主要问题。

　　2017年三季度，群众反映的投诉举报主要集中在电力行业，占投诉举报总量的90%以上。从具体案例看，主要反映了电力行业在供电服务、电力安全、成本价格及收费、市场准入等方面存在的一些问题。

　　（1）供电服务方面。一是部分地区受夏季高温、配网设施改造滞后影响，低电压、频繁停电问题频发，在7、8月份尤为突出。二是部分供电企业故障抢修能力不足，停电故障后反应时间较长，修复周期长。三是部分供电企业未尽到一站式服务、一次性告知义务，拖延办理用电报装、合表分户、新能源发电并网等业务。四是部分供电企业服务观念淡薄，业务水平不高，对咨询的业务、反映的问题解释不清楚，影响群众业务办理等。

　　（2）电力安全方面。一是部分供电企业高压架空线路跨越居民房屋，电力设施安装位置不合理。二是部分供电企业电力设施设备不进行正常的维护保养，导致设施设备保护层破损、架空线路垂落、电杆倾斜等。三是部分供电企业电力设施不按规定张贴安全标识、警示牌，存在安全隐患。

　　（3）成本价格和收费方面。一是部分供电企业电价政策宣传不到位，电费收取信息披露不充分，引起用户的质疑和误解。二是部分供电企业在农网改造过程中向用户筹资筹劳，不按规定电价收取临时用电、农灌用电电费。三是部分供电企业收取电力设施设备安装服务费不合理，估抄、漏抄、错抄表计电量。四是部分村委会、小区物业公司、房屋出租业主代收代缴电费时加价、“搭车”收费，限制用户用电、购电，甚至对用户强制停电，侵害用户权益。

　　（4）市场准入方面。一是部分单位聘用、安排未取得电工进网作业许可证人员进网作业。二是部分承装（修、试）电力设施单位超越资质许可范围承接电力业务，违法转包分包电力工程，不按规定报告跨区作业情况。三是部分单位以欺骗手段取得承装（修、试）电力设施许可证，或者挂靠承装（修、试）电力设施单位承揽电力业务。

　　3、处理结果。

　　2017年三季度，根据国家有关法律法规规定，国家能源局派出监管机构受理属于监管职责范围的2180件投诉举报，占投诉举报量的80.89%；其他不属于能源监管职责范围的已按照有关规定及时转办。

　　针对群众反映的投诉举报事项，国家能源局派出监管机构严格依据国家有关法律法规及文件规定进行了处理：一是通过解释说明，澄清事实，使当事人消除了误解。二是通过监管约谈、责令整改，促使相关企业提高了服务质量与服务水平。三是通过罚款、吊销行政许可证、吊销业务许可证等行政处罚方式，及时纠正了相关企业的违法违规行为，维护了当事人合法权益。截止到2017年三季度，已办结投诉举报4531件，占投诉举报受理量的94.18%，其余正在按照规定的时限办理；完成回访4022件，回访率为88.77%，回访满意率为87.32％。根据目前反映的比较突出的投诉举报事项，下一步，我们将重点加强市场准入方面的监管，确保能源投资者、经营者、使用者的合法权益。

（来源：国家能源局）