10月22日，中国电力企业联合会发布2021年三季度全国电力供需形势分析预测报告。报告指出，截至9月底，全国全口径发电装机容量22.9亿千瓦，同比增长9.4%。前三季度，全国规模以上工业企业发电量为6.07万亿千瓦时，同比增长10.7%；全国发电设备平均利用小时2880小时，同比提高113小时。
一是电力投资同比增长0.8%。前三季度，全国重点调查企业合计完成电力投资6028亿元，同比增长0.8%，两年平均增长12.7%。其中，电源完成投资3138亿元，同比增长1.8%，两年平均增长32.1%，非化石能源发电投资占电源投资的比重达到89.0%；电网完成投资2891亿元，同比下降0.3%，两年平均下降1.1%，直流工程在建项目减少导致直流工程投资同比下降36.4%，交流工程投资同比增长5.1%。
二是全口径并网风电和太阳能发电装机容量同比分别增长32.8%和24.6%。前三季度，全国新增发电装机容量9240万千瓦，同比增加2016万千瓦。截至9月底，全国全口径火电装机容量12.8亿千瓦，同比增长3.9%；其中，煤电11.0亿千瓦，同比增长2.4%，占总装机容量的比重为47.9%，同比降低3.3个百分点。水电装机容量3.8亿千瓦，同比增长5.0%。核电5326万千瓦，同比增长6.8%。风电3.0亿千瓦，同比增长32.8%。太阳能发电装机2.8亿千瓦，同比增长24.6%。全口径非化石能源发电装机容量10.5亿千瓦，同比增长17.8%，占总装机容量的比重为45.7%，同比提高3.3个百分点。
三是全口径并网风电和太阳能发电量同比分别增长41.6%和24.5%。前三季度，受降水偏少等因素影响，全国规模以上工业企业水电发电量9030亿千瓦时，同比下降0.9%；受电力消费快速增长、水电发电量负增长影响，规模以上工业企业火电发电量4.33万亿千瓦时，同比增长11.9%；核电发电量3031亿千瓦时，同比增长12.3%。全口径风电和并网太阳能发电量分别为4715、2491亿千瓦时，同比分别增长41.6%和24.5%。全口径非化石能源发电量2.17万亿千瓦时，同比增长13.2%；占全口径发电量的比重为34.7%，同比提高0.1个百分点。全口径煤电发电量3.74万亿千瓦时，同比增长12.3%；占全口径发电量的比重为59.8%，同比降低0.2个百分点。
四是核电、火电和风电发电设备利用小时同比分别提高321、280、91小时。前三季度，全国发电设备平均利用小时2880小时，同比提高113小时。分类型看，水电设备利用小时2794小时，同比降低100小时；核电设备利用小时5842小时，同比提高321小时；火电设备利用小时3339小时，同比提高280小时，其中煤电3450小时，同比提高318小时；风电设备利用小时1640小时，同比提高91小时；太阳能发电设备利用小时1006小时，同比降低4小时。
五是跨区输出电量同比增长7.8%，跨省输出电量同比增长8.6%。前三季度，全国完成跨区送电量5178亿千瓦时，同比增长7.8%。其中，西北区域外送电量2406亿千瓦时，同比增长16.6%，是外送电量规模最大的区域。全国完成跨省送出电量12197亿千瓦时，同比增长8.6%。
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%。
