一、電力供需狀況分析
㈠電力系統運行總體情況
2014年前三季度內蒙古電網全口徑裝機共新增容量197.6萬千瓦(火電新增152.0萬千瓦，水電新增9萬千瓦，風電新增29.6萬千瓦，光伏新增7萬千瓦)。截至2014年9月底，內蒙古電網裝機容量4855.5萬千瓦，其中火電裝機3513.0萬千瓦(占72.4%)，水電裝機65.9萬千瓦(占1.4%)，風電裝機1133.2萬千瓦(占23.3%)，光伏機組136.8萬千瓦(占2.8%)，生物質機組6.6萬千瓦(占0.1%)。與上年相比，火電裝機占比下降了2.3個百分點，新能源裝機占比上升了2.2個百分點。
㈡本區域用電情況綜述
2014年前三季度，內蒙古電網全社會用電量1365.0億千瓦時，同比增長11.4%。其中：第一產業用電量20.8億千瓦時，同比增長12.7%;第二產業用電量1233.1億千瓦時，同比增長11.7%;第三產業用電量55.1億千瓦時，同比增長6.4%;居民生活用電量56.0億千瓦時，同比增長8.4%。三次產業及居民用電比重為1.5∶90.3∶4.0∶4.1，上年同期比重為1.5∶90.1∶4.2∶4.2，二產用電比重略有增加，三產及居民用電比重略有下降。在行業用電中，化學原料及化學制品制造業、非金屬礦物制品業、黑色金屬冶煉及壓延加工業、有色金屬冶煉及壓延加工業等4個行業用電量合計885.7億千瓦時，同比增長15.2%，占全社會用電量的64.9%，比重比同期增加2.2個百分點。前三季度，內蒙古電網用電量同比增速較高，主要原因是依靠區域資源優勢，自治區積極扶持工業用戶生產運行，市場比同期有所好轉，用電量增加。
㈢電力供應總體情況
前三季度，內蒙古電網發電量為1590.9億千瓦時，同比增長10.0%。發電設備平均利用小時數為3328小時，較上年同期增加12小時。其中：火電機組利用小時數為4033小時，較上年增加了171小時;風電利用小時數為1428小時，較上年減少了201小時。按電廠性質統計，公用電廠設備平均利用小時數為3061小時，較上年增加了13小時，其中公用火電機組利用小時數為3840小時，較上年增加了214小時;企業自備電廠設備平均利用小時數為4692小時，較上年減少了55小時，其中自備火電機組利用小時數為4693，較上年減少了55小時。企業自備火電機組平均利用小時數比公用機組高出853小時。
2014年，內蒙古電網計劃送華北電量為266億千瓦時，截至9月底，內蒙古電網送華北電量為195.1億千瓦時，完成年度計劃的73.3%，同比增長-2.4%。東送電量減少的主要原因是2014年4月份供熱期結束后，呼包斷面以東地區火電機組陸續開始進行脫硝改造和計劃檢修，6月下旬最多時呼包斷面以東同時停機檢修、改造的機組容量達到308萬千瓦，占呼包斷面以東機組容量的36.1%，電力平衡十分困難，風電出力較小時呼包斷面以東供電區域限制用電負荷，降低東送華北電力。
前三季度，內蒙古電網總體上供大于求，呼和浩特以東地區在風電出力不足時發生限電。電網平均最大發電負荷2032萬千瓦，平均最大供電負荷1521萬千瓦(發生在7月)。剔除自備電廠非停、檢修影響，平均最大供電負荷1473萬千瓦。通過電力供需平衡分析，截至9月底電網供電富余85萬千瓦，折合富余裝機120萬千瓦(指富余公用火電容量)，不考慮火電機組脫硝改造的影響，則富余裝機260萬千瓦。
二、影響因素分析
㈠受國內經濟低迷、國外發達國家經濟復蘇緩慢的影響，用電市場仍未從根本上得到有效改善，對自治區扶持政策的依賴性較大。2014年房地產行業疲軟，下游PVC、鋼鐵行業不景氣，導致電石、硅錳、鎳鐵仍然面臨產能過剩，需量不足，利潤空間縮水。
㈡四季度進入施工淡季，對PVC、鋼鐵等原材料的需求會大幅度降低，鋼鐵廠家受制于資金壓力，囤貨意愿并不強烈，預計四季度行情有小幅下跌趨勢。
㈢11月北京召開APEC會議，為保證空氣質量，政府計劃限制部分地區高載能用戶生產，預計四季度高載能運行容量減少。
三、電力供需預測
預測四季度內蒙古電網平均最大供電負荷1538萬千瓦，東送電力最大395萬千瓦。預計四季度電網新增負荷65.3萬千瓦，其中采暖負荷20萬千瓦、工業負荷45.3萬千瓦。預計四季度烏蘭察布地區新增負荷19.8萬千瓦，為硅錳、鎳鐵項目用電;鄂爾多斯地區新增負荷9.9萬千瓦，為煤化工、氧化鋁項目用電;烏海地區新增負荷10萬千瓦，為電石項目用電;薛家灣地區新增負荷2.6萬千瓦，為煤化工項目用電;包頭地區新增負荷2萬千瓦，為金屬冶煉用電;呼和浩特地區新增負荷1萬千瓦，為單晶硅項目用電。
預測后幾月內蒙古電網新投機組容量280.5萬千瓦，其中：火電機組32.7萬千瓦，風電84.8萬千瓦，光伏103萬千瓦，水電60萬千瓦。到2014年底，內蒙古電網裝機容量5120.1萬千瓦，其中：公用機組4258萬千瓦，自備機組862.1萬千瓦。通過電力供需平衡分析，預測四季度內蒙古電網裝機富余300萬千瓦。
四、問題與建議
㈠冬季供熱期電力平衡困難，建議加大自備機組調峰力度，保障冬季供熱。
2014年冬季供熱期，全網并網火電容量約為3100萬千瓦，其中1780萬千瓦左右為供熱機組，網內大量火電機組在脫硫、脫硝改造后，機組調節性能有一定程度的下降。近幾年公用電廠轉自備機組及新建自備機組陸續投產，而公用負荷并無大的增長，隨著后幾月風電、光伏電站的大量投產，供熱期電力平衡、風電消納難度加大，需自備電廠積極參與調峰并保證公用負荷占有相當比重。若網內公用機組繼續轉自備運行，或脫離主網孤立運行，勢必導致電網實際運行規模降低，進一步惡化新能源消納環境。
㈡受政策性影響，四季度用電負荷存在一定的不確定性。
11月， APEC會議在北京召開，若自治區政府為確保北京空氣質量，安排關停高載能容量，則四季度負荷會進一步降低，北京周邊新增負荷投產時間相應滯后。
㈠電力系統運行總體情況
2014年前三季度內蒙古電網全口徑裝機共新增容量197.6萬千瓦(火電新增152.0萬千瓦，水電新增9萬千瓦，風電新增29.6萬千瓦，光伏新增7萬千瓦)。截至2014年9月底，內蒙古電網裝機容量4855.5萬千瓦，其中火電裝機3513.0萬千瓦(占72.4%)，水電裝機65.9萬千瓦(占1.4%)，風電裝機1133.2萬千瓦(占23.3%)，光伏機組136.8萬千瓦(占2.8%)，生物質機組6.6萬千瓦(占0.1%)。與上年相比，火電裝機占比下降了2.3個百分點，新能源裝機占比上升了2.2個百分點。
㈡本區域用電情況綜述
2014年前三季度，內蒙古電網全社會用電量1365.0億千瓦時，同比增長11.4%。其中：第一產業用電量20.8億千瓦時，同比增長12.7%;第二產業用電量1233.1億千瓦時，同比增長11.7%;第三產業用電量55.1億千瓦時，同比增長6.4%;居民生活用電量56.0億千瓦時，同比增長8.4%。三次產業及居民用電比重為1.5∶90.3∶4.0∶4.1，上年同期比重為1.5∶90.1∶4.2∶4.2，二產用電比重略有增加，三產及居民用電比重略有下降。在行業用電中，化學原料及化學制品制造業、非金屬礦物制品業、黑色金屬冶煉及壓延加工業、有色金屬冶煉及壓延加工業等4個行業用電量合計885.7億千瓦時，同比增長15.2%，占全社會用電量的64.9%，比重比同期增加2.2個百分點。前三季度，內蒙古電網用電量同比增速較高，主要原因是依靠區域資源優勢，自治區積極扶持工業用戶生產運行，市場比同期有所好轉，用電量增加。
㈢電力供應總體情況
前三季度，內蒙古電網發電量為1590.9億千瓦時，同比增長10.0%。發電設備平均利用小時數為3328小時，較上年同期增加12小時。其中：火電機組利用小時數為4033小時，較上年增加了171小時;風電利用小時數為1428小時，較上年減少了201小時。按電廠性質統計，公用電廠設備平均利用小時數為3061小時，較上年增加了13小時，其中公用火電機組利用小時數為3840小時，較上年增加了214小時;企業自備電廠設備平均利用小時數為4692小時，較上年減少了55小時，其中自備火電機組利用小時數為4693，較上年減少了55小時。企業自備火電機組平均利用小時數比公用機組高出853小時。
2014年，內蒙古電網計劃送華北電量為266億千瓦時，截至9月底，內蒙古電網送華北電量為195.1億千瓦時，完成年度計劃的73.3%，同比增長-2.4%。東送電量減少的主要原因是2014年4月份供熱期結束后，呼包斷面以東地區火電機組陸續開始進行脫硝改造和計劃檢修，6月下旬最多時呼包斷面以東同時停機檢修、改造的機組容量達到308萬千瓦，占呼包斷面以東機組容量的36.1%，電力平衡十分困難，風電出力較小時呼包斷面以東供電區域限制用電負荷，降低東送華北電力。
前三季度，內蒙古電網總體上供大于求，呼和浩特以東地區在風電出力不足時發生限電。電網平均最大發電負荷2032萬千瓦，平均最大供電負荷1521萬千瓦(發生在7月)。剔除自備電廠非停、檢修影響，平均最大供電負荷1473萬千瓦。通過電力供需平衡分析，截至9月底電網供電富余85萬千瓦，折合富余裝機120萬千瓦(指富余公用火電容量)，不考慮火電機組脫硝改造的影響，則富余裝機260萬千瓦。
二、影響因素分析
㈠受國內經濟低迷、國外發達國家經濟復蘇緩慢的影響，用電市場仍未從根本上得到有效改善，對自治區扶持政策的依賴性較大。2014年房地產行業疲軟，下游PVC、鋼鐵行業不景氣，導致電石、硅錳、鎳鐵仍然面臨產能過剩，需量不足，利潤空間縮水。
㈡四季度進入施工淡季，對PVC、鋼鐵等原材料的需求會大幅度降低，鋼鐵廠家受制于資金壓力，囤貨意愿并不強烈，預計四季度行情有小幅下跌趨勢。
㈢11月北京召開APEC會議，為保證空氣質量，政府計劃限制部分地區高載能用戶生產，預計四季度高載能運行容量減少。
三、電力供需預測
預測四季度內蒙古電網平均最大供電負荷1538萬千瓦，東送電力最大395萬千瓦。預計四季度電網新增負荷65.3萬千瓦，其中采暖負荷20萬千瓦、工業負荷45.3萬千瓦。預計四季度烏蘭察布地區新增負荷19.8萬千瓦，為硅錳、鎳鐵項目用電;鄂爾多斯地區新增負荷9.9萬千瓦，為煤化工、氧化鋁項目用電;烏海地區新增負荷10萬千瓦，為電石項目用電;薛家灣地區新增負荷2.6萬千瓦，為煤化工項目用電;包頭地區新增負荷2萬千瓦，為金屬冶煉用電;呼和浩特地區新增負荷1萬千瓦，為單晶硅項目用電。
預測后幾月內蒙古電網新投機組容量280.5萬千瓦，其中：火電機組32.7萬千瓦，風電84.8萬千瓦，光伏103萬千瓦，水電60萬千瓦。到2014年底，內蒙古電網裝機容量5120.1萬千瓦，其中：公用機組4258萬千瓦，自備機組862.1萬千瓦。通過電力供需平衡分析，預測四季度內蒙古電網裝機富余300萬千瓦。
四、問題與建議
㈠冬季供熱期電力平衡困難，建議加大自備機組調峰力度，保障冬季供熱。
2014年冬季供熱期，全網并網火電容量約為3100萬千瓦，其中1780萬千瓦左右為供熱機組，網內大量火電機組在脫硫、脫硝改造后，機組調節性能有一定程度的下降。近幾年公用電廠轉自備機組及新建自備機組陸續投產，而公用負荷并無大的增長，隨著后幾月風電、光伏電站的大量投產，供熱期電力平衡、風電消納難度加大，需自備電廠積極參與調峰并保證公用負荷占有相當比重。若網內公用機組繼續轉自備運行，或脫離主網孤立運行，勢必導致電網實際運行規模降低，進一步惡化新能源消納環境。
㈡受政策性影響，四季度用電負荷存在一定的不確定性。
11月， APEC會議在北京召開，若自治區政府為確保北京空氣質量，安排關停高載能容量，則四季度負荷會進一步降低，北京周邊新增負荷投產時間相應滯后。
