一、用电情况
全社会用电量疫后恢复增长明显。1~9月，四川全社会用电量2085.95亿千瓦时，同比增长5.71%，增速较同期回落1.47个百分点。增长的主要因素是疫后第二、第三产业用电快速恢复，以及5月下旬至6月、7月下旬至8月上旬期间持续高温天气带来降温电量大增。
第一产业用电量12.24亿千瓦时，同比增长22.12%；第二产业用电量1286.87亿千瓦时，同比增长4.42%；第三产业用电量377.05亿千瓦时，同比减少7.02%；居民生活用电量409.78亿千瓦时，同比增长8.23%。
用电负荷及日电量屡创新高。1~9月，累计网供用电量1647.8亿千瓦时，同比增长7.51%。电力负荷方面，日最高网供用电负荷4701.2万千瓦，同比增长13.2%；日最大网供用电量8.79亿千瓦时，同比增长14.0%。
二、电源装机
省内新增电源速度持续放缓。截至9月末，四川全省装机容量9980.83万千瓦，较年初增长0.52%。其中国调机组装机容量2310万千瓦；西南网调机组装机容量330万千瓦；省调直调机组装机容量5955.7万千瓦，其中，水电4219.5万千瓦，占比70.85%；火电1231.5万千瓦，占比20.68%；风电335.7万千瓦，占比5.64%；光伏169.0万千瓦，占比2.83%。
三、来水及电煤
全网平均来水较去年同期偏多。1~9月，四川全网平均来水较去年同期偏多22.3%，较多年同期偏多33.8％。其中，雅砻江平均来水1590立方米/秒，同比偏多28.2%，较多年偏多16.3%；大渡河平均来水1737立方米/秒，同比偏多16.9%，较多年偏多29.3%；嘉陵江平均来水1083立方米/秒，同比偏多44.9%，较多年偏多71.5%；岷江平均来水653立方米/秒，同比偏多15.1%，较多年偏多39.2%。
电煤供应总体平稳。1~9月，全网累计进煤量1192万吨，日均进煤量4.4万吨，同比减少7.2%。累计耗煤量1121万吨，日均耗煤量4.1万吨，同比减少8.0%。截至9月末，全网存煤391万吨，同比增加37万吨，存煤可用天数约为63天（按单机计算）。
四、发电及上网电量情况
风电发电量与上网电量稳步增长。1~9月，四川全口径发电量3061.03亿千瓦时，同比增长4.39%。其中，水电2603.65亿千瓦时，同比增长4.6%；火电374.75亿千瓦时，同比增长1.39%；风电61.67亿千瓦时，同比增长17.7%；太阳能20.96亿千瓦时，同比减少1.59%。国调电厂发电量926.78亿千瓦时，同比增长1.58%；西南网调电厂发电量123.85亿千瓦时，同比增长0.67%；省调电厂发电量1614.6亿千瓦时，同比增加8.36%。
1~9月，全口径上网电量2905.51亿千瓦时，同比增长4.44%；其中，水电2553.19亿千瓦时，同比增长4.57%；火电271.17亿千瓦时，同比增长1.18%；风电60.77亿千瓦时，同比增长17.98%；太阳能20.38亿千瓦时，同比下降1.6%。
五、发电利用小时数情况
1~9月，全省发电平均利用小时数3075小时，同比增加102小时。省调直调机组平均利用小时数2727小时，同比增加173小时。其中，水电2971小时，同比增加266小时；火电2328小时，同比减少4小时；风电1884小时，同比减少86小时；光伏1147小时，同比减少109小时。
截至9月末，四川电力交易平台注册市场主体10134家，较年初增长68.7%，同比增长83.15%。其中发电企业309家，售电公司228家，电力用户9597家。
一、发电企业
从装机规模来看，国家能源集团、华电集团、大唐集团装机规模排名靠前，装机容量分别为1670.0万千瓦、876.49万千瓦、674.3万千瓦，分别占四川电力交易平台注册总装机的26.5%、13.5%、10.7%。
二、电力用户
从电压等级来看，220千伏用户37家，占比0.39%；110千伏用户231家，占比2.41%；35千伏用户388家，占比4.04%；6-10千伏用户8941家，占比93.16%。
三、售电公司
共计注册228家，其中：省内注册193家，主要集中在成都地区（133家，占比58.59%）；省外注册35家。
从资产总额来看，2亿元人民币以上的46家，1亿元至2亿元人民币之间的30家，1亿元人民币以下的152家。
从企业类型来看，国营售电公司67家，民营售电公司157家，混合制售电公司4家。
一、省间交易
外购方面，1~9月累计省间外购及留川电量200亿千瓦时，同比增长1.48%，其中国调电厂留川电量157.84亿千瓦时，同比增长3.26%。
外送方面，1~9月全口径累计外送电量1018.29亿千瓦时，同比增长1.29%，其中省调电厂送出224.41亿千瓦时，同比增长1.64%。
二、省内交易
1~9月，组织月度、月内交易28次，事后交易8次，总成交水电电量181.21亿千瓦时。其中，增量交易电量52.99亿千瓦时，调减交易电量14.09亿千瓦时，转让交易电量114.13亿千瓦时。1-9月，省内市场化交易实际执行电量共计758.96亿千瓦时，同比增长16.66%。
参与交易的市场主体9294家，其中发电企业（交易单元）325家，用户8866家（零售8761家，批发105家），售电公司103 家。
一、四川电网电力供需预测
四季度，预计四川网供用电量598亿千瓦时，同比增长约14%，最大用电负荷预计可达4200万千瓦，同比增长约15%。四季度，四川电网电力供需形势总体平衡。电力平衡方面，预计12月连续寒潮入川气候条件下，高峰电力平衡略偏紧，极端情况下，备用机组需全部开机运行，其余时段电力平衡偏宽松，火电按最小开机方式运行；11月中旬，外送结束后，火电机组按省内用电负荷增长逐步增加开机。电量平衡方面，总体平衡宽松，其中10月上中旬弃水预计较多，即使外送通道满送，火电按最小方式运行，仍可能有较多水电富余电量难以消纳，10月下旬预计可结束弃水；11月至12月通过增加火电发电量和网间外购电量后可保障省内用电需求。
二、省内外电力市场预测
省外市场，四川水电2020年10~11月外送计划电量73.56亿千瓦时。其中10月61.08亿千瓦时，11月12.48亿千瓦时，外送计划待安全校核通过后执行。四川电力交易中心将根据富余能力，积极组织10、11月份外送交易，同时密切关注迎峰度冬用电负荷增长情况及电煤供应情况，积极争取从西北方向增加外购电，满足省内冬季用电需求。
省内市场，按照政府主管部门相关文件要求，常态化按周开展双边电量调整、月内集中和合同转让等交易，按月开展短期发电辅助服务、零售合同调减等交易，为市场主体应对发电、用电变化提供更加灵活的交易方式。
