第一篇：中电联发布2014年度全国电力供需形势分析预测报告-
中电联发布2014年度全国电力供需形势分析预测报告
时间： 2014-02-25 10:13:47 信息来源: 中电联规划与统计信息部
2013年，全国电力运行安全平稳，电力供需总体平衡。全社会用电量全年同比增长7.5%，同比提高
1.9个百分点；第三产业和城乡居民用电延续高速增长，分别同比增长10.3%和9.2%；第二产业用电同比增长7.0%，制造业用电增速逐季攀升，四大高耗能行业用电增速先降后升、同比增长6.0%；西部地区用电增速继续明显领先，各地区增速均高于上年。年底全国发电装机容量首次跃居世界第一、达到12.5亿千瓦，全年非化石能源新增装机占全部新增的比重提高到62%，水电新增装机创历史新高，并网太阳能发电新增装机增长近十倍。风电发电量保持高速增长，设备利用小时同比再提高151小时、设备利用率明显提高。
展望2014年，我国经济将延续平稳增长态势，预计国内生产总值同比增长7.5%左右，相应全社会用电量同比增长7.0%左右，年底全国发电装机13.4亿千瓦左右。预计全国电力供需总体平衡，东北区域电力供应能力富余较多，西北区域电力供应能力有一定富余，华北区域电力供需平衡偏紧，华东、华中、南方区域电力供需总体平衡。
一、2013年全国电力供需情况分析
（一）全社会用电量增速同比提高，季度增速前升后降
根据我会统计，2013年全社会用电量5.32万亿千瓦时、同比增长7.5%，增速比上年提高1.9个百分点，人均用电量达到3911千瓦时。主要受宏观经济企稳回升、夏季持续高温天气、冬季气温偏暖等影响，前三季度用电增速逐季回升，第三季度最高达10.9%，第四季度增速回落，仍达到8.4%，高于全年及上年同期增速。
第三产业和城乡居民用电延续高速增长。第三产业用电量同比增长10.3%，反映出第三产业市场消费需求持续活跃，占全社会用电比重同比提高0.3个百分点。城乡居民用电量同比增长9.2%、占比提高0.19个百分点，其中三季度全国大部分地区遭遇持续高温天气，当季城乡居民生活用电量同比增长17.6%、为近几年来季度用电最高增速。
图12012、2013年电力消费结构图
制造业用电增速逐季攀升，四大高耗能行业用电增速先降后升。第二产业用电量同比增长7.0%、同比提高2.8个百分点，对全社会用电增长的贡献率上升为68.7%、同比提高13.6个百分点。制造业用电增长
6.8%，分季增速依次为4.5%、5.0%、8.0%和9.3%，反映出下半年以来我国实体经济生产呈现稳中有升的良好态势。化工、建材、黑色金属、有色金属四大行业全年合计用电同比增长6.0%，分季增速依次为5.3%、3.3%、6.9%和8.6%，占全社会用电量比重同比降低0.43个百分点。
西部地区用电增速继续明显领先，各地区增速均高于上年。东部、中部、西部和东北地区全年用电增速分别为6.6%、6.9%、10.6%和4.2%，均高出上年增速。西部地区明显领先于其他地区，占全国用电比重同比提高0.7个百分点。
图22012、2013年全国分地区电力消费结构图
图32013年各地区分季度全社会用电量增速情况图
（二）全国发电装机容量首次跃居世界第一，新能源发电继续超高速增长
全年电网投资占电力工程投资比重为51.2%、同比提高1.6个百分点；电源投资中的非化石能源发电投资比重达到75.1%，同比提高1.7个百分点。全年非化石能源发电新增装机5829万千瓦、占总新增装机比重提高至62%。2013年底全国发电装机容量首次超越美国位居世界第一、达到12.5亿千瓦，其中非化石能源发电3.9亿千瓦，占总装机比重达到31.6%、同比提高2.4个百分点。全年发电量5.35万亿千瓦时、同比增长7.5%，发电设备利用小时4511小时、同比降低68小时。全国火电机组供电标煤耗321克/千瓦时，提前实现国家节能减排“十二五”规划目标（325克/千瓦时），煤电机组供电煤耗继续居世界先进水平。
水电新投产容量创历史新高。全年常规水电新增2873万千瓦，年底装机2.6亿千瓦、同比增长12.9%；发电量同比增长4.7%，设备利用小时3592小时。全年抽水蓄能新增120万千瓦，年底装机容量2151万千瓦。
并网太阳能发电新增装机同比增长近十倍。2013年，国务院及各部门密集出台了一系列扶持国内太阳能发电产业发展政策，极大地促进了我国太阳能发电发展。全年新增装机1130万千瓦、同比增长953.2%，年底装机1479万千瓦、同比增长335.1%；发电量87亿千瓦时、同比增长143.0%。
风电延续高速增长，风电设备利用率明显提高。全年并网风电新增1406万千瓦，年底装机7548万千瓦、同比增长24.5%；发电量1401亿千瓦时、同比增长36.3%，发电设备利用小时2080小时，为2008年以来的年度最高水平，同比再提高151小时，风电设备利用率连续两年提高。
核电投资同比减少，全年投产两台核电机组。全年完成核电投资同比减少22.4%；新增两台机组共221万千瓦，年底装机1461万千瓦、同比增长16.2%；发电量同比增长14.0%，设备利用小时7893小时、同比提高38小时。
煤电投资及其装机比重连续下降，气电装机增长较快。全年完成煤电投资同比下降12.3%，占电源投资比重降至19.6%。年底装机7.9亿千瓦，占比降至63.0%、同比降低2.6个百分点。发电量同比增长6.7%，占比为73.8%、同比降低0.6个百分点，全年设备利用小时5128小时。2013年底，全国气电装机同比增长15.9%，发电量同比增长4.7%。
跨区送电保持快速增长。全年完成跨区送电量2379亿千瓦时、同比增长17.9%，跨省输出电量7853亿千瓦时、同比增长9.1%，四川为消纳富余水电，通过向上直流和锦苏直流线路外送华东电量547亿千瓦时、同比大幅增长185.8%。南方电网区域西电东送电量1314亿千瓦时、同比增长5.8%。
电煤供应宽松，天然气供应紧张。国内煤炭市场供应宽松，电煤价格先降后升。天然气需求增长强劲，冬季用气紧张，部分燃机发电供气受限。2013年7月国家上调非居民用天然气价格以来，部分燃机发电企业因地方补贴不到位出现持续亏损。
（三）全国电力供需总体平衡，地区间电力富余与局部紧张并存
2013年，全国电力供需总体平衡。其中，东北和西北区域电力供应能力富余较多；华北、华中和南方区域电力供需总体平衡；华东区域电力供需偏紧，江苏、浙江等地在年初、夏季用电高峰时段出现错避峰。
二、2014年全国电力供需形势预测
（一）电力消费增速预计将比2013年小幅回落
总体判断，2014年我国经济将延续平稳增长态势，预计国内生产总值同比增长7.5%左右。综合考虑2014年经济增长形势、国家大气污染防治与节能减排、化解钢铁等高耗能行业产能严重过剩矛盾以及2013年迎峰度夏期间持续高温天气导致用电基数偏高等因素，预计2014年我国全社会用电量同比增长
6.5%-7.5%，推荐增长7.0%左右。
（二）电力供应能力充足，非化石能源发电装机比重继续提高
预计全年新增发电装机9600万千瓦左右，其中非化石能源发电6000万千瓦左右、煤电新增3000万千瓦左右。预计年底全国发电装机达到13.4亿千瓦，其中煤电8.2亿千瓦左右，非化石能源发电4.5亿千瓦左右，非化石能源发电占比接近34%。非化石能源发电装机中，常规水电2.8亿千瓦、抽水蓄能发电2271万千瓦、核电2109万千瓦、并网风电9300万千瓦、并网太阳能发电2900万千瓦左右。
（三）2014年全国电力供需总体平衡
预计2014年全国电力供需总体平衡。其中，东北区域电力供应能力富余较多，西北区域有一定富余；华北区域电力供需平衡偏紧；华东、华中、南方区域电力供需总体平衡。预计全年发电设备利用小时4430-4480小时，其中煤电设备利用小时超过5100小时。
三、有关建议
（一）加快发展清洁能源发电
加快发展清洁能源发电已成为我国能源电力发展的重大战略选择，建议：一是深化总体战略研究，统筹规划清洁能源发电。增强水电、核电、天然气发电以及新能源发电等清洁能源发电的规划协调性，保障规划与国家财政补贴额度、环境保护要求、经济社会电价承受能力以及电力系统消纳能力等相关因素相协调。二是健全完善相关管理制度和技术标准。完善相关技术标准，加强清洁能源发电设备制造、建筑安装、生产运行、退役后处理等全过程环保标准完善与监督；加强清洁能源发电并网制度管理，严格执行并网技术规定；统筹规划、逐步开展核电标准建设工作，逐步建立并完善与国际接轨的国内核电技术标准体系。三是加快完善并落实促进分布式发电发展相关政策措施。创新分布式发电商业模式，构建以电力购买协议
为载体，由投资者、开发商和中小用户参与的第三方融资/租赁合作平台，进一步破除分布式发电融资障碍;进一步制定和落实分布式光伏发电的电费结算、补贴资金申请及拨付的工作流程，确保光伏发电补贴及时足额到位；完善天然气分布式发电电价及补贴政策。四是健全资金筹集机制和进一步完善财政税收扶持政策。拓宽清洁能源发电发展基金来源渠道，适度增加政府财政拨款额度，建立完善捐赠机制，推广绿色电力交易机制；加大财政资金对科技开发特别是基础研究的投入；对清洁能源产业制定明确的税收优惠政策；鼓励金融机构对清洁能源发电特别是分布式清洁发电项目融资贷款，并给予多方面优惠。五是推行绿色电力交易。实施居民和企业自愿认购绿色电力机制，作为电价补贴机制的重要补充。六是鼓励清洁能源发电科技创新，降低发电成本。为力争2020年前实现风电上网电价与火电平价，2020年实现光伏发电用户侧平价上网，积极开展风电、光伏发电等领域的基础研究、关键技术研发，进一步降低发电成本。
（二）加快制定实施电能替代战略规划
为贯彻落实国务院《大气污染防治行动计划》，尽快解决我国严重雾霾天气问题，需要加快实施电能替代工程。建议：一是国家尽快研究制定电能替代战略规划，出台电能替代产业政策。以电能替代战略规划统筹指导实施“以电代煤”和“以电代油”工程，提高全社会电气化水平，不断提升电能占终端能源消费比重。二是加快在工业、交通运输业、建筑业、农业、居民生活等主要领域实施电能替代工程。在工业和民用领域推广“以电代煤”，降低散烧煤应用范围，提高煤炭转化为电力的比重。在城市交通领域，大力推动城市电动汽车、电气化轨道交通的研发和应用，推广新建小区建设电动汽车充电桩。三是加快调整电源结构和优化电源布局。积极有序发展新能源发电，在确保安全的前提下加快核准开工一批核电项目，加快西南水电基地开发以及西部、北部大型煤电基地规模化和集约化开发，通过特高压等通道向东中部负荷中心输电、提高东中部接受外输电比例，实现更大范围的资源优化配置和环境质量的结构性改善。四是通过市场机制和经济手段促进节能减排，深化电力需求侧管理，推行合同能源管理，推进发电权交易和大气污染物排污权交易。五是提高电力企业环保设施运行维护管理水平，发挥好现有环保设施的污染物控制能力。
（三）加快解决“三北”基地不合理“弃风”问题
2012年以来全国并网风电设备利用率稳步提高，但“三北”基地“弃风”问题仍然存在。建议：一是坚持集中与分散开发相结合、近期以分散为主的风电开发方针。分散开发应该成为近中期风电开发的侧重点，集中开发要以确定的消纳市场和配套电网项目为前提，因地制宜稳妥开发海上风电。二是切实加强统筹规划，健全科学有序发展机制。科学制定全国中长期总量目标，立足电力行业总体规划来深化统筹风电专项开发规划，坚持中央与地方规划相统一，健全完善国家规划刚性实施机制。三是切实加强综合协调管理，提高政策规划执行力。科学制定项目核准流程规范，强化规划执行刚性；建立风电项目和配套电网、调峰调频项目同步审批的联席会议制度，建立项目审批与电价补贴资金直接挂钩制度；加快跨区通道建设，加快核准和超前建设包括特高压输电工程在内的跨区跨省通道工程，尽早消纳现有“三北”基地风电生产能力；尽早建立健全调峰调频辅助服务电价机制；科学制定各类技术标准和相关管理细则。
（四）加快解决东北区域发电装机富裕问题
东北地区电力供应能力长期富余，随着辽宁红沿河核电厂等项目陆续投产，电力供应富余进一步增加，发电企业经营困难加剧。建议：一是国家对东北电力富余问题开展专题研究，提出消纳东北电力富余电力的方案和措施；二是“十二五”期间应严格控制区域内包括煤电、风电在内的电源开工规模，以集中消化现有电力供应能力。
（五）加快理顺电价、热价形成机制，促进解决云南等水电大省煤电企业及北方热电联产企业长期普遍亏损问题
我国已经进入电价上涨周期，要立足于电力市场化改革顶层设计，加快推进电价机制改革，更多采用市场机制调节电价，减少行政干预：一是加快发电环节两部制电价改革。尽快研究云南等水电大省的煤电价格形成机制，解决这些地区煤电企业持续严重亏损、经营状况持续恶化而面临的企业生存问题；加快理顺天然气发电价格机制。二是加快形成独立的输配电价机制，稳妥推进电力用户与发电企业直接交易。国家有关部门应加大市场监管力度，对地方政府行政指定直接交易对象、电量、电价以及降价优惠幅度等行为及时纠正和追责。三是针对华北、东北及西北地区热电联产企业供热连年大面积亏损的实际困难，建议有关部门应出台分区域供热价格指导政策，对供热亏损较大的地区按照成本加成原则重新核定热价，并执行煤热价格联动机制；对热价倒挂严重、亏损严重的供热企业予以政策支持和财税补贴，以保障企业的正常经营生产，确保迎峰度冬期间安全稳定供热。
（六）加快完善大气污染物特别排放限值相关政策措施
根据国家2013年2月发布的《关于执行大气污染物特别排放限值的公告》，要求重点控制区域（19个省的47个城市）主城区的燃煤机组自2014年7月1日起执行特别排放限值，非主城区的在“十三五”期间执行特别排放限值。电力企业普遍反映，执行特别排放限值在技术、工期、经济等方面存在诸多难以克服的困难。建议：一是由国家有关部门共同研究提出能够满足特别限值要求的指导性技术路线和更为科学的监督考核要求。二是相关部门继续完善特别排放限值地区的现役燃煤机组综合环保电价，针对新建机组执行特别限值而增加的成本支出应相应调整电价。三是统筹安排停机改造时间，避免停机改造影响到电力平衡问题，对于确因客观原因、在限期前不能完成环保改造的机组，顺延实施。四是对重点地区环保技改工程提供环保专项资金和贷款贴息补助
第二篇：中电联：关于近期电力供需形势的几点认识
中电联：关于近期电力供需形势的几点认识
近期，社会各界针对当前缺电形势有着各种分析和评论，作为行业协会，中国电力企业联合会密切关注电力供需形势，积极开展调查研究和形势分析，对电力供需的新特征的认识不断加深。现就有关情况分析如下：
一、当前电力供需形势
局部地区时段性缺电在近几年是一直存在的，与近几年比较，当前的缺电呈现时间提前、范围扩大、缺口增加的特点，但是与2004年以前的大面积缺电明显不同。当前的缺电，主要表现仍然是结构性缺电，具有局部性、季节性、时段性特点，在华东、华中部分省（市）缺电比较严重，对局部地区的生产、生活造成一定影响。而2003-2004年的缺电是大面积、长期性的全国性缺电。因此既要高度重视当前的缺电形势，积极、主动采取相应措施缓解供需矛盾已刻不容缓，同时也要充分认识当前缺电的性质和特点，不宜过于夸大缺电的状况和影响，甚至将其定义为全国性“电荒”。
1-4月份，受电力需求较快增长、电煤供应及运力紧张、部分地区干旱导致水电出力下降、局部地区电力供应能力不足、电网跨区调剂能力受限等因素影响，全国电力供需形势总体偏紧，部分地区、高峰时段电力供需矛盾确实比较突出。例如：在电力“迎峰度冬”的1-3月份期间，1月份，全国共有近20个省级电网出现电力供应缺口，合计最大电力缺口3000万千瓦左右，这些省份基本是中西部水电、煤电大省以及取暖用电负荷比重较高的东、中部省份；2月份以后逐步缓解；4月份通过采取有序用电等措施，电力缺口下降到1000万千瓦左右，湖南、江西、重庆、浙江、贵州等地或由于处于电煤运输的末端、或由于水电持续偏枯、或由于新增装机不足、或由于当地电煤供应不足以及电力消费需求的刚性增长等因素的共同影响作用，导致电力缺口占当地最大发电负荷的比重较高，供电形势是严峻的，但是我们应该认识到这种缺电完全不同于2005年之前的全国性大面积、持久性“缺电”，总体上属于结构性缺电，通过采取有序用电措施，加大跨区跨省电力电量支援、有效协调好煤电矛盾，就可以一定程度上缓解供需矛盾、减少缺口，但是如果不及时加以解决，缺口有可能会进一步扩大，时间会进一步拖长。
迎峰度夏（6-8月份）期间，预计全社会用电量1.25-1.3万亿千瓦时，同比增长约12%；最高用电负荷增长14%左右。从电力供需平衡关系分析，在供应方面，1-5月份，全国基建新增装机约2500万千瓦，到5月底全口径装机在9.85亿千瓦左右；在新增装机中，火电比重同比进一步下降，发电出力有效能力只有火电的40%、且主要分布在西部、北部地区的风电比重同比继续提高，导致迎峰度夏期间有效的电力供应能力增幅低于最高负荷增速近3-4个百分点，全国电力供需形势总体上比前两年同期偏紧，供需缺口较大的地区依然是供应能力不足或电网输送能力受限的东部、中部地区。如果电煤价格继续高企、部分地区电煤紧张的状况不能得到明显改观，迎峰度夏高峰期缺煤停机、煤质下降以及华中、华东干旱的持续，将进一步影响这些地区电力供应能力的发挥，电力供需的缺口将进一步扩大。预计迎峰度夏期间，华东电力缺口1500万千瓦，华北、华中、南方缺口均在500万千瓦左右；而东北、西北电力富余较多。如果气候、来水、电煤供应等不确定因素的叠加作用，高峰缺口还可能进一步扩大，就全国平均而言，届时最大电力缺口占最高用电负荷的比重在5%左右（2004年这一比重超过10%）。
同时，由于近几年电源新增的机组类型结构、地区结构不均衡，使火电比重快速下降、新能源发电比重提高、西部地区电源装机容量占全国总量的比重快速增加，而相应的电网建设没有跟上，导致全国性的资源优化配臵能力严重受限，东部、中部地区的季节性电力缺口增加，反之西部、东北地区富余的电力无法输送到东中部，这是典型的结构性缺电格局。
二、发电设备利用率
在电力行业，发电设备利用率通常用发电设备利用小时数这个指标进行对标衡量。一个机组的发电容量（单位为千瓦）就是该机组一个小时内满负荷发出的电量（单位为千瓦时），机组全年8760小时满负荷发电生产，就实现了100%的发电设备理想状态利用率，对应的机组发电设备利用小时就是8760小时。根据电力行业统计指标解释，一个地区发电设备（包含火电、水电、核电、风电、光伏发电、生物质能发电等所有类型）平均利用小时为5500小时的含义，是该地区并网生产的所有类型机组在统计期末按平均设备容量（不是所有机组铭牌容量的几何叠加）在一年中满负荷运行生产5500小时，其对应的设备利用率为62.79%。
不同类型机组由于其发电的物理特性不同，其发电设备平均利用小时水平也不尽相同，如核电的全年平均发电利用小时通常在7800小时，水电全年平均发电利用小时在3400小时左右，风电全年平均发电利用小时在2000小时左右，但是火电设备利用小时差距一般比较大，这主要取决于当地电源结构、电力供需平衡情况。由于我国历史上长期处于缺电状态，火电设备利用小时数在2007年以前持续较高，这是紧缺经济的具体体现。从世界各国利用小时的统计来看，各国发电设备平均利用小时普遍处于4000-5000小时之间（对应的平均设备利用率为45.7%-57%），2007年世界平均水平是4330小时（对应的平均设备利用率为49.4%），美国等发达国家也基本在世界平均水平左右。全国发电设备利用小时从2006年的5198小时下滑到2010年的4650小时，一方面是由于装机增长较快、供需形势有所缓解，另一个方面是几年来风电、水电比重快速提高的累计效应，导致发电设备小时逐步降低。
由于水电、核电、风电等清洁能源发电的优先调度，火电承担了电力生产调峰的作用，因此其对电力需求波动的反应最为敏感。今年1-4月份，全国发电设备累计平均利用小时1530小时，比上年同期提高21小时，提高幅度不是很大，其中有水电、风电比重增加的因素。但是东部、中部地区以及西部缺电省份的火电设备利用小时不仅远高于上年同期甚至已经高于2007年（供需趋缓、供应能力得以释放的起点年份）同期200多小时，例如：江苏比2007年增加241个小时，安徽增加242个小时，湖南增加188小时，重庆、四川也分别增加244、273小时，相当于火电设备平均利用率比2007年1-4月份分别提高7-9个百分点。预计这些省份2011年全年火电设备利用小时比2010年将增加300-400小时，有些省份甚至会增加500-700小时，全国火电设备平均利用小时数也因此可能提高到5300小时，比上年增加250小时，但是全国发电设备利用平均小时数仅比2010年增加100小时左右。
发电设备利用小时只是一个从全局和宏观角度粗略判断电力供需情况的参数，对于一个具体的地区和不同的电力结构而言要做具体分析。从历史经验来看并结合新时期的用电特性，火电设备平均利用小时数在5000小时（其中煤电在5100小时）以下，表明全国电力供需平衡有余；在5000-5400小时（其中煤电在5100到5500小时）范围内，表明供需紧张；超过5400小时可认为处于缺电状态。随着电气化水平的提高、系统峰谷差拉大以及新能源导致火电调峰任务加重，今后火电利用小时有走低的趋势。2008、2009年，火电设备利用小时低于4900小时，全国电力供需呈现总体平衡有一定富余态势。2011年全国发电设备平均利用小时比2010年的增幅仍然不会很大，但是火电增幅却比较大，尤其在东、中部地区以及西部缺电省份更加明显，充分显示出2011年是结构性缺电的特征。
三、火电企业亏损问题
近几年，由于“市场煤、计划电”之间的矛盾突出，煤价上涨不能顺畅传到出去，导致电力行业经营状况持续下滑，甚至陷入经营困难的局面。2003年以来，秦皇岛5500大卡煤炭累计上涨超过150%，而销售电价涨幅仅为32%，价格传导途径严重不畅，电力行业多年来承受了过度的成本上涨压力，其累计效应已经导致电力企业经营陷入困局、可持续发展能力严重不足。
今年以来，市场煤价持续高位运行，特别是4月份以来持续上涨，目前秦皇岛5500大卡煤炭价格已经高于2008年最高点，东南沿海以及华中地区煤炭到岸（厂）的标煤价普遍超过1000元/吨。综合来看，五大发电集团公司平均到场标煤单价普遍上涨超过80元/吨，涨幅同比均超过10%，导致火电企业亏损严重。根据国家统计局统计，1-3月份，火电生产企业实现利润总额25亿元，主要集中在上网电价较高的外资、合资电厂以及部分重点合同煤能够得到充分保障的电厂，全火电行业利润额同比下降75.3%；销售利润率仅有0.8%，比上年同期下降3.1个百分点，说明作为电力供应保障基础作用的火电企业，全面处于经营困局之中，并由此拖累全电力行业的利润处于极低水平。根据中电联的行业统计调查，1-4月份，华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团火电亏损额合计105.7亿元，比上年同期增亏72.9亿元，煤价上涨是根本原因。4月份，国家上调部分省份上网电价，但是由于个别省份没有实施，再加上同期煤价持续上涨，火电企业亏损情况没有好转。4月份，五大集团火电业务仍然亏损17.1亿，如果煤电矛盾得不到根本解决，整体发电行业经营仍然将十分困难，部分发电厂已经资不抵债、甚至无钱买煤的程度和范围可能继续扩大，这些因素均给迎峰度夏电力供应保障带来很大风险。
电力行业受困于煤电价格矛盾等主要因素，各项指标全面落后于全国规模以上工业企业，也全面落后于各主要工业行业。电力行业的资产总额在各行业中居首位，但与各主要上下游行业相比，电力行业资产负债率明显偏高，利润总额及销售利润率也处于中下水平，如利润总额仅为煤炭、石油天然气开采行业的1/3左右，销售利润率仅为煤炭行业的1/5左右、石油天然气开采行业的1/12左右；电力行业亏损企业亏损额明显高于其他各行业，是煤炭的5.7倍、石油天然气开采行业的7.6倍。
四、机组检修问题
4月份是传统的用电淡季，在4月份出现电力缺口是受需求旺盛、水电减发、电煤紧张等因素综合影响，这其中也有机组检修导致供应能力下降的因素。根据电力行业运行特点，除设备临时发生故障需要立即检修外，电网、发电企业的设备检修是预防性等级计划检修，且有明确的规程规定。发电机组等级计划检修的主要内容是，根据发电机组的特性和电网运行的特性，由发电企业按规程要求作出长期和下一年的等级检修计划报电网企业共同确定，根据确定的计划严格执行。根据规定，检修计划在上一年的11月前完成批复。目前火电企业开展的停机检修基本上属于计划内检修。
电力系统需求特性决定了每年有两个用电高峰期，即夏季和冬季，这也是电力行业内所称的“迎峰度夏”、“迎峰度冬”。电力企业每年都要在这两个用电高峰来临之前进行发电、电网等设备的预防性检修，这也是按照上年电网负荷预测以及发电机组特性由电网企业、发电企业共同协商后于上年底做出的系统性安排，目的是充分利用春秋季用电低谷检修设备，从而积极应对并确保冬夏用电高峰期的电力供应。一般来说，检修高峰期以4、5月和9、10月为主。如今年南方电网公司区域安排4、5月份检修容量分别达到2067万千瓦和1541万千瓦，4月份机组检修容量占全网总装机容量的13%左右上，与年同期比较均处于正常的检修容量范围。再如湖南1-4月份火电设备利用小时比上年水电严重偏枯、导致火电大发情况下还增加了72小时；山西、河南、贵州等煤电资源省份确有因缺煤被迫停机的情况，导致1-4月份火电设备平均利用小时数下降，但尚不是导致缺电的根本原因。
五、缺电与窝电问题
“十五”以来，国家实施西部大开发和西电东送战略，通过跨区跨省电网，逐步实现西部丰富的资源向东部负荷中心区输送，在一定程度上解决了东部电力供应问题。截至2010年底，西电东送三大通道输送能力已经超过7000万千瓦（相当于2010年底广东省发电装机全部容量），比2005年增加一倍，国家资源优化配臵的格局在逐步形成。2010年全年跨区送电量完成1492千瓦时，同比增长21.7%，跨省输出电量5877亿千瓦时，同比增长12.0%，对确保全国电力供需平衡、调节不同区域季节性需求以及充分发挥不同类型发电设备生产特性（时空调剂）起到了十分重要的作用。但是目前来看，跨区送电规模仍然不能满足当前大范围资源优化配臵的需求。在今年华东、华中、华北和南方电网缺口较大的情况下，东北和西北地区还分别富余1300-1400万千瓦左右的电力，由于受限于当前跨区跨省线路的输送容量，已经无法将这些富余电力输送到东部缺电地区，造成电力富余（窝电）和缺电的情况同时存在而无法进行调剂。
2012-2013年，按照目前的需求增长和装机情况，预计电力供需形势将比今年更加紧张，电力缺口将进一步扩大。要解决这一问题，除了就地增加电力供应能力方式外，还要加快跨区电网建设项目，将西部大煤电、水电、风电基地丰富的电力输送到东部负荷中心，既解决了西部电力富余问题，也解决了东中部地区电力紧张问题，实现由“单纯依靠煤炭运输”向“输煤输电并举”的转变，以“就地平衡发展方式”向“大范围资源优化配臵”发展方式的转变。
第三篇：2010-2011全国电力供需与经济运行形势分析预测报告
2010-2011全国电力供需与经济运行形势分析预测报告2010年，电力行业企业继续加大结构调整力度，在经受多重困难和严峻考验的情况下，保障了电力经济平稳运行，全社会用电量经历了高位运行后的稳步回落，全年用电量突破4万亿千瓦时；基建新增装机连续5年超过9000万千瓦，年底发电装机容量达到9.6亿千瓦，供应能力总体充足；电网规模五年实现总体翻倍；电源结构继续优化，水电装机容量突破2亿千瓦，非化石能源发电装机容量所占比重持续提高；电力技术应用继续实现突破，电力行业节能减排成效显著；煤价持续高位并继续攀升导致火电厂经营困难、经营压力加大。
2011年，全国电力消费需求将保持总体旺盛，全年用电量预计在4.7万亿千瓦时左右，增速比2010年有所回落；电力供应能力进一步增强，全年预计新增装机9000万千瓦左右，年底全国装机容量超过10.4亿千瓦，电源结构继续优化，清洁能源发展继续加速。综合各种因素分析，全国电力供需总体平衡，但个别地区在冬、夏季受电煤、来水和气温影响，供需结构性矛盾依然存在，导致局部地区电力供需不平衡；全国发电设备利用小时与上年基本持平，火电设备利用小时同比有所上升。
一、2010年全国电力供需与经济运行形势分析
（一）电力消费情况
1、全社会用电量继续增长，但各月增速持续回落
2010年，电力消费需求总体保持旺盛，全年全国全社会用电量41923亿千瓦时，“十一五”期间年均增长11.09%。国家宏观调控作用显现，全社会用电量呈现一季度高速增长、4-8月份回稳、9月份以后回落的态势。
2、第二产业用电增速下滑带动全社会用电量增速快速回落，第三产业和城乡居民生活用电受天气影响明显
2010年，第一产业用电量984亿千瓦时，“十一五”期间年均增长5.44%；第二产业受国家宏观调控政策影响显著，用电增速下降幅度较大，是全社会用电量下半年增速回落的最主要动力，全年用电量31318亿千瓦时，“十一五”期间年均增长10.91%；第三产业及城乡居民生活用电量总体保持稳定增长，但受天气影响明显，全年用电量分别为4497亿千瓦时和5125亿千瓦时，“十一五”期间年均分别增长12.25%和12.65%。与2005年比较，第二产业用电比重略有下降，第三产业与城乡居民生活用电比重有所上升。
3、重工业用电量回落快于轻工业
2010年，全国工业用电量30887亿千瓦时。其中，全国轻、重工业用电量分别为5187亿千瓦时和25699亿千瓦时，轻工业各月用电量增长相对平稳，重工业回落明显。“十一五”期间，轻、重工业用电量年均分别增长7.01%和11.77%，轻工业用电
增长明显低于重工业用电增长，轻工业用电量占工业用电量的比重从2005年的20.05%持续下降到2010年的16.80%。
4、四大行业月度用电量增速持续下降，全年制造业用电量增长较快
2010年，化工、建材、钢铁冶炼、有色金属冶炼四大行业用电量增速从年初的近30%持续下降至11、12月份的负增长；四大行业合计用电量占全社会用电量的比重呈波动下降趋势，从2010年2月份的35.45%下降到12月份的29.20%。其中，黑色金属冶炼行业用电量11、12月份增速为负，有色金属冶炼行业用电增速在四季度回落最为明显。
受投资、消费和出口贸易拉动，2010年我国制造业用电量增长较快，月度用电量自上年四季度起其规模屡创历史最高水平，全年累计增速高于全社会用电量增速
2.5个百分点。
5、“十一五”期间西部地区用电量年均增速较高，东北地区年均增速相对偏低
“十一五”期间，西部地区全社会用电量年均增速达到12.99%，居各地区之首，反映出西部在“十一五”期间发展速度最快，带动西部地区用电量占全国用电量比重持续上升；东北地区“十一五”期间用电量年均增速8.18%，相对偏低；中部及东部地区“十一五”期间用电量年均增速分别为11.28%和10.63%。
（二）电力供应情况
1、新增装机连续5年超9000万千瓦，非化石能源装机比重持续上升
2010年，全国基建新增发电生产能力9127万千瓦。“十一五”期间我国累计新增装机48610万千瓦，超过2010年底全国发电装机总容量的一半；水电、核电、风电等非火电发电装机发展迅速，累计新增装机12030万千瓦，是2010年底同类型能源发电装机容量的47.07%，火电新增装机所占比重从2005年的81.00%下降到2010年的64.34%。
2010年底，全国发电设备容量96219万千瓦。“十一五”期间，全国电力装机连续跨越6亿、7亿、8亿、9亿千瓦大关，年均增长13.22%，快速扭转了“十五”期间全国电力大范围缺电局面，满足了经济发展对电力的强劲需求。在此期间，电源结构调整效果明显，火电装机容量增速逐年下降，风电装机容量年均增长96.68%，水电、核电、风电等非化石能源装机比重从2005年的24.23%提高到2010年的26.53%。
2、全国发电市场总体旺盛，火电发电量比重明显下降
2010年，全国全口径发电量42280亿千瓦时，但增速自二季度起高位回落。水电发电量全年总体保持较好形势，但春季持续负增长；各月火电发电量增速自二季度起呈持续下降趋势，全年所占比重比上年下降1.05个百分点；核能发电保持稳定；风力
发电持续保持高速增长。“十一五”期间，风电发电量所占比重从2005年的0.07%上升到2010年的1.18%，水电、核电和风电等清洁能源发电量比重明显提升。
3、月度发电设备利用小时总体呈现缓慢减少的趋势，但全年发电设备利用小时同比有所提高
2010年，各月度发电设备利用小时总体呈现缓慢减少的趋势，但全年6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用小时达到4660小时，比上年增加114小时，是自2004年发电设备利用小时持续下降后的首次回升。水电、火电设备累计平均利用小时分别为3429小时、5031小时，分别比上年提高101小时和166小时。
4、全国火电厂燃料供应总体平衡，一、四季度供需平衡偏紧，电煤价格同比上升且高位波动
2010年，全国火电厂燃料供应总体平衡，全国电煤市场价格高位波动。一季度供需比较紧张，国内电煤消费快速增加；二季度消耗总量有所减少，库存持续提高；迎峰度夏期间耗煤量增加较多，供耗基本平衡；四季度供需偏紧，电煤库存高位回落。
（三）电网输送情况
截至2010年底，全国电网220千伏及以上输电线路回路长度、公用变设备容量分别为44.27万千米、19.74亿千伏安，分别比2005年底增加18.90万千米、11.31亿千伏安，实现了变配电能力的翻倍增长。“十一五”期间全国电网增加±800千伏特高压直流以及1000千伏特高压交流电压等级，年底线路长度分别为3282千米、640千米。
2010年，全国电网建设重大成果继续显现，云南至广东以及向家坝至上海±800千伏特高压直流输电工程顺利投产，将我国直流输电技术提升到新台阶；±500千伏呼伦贝尔至辽宁直流输电工程、±660千伏宁东至山东直流极Ⅰ系统以及新疆与西北750千伏联网等一批跨区跨省重点工程建成投运，进一步提升了电网对能源资源大范围优化配置的能力；青藏电网联网工程开工建设。
2010年，各月跨区送电基本保持平稳较快增长，全年全国跨区送电量完成1492亿千瓦时，比上年增长21.71%；三峡电厂在全年没有新增产能的情况下，全年送出834亿千瓦时，同比增长5.51 %；受西南水电出力不足等因素影响，南方电网区域“西电东送”负增长；京津唐电网输入输出电量及跨省输出电量保持平稳增长；进口电量比上年明显下降，出口电量比上年增加。
（四）电源电网投资均有所下降，非化石能源发电投资比重继续提高
2010年，全国电力工程建设累计完成投资7051亿元，其中电源、电网工程建设分别完成投资3641亿元、3410亿元，分别比上年降低4.26%和12.53%。“十一五”期间全国电力工程建设累计完成投资3.2万亿元，电网工程建设年均投资2949亿元，五年累计完成投资所占比重上升到46.05%。
“十一五”期间，电源工程建设投资向非化石能源发电领域倾斜，水电、核电、风电等能源发电投资占电源投资的比重从2005年的29%持续提高到2010年的64%，火电投资完成额由2005年的2271亿元快速减少到2010年的1311亿元。
（五）电力行业节能降耗工作继续推进，成效继续显现
2010年，全国供电标准煤耗335克/千瓦时，比上年下降5克/千瓦时，“十一五”累计下降超过35克/千瓦时；全国电网输电线路损失率6.49%，比上年下降0.23个百分点，“十一五”累计下降0.72个百分点。全国供电煤耗、输电线损率已处于世界先进水平。
二、2011年全国电力供需形势分析预测
2011年，我国经济将继续保持平稳较快增长，电力需求继续增加，预计2011年全国全社会用电量达到4.7万亿千瓦时左右，同比增长12%左右，较2010年有所回落。产业发展、节能措施及电价政策等实施程度及效果将对用电增长及用电结构产生较大影响。
新能源发电、跨区电网建设及农村电网改造将进一步带动电力投资，预计全年电力工程建设投资完成额7500亿元左右，其中，电源、电网工程建设分别完成投资4000亿元、3500亿元左右。全国基建新增装机9000万千瓦左右，考虑基建新增和“关小”因素后，2011年底，全国全口径发电装机容量将超过10.4亿千瓦。
2011年，局部地区、局部时段仍将出现电煤供需紧张情况，煤价总体仍将维持高位运行，进一步上涨的风险很大。全年在保证电煤供应及来水正常的情况下，全国电力供需总体平衡，局部地区富余；但受气候、来水、电煤供应等不确定因素影响，部分地区存在时段性电力供需紧张局面。其中华北、华东、南方电力供需偏紧；华中电力供需总体平衡、时段性紧张；东北、西北电力供应能力总体富余，西北部分省份存在结构性偏紧情况。预计全年发电设备利用小时将在4650小时左右，与2010年基本持平；火电设备利用小时在5200小时左右，比上年提高150小时。
三、当前电力供需需要关注的几个问题
（一）加大电煤等要素协调，做好电力供应保障工作
目前，全国已建立了煤电油气运部级协调机制，随时对重大问题进行协商，采取措施，保证运转正常。从总体上来看，煤电油气运保障比较平稳，但由于铁路、公路运输的压力和紧张局面客观存在，特别是在气候异常时电煤供应尤为较紧。预计先后将有一部分省份因电煤瓶颈出现电力供应紧张情况，华中、西北更为明显，这一状况将可能会反复出现持续到3月底。因此，必须完善电煤供应应急预案，加大煤电运等要素协调，全力做好电力供应保障工作。
建议加快电网重点工程建设和投运，提高电网整体供电能力特别是跨省跨区支援能力；加强设备巡检，确保设备正常运转；针对寒潮、冰冻等天气和突发事件，及时建立完善的预警机制，以提高应对突发事件的处置能力；建议政府有关部门牵头协调做
好电煤储备及其相应的运力调配等准备工作，保证电煤供应，缓解电力供需紧张局面。优化水电运行方式，充分运用大型水库调节能力，提高水能利用效率。完善省间送电协议及违约约束机制，强化合同及协议制定的严肃性。
（二）加快电网建设，在全国范围内实现资源优化配置
经过多年的发展，我国电源电网发展都已经取得很大的成就，电源、电网规模分别跃居世界第二和第一位，从总量上看已经基本可以满足国民经济发展的需要。但是我国能源资源分布与需求存在逆向分布以及能源结构性的矛盾，造成“三北”地区风电消纳矛盾突出，西南水电比重较大的地区电力供应“丰松枯紧”，水电外送季节性压力较大，由此增加了电煤铁路运输以及电网运输的压力，也造成各区域发电装机能力有效利用率下降，发电装机总量与最高用电负荷差距加大，迫切需要大范围、错时段进行煤电、水电、风电的调度配置。
因此，必须根据我国国情，采取多种措施从全国范围内解决资源的平衡与优化配置问题。一是要充分利用好现有跨省跨区电网，扩大跨省跨区电量支援调配，最大限度的利用各区域电力结构特点，错峰缓解各省电力紧张局面；二是进一步完善区域500千伏和750千伏主干网架，进一步扩大区域平衡能力；三是要充分肯定西电东送战略对大范围资源优化配置的重要贡献，根据全国资源优化配置的新形势，加快推进特高压电网建设，根本解决全国资源优化配置和电力电量平衡的问题，实现电网资源配置能力更强、范围更广、经济运行效率更高、安全水平更高、科技水平和智能化水平全面提升。
（三）尽快落实煤电联动政策，进一步疏导电价
近年来，“市场煤、计划电”的体制性矛盾依然突出，电力企业已难以承受煤价频繁上涨和电价调整滞后造成的刚性成本增加，火电行业严重亏损。煤炭价格是火电企业成本的主要因素，已占到70%左右，自2003年以来，我国煤炭价格持续上涨，秦皇岛5500大卡煤炭累计上涨超过150%，而销售电价涨幅仅上涨32%。自2004年国家发改委颁布煤电价格联动机制以来，国家共实行了四次煤电价格联动，但还有较大缺口。由于持续亏损，发电企业偿债能力削弱，融资难度不断加大，资金链断裂的风险显著增加，保障电力、热力供应的能力大为下降。
建议采取切实可行的措施抑制煤价、疏导电价。一是充分发挥政策监管与导向作用，抑制到厂电煤价格上升的各种跟风、炒作因素。二是在合理的电价机制形成过程中，继续坚持煤电联动的原则和机制，同时解决热电价格长期倒挂的问题。三是加大需求侧管理力度，发挥价格对需求的引导调节作用；理顺各种终端能源之间的比价关系，引导用户合理消费各种能源。四是加快资源性产品价格机制改革步伐，尽快研究符合市场规律、适应我国国情的科学合理的电价形成机制。
（四）科学制定“十二五”电力发展规划
随着“十二五”期间我国经济社会快速发展，电力需求将持续增长，预计2015年全社会用电量将达到6.27万亿千瓦时左右，“十二五”年均增长8.5%左右，需要充分保障电力供应；同时，落实我国政府“2020年我国非化石能源在一次能源消费中比重
达到15%左右和单位GDP二氧化碳排放量比2005年下降40%～45%”的两项承诺，需要电力工业加快开发绿色能源，改善能源结构。
为构建安全、经济、绿色、和谐的现代电力工业体系，满足经济社会科学发展的有效电力需求，需要科学制定“十二五”电力发展规划。建议一是强化电力工业统一规划，建立科学的电力规划管理机制。建立健全政府电力规划管理体系，建立规划依法上报、审批和公布制度，完善电力规划研究协作体系和滚动调整机制。二是积极改善生态环境，促进绿色电源发展。尽快批准建设一批大中型水电项目，开放核电投资市场，加快核电建设，扶持推进风电、太阳能等可再生能源产业化，积极推进煤电一体化。三是加快推进智能电网建设。把智能电网正式纳入国家发展战略并给以政策和资金扶持，加快研究制定新能源、特高压电网、智能电网等技术标准。四是采取切实有效措施，积极促进节能减排。适当提高电价水平，用经济调节手段促进节能减排；制定严格的节能减排标准，培育节能减排商业模式，促进节能减排技术创新和推广。
第四篇：2011年全国电力供需与经济运行形势分析预测报告
全国电力供需与经济运行形势分析预测报告
（2011年第一季度）
总体情况
一季度，我国宏观经济保持平稳运行，全社会用电量增速明显回升，第二产业用电量增速逐月提高，仍然是带动全社会用电量同比增长的主要动力，第三产业和城乡居民生活用电稳定增长；化工、建材、有色冶炼行业月度用电量与上年最高水平基本相当，3月份钢铁冶炼行业用电量又创新高。发电量增速逐月回升，发电设备利用小时与上年同期基本持平。火电投资略有增长，清洁能源投资快速增长，占电源投资的比重持续提高；新增装机容量比上年同期略有减少，3月底装机规模
9.7亿千瓦左右；受电煤供应及运力紧张等因素影响，1月份全国供需矛盾比较突出，2、3月份部分地区有电力供应缺口。市场煤价高位运行导致火电厂经营异常困难，中部和东北地区火电厂亏损严重，影响电力供需平衡。
后三个季度，全国电力消费需求将保持总体旺盛，全年用电量预计在4.7万亿千瓦时左右，增速比2010年有所回落；全年清洁能源发电继续加速，火电新增规模小于上年，预计新增发电装机容量8500万千瓦左右，小于年初预计，年底全国发电装机容量超过10.4亿千瓦，机组结构继续优化。综合各种因素分析，全国电力供需总体偏紧，部分地区持续偏紧，迎峰度夏期间电力供应缺口可能进一步扩大；全国发电设备利用小时与上年基本持平，火电设备利用小时同比有所上升。
一、一季度全国电力供需与经济运行形势分析
（一）电力消费情况
1、全社会用电量增速明显回升
一季度，全国全社会用电量10911亿千瓦时，同比增长12.7%，与上年四季度相比，出现比较明显的回升。分析原因，一是部分地区重点行业用电量回升明显，用电增长较快；二是部分干旱地区的农、林、牧、渔业用电同比增幅较高；三是华东、华中、南方等地区气温较常年偏低，取暖负荷增加。分月来看，2月份是春节所在月份用电量首次超过3000亿千瓦时，3月份用电规模基本与迎峰度冬期间的1月份相同，接近2010年七、八月份水平。
2、第三产业和城乡居民生活用电量增速高于第二产业
一季度，全国第一产业用电量195亿千瓦时，同比增长3.16%，处于低速稳定增长状态。第二产业用电量8025亿千瓦时，同比增长12.31%，增速逐月提高，3月份用电量增速已经高于全社会用电量增速。第三产业和城乡居民生活用电量分别为1236亿千瓦时和1456亿千瓦时，同比分别增长15.51%和14.08%，用电量占全社会用电量的比重也相应分别提高到11.3%、13.3%，这是冬季取暖负荷增加较快的因素拉动的；受季节性因素影响，3月份城乡居民生活用电量增速有所放缓。3、3月份日均制造业用电量达到2010年夏季时水平
一季度，全国工业用电量7896亿千瓦时，同比增长12.14%，略低于全社会用电量增速，占全社会用电量比重为72.4%，与上年同期基本持平；其中，轻、重工业用电量同比分别增长11.4%和12.3%，占全社会用电量的比重分别为11.7%、60.6%，分别比上年同期提高0.2个百分点和降低0.47个百分点。一季度，全国制造业用电量5850亿千瓦时，同比增长12.6%，其中，1月份日均制造业用电量达到69亿千瓦时/天，创历史新高，3月份64.3亿千瓦时/天，回落到2010年夏季时水平，但其用电量规模仍处历史较高水平，占全社会用电量比重与上年同期基本持平。
4、四大行业月度用电量占全社会用电量的比重比上年同期略有下降
一季度，化工、建材、钢铁冶炼、有色金属冶炼四大重点行业用电量合计3512亿千瓦时，仅少
于历史最高水平的2010年二季度，总体保持较大的规模，同比增长11.1%；对全社会用电量增长的贡献率为28.5%，比上年同期降低13.9个百分点；用电量占全社会用电量的比重为32.2%，比上年同期降低0.4个百分点。分行业看，化工、建材、有色金属冶炼行业的月度用电量基本与上年月度最高用电水平相当；与其生产形势相一致，钢铁冶炼行业用电继续旺盛，月度用电量连创新高，1、3月份用电量分别为444亿千瓦时和447亿千瓦时，同比分别增长11.5%和19.0%，用电量规模均远高于上年各月。
5、各省（区、市）用电量保持较快增长
一季度，全国各省（区、市）用电量均实现正增长，其中全社会用电量同比增速高的有新疆（33.5%）、江西（24.0%）、福建（21.6%），这些省份都是内需经济增长相对较快的省份；增速较低的有北京（0.6%）、黑龙江（5.6%）、河南（5.8%）、天津（8.1%）、广东（8.1%）、上海（9.0%），其中，河南主要是由于该省用电量比重较高的有色金属冶炼行业用电量上年同期基数很高，广东主要是轻工业和第三产业用电增长较慢，部分轻工业行业用电甚至出现同比负增长。
（二）电力供应情况
1、基建新增装机规模同比减少
一季度，全国基建新增发电生产能力1379万千瓦，比上年同期少投产234万千瓦，主要是3月份投产规模较小。其中，火电新增1001万千瓦，比上年同期少投产268万千瓦；新增并网风电250万千瓦；新增太阳能光伏发电5万千瓦。各区域中，华北区域新增装机容量较多，占全国新增装机容量的36.30%；华东区域新增供应能力较少，占全国的比重下降至4.27%，华东区域在需求旺盛情况下，加剧了该区域发电生产能力短缺的情况。
截至2011年3月底，全国6000千瓦及以上发电设备容量94283万千瓦，比上年同期净增9304万千瓦；月底全口径发电设备容量9.7亿千瓦左右。其中，6000千瓦及以上水电设备容量1.84亿千瓦，火电7.13亿千瓦，核电1082万千瓦，并网风电3394万千瓦。
2、季度发电量增速环比提高
一季度，全国规模以上电厂发电量10651亿千瓦时，同比增长13.4%，增速比2010年四季度提高7.6个百分点，其中3月份发电量为3830亿千瓦时，是除2010年8月份外最多的一个月。分类型看，一季度，全国大部分流域来水基本正常，规模以上水电厂发电量1136亿千瓦时，同比增长32.9%，增速较高的直接原因就是上年同期西南干旱导致基数较低；火电发电量9007亿千瓦时，同比增长10.6%，占全部发电量的比重比上年同期降低1.63个百分点；新投机组翘尾因素导致核电发电量较快增长；风电规模扩大导致风电发电量增速高位有所放缓。
3、发电设备利用小时与上年同期基本持平
一季度，全国发电设备累计平均利用小时1135小时，比上年同期提高11小时，略低于2008年同期水平。其中，水电583小时，比上年同期提高89小时，处于往年的正常水平，水电大省中的广西、青海、四川、云南、湖北、贵州水电设备平均利用小时超过600小时；火电设备利用小时1292小时，与上年同期基本持平，其中，青海、宁夏、四川、重庆等需求比较旺盛的省份火电设备利用小时超过1500小时，吉林的火电设备利用小时低于1100小时，主要是近两年新增机组集中投产。
4、部分地区电煤供应紧张
一季度，全国电厂电煤库存总体处于正常水平，但是受电煤价格、运力、产量等综合因素影响，电煤库存天数在下降，局部地区、局部时段电煤供需比较紧张；1月上、中旬矛盾比较突出，部分省份缺煤停机，制约了电力供应能力的发挥。截至3月底，全国重点企业电厂存煤5071万吨，可用13天。4月份是传统的电煤需求淡季，今年4月份出现电煤需求淡季不淡的情况，市场煤炭价格开始上升、日消耗量保持高位，截至4月中旬，全国重点电厂电煤库存5311万吨，可用14天，仅比3月末提高一天。
（三）跨区送电同比恢复快速增长，跨省输出电量保持稳定增长
一季度，世界首个±660千伏电压等级的直流输电工程即宁东—山东直流输电工程双极建成投
运，额定输送容量400万千瓦，极大缓解了今年山东的用电紧张状况，有效促进能源资源大范围优化配置。
一季度，全国跨区送电完成309亿千瓦时，同比增长17.1%，保持较高增长，其中，3月份完成跨区送电量121亿千瓦时，同比增长21.3%，主要是由于上年投产的跨区送电项目（如四川向家坝—上海、西北—四川德阳直流、宁东—山东直流等）在3月份开始发挥跨区送电同比增加作用。三峡电厂累计送出电量132亿千瓦时，同比增长26.0%。
一季度，南方电网“西电东送”完成送电量188亿千瓦时，同比增长12.2%；其中，送广东和广西分别完成162亿千瓦时和26亿千瓦时，同比分别增长3.8%和129.6%，主要是受上年同期西南干旱基数较低影响。京津唐电网输入电量93亿千瓦时，同比增长3.9%；输出电量58亿千瓦时，同比增长66.3%；其中，京津唐电网送山东55亿千瓦时，同比增长67.1%，对缓解山东电网电力紧张作用突出。
（四）清洁能源发电完成投资较快增长，电网投资延续下降趋势
一季度，全国电力工程建设完成投资1021亿元，同比增长11.7%。其中，电源和电网工程建设分别完成投资612亿元和409亿元，同比分别增长27.6%和下降5.9%，电网投资延续了上年的下降趋势，其投资额占电力投资比重下降到40%。电源工程投资中，水电、核电、风电合计投资额比重上升到65.1%，比上年同期提高6.1个百分点，火电投资比重持续下降。
（五）火电企业利润大幅下降，电力行业盈利能力明显偏低
受市场电煤价格持续高位影响，火电企业利润从上年同期的46亿元大幅下降到4亿元，销售利润率接近于零，中部六省、东北三省以及山东省火电继续全部亏损，亏损面继续明显上升，企业经营压力加大、供应保障能力降低。1-2月份，虽然电力行业整体实现利润总额181亿元，但是行业盈利能力明显偏低，1-2月份行业销售利润率仅为2.8%，远低于全国规模以上工业企业销售利润率6.0%的平均水平；与其他行业相比，电力行业利润总额仅为煤炭、石油天然气开采行业的1/3左右，销售利润率仅为煤炭行业的1/5左右、石油天然气开采行业的1/8左右；电力行业亏损企业亏损额明显高于其他各行业，是煤炭、石油天然气开采行业的6倍。
二、2011年全国电力供需形势预测
2011年，我国经济将继续保持平稳较快增长，电力需求继续增加，预计2011年全国全社会用电量达到4.7万亿千瓦时左右，同比增长12%左右，较2010年有所回落。分季节看，受投资信贷增速下降、产业结构调整、节能减排、电力供应有效能力相对不足以及上年同期基数影响，除第四季度增速可能超过全年预计水平外，二、三季度用电增速将保持在略低于或与全年增速基本持平的水平上。加强需求侧管理和及时疏导电价矛盾是平衡电力供需关系的有效途径。
新能源发电、跨区电网建设及农村电网改造将进一步带动电力投资，预计全年电力工程建设投资完成额7500亿元左右，其中，电源、电网工程建设分别完成投资4000亿元、3500亿元左右；但是，电价政策、项目核准速度以及货币、信贷政策等都将在一定程度上影响全年电力投资的进程、规模和结构。
受前期投资结构不断调整影响，火电投产规模将小于预期，全国基建新增装机调低到8500万千瓦左右，考虑基建新增和“关小”因素后，2011年底，全国全口径发电装机容量将超过10.4亿千瓦。后三个季度，局部地区电煤供需持续偏紧，大部分地区、部分时段将出现电煤供需相对紧张的情况；煤价总体仍将维持高位运行，受国际煤价、海运费上涨以及对全年煤炭产量增长有限预期的影响，煤价进一步上涨的风险很大，将对电力生产供应和企业效益产生较大影响。
后三个季度，受新增装机区域分布不平衡、电源电网建设不协调、火电新增规模下降以及电煤供应矛盾等结构性因素的影响，全国电力供需形势总体偏紧。表现在部分地区持续偏紧，局部地区存在时段性电力紧张局面，特别是迎峰度夏期间电力供应缺口可能进一步扩大，预计缺口在3000万
千瓦左右，考虑气候、来水、电煤供应等不确定因素的叠加作用，缺口还可能进一步扩大；迎峰度冬期间全国电力供需形势总体偏紧。总体来看，全国电力供需形势将比“十一五”后期紧张，局部地区的电力供需紧张情况将比上年在时间上更早、涉及的范围更广、缺口有所加大。其中，华北、华东、南方区域电力供需总体偏紧；华中区域电力供需总体平衡、冬季时段性紧张；东北、西北区域电力供应能力总体富余。
预计全年发电设备利用小时将在4650小时左右，与2010年基本持平；火电设备利用小时在5200小时左右，比上年提高150小时。
三、需要关注的几个问题
（一）加大电煤等电力生产要素的协调，做好迎峰度夏期间供应保障工作
根据目前电力工业总体供应能力平衡，夏季供需形势将呈现缺口出现更早、范围有所扩大、强度有所增强的新特点，各部门、各相关行业和企业要通力合作，积极采取有效措施积极应对。其中一项重要措施就是提前筹划电厂迎峰度夏期间电煤等一次能源的持续稳定供应。为此，我们建议：一是切实落实国家发改委关于稳定电煤价格的通知精神，保持合同煤价稳定和兑现率，同时通过综合措施防止市场煤炭价格的较快上扬，增加电煤有效供给量，各地政府和企业要积极采取有效措施帮助电厂提高储煤的能力和积极性，提高电厂存煤天数；二是要加大电煤供应协调力度，高度关注电煤产运销情况，进一步增加重点电煤供应量，保障重点地区、重点电厂在迎峰度夏期间的电煤供应；三是增加国内煤炭产量，发挥国务院批准的国家煤炭应急储备点的作用，在国家和各省分级分层建立电煤应急储备基地，应对用煤高峰期部分电厂可能出现的缺煤停机情况，同时也可以平抑电煤价格波动；四是加大天然气储存和调剂力度，组织好东部地区天然气发电气源，实现燃气机组的顶峰发电，缓解电力供需矛盾；五是加快对东部地区未核准的存量发电机组核准进程，充分发挥其生产能力，提高生产效益和社会效益。
（二）积极应对“十二五”期间可能出现的电力供需偏紧势头
根据对一季度和“十二五”期间供需形势的整体研究分析，电力装机结构、地区布局与“十一五”时期比将发生较大变化。目前电源在建规模严重不足，加上火电建设积极性降低，将造成今后几年火电投产规模不合理地快速下降，不能满足电力需求增长，预计在“十二五”期间特别是“十二五”中期电力供需矛盾将更加突出。
为此，既要满足经济社会发展的有效电力需求，又要实现国家非化石能源占一次能源消费15%左右的能源结构目标，必须采取综合措施：一是尽快核准开工较大规模的电源项目，以确保合理的在建和投产规模；特别是尽快开工建设一批大中型水电项目，在确保安全的前提下高效发展核电，积极推进新能源发电发展。二是要尊重电力安全稳定供应的装机结构客观规律，为满足电力系统连续稳定供应的备用以及调节缓和新能源发电季节性、间歇性矛盾的要求，开工建设一定规模火电项目，主要是煤炭基地清洁高效燃煤电厂和天然气电厂，加快远距离交直流特高压跨区线路建设，解决“十二五”中期可能出现的大范围缺电难题。三是加快转变经济发展方式，促进经济结构优化；适度上调电价，特别是进一步提升高耗能产业电价差价，采用市场手段加快促进经济结构优化调整；加快制定全社会各行业能效标准，提高行业门槛，加强能效审计；通过政策扶持，促进节能减排以及循环利用技术的推广应用；适度限制高耗能产品出口。四是以史为鉴，超前做好相关应对措施，防止在缺电时期大规模出现小柴油机发电现象，导致能耗上升、环保环境下降。
（三）加快电网建设，加快电价改革步伐
经过多年的发展，我国电源电网发展都已经取得很大的成就，电源、电网规模分别跃居世界第二和第一位，从总量上看已经基本可以满足国民经济发展的需要。但是我国能源资源分布与需求存在逆向分布以及结构性矛盾突出，目前电网规模和结构不能适应新增装机逐步向中西部转移的远距离送电的需要。另外，目前的跨区送电也不能完全适应迎峰度夏期间的各省区电力互济需要。
因此，必须加快电网建设，一是要充分利用好现有跨省跨区电网，扩大跨省跨区电量的相互支援与调配，最大限度地利用各区域电力结构和季节性差异化特点，错峰缓解各省电力紧张局面；二是进一步完善各区域500千伏和750千伏主干网架，进一步扩大区域平衡能力；三是要充分肯定“西电东送”战略对大范围资源优化配置的重要贡献，面临全国资源优化配置的新格局，要加快推进特高压电网建设，根本解决全国资源优化配置和电力电量平衡的问题，要依托信息、控制和储能等先进技术，推进智能电网建设，适应分布式电源接入和用户多样化的需求，实现电网资源配置能力更强、范围更广、经济运行效率更高、安全水平更高、科技水平和智能化水平全面提升。
要按照国家“十二五”规划纲要明确的“要建立健全能够反映市场供求关系、资源稀缺程度和环境损害成本的资源性产品价格形成机制”的精神，推进电价改革，尽快完善一次能源价格、上网电价、销售电价之间的联动机制，引导电力资源的合理配置和高效利用；特别是要提高电力企业持续发展能力，满足“十二五”期间电力发展对资金的需求。
（四）加大运行监测和协调力度，做好平衡调剂工作
近两年，电力经济运行波动较为频繁，给做好电力供需平衡工作造成很大的困难。目前，各种电力供应的外部环境仍然极为复杂，在经济和电力运行仍有很多不确定性条件，要加大电力经济运行监测和协调力度，做好电力供需平衡工作意义重大。
建议加大电力经济运行形势分析调查研究工作，密切跟踪需求市场形势变化，把握趋势性、苗头性问题，提前加以解决，保持平稳有序运行；要高度重视气温对电力供需平衡的影响，做好迎峰度夏期间电力供需平衡。要进一步加强需求侧管理工作，利用价格杠杆合理抑制不合理需求和高峰负荷需求，共度用电高峰难关。建议更充分发挥大电网作用，加强政府、电力企业间的沟通协调，深入利用高峰时段差异，增加省间、区域间高峰电力保障能力。
第五篇：全国电力供需与经济运行形势分析预测报告(2011年前三季度)（推荐）
全国电力供需与经济运行形势分析预测报告
(2011年前三季度)
前三季度，全国电力需求总体旺盛，电力消费增速高位回稳;受基数影响，第二产业及工业用电量增速有所回升，第三产业和城乡居民生活用电较快增长;制造业用电量高位稳定，重点行业用电量保持较大规模。二季度以来水电发电量增速持续下降，导致火电出力持续超过3000亿千瓦时/月;市场电煤价格高位持续上涨，部分地区电煤供应紧张;基建新增装机规模小于上年同期，装机增速低于发用电量增速，导致部分地区电力供应紧张;发电设备利用小时同比回升，火电利用小时回升更加显著。电力投资中火电、风电投资同比负增长;火电新投产、新开工及在建规模持续减小，将严重影响未来电力供需平衡。
四季度，预计全国电力消费继续保持平稳增长态势，季度全社会用电量增长13%左右，全年全社会用电量4.7万亿千瓦时、同比增长12%左右。综合各种因素分析，今冬明春全国电力供需总体偏紧，部分地区持续偏紧。全年发电设备利用小时同比略有提高，火电设备利用小时继续上升，部分地区上升幅度较大。
一、前三季度全国电力供需与经济运行形势分析
(一)电力消费情况
1、电力需求总体旺盛，用电量增速逐月高位回稳
前三季度，电力消费总体旺盛，全国全社会用电量35157亿千瓦时，同比增长11.95%，各季度同比分别增长12.7%、11.7%和11.5%，增速逐季高位回稳。
分产业看，前三季度，第一产业用电量795亿千瓦时，同比增长4.5%。第二产业用电量26235亿千瓦时，同比增长12.1%，各季度分别增长12.3%、11.6%和12.5%。第三产业用电量3844亿千瓦时，同比增长14.0%;城乡居民生活用电量4282亿千瓦时，同比增长10.6%;第三产业和城乡居民生活用电量对全社会用电量增长的贡献率分别为12.5%和10.9%，分别比上年同期提高3.4和1.6个百分点。
2、制造业用电量高位稳定
前三季度，全国工业用电量25813亿千瓦时，同比增长12.0%;其中，轻、重工业用电量同比分别增长9.5%和12.5%，轻工业用电量增速持续低于重工业，且差距逐月拉大。前
三季度，全国制造业用电量同比增长12.4%，春节后制造业用电量逐月增加并连创新高，制造业日均用电量已连续6个月超过70亿千瓦时。
3、四大重点行业月度用电量高位稳定
前三季度，化工、建材、黑色金属冶炼、有色金属冶炼四大重点行业用电量合计11485亿千瓦时，同比增长12.4%。分行业看，前三季度，化工行业用电量2640亿千瓦时，同比增长10.3%，各季度分别增长4.1%、10.8%和15.7%，增速逐季提高;建材行业用电量2174亿千瓦时，同比增长18.5%;黑色金属冶炼行业用电量4026亿千瓦时，同比增长12.6%;有色金属冶炼行业用电量2646亿千瓦时，同比增长9.8%;建材、钢铁、有色行业用电量已分别连续6个月、7个月、5个月稳定在历史高位。
4、西部地区用电量持续高速增长且第三季度加快提高
前三季度，各省份用电均实现正增长，其中，西部地区用电量增长17.2%，各季度增速分别为15.9%、15.8%、19.7%，明显高于其他各地区。前三季度，中部、东部、东北地区用电量增速分别为11.7%、10.0%和9.3%，均低于全国全社会用电量增速。全社会用电量增速高于全国平均水平的14个省份中有11个是西部地区省份。
(二)电力供应情况
1、火电装机容量增速偏低，建设步伐放缓
前三季度，全国基建新增发电生产能力4962万千瓦，同比减少224万千瓦。截至9月底，全国6000千瓦及以上发电设备容量97695万千瓦，同比增长10.2%;其中，火电同比增长8.8%，继续低于火电发电量及全社会用电量增速。前三季度，全国火电新开工规模1262万千瓦，9月底火电在建规模6755万千瓦，分别同比减少1338万千瓦和1785万千瓦，规模缩小将对未来电力供应保障造成较大影响。
2、水电出力下降对电力供给影响明显
前三季度，全国规模以上电厂水电发电量4674亿千瓦时，同比下降0.6%，是“十一五”以来水电发电量首次出现同期负增长的年份;
二、三季度同比分别增长1.5%和下降14.7%，水电装机比重较高省份的水电生产形势非常严峻，已经严重影响电力供需平衡。受需求旺盛以及水电减发影响，自2010年12月份以来，月度火电发电量持续高于3000亿千瓦时。1-9月份，火电发电量28532亿千瓦时，同比增长14.4%，占全部发电量的82.6%，比上年同期提高1.2个百分点。
3、水电设备利用小时下降，导致火电设备利用小时快速回升
需求旺盛并快于装机增速，导致前三季度全国发电设备利用小时达到3603小时，比上年同期提高78小时。由于水电偏枯，水电设备利用小时比上年同期低301小时，这也使得火电支撑作用得以发挥，全国火电设备平均利用小时在持续2004-2009年的下降通道后，进入回升通道，并已回升到2007年同期水平，反映出目前已处于供需总体平衡偏紧的状态。
4、市场电煤价格高位持续上涨，电煤供应持续紧张
受电力需求旺盛以及水电减发等因素综合影响，火电生产持续旺盛，电厂耗煤量持续保持高水平，导致电煤市场价格自3月份明显上行。7月份秦皇岛港5500大卡山西优混煤炭平均价840元/吨，比3月份上涨78.8元/吨，经8月份略有调整后，9月份又重新恢复上涨，使得火电企业经营更加困难。前三季度，全国重点企业电厂存煤总体处于正常水平，各月重点企业电煤库存可用天数在13天以上，但受电煤价格、运力、产量等综合因素影响，局部地区、部分时段电煤供需仍出现紧张，缺煤停机容量较多。
(三)跨区跨省送电对缓解部分地区供需紧张贡献突出
前三季度，全国跨区送电量完成1286亿千瓦时，同比增长22.6%;全国跨省输出电量4791亿千瓦时，同比增长8.3%，跨区跨省送电对缓解部分地区电力供需紧张作用较大，如西北送华中增长11.7%，同时华中送出同比减少5.1%。前三季度，三峡电厂送出电量594亿千瓦时，同比下降11.0%，已经连续5个月同比负增长。
(四)清洁能源投资所占比重继续提升
前三季度，全国电力工程建设完成投资4628亿元，同比增长8.0%。其中，电源和电网工程建设分别完成投资2428亿元和2201亿元，同比分别增长5.1%和11.3%;电网投资占全部电力工程投资的比重比上年同期提高1.4个百分点。在电源投资中，水电、核电、风电合计投资额所占比重比上年同期提高5.8个百分点，火电投资比重持续下降。
(五)火电生产行业利润继续大幅下降
今年以来，电力行业持续承受着煤价高位上涨、利率上升给生产经营和电力保供造成的巨大压力。根据国家统计局统计，1-8月份，火电生产企业利息支出479亿元，同比增长25.6%，是火电亏损的一个主因之一;火电生产企业虽然实现利润总额122亿元，但同比下降39.1%，并今年以来各月持续负增长;火电利润主要体现在东部部分省份，中部、东北地区各省火电企业仍然大面积亏损。1-8月份，电力行业销售利润率为3.5%(其中火电业务销售利润率仅为1.5%)，是各主要上下游行业中最低的，盈利能力不强、回报率偏低已经影响到电力行业保障供应和持续发展能力。
二、2011年全国电力供需形势预测
四季度，全国电力消费将继续保持并延续平稳增长态势，预计四季度全社会用电量同比增长13%左右，全年全社会用电量4.7万亿千瓦时，同比增长12%左右。全年电力投资略少于年初预计的7500亿元;全国基建新增装机8500万千瓦左右，年底全国全口径发电装机容量10.5亿千瓦左右。
今冬明春，受火电新增规模下降、新增装机区域分布不平衡、煤质下降导致机组非计划停运增加、电源和电网建设不协调等因素影响，全国电力供需形势总体偏紧，部分地区持续偏紧;同时，气候、来水、电煤供应等外部供应保障因素对电力供需平衡的影响不容乐观，很可能造成局部地区电力缺口增大、供需矛盾更为紧张，今冬明春全国最大电力缺口3000-4000万千瓦。预计全年发电设备利用小时在4700小时左右，比上年提高50小时左右;火电设备利用小时在5250小时左右，比上年提高200小时左右。
三、当前电力供需需要关注的几个问题
今冬明春，电力行业企业经营压力继续加大，生产、建设、投资的外部经营环境很不乐观，电力供需形势比较严峻，维持要做好电力运行和可靠稳定供应，建议做好以下几项工作：
(一)加大电价等市场经济调节手段，促进调整经济结构
针对部分地区供需紧张的情况，要切实落实《有序用电管理办法》，通过加大电价等市场经济调节手段，抑制不合理的电力消费，加快调整经济结构。一是加大实施差别电价，保证鼓励类用户用电，抑制限制类用户用电;二是限制高耗能产品出口;三是落实出台居民用电阶梯电价实施方案，引导民众节能节电;四是加大对企业实施错峰、避峰的电价奖惩力度，减少电网尖峰负荷需求。
(二)加大电煤协调力度，保障冬季电煤供应
要解决电力供需矛盾，从供应侧来讲，最直接最有效的方式是在电煤协调保障上下功夫。一是加大电煤协调力度，严控电煤合同价格，防止哄抬煤价;二是要重点解决煤炭紧张、供需缺口较大地区的电煤协调问题，保证电煤按市场需求合理流动;三是加快释放煤炭产能，努力保障供给;四是降低流通环节费用，变相降低煤炭到场价格。
(三)继续及时落实和深化完善煤电联动机制
近年来，“市场煤、计划电”的体制性矛盾非常突出，今年4、6月份国家发改委对部分省份上网和销售电价进行了调整，但电价缺口仍然较大，火电企业大面积亏损已经严
重影响行业生产和发展。从解决电力供需深层次问题角度讲，要逐步形成科学合理的电价形成机制，目前在电价体制改革尚未到位、竞争性电力市场尚未建立的条件下，煤电联动机制仍是解决煤电矛盾的有效措施。因此，建议按期启动煤电联动机制，联动到位，同时要继续完善这个机制。
(四)加快核准开工建设一批电源电网项目，解决“窝电”与“缺电”并存的问题
现阶段部分地区缺电反映电源电网结构性问题比较突出。因此，要解决电力保障问题，一是要加快核准开工建设一批电网工程，将“三北”地区的富裕电力输送到东中部地区。二是加快核准并新开工发电项目，确保“十二五”时期每年投产6000万千瓦左右的火电规模;尽快研究核准开工一些大型水电站;在确保安全的前提下，开工建设核电站。三是加快核准一部分违规机组，使一些符合产业政策和环保要求的发电机组办理核准手续后能够上网发电。
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