2011年全国电力供需与经济运行形势分析预测报告[五篇]

第一篇：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。

第二篇：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。

第三篇：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。

第四篇：电力经济运行形势及对策分析论文

电力作为一种技术性含量较高的基础能源是我国电力体制改革的重点之一，作为公共电力产品，电力经济的运行在市场需求方面变化较大：如电力需求量的变动，电力价格的变动，电力生产线的变动等相关因素的影响，都会对电力经济的运行产生较大的影响。如何发展电力经济运行是当下必然解决的问题，积极地采取合理的解决措施是关键。本文对现阶段我国的电力经济运行进行初步的探讨。

近年来，随着我国社会经济的迅猛发展，工业生产及居民生活对电力的需求量也越来越大，因此电力所占有的市场比重也越来越大。就目前而言，虽然现今电力的经济运行情况整体呈现良好态势，但其中也存在一些问题，这些问题成为阻碍我国电力发展的重要因素，阻挡了我国整体经济前进的脚步。

现今，我国社会主义市场经济发展势头强劲，这对于电力的经济运行来说既是一次机遇，也是一项挑战。电力的发展应符合国情及群众的需求，与经济发展相统一，进而促进我国经济增长，成为推动社会进步的动力。

1电力经济运行现状

随着我国电力市场的不断发展，电力企业越来越注重电源技术的升级以及结构的调整，我国的核电建设已取得一定成就。经过几十年的发展，我国已建成装机总容量高达870万千瓦的秦山、田湾以及大亚湾三大核电基地。总体来说，我国电网经过几十年风雨发展，电网建设得到了飞速发展，电网的规模以及输变电容量也在不断增大。目前我国电力经济发展现状在总体上较为良好，主要体现在以下几个方面：

(1)我国电力发电量逐年增加，并保持上升趋势。当前，我国电网系统已经初步实现了全国联网，优化了电力资源的跨区配置，使我国区域电网之间的电量交换频率日益频繁，并产生了多种电量交换模式。实现了我国部分电网长期大功率跨区域、跨省送电，为电力紧缺区域或省市的供电提供了强有力的保障，在一定程度上缓解了一些省市电力供应紧张的局面。

(2)电力需求量持续增长。当前，我国的电力需求量较为旺盛，尤其是在改革开放后，我国经济的持续增长对电能的需求量十分庞大。

(3)电力企业的经济效益增长较为稳定。

2电力经济运行的弊端与不足

2.1电力系统精细化管理水平低下

在我国，电力系统管理工作必须要求精细。电力企业多为国有控股，竞争意识不够强烈，企业管理制度上缺少细化，责权分工不清，奖惩机制不活跃，加之风险防控体系建设覆盖面窄，因此不断提高电力系统精益化管理水平，加强风险防控，是未来经济发展的要点。

2.2电力经济信息化管理水平落后，人工智能技术需提高

电力经济发展离不开人，但庞大的电力系统生产运行及运营等过程更依赖于信息技术的不断提高。过去，电力经济发展主要依赖于人的力量，信息化、智能化的技术在电力系统管理中应用虽然越来越广泛，但是应用范围和应用水平需要不断提高。

电力经济信息化管理的落后性，制约了电力经济的发展。人工智能技术在应用中技术落后，信息反馈不及时，电力信息化平台建设缓慢等问题依然十分严峻。

2.3电力经济安全生产管理水平落后

电力经济的发展既要追求市场利润，同时电力作为一种能源，区别于普通商品，还必须要考虑到电力经济运行中的安全性。是否能够保障安全生产，预防事故隐患是制约企业健康长久发展的重要环节。电力经济在实际运行中，存在着安全管理不重视，安全事故常发，安全管理体系不健全等问题，这极大危害了用户的生命财产安全，也制约了电力行业发展。

3新形势电力企业管理目标

(1)根据国家电力管理规范要求，严格遵循电力行业的标准化管理。作为电力行业的监督者和管理者，电力企业应该严格遵守国家制定的行业标准和行业规范。始终根据国家标准执行。不擅自调整电力价格，不违规操作，不单纯追求经济利益而背离规范化要求，各项工作要符合规范化管理的内容和要求。

(2)根据国家电力管理规范要求，严格遵循电力行业的规范化、系统化管理。建设的电力系统既是电力行业的目标，也是我们国家经济发展的目标。作为电力经济宏观系统的管理者，国家要担负起自身责任，不断制定更加符合科学性和实践性的管理标准，针对各地不同情况，制定指导意见和方针，为电力经济的规范化管理保驾护航。

(3)提高电力系统精益化管理水平。管理者深刻影响着精益管理的质量成果，提高管理人员的专业性，完善电力经济系统内的组织架构，将管理成果与部门绩效考核结合起来，形成顺畅的工作流程，以此来规范具体管理工作中的环节，保证目标的实现。

(4)改进新形势电力经济运行的安全质量管理。电力系统运行中的安全事故和安全危害时有发生，既对人民群众和广大用户的生命财产安全造成危害，同时也制约了电力行业的发展。在新时期，电力行业应更加关注经济运行的安全性和运行的质量。

在电力系统内，要加强安全知识宣传教育，提高安全管理的意识。与此同时，制定企业内的安全管理规范和相关惩处措施，用制度化的管理约束员工行为。此外，安全质量管理要求电力经济运行要注重对环境的影响，坚持可持续发展道路，降低能源损耗，电网配置更加科学规范，降低安全事故的发生。

4结语

在经济发展的新时期，电力行业应明确自身经济发展的方向和道路，顺应发展潮流。制定符合自身发展的经营战略，从电力经济发展的标准化、精益化、安全化出发，脚踏实地，循序渐进。电力经济地平稳健康发展是经济发展的基础，也是人民安居乐业的基础。作为电力经济的参与者，我们应该不断提高自身素质，学习电力专业知识，为电力经济发展贡献一份力量。

第五篇：经济运行形势分析材料

今年以来，全省经济运行特点可概括为：“五加快、四推进、三平稳”的良好势头。

“五加快”：一是工业生产增速加快。1-5月，全省规模以上工业实现增加值1150.1亿元，增长25.9%。二是社会消费品零售额增速加快。1-5月累计实现社会消费品零售总额1117.4亿元，同比增长19.1%，增速位列全国第三、中部首位。三是外贸出口增速加快。1-5月，进出口总额68.06亿美元，增长61.9%，同比提高78个百分点。四是财政收入增速加快。前5个月，全省财政总收入465.7亿元，增长34.9%，同比提高31.7个百分点。五是工业用电量增速加快。1-5月，工业用电量185.8亿千瓦时，增长26%，同比提高33.9个百分点。

“四推进”：一是节能减排工作扎实推进。2009年，全省GDP能耗同比下降4.54%，四年累计降低16.7%。二是民生工程扎实推进。省财政先后下达或预拨城乡低保资金20.3亿元、就业补助资金8.6亿元、城乡医疗保险补助资金13.4亿元。三是县域经济发展扎实推进。一季度，全省80个县(市)实现地区生产总值(GDP)1034.1亿元，增长14.6%，同比加快3.2个百分点。四是国有企业改革扎实推进。一季度，省属企业累计完成工业增加值54.2亿元，同比增长62.9%，比全国规模以上工业增加值增幅高43.3个百分点。

“三平稳”：一是国民经济平稳发展。一季度，全省实现生产总值1754.7亿元，增长14.4%。二是固定资产投资增速平稳回升。1-5月，全省固定资产投资总量达2067亿元，投资增幅回升到30%以上，达30.7%。三是城乡居民收入平稳增加。一季度，城镇居民人均可支配收入4027元，增长9.5%;农民人均现金收入1441元，增长10.7%。

财政收入积极向好

省财政厅

1-5月，全省财政总收入465.7亿元，增长34.9%，超出全国4.1个百分点。其中地方财政收入297.5亿元，增长31.6%，超出全国地方2.7个百分点，省级收入39.6亿元，增长13.9%;市县级收入257.9亿元，增长34.8%。财政支出537亿元，增长18.5%，超出全国地方4.9个百分点，居全国第7位。

全省财政运行主要呈现两个特点：

1.财政收入积极向好。1-5月，全省财政总收入增幅34.9%，较上年同期加快31.7个百分点，较一季度加快4.9个百分点;地方财政收入增幅前移，居全国第12位，较一季度前移13位。

2.县域财政发展加快。1-5月，县级财政总收入328.9亿元，占全省财政总收入的70.6%，同比提高3.5个百分点，增长41.8%，超出全省平均水平6.9个百分点,34个县(市、区)增幅超过50%,较一季度增加12个。

工业运行强劲有力

省工信委

1-5月，全省规模以上工业企业完成增加值1150亿元，同比增长25.9%;预计实现主营业务收入4500亿元，增长45%;预计实现利税400亿元，增长55%。

工业运行主要特点

1.园区经济增长强劲。1-5月，全省工业园区预计实现主营业务收入3050亿元，同比增长40%;实现利润163.5亿元，增长91.5%;上缴税金120亿元，增长32%;招商实际到位资金550亿元，增长17%。

2.重点企业增长强劲。1-5月，江铜、新钢、萍钢、江铃、九石化、南钢6户全省主营业务收入过百亿的工业企业预计可实现主营业务收入832.3亿元，同比增长69.2%;实现利税89.4亿元，增长55.6%。

3.工业投资增长强劲。1-5月，全省完成工业投资1090.6亿元，同比增长29.3%，农副食品加工、化工、通用设备制造等行业增幅达50%以上。

4.市场订单增长强劲。据调查，全省主营业务收入过亿元的1935户工业企业中，下半年订单充足的约占85%，主要集中在光伏、汽车、石化、电子、医药、纺织服装等行业。

商务运行呈高速增长态势

省商务厅

上半年全省主要商务指标呈现出“三个高速增长”的良好态势。即外贸出口、走出去对外投资、口岸进出口货运高速增长。1-5月，全省累计实现出口38.52亿美元，同比增长56.7%;全省对外承包工程和劳务合作完成营业额3.61亿美元，同比增长47.27%;全省口岸完成进出口货运量77.79万吨，同比增长70.42%。