中电联：全国电力供需与经济运行形势分析预测报告
(2010年前三季度)
前三季度，全国电力消费需求总体保持较快增长，但9月重工业用电带动全社会用电增速自高位大幅回落，重点行业用电的拉动作用逐步减弱，轻、重工业用电结构有所优化。新增装机规模超上年同期，全国发电装机容量超过9亿千瓦，但电网投资同比下降导致电力投资增幅同比回落。发电市场总体旺盛趋稳，电力生产建设运行基本稳定，全国发电设备利用小时同比有较大提高；春季水电出力下降以及电煤供应紧张导致局部地区出现时段性电力缺口，迎峰度夏供需总体平稳。电力企业顺利完成救灾及世博会等重大活动的保电任务。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。
四季度，全国电力消费需求将保持基本平稳，增速进一步回落，全年用电量预计在4.1万亿千瓦时；电力供应能力进一步增强，全年预计新增装机超过9000万千瓦，电源结构继续优化，年底全国装机容量超过9.5亿千瓦。全国电力供需总体平衡，个别地区的结构性矛盾依然存在，全国发电设备利用小时与上年基本持平或略有增加；电煤、来水和气温仍将是影响部分地区电力电量平衡的决定性因素。电力行业企业将继续积极按照国家要求做好保发展、调结构、降能耗、保迎峰度冬供电等各项工作。
一、2010年前三季度全国电力供需与经济运行形势分析
前三季度，全国电力供需总体平衡，局部地区电力供需比较紧张。通过加大跨区跨省电力交易，有效缓解了电力供需矛盾，确保了电力有序供应。
(一)电力消费情况
1.全社会用电量增速持续高位运行，但增速稳步回落
1-9月份，全国全社会用电量31442亿千瓦时，总体保持很高增速，但增速已经稳步回落。分析原因，一是经济增长好于预期；二是年初冬春季的严寒低温、夏季的高温极端天气带动了供热、制冷用电负荷的较高增长；三是上年第四季度起的重工业用电迅猛增长态势一直延续到8月份，9月份回落较大；四是上年同期“前低后高”基数影响。分月来看，各月用电量总体保持基本稳定，7、8月份用电量远超其它月份，主要是由于极端气温等原因导致第三产业和居民生活用电大量增加；9月份全社会用电量环比下降12.0%，分析原因，一是今年中秋假期(9月22-24日)与上年不同月(10月份)，二是到了节能减排“十一五”规划指标考核最后期限，工业用电结构调整力度加大，对用电量增长产生重要抑制作用。
2. 第二产业用电增速明显回落，第三产业和居民用电稳定增长
前三季度，第一产业用电量及其增长各月比较稳定；第二产业受国家宏观调控政策影响明显，一季度用电量保持逐月增加，4-8月份处于稳定增长的态势，增速逐步回落，9月份用电量同比增速下降到6.0%，环比降低15.1%，是2009年11月份以来的月度最低值；第三产业及居民用电量各月保持平稳较快增长，累计增速均保持在13%以上。
3.工业用电比重三季度开始回落，制造业用电规模基本稳定在较高水平
前三季度，全国工业用电量23046亿千瓦时，总体保持较快增长； 6月以来所占比重逐渐降低，已回落到2009年底水平，并低于国际金融危机前水平；9月份当月用电量减少明显，环比降低15.3%，下降幅度大于全社会用电量下降幅度。轻工业用电增长相对平稳，占全社会用电量的比重自6月以来逐月提高到今年最高的13.2%；重工业回落明显，占全社会用电量的比重由5月份最高的64.4%降低到9月份的55.4%；轻、重工业用电占工业用电量的比重由4月的16.9：83.1变为8月的17.2：82.8，结构有所优化。
4. 重点行业月度用电量保持较大规模，但对全社会用电增长的拉动作用在减弱
前三季度，重点行业用电仍然保持快速增长，月度用电量在4-8月份期间仍居较大规模且保持基本稳定，但对全社会用电增长的拉动作用已经逐步减弱，进入9月份减弱趋势更加明显。1-9月份，化工、建材、钢铁冶炼、有色金属冶炼四大行业合计用电量10217亿千瓦时，同比增长超过20%；占全社会用电量的32.5%，自今年最高的33.5%(1-6月份)持续下滑，已经低于2008年的水平。分月用电量也经历了由增加到基本稳定到略有下滑的过程，增长速度已经由今年最高的26.8%(5月份)逐月下滑， 9月仅增长5.3%；所占比重也由5月份的35.5%下降到9月份的31.4%；对全社会用电增长的拉动作用明显降低。
1-9月份，化工行业用电量2400亿千瓦时，占全社会用电量的7.6%，其用电增长对全社会用电量增长的贡献率为6.7%，比1-8月降低0.23个百分点；建材行业用电量1833亿千瓦时，占全社会用电量的5.8%，对全社会用电量增长的贡献率为6.1%，各月贡献率相对比较稳定；钢铁冶炼行业用电量3571亿千瓦时，占全社会用电量的11.4%，对全社会用电增长的贡献率为12.8%，比1-8月下降0.4个百分点，但仍然是用电量最多的行业；有色金属冶炼行业用电量2414亿千瓦时，占全社会用电量的7.7%，对全社会用电增长的贡献率为12.7%，比1-8月下降近0.5个百分点，回落最为明显。
5.中西部地区用电增长总体快于东部，但中西部增速回落已加快
前三季度，全国各省用电量均为正增长，但用电增长地区差异较大。总体来看，中西部省份增长快于东部省区，山西、内蒙古、广西、海南、陕西、青海、宁夏和新疆全社会用电量增速超过20%；而增速较低的主要有北京、吉林、黑龙江、贵州和云南。分月来看，各省用电增速逐月放缓。9月份，随着工业用电回落以及降温负荷减少，各省全社会用电量环比8月均出现不同程度的减少，河南、广西、贵州的全社会用电量同比出现负增长。
(二)电力供应情况
1.全国发电装机容量超过9亿千瓦，供应能力充足
前三季度，全国电源新增生产能力是近几年同期投产最多的一年，达到5186万千瓦，其中非化石能源装机容量所占比重在35%左右；火电所占比重为67.08%；新增并网风电占9.53%，比上年同期提高1.25个百分点；新增核电装机108万千瓦。新投产百万千瓦火电机组6台，新投产单机容量60万千瓦及以上火电机组容量占火电新增总容量的55.19%，比重进一步提高。
9月底，全国6000千瓦及以上电厂发电设备容量88512万千瓦，同比增长10.52%。其中，水电、风电比重分别比上年同期提高0.51个和1个百分点；火电比重降低1.51个百分点。5月份，全国全口径水电装机容量已经突破2亿千瓦，9月15日，岭澳核电站二期工程1号机组建成投产是我国发电装机容量突破9亿千瓦的标志性机组。9月底全国全口径发电设备容量在9.1亿千瓦时左右。与电力需求相比较，供应能力总体充足。
2.发电量同比增速高位回落，水电生产在汛期得到恢复
前三季度，全国规模以上电厂发电量30906亿千瓦时，同比增长16.1%，但受宏观经济调控以及上年同期基数逐步抬高等因素影响，增速自二季度起高位回落。水电生产逐季恢复，三季度已达到近两年的较高水平，水电发电量占全部发电量的比重提高到21.5%，有效地缓解了三季度以来节能减排以及煤炭供应的压力；火电发电量增速依然较高，但自二季度起增速明显放缓，所占比重自一季度的86.2%下降到三季度75.9%；核能发电保持稳定；风力发电持续保持高速增长。
3.发电设备累计平均利用小时回升较大，但在9月份大幅度回落
前三季度，全国发电设备累计平均利用小时3540小时，比上年同期提高197小时(上年同期为下降283小时)。今年各月的设备利用小时总体处于缓慢下降的趋势，只是迎峰度夏期间的7、8月份出现季节性增长。水电设备平均利用小时逐月提高，三季度各月均高于上年同期，已接近2008年同期水平；前三季度火电设备累计平均利用小时3802小时，比上年同期多290小时，8月份单月达到近三年的最高水平，但各月在呈现缓慢减少的趋势。
4.发电日均耗煤量快速增长，一季度供需平衡偏紧，电煤价格同比高位波动
前三季度，全国火电厂燃料供应总体平衡。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，三季度库存高位稳定。9月底全国统调库存6059万吨，可用19天。全国市场电煤价格高位波动，市场煤价同比上年同期上涨超过100元/吨，五大电力集团到厂标煤单价平均上涨超过15%，经营压力巨大。
(三)电网输送情况
“西电东送”和跨区送电重点电网工程建设投产成果显著，新增直流特高压和直流500千伏线路较多。3月份，±500千伏西北—华中德宝直流联网工程双极投产，6月份，±800千伏云南-广东特高压直流工程双极投产，7月初，±800千伏向家坝-上海特高压直流工程成功投运，9月底，呼伦贝尔—辽宁直流输电工程投运；9月份，西藏农村“户户通电”工程全部竣工，解决了西藏主网覆盖的全部32个县(市、区)17.2万户、约76.3万人的用电问题。
前三季度，各月跨区送电基本保持平稳较快增长，增长率为22.9%。增长较快的主要原因有：一是新增的输变电线路贡献突出；二是大范围电网资源优化配置，缓解华中水电外送的作用较大；三是华北阳城电厂送华东、东北通过高姜线送华北以及西北通过灵宝变送华中增长明显。进入9月份，三峡电厂实现了今年以来累计送出电量首次同比正增长，为3.1%。受西南水电出力不足影响，南方电网区域“西电东送”持续负增长，京津唐电网输入输出电量保持较快增长，跨省输出及出口电量保持了平稳增长势头，分别同比增长13.1%和15.7%，进口电量连续六个月同比负增长。
(四)电网投资同比下降，核电、风电投资力度继续加大
前三季度，全国电力工程建设完成投资4287亿元，同比增长2.31%。其中，电源和电网工程建设分别完成投资2311亿元和1977亿元，同比分别增长15.68%和下降9.8%，今年以来各月电网投资均持续负增长。
前三季度，全国水电、核电、风电完成投资分别同比增长6.23%、15.48%、54.94%，水电、核电、风电合计投资额比重达到61.96%，比上年同期提高4.03个百分点，反映出清洁能源投资力度继续加大。
(五)电力行业整体效益有所增长，但火电企业经营更加困难
1-8月份，受上年年末销售电价疏导的翘尾作用，电力行业利润总额972亿元，同比增长108.5%，但是火电企业利润从上年同期的268亿元下降到220亿元，中部六省、山东省火电继续全部亏损，并新增加了东北三省火电全部亏损。煤炭价格同比继续上涨是利润下降、经营压力加大的根本原因，特别是上网电价较低的煤炭生产大省的火电企业亏损情况更加严重并在继续恶化。1-8月份，电力行业销售利润率4.0%，与全国工业销售利润率的平均水平6.03%相比较，整体仍偏低；资产利润率仅有1.4%，远低于其他行业利润水平。
二、四季度全国电力供需形势分析预测
今冬明春，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；预计华北、华东地区电力供需总体平衡，西北、东北地区电力供需平衡有余。但受电煤供应、来水等不确定因素影响，华中部分地区、南方地区和西藏仍可能出现电力供需偏紧的局面。
(一)电力需求预测
四季度，节能减排考核进入收官阶段，将进一步加快工业用电结构调整力度，重工业用电量增速将进一步下滑，给全年电力预测带来更大的不确定性。综合考虑，预计四季度电量增长率较低，大部分省份的月度用电量增速将持续下降甚至出现负增长，全年全国全社会用电量4.1万亿千瓦时左右。
(二)电力供应能力分析及预测
预计2010年电力投资将继续保持较大规模，全年电力投资完成额6600亿元左右，略少于2009年水平，电网投资所占比重将再次低于50%，电源投资主要面向清洁能源和火电洁净发电项目，新一轮农网改造将为电网投资提供新的发展空间。
预计2010年全国基建新增装机9000万千瓦左右，全年关停小火电机组超过1200万千瓦。考虑基建新增和“关小”因素后，2010年底，全国全口径发电装机容量超过9.5亿千瓦，其中，水电2.1亿千瓦，火电7亿千瓦，核电1082万千瓦，并网风电超过3000万千瓦。
(三)电力保障能力及风险因素的分析与预测
目前，全国电煤供需总体平衡，电煤库存持续保持高位。综合判断，今冬明春全国电煤市场将保持在总体平衡的状态，考虑铁路运力对华中、西南等省份电煤供应的制约，以及煤炭安全生产因素对局部地区生产的影响，局部地区还会出现煤炭供需偏紧的情况，如果与极端异常天气相叠加，甚至可能也会出现缺煤停机的情况；考虑煤炭供应、铁路运输以及需求分布特点，预计2011年1月份将是电煤供需矛盾最为突出的时期。2010年全国电厂发电、供热生产电煤消耗有可能超过17亿吨。
预计今年冬季我国大部分地区出现气温偏低天气的概率仍然很大，部分时段电力保障能力将承受巨大考验。初步判断四季度各大流域来水总体较多年平均略偏枯，但蓄水情况较好将大幅提高这些地区水电出力和电力供应。
三、当前电力供需值得关注的几个问题
(一)做好迎峰度冬、电煤供应预测预警方案，确保电力安全稳定供应
今冬明春，全国电力供需总体平衡局部地区偏紧，华中和南方部分水电装机比重较大的地区可能会出现电力缺口，近几年1月份也反复出现电煤供需紧张的情况，进一步加大了电力供需矛盾。因此，必须加快制定完善的应急预案，特别是做好煤电运的预警。
建议加快迎峰度冬重点工程建设和投运，提高电网整体供电能力；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；建议政府有关部门应牵头协调做好电煤储煤及其相应的运力调配等准备工作，保证电煤供应，确保电力安全稳定供应。
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，目前临近北方采暖期即将开始，电厂开始冬储煤，一些电厂已经无钱买煤，可能产生不能保证电力、热力供应的风险。
建议采取切实可行的措施，进一步推进电价改革：一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。二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。三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。
(三)加快清洁能源发展，科学制定“十二五”节能减排目标
虽然“十一五”节能减排指标均超额完成，如已经关停小火电机组7100万千瓦，超额完成5000万千瓦的任务；再如电力二氧化硫排放量消减任务也提前完成，但在节能减排的同时，也付出了很高的经济代价，目前脱硫电价、可再生能源发电补贴等补偿依然未完全到位。“十二五”期间，受社会经济承受能力、市场消纳能力以及技术水平等制约，大规模发展风电、太阳能等绿色能源发电的任务十分艰巨，结构调整难度大。要实现非化石能源消费占一次能源消费15%以及碳减排目标，工作的难度和压力更大。
建议积极采取通过结构调整和提高能效的方式，应对气候变化。一是要尽早开工建设一批大中型水电项目，统一出台完善移民管理政策。二是要有序开放核电投资市场，对特大型发电集团放开核电控股投资权，实现核电控股业主多元化。三是要扶持推进风电、太阳能等可再生能源产业化。四是积极推进煤电一体化，做好大型煤电基地的输电规划，积极鼓励输煤输电并举，构建综合能源运输体系。
我国节能减排的内涵将随着环境治理形势和环境质量的变化以及国民经济的发展而发生变化。在积极、稳妥、科学推进电力二氧化硫总量减排的同时，“十二五”应加大非电行业的二氧化硫减排力度，加强对机动车尤其是城市汽车和位于重点区域的燃煤电厂氮氧化物排放的控制。建议国家认真总结“十一五”节能减排经验教训，科学设定“十二五”节能减排目标，配套出台相关政策以加大用市场手段进行节能减排管理。
(四)建立科学的电力规划管理机制
规划管理是政府宏观管理的重要内容，也是国家宏观调控的主要内容。建议一是要建立健全政府电力规划管理体系，加强规划研究的领导、组织和编制工作，充分发挥规划对未来电力行业发展的指导作用，建立涵盖全面的规划机制。二是要完善电力规划研究协作体系，充分发挥行业协会、电网公司、发电公司以及中介机构的规划研究作用，建立政府部门指导下相互协调合作的规划研究工作体系。三是要建立健全电力规划的滚动调整机制，按照法定程序，定期组织相关机构开展滚动研究，对电力规划进行滚动调整。四是要建立规划审批和公布制度，电力工业发展规划及年度滚动规划依法审批后，及时向社会公布。
