上半年，電力工業持續向好態勢進一步增強。新增裝機容量和輸變電規模較大，結構繼續改善，全國發電裝機容量接近9億千瓦；用電需求保持快速增長，重點行業用電的拉動作用更加突出；西南省區特大干旱嚴重影響水電出力、導致局部地區電煤供應緊張出現一定電力缺口；發電市場總體旺盛，全國發電設備利用小時同比有較大提高，接近2008年同期水平；煤價仍在高位導致火電廠經營困難，經營壓力加大。

下半年，電力行業將積極按照國家要求做好保發展、調結構等各項工作；加大結構調整力度，全年計劃關停小火電1000萬千瓦，全年預計新增裝機超過9000萬千瓦，年底全國裝機容量將達到9.5億千瓦，供應能力進一步增強；電力需求保持平穩，增速逐步回落，預計全年增長12%左右；供需總體平衡，個別地區在枯水期、迎峰度夏和迎峰度冬期間的結構性矛盾依然存在，全國發電設備利用小時比上年略有上升；電煤、來水和氣溫將是影響部分地區電力電量平衡的決定性因素。

一.2010年上半年全國電力供需與經濟運行形勢分析

（一）電力供應情況

上半年，全國電力投資增幅同比回落，電源投資繼續保持平穩較快增長，清潔能源投資力度加大，電網投資規模小于上年同期；新增裝機繼續保持較大規模，發電裝機容量接近9億千瓦，全國電力供應能力總體充足。發電量繼續保持高速增長，增速有所回落，水電發電量累計增速恢復正增長，火電發電量增速自高位回落；發電設備利用小時同比有較大提高，已經接近2008年同期水平。

1.電源投資和發電裝機穩步增長，供應能力充足

上半年，全國電力工程建設完成投資2558億元，同比增長1.28%。電源工程建設完成投資同比增長9.71%，占電力工程建設總投資的52.54%。其中，火電完成投資同比降低5.84%，占電源投資的37.20%；核電、風電投資占電源投資的比重均超過19%。水電、核電、風電合計投資額比重達到62.35%，比上年同期提高5.78個百分點，反映出清潔能源投資力度加大。

上半年，全國電源新增生產能力3383萬千瓦，是近幾年投產的較高水平。其中，火電新增容量占全部新增容量的71.55%，比重比上年同期提高0.69個百分點；新增并網風電占全部新增的9.75%，比重比上年同期提高3.34個百分點；新增太陽能光伏發電裝機7.51萬千瓦。上半年新投產百萬千瓦火電機組5臺，新投產單機容量60萬千瓦及以上火電機組容量所占比重達到54.37%。

6月底，全國6000千瓦及以上電廠發電設備容量86917萬千瓦，同比增長11.63％。其中，水電17248萬千瓦，火電66533萬千瓦，核電908萬千瓦，并網風電2175萬千瓦；火電比重比上年同期降低1.50個百分點。5月份，全國全口徑水電裝機容量已經突破2億千瓦，截至6月底，全國全口徑發電設備容量接近9億千瓦，與電力需求相比較，供應能力總體充足。

2.發電量保持高速增長，水電發電量恢復正增長

上半年，全國發電量延續回升向好后的高速增長。全國規模以上電廠發電量19706億千瓦時，同比增長19.3%。1-4月水電生產大幅下降，造成上半年水電發電量所占比重同比降低1.96個百分點；二季度大部分地區來水好轉，6月份全國水電發電量累計增速實現正增長；上半年，火電發電量同比增長21.9%，所占比重比上年同期提高1.39個百分點，二季度火電發電量、增速和所占比重均有所回落。核能發電量保持穩定，風力發電量繼續保持高速增長。

3.發電設備累計平均利用小時較大提高并接近2008年同期水平

上半年，全國發電設備累計平均利用小時同比回升。全國發電設備累計平均利用小時2295小時，比上年同期提高190小時，接近2008年同期水平。二季度水電生產有所好轉，水電設備平均利用小時逐月提高。由于需求回升和水電出力下降，上半年火電設備累計平均利用小時同比大幅提高300小時；隨著火電新增規模較大、水電生產有所恢復，分月火電設備平均利用小時已經連續4個月回落。

4.發電日均耗煤量快速增長，一季度供需平衡偏緊，價格同比高位波動

上半年，國內電煤消費快速增加。一季度，由于水電減發與迎峰度冬高峰用電負荷重合，火電發電量增長較快，電煤供需比較緊張，價格持續上漲，庫存持續下降。二季度，水電出力逐步增加，火電發電量略有減少，電煤庫存持續提高，煤價仍高位運行。1-6月，全國重點發電企業日均耗煤318萬噸，同比增長31.3%；截至6月30日，全國10萬千瓦及以上燃煤電廠煤炭庫存已經提高到6759萬噸，平均可用18天。

（二）電網輸送情況

上半年，電網投資完成額略有減少，所占比重有所下降。全國跨區送電保持增長，三峽電廠送出連續多月同比負增長對跨省跨區送電影響比較明顯；跨省電力電量交易比較活躍，對華中送電輸出增加較多；京津塘電網送山東高速增長，受西南地區干旱影響，南方電網區域“西電東送”電量下降較大。

上半年，電網投資完成額略有減少，所占比重有所下降。5、6月份，電網新增規模較大，對迎峰度夏的保障作用大大加強。6月份，±800kV云南-廣東特高壓直流工程雙極投產；7月初，±800kV向家壩-上海特高壓直流工程成功投運，至此，我國第一批特高壓直流輸電線路順利投產，西南水電外送能力將明顯提升。

上半年，全國跨區送電完成585億千瓦時，同比增長20.59%，總量保持較快增長。增長較快的主要原因是，上半年通過山西晉東南-湖北荊門的“長南一線”特高壓輸電線路完成華北送華中51億千瓦時，極大地緩解了枯水期華中地區緊張的供電形勢；另外，華北陽城電廠送華東、東北通過高姜線送華北以及西北通過靈寶變送華中分別增長20.45%、26.39%和139.27%，也都保持了較快增長，體現了電量支援華中地區、補充華中減送華東電量的全國范圍內水火調劑的特點。上半年，三峽電廠送出294億千瓦時，同比下降8.44%，其中，6月份送出同比增長28.33%，在連續9個月同比負增長后首次恢復正增長。受西南地區干旱影響，南方電網區域內“西電東送”電量下降20.29%。京津唐送山東電量高速增長。全國跨省輸出電量同比增長19.20%，保持平穩增長勢頭。

（三）電力消費情況

上半年，電力消費增速延續了2009年四季度以來高位運行的態勢。在國家主動宏觀調控以及基數作用下，各月用電量增速逐月穩步回落。第二產業對用電增長的拉動作用突出，第三產業穩定增長，城鄉居民生活用電受氣候影響明顯。國家宏觀調控作用顯現，重點行業用電量繼續增加的動力有所減弱。地區用電分布差異較大，中西部發展速度領先于東部。

1.全社會用電量增速持續高位運行

上半年，全社會用電量同比增長21.57%，仍然保持在高位運行。增速很高的原因，一是宏觀經濟好轉導致用電量保持較大規模，二是上年基數較低。受同期基數逐步提高以及主動調控效果顯現影響，用電增速逐月回落，分月用電增速由1-2月份的25.95%回落到6月份的14.14%。

2.第二產業用電確保全社會用電增速維持在高位

上半年，第一產業用電量同比增長5.61%，增速較低；第二產業用電量同比增長24.24%，對全社會用電量增長的貢獻率為82.94%，反映出第二產業的恢復對全社會用電增長的拉動力很強；第三產業用電量同比增長16.19%，保持較大增速，但由于第二產業增長較快，第三產業用電量所占比重逐月有所下降；城鄉居民生活用電量同比增長13.93%，鄉村居民用電量增長仍略快于城鎮居民生活用電量增長。6月下旬全國氣溫快速升高，導致日均用電量比上中旬快速增加，反映出氣溫對居民用電的顯著影響。

3.工業用電量持續較大規模

上半年，全國工業用電量同比增長24.20%，對全社會用電量增長的貢獻率為81.6%，貢獻率仍然很高；工業用電占全社會用電量的74.3%，比2009年底提高1.2個百分點，已經恢復到國際金融危機對我國較大影響的前夕2008年1-4月的水平。其中，輕、重工業用電量分別增長13.71%和26.46%，對全社會用電增長的貢獻率分別為8.2%和73.4%，特別是輕工業的貢獻率已經連續三個月提高，6月當月高于1-6月份近4個百分點；重工業6月份貢獻率低于1-6月2.7個百分點。輕、重工業用電增長對全社會用電增長的拉動力在逐步發生變化。

4. 重點行業單月用電保持很大規模

上半年，鋼鐵、化工、建材、有色四大行業合計用電量同比增長28.71%，保持快速增長，用電量增速比1-3月份降低5.16個百分點，四大行業用電量增長對全社會用電量增長的貢獻率達42.1%。

分行業看，鋼鐵冶煉行業用電量同比增長29.29%，對全社會用電量增長的貢獻率為15.0%，貢獻率又創新高；化工行業用電量同比增長20.56%，二季度基本穩定在很高的規模上；建材行業用電量同比增長20.79%，西部各省建材行業用電量增速明顯高于東部各??；有色金屬冶煉行業用電量同比增長44.25%（其中，鋁合金冶煉用電量同比增長64.53%）,有色用電大省增速均比較高。上半年，紡織業用電量同比增長11.84%，其用電量已連續3個月超110億千瓦時；通用機械專用設備制造業和交通運輸設備制造業用電量同比分別增長28.19%和32.37%，自2009年8月以來交通運輸設備制造業月度增速一直保持高位。

5.中西部用電增速快于東部

上半年，全國各省用電量均為正增長，但是用電增長地區差異較大。增速較高的基本還是中西部重工業用電量比重較大的省區，這與各省經濟發展階段及其用電結構的發展態勢相一致。東部發達省區（除天津、海南、河北外）和東北省區用電增速均低于全國平均水平。

對2010年1-6月與2008年同期累計用電量進行比較，全國全社會用電量兩年的年均增長率為9.0%，且與1-4月、1-5月的年均累計增長率基本相同，反映出2010年上半年累計用電量增長相對2008年同期，各月增速相對平穩。。分省來看，青海、新疆、湖南、廣西、江西、海南等省份增長最快；高于全國平均增速的基本全部為中西部省區，東部發達省區（除天津、海南、河北外）和東北省區全部低于全國平均增速。

（四）電力行業整體效益恢復性增長，火電虧損嚴重

全國發用電量實現了回升向好后的高位平穩運行，加上2009年11月份電價調整的翹尾影響，以及低利率水平下的財務費用增長放緩，使得電力行業總體利潤實現恢復性增長，但分行業、分地區差異較大、問題較多。根據國家統計局統計，1-5月份，電力行業利潤總額由上年同期的155億元，增加到504億元。但電力行業分省利潤分布極不均衡，其中，火電行業利潤主要分布在東部三?。ㄉ綎|虧損嚴重），占全國火電行業總利潤的73%。中部地區各省火電虧損情況十分嚴重，主要原因是河南、山西、安徽等坑口電廠歷來上網電價偏低，而近年來電煤市場化以及外運煤炭增加導致本地電煤價格上漲幅度較大?；痣娦袠I虧損面繼續加大，上升到43.36%，比上年同期提高3.10個百分點，中部地區各省虧損面均超50%。電力行業銷售利潤率整體偏低，僅為3.50%，比上年同期提高1.84個百分點，比全國工業銷售利潤率的平均水平低2.53個百分點。其中，電力供應業尤為明顯，銷售利潤率僅為2.28%，火電行業銷售利潤率也僅為3.92%。

二、下半年及全年全國電力供需形勢分析預測

下半年，在保證電煤供應及來水正常的情況下，全國電力供需總體平衡有余，局部地區富余。但局部地區受電煤供應、氣候等不確定因素影響，仍然可能出現電力供需緊張形勢。

（一）電力供應能力分析及預測

預計2010年電力投資將繼續保持較大規模，全年電源和電網投資預計都將在3300億元左右，全年全國電力投資完成額6600億元左右，少于2009年水平。投資結構繼續優化，城市和農村配電網投資的力度將逐步加大，電源投資中火電投資比重將繼續低于50%，水電、核電投資比重將繼續提高。

預計2010年全國基建新增裝機9000萬千瓦，計劃關停小火電機組1000萬千瓦?？紤]基建新增和“關小”因素后，2010年底，全國發電裝機容量將超過9.5億千瓦，其中，水電2.1億千瓦，火電7億千瓦，核電1016萬千瓦，并網風電3000萬千瓦。

（二）電力保障能力及風險因素的分析與預測

上半年，全國電煤供需總體平衡。下半年特別是迎峰度夏期間，全國電力需求將保持在比較旺盛的水平上，煤炭市場仍然可能出現偏緊的情況?？紤]煤炭供需偏緊以及重點合同價格控制可能造成的市場煤需求增加等影響，預計下半年電煤市場價格將穩定在高位，上漲的動力依然存在，火電企業的生產困境仍將持續。預計2010年全國電廠發電、供熱生產電煤消耗超過17億噸。

預計下半年全國氣候仍將處于劇烈變動當中，大部分地區出現氣溫偏高、偏低或洪澇災害等天氣的概率仍然很大，部分時段電力保障能力將承受巨大考驗。

（三）電力需求及供需形勢預測

綜合分析經濟及電力需求走勢，考慮調結構、節能減排等各種因素，預計下半年我國經濟和電力消費仍將維持在一定的水平上。由于上年基數作用，2010年電力消費增長已經呈現“前高后穩”的基本走勢，下半年全社會用電量增速將緩慢下降到5%左右，全年電力消費同比增長12%左右，達到4.1萬億千瓦時左右。預計全年發電設備平均利用小時將在4650小時左右，回升到2008年水平；火電設備平均利用小時將超過5000小時，比上年提高200小時以上。

三、當前電力供需值得關注的幾個問題

（一）加強設備維護和安全管理，確保電網安全穩定運行

隨著特高壓交直流線路陸續投產，我國電網規模不斷擴大，電壓等級進一步提高，電網控制難度增大；特高壓直流雙極投運后，系統特性日益復雜，如果出現雙極閉鎖將對受端電網產生比較大的影響；特別是迎峰度夏期間，各地最高發用電負荷不斷攀升，跨區電量互劑規模加大，大范圍、高強度的高溫、臺風以及大面積水澇等因素，發、輸、供電設備均處于高負載運行狀態，發生故障概率增大，電網安全運行將接受全年中最嚴峻的考驗。

建議繼續提高電網安全防范意思，及時跟蹤來水、電煤供應等，密切監控電網運行狀態，加強負荷預測分析，合理安排運行方式，做好電力統籌平衡、加強特高壓交直流混合運行規律研究，確保電網安全穩定運行；高度重視應急工作，密切關注高溫、強降雨、臺風等極端異常天氣，強化預報預警，細化應急預案，提高應急處置能力，組織力量及時搶修受災的電力設備，確保大電網運行安全和電網的供電秩序。繼續加強需求側管理，做好節能節電工作，緊密依靠各級政府，完善有序用電方案，采取有效措施保障有序用電，確保城鄉居民、農業生產、重點客戶和重要活動的正常用電，確保世博、亞運等重大活動的保電任務順利完成。

（二）盡快完善煤電聯動機制，遏制火電行業特別是中西部地區虧損面不斷加大的嚴重局面

長期以來，由于煤價快速上漲，煤電聯動的實施在時間、幅度上嚴重不到位，以及能源資源價格改革嚴重滯后，導致累計電價缺口較大，造成火電企業長期虧損，并且虧損面還在不斷擴大，尤其是中部地區資源省份（如河南、山西、安徽等）上網電價長期偏低、而煤價累計大幅上升，情況更加嚴峻。建議按照電煤價格、上網電價、銷售電價同步聯動的原則，特別要針對各地區特別是東部山東省、中西部大部分省份上網電價不合理的情況，因地制宜分地區提出煤電聯動電價實施方案，增強煤電聯動時效，地區針對性，并且縮短電價聯動滯后期限，適度降低電力企業消化煤價上漲比例，同步上調上網電價與銷售電價，以彌補煤電聯動價差缺口。建議政府有關部門盡快研究完善電價傳導機制，根據原料燃料的價格變化及時調整電力價格，建立電力價格隨原料燃料波動、能上能下的科學的價格機制；建議專題研究中西部地區坑口電廠比重大的省份的上網電價偏低問題。

（三）進一步加強對煤電運全過程的監測和監管，防止到廠電煤價格的變相漲價

近期，國家發改委采取了敦促煤炭企業嚴肅重點合同煤價格履約的措施，對社會機構和部分煤炭企業利用迎峰度夏時期哄抬煤價的行為在市場政策導向和法律上進行了規范，維護了迎峰度夏時期煤電運的正常秩序。但是煤電運環節涉及煤炭企業出礦、社會機構調劑供應數量和質量、運輸企業安排和實施運力等一列環節。建議各級政府部門全面、協同分工落實好煤電運整個過程的監測和監管工作，防止利用減少重點合同煤供應量、降低煤質、控制運力、加價運輸等手段，變相提高到廠電煤價格，堅決杜絕各種導致電煤漲價的途徑和手段，確保迎峰度夏期間安全供電。

（四）密切關注宏觀經濟運行態勢，把握電力需求走勢

2009年以來，在國家一攬子計劃拉動下，我國經濟實現了回升向好后的穩步發展，各項宏觀調控政策符合預期。但是，目前我國經濟進一步發展面臨的兩難問題增多，歐洲存在二次探底風險，國際競爭矛盾增多，國內部分先行指標在5月份以后出現下滑的情況，如果處理不好，可能會繼續向下游傳導，因此，下半年我國經濟運行存在較大的困難和不確定性。

建議密切關注國際經濟形勢變化，分析對進出口造成的影響，采取必要的措施；各部門、行業、企業加強宏觀經濟運行監測分析，開展聯合調研，準確把握宏觀經濟形勢變化；電力行業企業也要堅決執行國家節能減排、調結構等各項措施，加強電力需求市場調研，監測重點地區、重點行業運行狀況，及時向政府有關部門提供監測結果，供政府部門決策參考，同時做好相應的發電生產和調度預案。