前三季度，全國電力消費需求總體保持較快增長，但9月重工業用電帶動全社會用電增速自高位大幅回落，重點行業用電的拉動作用逐步減弱，輕、重工業用電結構有所優化。新增裝機規模超上年同期，全國發電裝機容量超過9億千瓦，但電網投資同比下降導致電力投資增幅同比回落。發電市場總體旺盛趨穩，電力生產建設運行基本穩定，全國發電設備利用小時同比有較大提高；春季水電出力下降以及電煤供應緊張導致局部地區出現時段性電力缺口，迎峰度夏供需總體平穩。電力企業順利完成救災及世博會等重大活動的保電任務。煤價持續高位并繼續攀升導致火電廠經營困難、經營壓力加大。

四季度，全國電力消費需求將保持基本平穩，增速進一步回落，全年用電量預計在4.1萬億千瓦時；電力供應能力進一步增強，全年預計新增裝機超過9000萬千瓦，電源結構繼續優化，年底全國裝機容量超過9.5億千瓦。全國電力供需總體平衡，個別地區的結構性矛盾依然存在，全國發電設備利用小時與上年基本持平或略有增加；電煤、來水和氣溫仍將是影響部分地區電力電量平衡的決定性因素。電力行業企業將繼續積極按照國家要求做好保發展、調結構、降能耗、保迎峰度冬供電等各項工作。
一、2010年前三季度全國電力供需與經濟運行形勢分析

前三季度，全國電力供需總體平衡，局部地區電力供需比較緊張。通過加大跨區跨省電力交易，有效緩解了電力供需矛盾，確保了電力有序供應。

（一）電力消費情況

1.全社會用電量增速持續高位運行，但增速穩步回落

1-9月份，全國全社會用電量31442億千瓦時，總體保持很高增速，但增速已經穩步回落。分析原因，一是經濟增長好于預期；二是年初冬春季的嚴寒低溫、夏季的高溫極端天氣帶動了供熱、制冷用電負荷的較高增長；三是上年第四季度起的重工業用電迅猛增長態勢一直延續到8月份，9月份回落較大；四是上年同期“前低后高”基數影響。分月來看，各月用電量總體保持基本穩定，7、8月份用電量遠超其它月份，主要是由于極端氣溫等原因導致第三產業和居民生活用電大量增加；9月份全社會用電量環比下降12.0%，分析原因，一是今年中秋假期（9月22-24日）與上年不同月（10月份），二是到了節能減排“十一五”規劃指標考核最后期限，工業用電結構調整力度加大，對用電量增長產生重要抑制作用。

2. 第二產業用電增速明顯回落，第三產業和居民用電穩定增長

前三季度，第一產業用電量及其增長各月比較穩定；第二產業受國家宏觀調控政策影響明顯，一季度用電量保持逐月增加，4-8月份處于穩定增長的態勢，增速逐步回落，9月份用電量同比增速下降到6.0%，環比降低15.1%，是2009年11月份以來的月度最低值；第三產業及居民用電量各月保持平穩較快增長，累計增速均保持在13%以上。

3.工業用電比重三季度開始回落，制造業用電規?；痉€定在較高水平

前三季度，全國工業用電量23046億千瓦時，總體保持較快增長； 6月以來所占比重逐漸降低，已回落到2009年底水平，并低于國際金融危機前水平；9月份當月用電量減少明顯，環比降低15.3%，下降幅度大于全社會用電量下降幅度。輕工業用電增長相對平穩，占全社會用電量的比重自6月以來逐月提高到今年最高的13.2%；重工業回落明顯，占全社會用電量的比重由5月份最高的64.4%降低到9月份的55.4%；輕、重工業用電占工業用電量的比重由4月的16.9：83.1變為8月的17.2：82.8，結構有所優化。

4. 重點行業月度用電量保持較大規模，但對全社會用電增長的拉動作用在減弱

前三季度，重點行業用電仍然保持快速增長，月度用電量在4-8月份期間仍居較大規模且保持基本穩定，但對全社會用電增長的拉動作用已經逐步減弱，進入9月份減弱趨勢更加明顯。1-9月份，化工、建材、鋼鐵冶煉、有色金屬冶煉四大行業合計用電量10217億千瓦時，同比增長超過20%；占全社會用電量的32.5%，自今年最高的33.5%（1-6月份）持續下滑，已經低于2008年的水平。分月用電量也經歷了由增加到基本穩定到略有下滑的過程，增長速度已經由今年最高的26.8%（5月份）逐月下滑， 9月僅增長5.3%；所占比重也由5月份的35.5%下降到9月份的31.4%；對全社會用電增長的拉動作用明顯降低。

1-9月份，化工行業用電量2400億千瓦時，占全社會用電量的7.6%，其用電增長對全社會用電量增長的貢獻率為6.7%，比1-8月降低0.23個百分點；建材行業用電量1833億千瓦時，占全社會用電量的5.8%，對全社會用電量增長的貢獻率為6.1%，各月貢獻率相對比較穩定；鋼鐵冶煉行業用電量3571億千瓦時，占全社會用電量的11.4%，對全社會用電增長的貢獻率為12.8%，比1-8月下降0.4個百分點，但仍然是用電量最多的行業；有色金屬冶煉行業用電量2414億千瓦時，占全社會用電量的7.7%，對全社會用電增長的貢獻率為12.7%，比1-8月下降近0.5個百分點，回落最為明顯。

5.中西部地區用電增長總體快于東部，但中西部增速回落已加快

前三季度，全國各省用電量均為正增長，但用電增長地區差異較大?？傮w來看，中西部省份增長快于東部省區，山西、內蒙古、廣西、海南、陜西、青海、寧夏和新疆全社會用電量增速超過20%；而增速較低的主要有北京、吉林、黑龍江、貴州和云南。分月來看，各省用電增速逐月放緩。9月份，隨著工業用電回落以及降溫負荷減少，各省全社會用電量環比8月均出現不同程度的減少，河南、廣西、貴州的全社會用電量同比出現負增長。

（二）電力供應情況

1.全國發電裝機容量超過9億千瓦，供應能力充足

前三季度，全國電源新增生產能力是近幾年同期投產最多的一年，達到5186萬千瓦，其中非化石能源裝機容量所占比重在35%左右；火電所占比重為67.08%；新增并網風電占9.53%，比上年同期提高1.25個百分點；新增核電裝機108萬千瓦。新投產百萬千瓦火電機組6臺，新投產單機容量60萬千瓦及以上火電機組容量占火電新增總容量的55.19%，比重進一步提高。

9月底，全國6000千瓦及以上電廠發電設備容量88512萬千瓦，同比增長10.52％。其中，水電、風電比重分別比上年同期提高0.51個和1個百分點；火電比重降低1.51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，9月15日，嶺澳核電站二期工程1號機組建成投產是我國發電裝機容量突破9億千瓦的標志性機組。9月底全國全口徑發電設備容量在9.1億千瓦時左右。與電力需求相比較，供應能力總體充足。

2.發電量同比增速高位回落，水電生產在汛期得到恢復

前三季度，全國規模以上電廠發電量30906億千瓦時，同比增長16.1%，但受宏觀經濟調控以及上年同期基數逐步抬高等因素影響，增速自二季度起高位回落。水電生產逐季恢復，三季度已達到近兩年的較高水平，水電發電量占全部發電量的比重提高到21.5%，有效地緩解了三季度以來節能減排以及煤炭供應的壓力；火電發電量增速依然較高，但自二季度起增速明顯放緩，所占比重自一季度的86.2%下降到三季度75.9%；核能發電保持穩定；風力發電持續保持高速增長。

3.發電設備累計平均利用小時回升較大，但在9月份大幅度回落

前三季度，全國發電設備累計平均利用小時3540小時，比上年同期提高197小時（上年同期為下降283小時）。今年各月的設備利用小時總體處于緩慢下降的趨勢，只是迎峰度夏期間的7、8月份出現季節性增長。水電設備平均利用小時逐月提高，三季度各月均高于上年同期，已接近2008年同期水平；前三季度火電設備累計平均利用小時3802小時，比上年同期多290小時，8月份單月達到近三年的最高水平，但各月在呈現緩慢減少的趨勢。

4.發電日均耗煤量快速增長，一季度供需平衡偏緊，電煤價格同比高位波動

前三季度，全國火電廠燃料供應總體平衡。一季度供需比較緊張，國內電煤消費快速增加，二季度消耗總量有所減少，庫存持續提高，迎峰度夏期間耗煤量增加較多，供耗基本平衡，三季度庫存高位穩定。9月底全國統調庫存6059萬噸，可用19天。全國市場電煤價格高位波動，市場煤價同比上年同期上漲超過100元/噸，五大電力集團到廠標煤單價平均上漲超過15%，經營壓力巨大。

（三）電網輸送情況

“西電東送”和跨區送電重點電網工程建設投產成果顯著，新增直流特高壓和直流500千伏線路較多。3月份，±500千伏西北—華中德寶直流聯網工程雙極投產，6月份，±800千伏云南-廣東特高壓直流工程雙極投產，7月初，±800千伏向家壩-上海特高壓直流工程成功投運，9月底，呼倫貝爾—遼寧直流輸電工程投運；9月份，西藏農村“戶戶通電”工程全部竣工，解決了西藏主網覆蓋的全部32個縣（市、區）17.2萬戶、約76.3萬人的用電問題。

前三季度，各月跨區送電基本保持平穩較快增長，增長率為22.9%。增長較快的主要原因有：一是新增的輸變電線路貢獻突出；二是大范圍電網資源優化配置，緩解華中水電外送的作用較大；三是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增長明顯。進入9月份，三峽電廠實現了今年以來累計送出電量首次同比正增長，為3.1%。受西南水電出力不足影響，南方電網區域“西電東送”持續負增長，京津唐電網輸入輸出電量保持較快增長，跨省輸出及出口電量保持了平穩增長勢頭，分別同比增長13.1%和15.7%，進口電量連續六個月同比負增長。

（四）電網投資同比下降，核電、風電投資力度繼續加大

前三季度，全國電力工程建設完成投資4287億元，同比增長2.31%。其中，電源和電網工程建設分別完成投資2311億元和1977億元，同比分別增長15.68%和下降9.8%，今年以來各月電網投資均持續負增長。

前三季度，全國水電、核電、風電完成投資分別同比增長6.23%、15.48%、54.94%，水電、核電、風電合計投資額比重達到61.96%，比上年同期提高4.03個百分點，反映出清潔能源投資力度繼續加大。

（五）電力行業整體效益有所增長，但火電企業經營更加困難

1-8月份，受上年年末銷售電價疏導的翹尾作用，電力行業利潤總額972億元，同比增長108.5%，但是火電企業利潤從上年同期的268億元下降到220億元，中部六省、山東省火電繼續全部虧損，并新增加了東北三省火電全部虧損。煤炭價格同比繼續上漲是利潤下降、經營壓力加大的根本原因，特別是上網電價較低的煤炭生產大省的火電企業虧損情況更加嚴重并在繼續惡化。1-8月份，電力行業銷售利潤率4.0%，與全國工業銷售利潤率的平均水平6.03%相比較，整體仍偏低；資產利潤率僅有1.4％，遠低于其他行業利潤水平。
二、四季度全國電力供需形勢分析預測

今冬明春，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；預計華北、華東地區電力供需總體平衡，西北、東北地區電力供需平衡有余。但受電煤供應、來水等不確定因素影響，華中部分地區、南方地區和西藏仍可能出現電力供需偏緊的局面。

（一）電力需求預測

四季度，節能減排考核進入收官階段，將進一步加快工業用電結構調整力度，重工業用電量增速將進一步下滑，給全年電力預測帶來更大的不確定性。綜合考慮，預計四季度電量增長率較低，大部分省份的月度用電量增速將持續下降甚至出現負增長，全年全國全社會用電量4.1萬億千瓦時左右。

（二）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，全年電力投資完成額6600億元左右，略少于2009年水平，電網投資所占比重將再次低于50%，電源投資主要面向清潔能源和火電潔凈發電項目，新一輪農網改造將為電網投資提供新的發展空間。

預計2010年全國基建新增裝機9000萬千瓦左右，全年關停小火電機組超過1200萬千瓦?？紤]基建新增和“關小”因素后，2010年底，全國全口徑發電裝機容量超過9.5億千瓦，其中，水電2.1億千瓦，火電7億千瓦，核電1082萬千瓦，并網風電超過3000萬千瓦。

（三）電力保障能力及風險因素的分析與預測

目前，全國電煤供需總體平衡，電煤庫存持續保持高位。綜合判斷，今冬明春全國電煤市場將保持在總體平衡的狀態，考慮鐵路運力對華中、西南等省份電煤供應的制約，以及煤炭安全生產因素對局部地區生產的影響，局部地區還會出現煤炭供需偏緊的情況，如果與極端異常天氣相疊加，甚至可能也會出現缺煤停機的情況；考慮煤炭供應、鐵路運輸以及需求分布特點，預計2011年1月份將是電煤供需矛盾最為突出的時期。2010年全國電廠發電、供熱生產電煤消耗有可能超過17億噸。

預計今年冬季我國大部分地區出現氣溫偏低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。初步判斷四季度各大流域來水總體較多年平均略偏枯，但蓄水情況較好將大幅提高這些地區水電出力和電力供應。
三、當前電力供需值得關注的幾個問題

（一）做好迎峰度冬、電煤供應預測預警方案，確保電力安全穩定供應

今冬明春，全國電力供需總體平衡局部地區偏緊，華中和南方部分水電裝機比重較大的地區可能會出現電力缺口，近幾年1月份也反復出現電煤供需緊張的情況，進一步加大了電力供需矛盾。因此，必須加快制定完善的應急預案，特別是做好煤電運的預警。

建議加快迎峰度冬重點工程建設和投運，提高電網整體供電能力；加強設備巡檢，確保設備正常運轉；針對寒潮、冰凍等天氣和突發事件，及時建立完善的預警機制，以提高應對突發事件的處置能力；建議政府有關部門應牽頭協調做好電煤儲煤及其相應的運力調配等準備工作，保證電煤供應，確保電力安全穩定供應。

（二）盡快落實煤電聯動政策，加快推進電價改革

近年來，“市場煤、計劃電”的體制性矛盾依然突出，電力企業已難以承受煤價頻繁上漲和電價調整滯后造成的剛性成本增加，火電行業嚴重虧損。煤炭價格是火電企業成本的主要因素，已占到70%左右，自2003年以來，我國煤炭價格持續上漲，秦皇島5500大卡煤炭累計上漲超過150％，而銷售電價漲幅僅上漲32％。自2004年國家發改委頒布煤電價格聯動機制以來，國家共實行了四次煤電價格聯動，但還有較大缺口。由于持續虧損，發電企業償債能力削弱，融資難度不斷加大，資金鏈斷裂的風險顯著增加，目前臨近北方采暖期即將開始，電廠開始冬儲煤，一些電廠已經無錢買煤，可能產生不能保證電力、熱力供應的風險。

建議采取切實可行的措施，進一步推進電價改革：一是在合理的電價機制形成過程中，繼續堅持煤電聯動的原則和機制，同時解決熱電價格長期倒掛的問題。二是加大需求側管理力度，發揮價格對需求的引導調節作用；理順各種終端能源之間的比價關系，引導用戶合理消費各種能源。三是加快資源性產品價格機制改革步伐，盡快研究符合市場規律、適應我國國情的科學合理的電價形成機制。

（三）加快清潔能源發展，科學制定“十二五”節能減排目標

雖然“十一五”節能減排指標均超額完成，如已經關停小火電機組7100萬千瓦，超額完成5000萬千瓦的任務；再如電力二氧化硫排放量消減任務也提前完成，但在節能減排的同時，也付出了很高的經濟代價，目前脫硫電價、可再生能源發電補貼等補償依然未完全到位?！笆濉逼陂g，受社會經濟承受能力、市場消納能力以及技術水平等制約，大規模發展風電、太陽能等綠色能源發電的任務十分艱巨，結構調整難度大。要實現非化石能源消費占一次能源消費15%以及碳減排目標，工作的難度和壓力更大。

建議積極采取通過結構調整和提高能效的方式，應對氣候變化。一是要盡早開工建設一批大中型水電項目，統一出臺完善移民管理政策。二是要有序開放核電投資市場，對特大型發電集團放開核電控股投資權，實現核電控股業主多元化。三是要扶持推進風電、太陽能等可再生能源產業化。四是積極推進煤電一體化，做好大型煤電基地的輸電規劃，積極鼓勵輸煤輸電并舉，構建綜合能源運輸體系。

我國節能減排的內涵將隨著環境治理形勢和環境質量的變化以及國民經濟的發展而發生變化。在積極、穩妥、科學推進電力二氧化硫總量減排的同時，“十二五”應加大非電行業的二氧化硫減排力度，加強對機動車尤其是城市汽車和位于重點區域的燃煤電廠氮氧化物排放的控制。建議國家認真總結“十一五”節能減排經驗教訓，科學設定“十二五”節能減排目標，配套出臺相關政策以加大用市場手段進行節能減排管理。

（四）建立科學的電力規劃管理機制

規劃管理是政府宏觀管理的重要內容，也是國家宏觀調控的主要內容。建議一是要建立健全政府電力規劃管理體系，加強規劃研究的領導、組織和編制工作，充分發揮規劃對未來電力行業發展的指導作用，建立涵蓋全面的規劃機制。二是要完善電力規劃研究協作體系，充分發揮行業協會、電網公司、發電公司以及中介機構的規劃研究作用，建立政府部門指導下相互協調合作的規劃研究工作體系。三是要建立健全電力規劃的滾動調整機制，按照法定程序，定期組織相關機構開展滾動研究，對電力規劃進行滾動調整。四是要建立規劃審批和公布制度，電力工業發展規劃及年度滾動規劃依法審批后，及時向社會公布。