2010年第一季度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 （2010 年第一季度） 1-3 月份，全国宏观经济回升向好的势头进一步发展。从电力 供需情况看，发用电量继续保持高位，第二产业和居民生活用电继 续走强，重工业用电更加突出，轻工业用电有所走低；电力工业运 行基本平稳，西南干旱严重影响水电出力，加上电煤供应比较紧张， 出现了供电缺口；水电行业出现整体亏损，火电行业预期经营压力 继续加大。 后 三 个 季 度 ， 电 力 工 业 将 继 续 把 保 供 电 、 调 结 构 放 在 突 出 位 置 ， 电 力 需 求 继 续 保 持 良 好 发 展 势 头 ， 增速总体“前高后稳” ；全年新增 装机规模与上年基本相当，供应能力充足，结构继续有所优化；全 国供需总体平衡，个别地区在枯水期、迎峰度夏期间的结构性矛盾 依然存在，设备利用小时保持上年水平；电煤供应的时空分布不平 衡及煤价上涨因素将直接影响到迎峰度夏用电高峰期的电力稳定供 应，行业总体盈利能力和减少火电企业亏损面将再次面临考验；电 煤、来水和气温将是影响部分地区电力电量平衡的最主要因素。 一、2010 年第一季度全国电力供需与经济运行形势分析 （一）电力供应情况 1、电力投资和新增能力的结构继续优化，供应能力充足 一季度，全国电力建设完成投资 914 亿元，比上年同期略有减 2 少。其中，电源、电网基本建设完成投资分别同比增长 6.89%和下 降 8.02%；分类型看，水电投资额同比下降 8.19%，火电投资占电源 投资比重与上年同期基本持平，核电投资所占比重上升到 22.40%。 一季度，全国电源新增生产能力 1613 万千瓦，比上年同期多投 产 601 万千瓦。其中，水电 131 万千瓦；火电 1270 万千瓦，比上年 同期多投产 448 万千瓦；新增并网风电 209 万千瓦，比上年同期多 投产 159 万千瓦；新增并网太阳能发电装机 2.61 万千瓦。新投产百 万千瓦火电机组 2 台，新投产单机容量 60 万千瓦及以上火电机组容 量比重高达 70.10%，火电机组容量等级结构继续改善。 2010 年 3 月底，全国 6000 千瓦及以上发电设备容量 85035 万 千瓦，同比增长 11.00。其中，水电 16519 万千瓦；火电 65570 万千瓦；核电 908 万千瓦；并网风电 2010 万千瓦。水电、风电等非 化石能源发电装机所占比重比上年同期提高 1.49 个百分点。 2、发电量保持高位运行，水电生产增速持续下降 一季度，全国规模以上电厂发电量实现回升向好后的高位运行， 同比增长 20.8%；水电由于大部分流域来水偏枯，同比下降 5%，水 电发电量占规模以上电厂发电量的比重下降到 9.55%，单月水电发 电量已经连续 7 个月同比负增长；火电发电量从 2009 年四季度以来 持续高位运行，发挥了重要的电量支撑作用，一季度同比增长 24.3%， 占规模以上电厂发电量的 86.17%，比上年同期提高 2.23 个百分点； 核能发电量保持稳定，风力发电量继续翻倍增长。 3、发电设备利用小时恢复到 2008 年水平 3 发电生产保持高位运行导致全国发电设备利用小时同比明显回 升，一季度，全国发电设备平均利用小时比上年同期增长 117 小时， 处于 2008 年同期水平；其中，水电同比下降 93 小时，除华东地区 外其他水电生产大省普遍下降；火电同比增加 182 小时，水电生产 大省和西北地区各省提高更多。 4、电煤消耗增加，供需平衡偏紧，价格出现高位剧烈波动 一季度，由于水电减发与迎峰度冬高峰用电负荷重合，火电发 电量增长较快，国内电煤消费明显增加，全国直供电厂日耗煤量持 续历史高水平，电煤供应能力在时空分布上的不协调导致电厂存煤 出现剧烈波动，部分地区出现电煤供需紧张。国内动力煤市场价格 随市场供需关系变化出现频繁、大幅波动，前期，全国多数地区煤 炭市场偏紧，价格出现短暂大幅上扬，进入 3 月份后价格有所回落， 但市场价格仍同比上涨 15%左右。 （二）电网输送情况 一季度，电网投资完成额略有减少，投资更加针对解决薄弱环 节；投产规模有所增加，电网建设新增 220 千伏及以上变电容量和 线路长度分别比上年同期多投产 518 万千伏安和 292 千米。 一季度，全国跨区送电完成 256 亿千瓦时，同比增长 48.28%。 跨区送电保持较快增长的原因主要是国家电网通过特高压从华北送 华中 35 亿千瓦时、通过灵宝变从西北送华中增长 201.86%。国家电 网送南方电网电量增长 26.33%，对缓解南方电网电力供需矛盾发挥 4 了作用。三峡电厂因水情原因送出电量已经连续七个月同比下降。 旱灾导致水电大省电力输出下降明显，如广西下降 58.58%、贵州下 降 6.88%、云南下降 18.56%，南方电网区域的“西电东送”连续 7 个月同比下降。全国跨省电力电量交易比较活跃，能源输出省份增 加较快，如山西、河南输出电量分别增长 23.39%和 59.50%，其中分 别有 35 亿千瓦时和 23 亿千瓦时输送到电力比较紧张的华中地区， 内蒙古输出电量增长 28.65%；送京津唐电网“西电东送”保持稳定 增长。 （三）电力消费情况 1、全社会用电量持续高位运行 一季度，全社会用电量 9695 亿千瓦时，同比增长 24.19%，实 现了回升后的稳定高位运行。增速较高的原因，一是上年同期基数 低，二是工业特别是重工业恢复快，用电量上升快，三是全国大部 分地区与上年同期相比气温偏低，取暖负荷和居民用电快速增长。 3 月份，全社会用电量已高于 2009 年迎峰度夏高峰期的 7 月份，说 明回升后高位运行的态势较为稳定。 2、第二产业用电增长是全社会用电增长的主力军 第一产业和第三产业一直保持稳定增长；第二产业用电量同比 增长 27.57%，对全社会用电增长的贡献率为 81.8%，是带动全社会 用电恢复增长的根本动力；城乡居民生活用电量也较快增长，其中 乡村居民用电增长仍然呈现持续略快于城镇居民生活用电增长的发 展格局，3 月份居民生活用电量仅低于 2009 年夏季用电高峰期的 8 5 月和 9 月，并且已经高于 2009 年 12 月和今年 1 月的冬季用电高峰 期，反映出 3 月份气温偏低导致取暖负荷增加、以及其他各种政策 的拉动效果比较明显。 3、工业用电总体较快增长 一季度，全国工业用电量同比增长 27.59%，对全社会用电量增 长的贡献率为 80.6%。其中，轻、重工业用电量分别增长 13.99%和 30.53%，对全社会用电量增长贡献率分别为 7.3%和 73.4%，轻工业 增速和贡献率远低于重工业，其差距在不断拉大。 4、重点行业用电增长情况各异 一季度，重点行业中钢铁、化工、有色行业生产继续旺盛，用 电仍然保持快速增长，建材行业用电增幅明显趋缓。其中，钢铁行 业用电量同比增长 31.93%，仍然保持很好的生产势头，各钢铁用电 大省 1-3 月份均实现同比增长；化工行业用电量同比增长 30.35%， 延续了 2009 年 7 月份以来持续好转后高位运行的态势，但由于用电 紧张等原因，江西、广东、贵州、云南的化工行业用电量同比下降； 有色金属冶炼行业用电量同比增长 51.72%，3 月贡献率是多年来最 大的一个月，反映出有色金属行业生产不仅恢复到金融危机以前的 水平，并且又新增一定规模的产能；3 月份建材行业用电量同比增 长 3.98%，增速是 2009 年 6 月以来的最低增速，东部地区投资建设 对建材的需求开始有所下降。四大行业对全社会用电增长贡献率达 到 42.39%，处于历史高水平；用电量合计占全社会用电量的 32.64%，同比增长 33.87%，比全社会用电量增速高 9.68 个百分点。 6 一季度，纺织业用电量同比增长 12.24%；通用机械专用设备制 造业和交通运输设备制造业用电量分别增长 28.72%和 36.40%，但是 这些行业用电增长在 3 月份有所走低。 5、中西部用电增速快于东部 一季度，全国各省用电量均已经恢复正增长，但是用电增长差 异较大。全社会用电量增长超过全国平均水平的省份，除辽宁、广 西外，全部处于华北、华中、西北区域，以西北地区省份为主。与 2008 年一季度相比，高于全国平均增速的也基本都是中西部省区， 总体来说，中西部增长加快，灾后重建、高耗能加速恢复、上年基 数偏低等是最主要原因；东部地区增速相比较低，占全国用电量的 比重比上年下降 2.01 个百分点；东北地区增长最为缓慢，累计用电 增速始终低于全国平均水平。 （四）电力行业全力做好抗旱保电工作 西南部分地区发生的严重旱情导致水电站水位较同期低 20 米左 右，水电出力大幅下降，同时火电出力明显增加，受当地煤炭产能 和外省调入的运力约束影响，部分地区出现了电煤供应持续紧张，给 电力生产和供应造成极大的影响，特别是在 3 月份当地经济大幅回 升背景下，显现出电力供应在西南地区极为紧张。电力行业企业积 极行动起来，主动承担社会责任，投入大量人力物力，开展抗旱保 电工作。主要做了以下几个方面的工作：一是发挥大电网的资源优 化配置作用，在广东电力紧张的三月份，国家电网公司积极组织电 力通过“三峡-广东”直流线路增送南方电网，3 月份实现增送最大 7 电力 100 万千瓦、累计电量 4.9 亿千瓦时，极大地缓解广东电力紧 张局面；南方电网调减云南 1-3 月外送电量 23 亿千瓦时，组织广东 倒送云南 3.3 亿千瓦时，调减贵州外送电量 13.4 亿千瓦时；四川局 部地区虽然也发生旱情，但仍发挥了省网及华中电网的调节支援作 用，没有发生拉限电情况。二是面对高企的煤价和电煤资源紧张的 情况，发电企业千方百计采购煤炭，做好火电生产，尽量做到火电 厂满发多发，尽力保证供应，云南增加火电出力 100 万千瓦，贵州 增加火电出力 150 万千瓦。三是积极配合政府加强需求侧管理，制 定细化各种有序用电方案，优先保障抗旱救灾、居民生活、春耕备 耕用电，做好高耗能的停产限产让电工作。四是调整电厂和输变电 设备检修计划，加快检修进度、缩短检修周期，增加电力系统供电 能力。五是全力做好抗旱服务工作，开辟抗旱救灾用电绿色通道， 组织应急发电机支援抗旱用电，维护好抗旱用电设施。六是加强与 政府、企业的沟通，争取各级政府在电煤采购与运输、电力跨区支 援、电价补贴、有序用电等方面的理解和支持；做好抗旱保电、有 序用电的宣传和解释工作，赢得社会各界的理解和好评。 （五）水电整体出现亏损，火电经营压力加大 全国发用电量实现了回升向好后的高位平稳运行，加上 2009 年 11 月份电价调整的翘尾影响，以及低利率水平下的财务费用增长 放缓，使得电力行业总体利润实现恢复性增长，但差异较大、问题 较多。根据国家统计局统计，1-2 月份，由于水电减发导致水电行 业利润总额由上年同期的盈利 10 亿元变为亏损 9 亿元，是自 2007 8 年以来首次全行业亏损。火电利润虽然实现 54 亿元，但由于市场煤 价同比上涨已经超过近 15%并仍有继续上涨的倾向，同时考虑今年 强烈的利率上调预期也会大幅增加负债率已经很高的火电企业的利 息支出，使得火电企业仍面临非常大的经营压力。电力供应企业利 润由负转正，但是盈利能力依然偏弱。综合来看，电力行业企业的 经营压力在继续增加。 二、二季度及全年全国电力供需形势分析预测 后三季度电力供需总体平衡有余。其中华东、华中电网电力供 需基本平衡，华北、东北、西北电网电力供需平衡有余。受来水、 电煤及天然气供应等不确定性因素影响，江苏、浙江、湖北、湖南、 江西、四川、重庆等地区部分时段电力供需偏紧，可能存在一定的 电力电量缺口。 （一）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，全年电源和电网 投资预计都将在 3300 亿元左右，全年全国电力投资完成额 6600 亿 元左右，少于 2009 年水平。投资结构继续优化，城市和农村配电网 投资的力度将逐步加大，电源投资中火电投资比重将继续低于 50%，水电、核电投资比重将继续提高；电网投资占电力投资的比重 也会再度低于 50%。 预计全国全年基建新增装机 8500 万千瓦，在 4 月末或 5 月初 全国水电装机将突破 2 亿千瓦，迎峰度夏初期全国装机将突破 9 亿 9 千瓦，年底全国发电装机容量在 9.5 亿千瓦左右，其中，水电 2.1 亿千瓦，火电 7 亿千瓦，核电 1016 万千瓦，并网风电 3000 万千瓦。 （二）电力保障能力及风险因素的分析与预测 当前大部分流域来水普遍偏枯、需求高位增长，考虑铁路运力 对华中、西南等省份电煤供应的制约，以及部分省区进行煤炭整合 和大面积安全整改对煤炭供给和地区平衡的影响，预计后三个季度 全国电煤供需偏紧的趋势很难得到改变，在个别地区、个别时段仍 会出现缺煤的情况。预计 2010 年全国电厂发电、供热生产电煤消耗 将超过 16 亿吨。需求总量增加和结构性、地区性矛盾将进一步加剧 电煤矛盾。 在电力装机比较充足的情况下，电煤、气候、来水将成为决定 电力供需平衡的最主要因素，必须提前做好煤炭供应和对气候来水 的预测预报工作，更有针对性地做好各种供应保障准备。 （三）电力需求及供需形势预测 我国经济高位平稳运行态势持续已经三个月以上，目前，我国 经济结构和用电结构的特点在未来几个月内不会有根本性的改变， 第二产业特别是其中的重工业仍然是电量增长的最主要拉动力量， 只要国家宏观调整政策以及国际大环境没有明显恶化，未来三个月 我国经济和电力消费仍将维持在高位水平上。 由于上年基数作用，以及投资拉动作用逐步有所减弱，预计今 10 年电力消费增长将呈现“前高后稳”的基本走势，预计上半年全社 会累计用电量增速缓慢下降到低于 20%；以 2009 年全国电力工业统 计快报为计算基数，2010 年全年电力消费同比增长 9%，达到 3.97 万亿千瓦时左右；预计全年发电设备利用小时将在 4500 小时左右， 与 2009 年基本持平。 三、电力供需值得关注的几个问题 解决电力供需问题，要认真分析存在的本质性问题，并从根本 上加以解决。从电力工业发展整体来看，当前存在着电源电网发展 不够协调、清洁能源发展任务艰巨、节能减排压力巨大、企业可持 续发展能力不足、电价矛盾十分突出、科技创新能力亟待提高等重 大问题。电力作为国民经济重要基础性行业，转变电力发展方式是 转变经济发展方式的重要内容。当前和今后一个时期，转变电力发 展方式必须推动电力布局由注重就地平衡向全国乃至更大范围统筹 平衡转变，加快西北部煤炭资源丰富地区的大型煤炭基地的集约化 开发，实现由过度依赖输煤向输煤输电并举、加快发展输电转变， 从根本上解决煤电运紧张反复出现等问题；电源结构由过度依赖煤 电向提高非化石能源比重转变，不断提高清洁能源比重，在高效开 发好我国水能资源的同时，加快发展核电和其它可再生能源发电。 同时，进一步发展超超临界、热电联产等高效、清洁的火电机组， 缓解节能减排压力；电网功能由单一的输电载体向综合性资源配置 平台转变，大力实施发电、输电、变电、配电、用电、调度等各环 节的智能化建设与改造，不断提高电力系统的运行效率、供电质量、 11 互动化服务能力和抵御风险的能力，突出加强以特高压电网为骨干 网架、各级电网协调发展，具有信息化、自动化、互动化为特征的 坚强智能电网建设，满足可再生能源发展和社会对供电服务多样化、 个性化及互动化需求。 我们建议，当前应特别做好以下几个方面的工作： （一）加强电力统一规划工作。 电力统一规划是实现电力工业科学发展的前提。要统筹考虑电 源与电网、发展与环境、煤电运的协调发展，提高投资效益和发展 质量，并将电力规划纳入国民经济发展规划，努力实现行业发展目 标与国家发展目标与政策的协调统一，促进电力与经济、社会、生 态环境的和谐发展。 （二）加快水电开发建设步伐，实现水电持续发展 近几年，由于各种原因导致我国水电投资速度明显放缓，全国 仅核准开工水电项目累计 1000 多万千瓦，其中没有一个大型水电项 目。目前在建水电项目基本都可以在“十二五”期间投产，如果未 来每年不能保持一个合理的大型水电开工规模，我国水电投产规模 将在“十三五”期间进入低潮，水电开发程度很难在 2020 或 2030 年实现预期发展目标。综合考虑技术、效率、温室气体减排、区域 协调发展等因素，如果大型水电减缓发展，将直接影响到国家 2020 年非化石能源占一次能源消费 15%目标和碳强度目标的实现，影响 到区域经济的协调发展。 12 因此，必须加快水电发展步伐。一是建议国家加快大中型水电 开发项目的审批核准速度，确保未来每年有稳定的水电投产规模； 二是建议扎实稳妥的加强生态保护和做好移民安置工作，为水电开 发创造良好的条件；三是科学规划、合理安排推进重点流域水电梯 级开发力度，提高水电开发率和水能利用效率；四是加强对小水电 的管理，将中小水电开发纳入流域开发范围，改变目前小水电开发 无序的现状，做好资源保护。 （三）建立顺畅的电价传导机制，提高行业发展能力 由于上下游产业市场化改革的不同步，以及我国电价形成机制 不完善，使煤炭等原料燃料涨价不能及时传导到终端用户。由于煤 炭成本已占到煤电成本三分之二以上，电煤价格的不断上涨，煤电 行业经营压力持续加大，资产负债率过高，可持续发展受到重大影 响。随着能源资源价格不断走强，理顺电力价格传导机制迫在眉睫。 一是建议政府有关部门尽快研究完善电价传导机制，根据原料 燃料的价格变化及时调整电力价格，建立电力价格随原料燃料波动、 能上能下的科学的价格机制。二是建议加快研究合理的能源比价关 系，使各种能源价格处于一个合理的比价关系水平上，引导终端用 户科学合理使用各种能源，促进能源行业均衡发展。三是研究电价 内部结构，逐步解决电价交叉补贴问题，在确保居民基本需求的情 况下，建立价格由价值决定、反映供求关系和能源资源消耗补偿的 电价体系。 13 （四）加快理顺煤电关系，保障迎峰度夏期间电力供应安全 由于地区间一次能源禀赋特性导致其电力结构的不均衡、枯水 期来水少对电煤需求激增以及极端天气的影响，2010 年我国电煤供 需仍将处于局部偏紧的状态，有可能加剧华中、西南等地区的电力 供需矛盾，严重情况下还会出现缺煤停机。为保障迎峰度夏期间电 力安全稳定供应，建议政府部门和电力企业提前研究迎峰度夏期间 电煤供应问题。采取综合措施鼓励煤炭企业多生产，鼓励运输企业 多运输、保重点，鼓励发电企业多储备。重点是要提前谋划迎峰度 夏期间可能出现的煤价上涨风险和可能带来的煤炭紧张风险，及早 启动煤电联动政策，促进各环节科学合理运转。 （五）加大电力保障协调力度，确保防汛抗旱用电需求 在西南地区出现连续三个季度的干旱，给这些地区的生产、生 活造成了非常大的影响，同时由于这些地区电源结构特点，造成这 些地区时常出现季节性电力缺口，也因此造成接受这些地区电力供 应的消费大省电力相对紧张，预计汛期前电力缺口仍将存在。同时， 有些地区汛期提前来临，用电形势也会随之变化，必须加大电力保 障协调力度，确保防汛抗旱用电。 建议充分发挥大电网的大范围资源优化配置作用，加大水情预 报和水电站流域调度，增加对这些省区的煤炭支援，发挥火电机组 主力作用；加强需求侧管理，发挥价格杠杆作用，引导用户有序合 理科学用电，限制“两高一资”企业过度用电和优惠价用电。 14 附表 全国电力工业统计数据一览表 本月 本月止累计 指 标 名 称 计算单位 同比（、%） 同比（、%、百分 点） 全 国 发 电 量 亿千瓦时 其中:水 电 亿千瓦时 火 电 亿千瓦时 核 电 亿千瓦时 风 电 亿千瓦时 45 113.7 117 110.7 600