今年前三季度全国电力供需与经济运行形势分析预测报告

         今年以来，经济企稳回升势头逐步增强，总体形势积极向好。全国电力工业运行平稳，各项指标继续好转；电力消费逐月回暖，在持续8 个月负增长后，6 月当月首次出现真正意义上正增长，8 月份实现累计电量正增长，9 月份增速超过10%；新增发变电能力保持增长，供应能力充足，供需总体平衡有余；设备利用状况逐月好转；行业实现总体盈利，但子行业间、企业间、地区间差异较大。
一、前三季度全国电力供需与经济运行形势分析
         前三季度，受宏观经济环境影响，全国电力电量需求增速较低；但发电装机继续保持较快增长，输变电能力进一步提高，来水和电煤供应情况总体较好，电力供应能力整体较为充裕，电网备用充足，输送效率提高，电力供需总体平衡有余。其中，华东、南方电网供需基本平衡，存在少量错避峰，华北、华中电网电力供需平衡有余，西北、东北电网电力富裕较多。
（一）电力供应情况
        投资结构继续优化。前三季度，电源、电网分别完成投资1997 亿元和2193 亿元，电网基本建设投资占电力基本建设投资的52.33%，电网投资比例继续加大；电源投资结构也在加快优化，火电投资占电源投资的41.63%，投资比重进一步降低。
       基建新增装机规模继续保持较高水平，电源结构继续优化。前三季度，新增生产能力（正式投产）4912 万千瓦，比上年同期少投产736 万千瓦。其中，水电1210 万千瓦；火电3295万千瓦，比上年同期少投产753 万千瓦；风电407 万千瓦。火电新增同比明显减少，新增电源结构在继续优化。新增火电装机以30 万及以上机组为主，新投产单机容量60 万千瓦及以占新投产火电机组总容量的56.91%；新投产单机容量30 万千瓦及以上火电机组占全部新投产火电机组容量的89.81%。前三季度，全国投产火电超超临界百万千万机组五台。

        全国装机突破8 亿千瓦，供应能力充足。2009 年9 月底，全国6000 千瓦及以上发电设备容量80018 万千瓦，同比增长9.2％。其中，水电、火电分别为1.56 和6.22 亿千瓦，同比分别增长14.1％和7.2％；核电装机仍为908 万千瓦；并网风电装机1333 万千瓦，同比增长88.8%。根据国家能源局统计认定，前三季度，全国共关停小火电机组2333 万千瓦，“关小”成绩超过历年。考虑关停小火电机组等因素，9 月底，全国全口径发电设备容量8.3亿千瓦。
        发电量持续回升，火电生产快速恢复。今年以来，全国发用电市场持续回升，发电量增速已经从2008 年11 月的最低值-9.6%，回升到6 月的5.2%、8 月的9.3%和9 月的9.5%；特别是三季度各月发电量均创新高，9 月份是除迎峰度夏的6-8 月外首次超过3000 亿千瓦时的一个月。1-9 月份，全国规模以上电厂发电量26511 亿千瓦时，同比增长1.9%，累计增速比1-8 月份累计增速又回升1.1 个百分点。
      水火电替代作用非常明显。下半年以来，水力发电持续放缓，6 月增长7%、7 月增长4.7%、8 月增长3.7%，到9 月份甚至下降3.7%，是除2008 年10 月份下降1.4%外，2008年以来各月首次出现下降，水电生产形势不容乐观。而同期火电开始逐月恢复，6、7、8、9月分别增长3.7%、4.5%、10.5%和12.3%，火力发电量由3 月的2399 亿千瓦时上升到8月的2671 亿千瓦时、9 月的2540 亿千瓦时。由于上半年水电出力比较理想，1-9 月份，全国规模以上电厂水电发电量4388 亿千瓦时，同比增长9.4%；火力发电量21302 亿千瓦时，与上年同期持平；核电保持稳定。
         发电设备利用小时逐步恢复到常年水平。金融危机爆发后，发电设备利用小时大幅下降。今年以来，发电量逐步回升导致全国发电设备利用小时降幅明显收窄，4-6 月分别比上年同期低58、44、24 小时，7 月份与上年持平，8、9 月份则已经略高于上年同期水平。1-9 月份，全国6000 千瓦及以上电厂发电设备利用小时3352 小时，比去年同期降低283 小时。其中，水电2671 小时，降低180 小时；火电3515 小时，降低284 小时。

       煤供需总体平衡，市场煤价稳中略升。9 月底，直供电厂电煤库存2957 万吨，较去年同期下降约490 万吨，平均可用天数16 天，略低于上年同期，但今年各月基本都高于上年同期，电煤供需总体基本平衡。电煤市场价格总体平稳，8 月以来价格出现小幅上升。
（二）电网输送情况
        新增电网能力保持较大规模，特高压工程顺利投产运行。前三季度，新增220 千伏及以上变电容量15001 万千伏安，比上年同期多投产1598 万千伏安。新增220 千伏及以上线路长度21500 千米，比上年同期少投产156 千米；线路比上年略有减少的主要原因是500 千伏线路比上年大幅减少3274 千米。晋东南-荆门1000 千伏特高压交流试验示范工程在1 月中旬顺利投产，实现华北、华中水火互济；海南500 千伏输变电联网工程投运，标志着海南联入全国电网，全国联网工程向前迈出重要一步。
        跨区送电量平稳较快增长。1-9 月份，全国跨区送电量完成936 亿千瓦时，同比增长16.50%，增速比上年同期高2.30 个百分点。各月增速保持平稳增长，只是在5、6 月份下降到10%以下，7 月份以后，增速又恢复到10%以上。
         前三季度，全国省间累计输出电量3806 亿千瓦时，同比增长15.72%，增速比上年同期回落3.67 个百分点。特别是主要能源输出省份如安徽、贵州、山西、四川等输出电量继续保持较快增长。

        区域内“西电东送”高速增长。1-9 月，南方电网“西电东送” 914 亿千瓦时，同比增长20.97%，增速比上年同期低2.08 个百分点。其中，西电送广东和送广西分别完成822亿千瓦时和92 亿千瓦时，分别增长23.97%和-0.57%。增速总体逐月下降。
       前三季度，京津唐电网受电量253 亿千瓦时，同比增长62.32%，增速比上年同期提高49.05 个百分点。其中，从山西电网受入电量68 亿千瓦时，而上年同期仅受入9.7 亿千瓦时。
       进口电量大增、出口电量微增。前三季度，进口电量33 亿千瓦时，同比增长20.06%，主要是3 月份开始从俄罗斯购入电量，前三季度已累计购入电量5.2 亿千瓦时；出口电量135 亿千瓦时，同比增长3.91%。二季度以后进出口电量双双高速增长，带动进出口电量增速由一季度的-16.74%回升到上半年的0.46%和前三季度的6.74%。
（三）电力消费情况
         全社会用电量增速自高位快速回落后企稳回升。2008 年四季度以来出台的一系列政策措施，有利地推动国民经济能够保持在一个平稳较快的水平上。今年以来，大部分地区、大部分行业企业逐步恢复生产，加上气候等因素，发用电量出现趋稳回升的态势。主要表现在负荷屡创新高和电量恢复正增长两个方面。1-9 月份，全国全社会用电量26635 亿千瓦时，同比增长1.40%，增速比上年同期低8.27 个百分点。统调最高用电负荷5.28 亿瓦，增长11.43%。
       从分月走势来看，全社会用电量在2008 年12 月份下降8.3%，达到低谷后开始逐步回升；6 月份全国全社会用电量3083 亿千瓦时，同比增长4.30%，是自去年十月份以来首次出现真正意义上的正增长；7、8 月份用电量分别达到3420 亿千瓦时和3462 亿千瓦时，达到用电量的历史最高值；9 月份企稳回升态势延续，用电量是除迎峰度夏的6-8 月外首次超过3000 亿千瓦时，增长10.2%，是金融危机以来首次超过10%，企稳回升态势基本确定。

      第二产业用电逐步恢复，其他产业用电平稳快速增长。
        第二产业用电量占全社会用电量的比重在70%以上，因此第二产业用电量的剧烈变动对全社会用电量大幅波动影响最大。今年以来，第二产业用电开始逐步复苏，带动全社会用电增速逐步恢复。1-9 月份，第二产业用电量19549 亿千瓦时，同比下降1.67%。第二产业用电增长对全社会用电增长的贡献率已由6 月以前的负贡献上升到9 月的62.78%，贡献率已经恢复到往年水平，是带动全社会用电恢复的最主要动力。
       今年以来，受气温偏高、家电下乡政策等因素影响，第三产业和居民生活用电持续保持了较高增长。1-9 月份，第三产业用电量2935 亿千瓦时，同比增长11.02%，增幅同比提高0.50 个百分点。城乡居民生活用电量3426 亿千瓦时，同比增长11.87%，增幅回落1.06 个百分点。但由于第二产业恢复更加迅速，所占比重和贡献率略有下降。
        重工业恢复更加迅速。1-9 月份，全国工业用电量19273 亿千瓦时，同比下降1.80%，比去年同期增速低11.08 个百分点。其中重工业由4 月的-8.18%到6 月转正为2.03%，7、8、9 月份分别为3.28%、7.13%和9.49% ，8、9 月份重工业用电增长对全社会用电增长的贡献率分别为51.52%和53.60%，充分说明近期电量恢复主要是由重工业拉动的，值得进一步密切关注。从趋势看，轻工业用电下跌早但恢复缓慢、重工业用电下跌晚但幅度较大。
        重点行业用电全面复苏，对全社会用电增长贡献突出。今年以来，钢铁、化工、建材、有色四大行业生产逐步恢复，总体表现出向好的趋势，特别自7 月份以来增速恢复更加明显，9 月份这些行业的回升态势得以延续，有色行业回升幅度更大。占全社会用电量比重合计超过30%的钢铁、化工、建材、有色四个行业夏季以来恢复明显，化工行业用电在7、8、9月实现单月正增长；建材行业今年各月生产用电增长持续旺盛，1-9 月份，水泥生产用电增长4.47%；钢铁行业单月用电量增速由4 月的-12.86%回升到6 月的-2.23%、7 月的2.75%、8 月的11.69%、9 月的16.42%，9 月增速加快主要是由于2008 年9 月行业用电量已经从8月的352 亿千瓦时大幅下滑到317 亿千瓦时；有色金属行业生产也在逐步恢复，单月用电量增速也由3 月的-15.07%上升到8 月份的-0.28%，9 月份增长7.01%。9 月份，重点行业用电水平与8 月基本持平略低，但对全社会用电增长的贡献特别突出，四大行业合计贡献率高达34.12%，高于金融危机前的水平；钢铁行业贡献率达到17.35%。

        地区用电全面恢复。今年以来，各省区用电逐步恢复，3-9 月各月分别有13 个、8 个、11 个、22 个、25 个、27 个和29 个省份用电量实现正增长（未包括西藏）。9 月份，全国仅有山西电力下降2.20%，但也在逐月恢复。9 月份，增速超过10%的省份有16 个，以华北、华中、南方、西北部分省份为主，华北各省和西北部分省份增速高主要是由于去年同期下降幅度较大、基数相对较低，其它大部分省份则是金融危机以来消费需求相对旺盛或耗能产业恢复比较明显的省份，浙江是首个增速超过10%的东部沿海地区用电大省。东部地区用电量占全国用电量比重逐月增大，累计用电增速最高，已经率先开始恢复。
（四）电力生产及输送环节能源利用效率又有较大幅度提高
        前三季度，全国供电标准煤耗341 克/千瓦时，比上年同期降低6 克/千瓦时。全国发电厂累计厂用电率5.88％，其中水电0.60％，火电6.68％。线路损失率6.21%，比上年同期上升0.24 个百分点。
（五）电力行业经营没有明显好转、电网企业首次出现整体亏损
        今年以来，需求逐月回升，煤价较上年有较大幅度下降，调价翘尾影响，电力行业总体利润较上年大幅提高。根据国家统计局数据，1-8 月份，电力行业利润总额由去年同期的200 亿元，增加到518 亿元；但利润主要集中在6 月以后，6-8 月实现利润326 亿元。分行业利润差异很大，火电行业虽然利用小时下降很多，但是受去年电价两次调整翘尾和东部沿海地区电煤价格同期下降较大的因素影响，由上年同期的亏损227 亿元变为盈利272 亿元，但该利润总额也仅是2007 年同期的一半；水电、核电、其它能源发电继续保持高增长；电网企业受2008 年单边上调上网电价、售电量下降等因素影响，亏损44 亿元，经营形式异常严峻。根据调研，火电企业虽然整体实现赢利，但企业和地区分布很不均衡，利润主要集中在一小部分东部沿海地区的企业，大部分火电厂仍然没有摆脱亏损局面。
二、四季度全国电力供需形势分析预测
（一）宏观经济及市场环境分析
        中国采取的促进经济增长一揽子计划已经取得明显成效，当前我国正处在企稳回升的关键时期，经济运行中的积极因素和有利条件增多，我国经济具备率先走出危机的条件。但我国经济发展中的结构性、体制性矛盾更加突显，经济回升的基础还不稳固，国际金融危机对我国的不利影响并未减弱，贸易保护主义已经危及中国出口，特别是部分行业产能过剩问题凸显，居民增收难度较大，目前转方式、调结构、稳外需的紧迫性和难度更加突出。从投资、消费、出口三方面综合判断，四季度我国经济形势将继续好转，全年国内生产总值增长8%的目标可以实现。
（二）电力供应能力分析
        装机稳步增长，投资结构优化。预计四季度将是全年电源投产高峰，2009 年全年基建新增装机在8000 万千瓦左右，考虑上半年实际关停小火电机组容量，预计全年实际关停小火电机组将超过2500 万千瓦；2009 年底，全国发电装机容量在8.5 亿千瓦左右，其中，水电1.85 亿千瓦左右，火电近6.4 亿千瓦，核电908 万千瓦，并网风电1600 万千瓦。总体来看，相对于电力需求，电力供应能力充足。
        投资结构继续优化，电网企业在克服各种困难后，将逐步加大电网投资尤其是城农网投资的力度。预计全年完成电源投资超过3000 亿元，考虑前期项目审批、征地各种困难后，全年电网投资规模有可能小于年初预期。电源投资中火电投资比重将继续缩小到低于50%，水电、核电投资比重将继续提高。电煤价格缓慢上涨压力存在，局部紧张极有可能再现。随着水电进入枯水期、火电相应增发，电煤需求开始增加，特别是冬季取暖期来临更将增加电煤需求。目前铁路运输偏紧，加上部分省区进行煤炭整合和安全整改将改变原来的煤炭的地区间供需关系和平衡格局，导致部分地区、部分电厂库存开始下降。
        现在的电煤价格形成机制还不完善，煤电之争此起彼伏，成为煤炭和电力企业矛盾的焦点。直到现在，2009 年重点电煤合同仍未签订。目前，电煤价格已经开始缓慢上涨，需求总量增加和结构性、地区性矛盾将进一步推动煤价上涨，增加电厂煤炭采购难度和采购成本。
        综合考虑电煤需求总量增加和价格上涨因素，局部地区电煤紧张的局面非常有可能再现。预计2009 年全国电厂发电、供热生产电煤消耗与上年持平略增，在15 亿吨左右。

        大部分流域来水偏枯的可能性加大。夏季以来，全国大部分流域来水偏少，水电出力下降。四季度，大部分流域来水偏枯的可能性加大，水电将进入枯水期，加上大型水库开始进行水库蓄水，也将进一步减少水电出力，增加水电比重较高地区的电力电量平衡难度。总体而言，全国水电发电量增速将开始低于总体发电量增速。
（三）电力需求及供需形势预测
        预计四季度全国电力需求仍能延续良好势头，在经济企稳向好的拉动下，全国电力需求将继续回暖。由于2008 年四季度基数很低，今年四季度各月用电量增速可能会达到15%以上，2009 年全年电量增长预计在4%左右。全年发电设备利用小时继续下降到4500 小时左右，其中火电在4700 小时左右。
         今冬明春，全国电力供需形势总体平衡有余。其中，华东、南方电网电力供需平衡，华北、华中、西北、东北电网电力供需平衡有余。由于来水可能偏枯，部分水电机组较多的省份可能出现紧张状况，电煤也存在一定的不确定性。
三、对当前电力供需一些问题的认识与建议
（一）坚持电力适度超前发展原则
        建国60 年来的持续电力供需偏紧充分说明，现阶段的供大于求是暂时的，随着经济的逐步回暖，电力消费必然会保持一定的增长，近期部分省份发电机组开机率和负荷率已经大幅提高。据调研了解，部分省份现有的电力建设规模和投产规模不能满足新增需求，一两年内可能会出现新的电力偏紧情况。

         建议坚持电力发展“适度超前”原则，着眼未来2-3 年金融危机后的经济发展对电力需求，保持适度的发展规模每年至少应有6000-7000 万千瓦机组投产，争取实现2020 年人均1 千瓦较为优质的装机水平。加快重点电源项目、重点电网项目的核准和支持力度，提高大范围资源优化配置能力，在更大范围内实现电力供需平衡。
（二）开展电力规划，调整电力结构
        建议尽快开展全国电力“十二五”规划编制工作并及时对社会公布，引导电力科学有序发展。近期到“十二五”要重点解开加快水电、核电发展的扣子，否则电力结构调整优化难以实现。
       近几年到“十二五”，还要重点解决风电发展中的问题，风电发展要加快，因为装机占总装机容量才1%左右，远远不够，问题也是发展中的问题，要从规划、技术标准、坚持两条腿走路，完善发展机制，提高自主创新和设备质量、风电消纳上重点研究；突破口先从几个风电大省入手。
        从现在开始，太阳能发展要尽快提上重要日程，纳入“十二五”及中长期发展规划，尽早纳入规划、出台政策加快发展。

       这些都涉及电网发展和电网结构调整优化，要加快电网发展和智能化的研究试点，以实现电网、电源协调发展。
（三）持续研究解决电煤问题
         近期供需缓和不代表深层矛盾的解决。针对电煤问题的复杂性，建议从更高层次上、更深入研究解决电煤多年来冲突的深层次矛盾。
        一是近期解决电煤还是要坚持两条腿走路，即大和小、中央和地方、重点和市场，市场要放开，中央调控能力要加强。
        二是加强煤炭产运需协调，今冬明春电煤供应纳入经济运行的重要议程，还要提前着手安排2010 年电煤产运需协调方案；建议密切关注部分省份煤炭资源整合和部分南方省份煤炭企业关停给电煤产运需平衡带来的新问题、新矛盾，确保资源总量平衡和稳定供应。
        三是在合理的电价机制形成的过程中，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；电煤市场的完全放开不是万能的，一方面继续发挥市场对电煤资源的基础性作用，同时必须加强完善政府对电煤市场的宏观调控，使“看不见的手”和“看的见的手”形成良好的互动关系。