2009年是新世纪以来我国经济发展最为困难的一年。一年来，电力行业坚决落实党中央、国务院各项决策部署，千方百计保生产、保供电、保安全稳定运行，较好地保障了国民经济和人民生活对电力的需求，全国范围内电力生产和消费增速回升；电力投资增幅加大、结构有所优化，新增装机继续保持较大规模，非化石发电加快发展，电力技术取得重要突破；全国供应能力充足，发电设备利用小时降幅收窄。总体来看，全国电力供需总体平衡、个别省区略有富余；火电企业效益有所好转、电网公司盈利下降，但行业效益没有稳定的市场保障机制。

　　一、2009年全国电力供需与经济运行形势分析

　　2009年，全国电力需求逐步回升，增速超过上年同期；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前三季度总体较好、四季度变化较大，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。从各省网来看，江苏、上海、浙江电力供需平衡偏紧；湖北、湖南、重庆等省份由于11月份以来水电出力大幅下降，造成电力供应能力偏紧，湖北在12月份出现拉限电情况。

　　（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

　　2009年，全国电力建设完成投资 7558亿元，同比增长19.93%。其中，电源投资3711亿元，占全部电力投资的49.10%，同比增长8.92 %，增速比上年提高3.31个百分点；电网投资3847亿元，比上年增长32.89%，占全部电力投资的50.90%。电源基本建设投资呈现了继续加快结构调整的态势，水电、核电、风电基本建设投资完成额同比分别增长2.33%、74.91%和43.90%，火电基本建设投资完成额同比下降11.11 %。

　　2009年，全国电源新增生产能力8970万千瓦，其中，水电1989万千瓦，火电6083万千瓦，风电897万千瓦，太阳能1.87万千瓦。新增结构继续优化，可再生投产规模逐步扩大，风电新增翻倍增长；新投产百万千瓦火电机组10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55.03%，30万千瓦以下机组（占新增或电机组的7.8%）基本都是热电联产机组、资源综合利用机组；核电新开工规模850万千瓦，在建规模2180万千瓦，位居世界xx。 “上大压小”继续推进，全年关停小火电机组容量2617万千瓦。

　　截止2009年底，全国全口径发电设备容量87407万千瓦，比上年底净增加8130万千瓦，同比增长10.23％。其中，水电19679万千瓦，同比增长14.01%；火电65205万千瓦，同比增长8.16%；核电908万千瓦；并网风电1613万千瓦，同比增长92.26%。发电机组结构逐步优化，非化石所占比重有所上升。火电设备容量占总容量的比重比上年下降1.45个百分点；水电、风电比重分别提高0.74、0.78个百分点；核电没有新投产机组，所占比重略有下降。

　　2. 发电量增速加速回升，火电生产快速恢复

　　2009年，全国全口径发电量36639亿千瓦时，同比增长6.2%。分类型来看，水电5747亿千瓦时，同比增长1.6%；火电29922亿千瓦时，同比增长6.7%；核电700亿千瓦时，同比增长1.1%；并网风电发电量269亿千瓦时，同比增长105.9%。分月来看，增速逐月加速回升，6月份实现单月增速正增长，8月份实现累计发电量正增长；水电发电量增速逐月放缓，9月以后四个月持续负增长，水电生产大省更加明显；受需求增加和水电出力大幅减小影响，下半年火电生产快速增长，12月火力发电量首次超过3000亿千瓦时，创造了单月火电发电量的新记录，也是部分地区电煤比较紧张的因素之一。

　　3.月度发电设备利用小时逐步恢复到常年水平

　　全国发电设备利用小时小幅下降，降幅明显收窄，2009年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时4527小时，比上年降低121小时，与上年相比下降幅度减小251小时；分月来看，6月以后月度发电设备利用小时数逐步回升，四季度已经恢复到常年水平。分类型来看，水电设备利用小时3264小时，比上年降低325小时，水电生产大省普遍下降。火电设备利用小时4839小时，比上年降低46小时，与上年相比下降幅度减小413小时，下半年回升十分明显，四季度各月已接近或超过2007年水平；核电设备利用小时7914小时，比上年增加89小时；风电设备利用状况好于上年。

　　4.电煤供需总体平衡，四季度变化较大

　　上半年，国内煤炭需求放缓，电厂存煤保持较高水平，电煤价格较上年高位有一定回落。下半年，进口煤炭总量急剧放大，但由于需求逐步增强，煤炭资源整合过程影响了生产能力的xx释放，煤炭供需趋于偏紧；电厂库存持续下降，2009年底，全国电煤库存平均可用天数已降至11天左右；四季度电煤价格快速上涨，煤炭供需平衡压力加大，部分地区更显突出。四季度电煤成为影响部分地区电力供需平衡的最主要因素。2009年，全国6000千瓦及以上电厂发电消耗原煤13.99亿吨，同比增长6.08%，增速略低于火电发电量增速。

　　（二）电网输送情况

　　1．各级电网建设取得重大进展

　　1000千伏晋东南—荆门特高压交流试验示范工程顺利投产，已稳定运行一周年，发挥了显著的综合效益；11月，世界{dy}个±800千伏特高压直流输电工程—云南至广东特高压直流输电工程单极成功送电，向家坝—上海特高压直流示范工程成功实现800千伏全线带电，标志着我国输电电压等级、交直流输电技术、装备制造以及电网建设管理上升到一个新水平、新台阶，进入{sjlx}行列。500千伏海南联网工程正式投运，全国联网继续推进。一批500千伏输变电工程建成投产，网架结构得到加强。大力实施农网完善工程，继续推进新农村电气化县建设和“户户通电”工程。电网智能化研究和试点示范工程扎实推进。

　　2.全国联网继续推进，电网规模持续扩大

　　2009年底，全国电网35千伏及以上输电线路回路长度125.40万千米，同比增长7.23%；35千伏及以上公用变设备容量28.2亿千伏安，同比增长16.03%。

　　3. 跨区送电总量较快增长，三峡电厂送出略有减少

　　2009年，全国跨区送电量完成1213亿千瓦时，同比增长13.52%，特高压交流线路送电和2008年一季度基数较低是主要原因。各月跨区送电基本保持平稳，11月份出现负增长，主要原因是三峡送出电量下降。2009年，三峡电厂共送出电量791亿千瓦时，同比下降1.07%，由于上年新增机组电量增加的翘尾作用以及当年来水偏枯，送出电量增速比上年降低31.78个百分点；9月份以来连续四个月同比下降。

　　4.区域内“西电东送”高速增长

　　2009年，南方电网“西电东送” 1155亿千瓦时，同比增长9.26%；分月来看，受上年冰灾导致基数较低影响，增速较高，以后逐月下降，9月份以来连续四个月同比下降。京津唐电网受电电量341亿千瓦时，同比增长52.92%；其中，分别从山西电网和内蒙古电网受入电量91亿千瓦时和250亿千瓦时。

　　5.省间电力电量交换保持较快增长

　　2009年，全国省间累计输出电量5247亿千瓦时，同比增长17.93%，增速比上年提高1.81个百分点，全年各月均保持较快增长。主要输出省份输出电量保持较快增长。

　　6. 进出口电量均有增加

　　与周边国家和地区电力交换有所增长，电力进出口总量为241亿千瓦时，同比增长18.01%，其中，进口电量61亿千瓦时，同比增长72.06%；出口电量180亿千瓦时，同比增长6.62%。

　　（三）电力消费情况

　　1.全社会用电量回升逐月加快，全年增速高于上年

　　2009年，全国全社会用电量36430亿千瓦时，同比增长5.96%，增速比上年提高0.47个百分点。分月用电量逐月加速回升，6月份全社会用电量自2008年10月份以来首次出现真正意义上的正增长；2009年各季度，全社会用电量分别为7810亿千瓦时、8716亿千瓦时、10110亿千瓦时、9795亿千瓦时，分别增长-4.02%、-0.59%、7.97%、20.72%，用电增速连续四个季度回升。

　　2. 第二产业用电逐步恢复，其他产业用电稳定增长

　　2009年，{dy}产业用电量947亿千瓦时，同比增长7.86%。第二产业用电量26993亿千瓦时，同比增长4.15%，第二产业用电从低迷中开始逐步回升，带动全社会用电，增速逐步快速回升，2009年各季度增速分别为-8.21%、-3.51%、5.85%、23.30%；第三产业用电量3921亿千瓦时，同比增长12.11%；城乡居民生活用电量4571亿千瓦时，同比增长11.87%，各月都保持了稳定增长。农村居民用电增速略高于城镇居民用电。

　　3. 工业用电量逐月走高，重工业回升加快

　　2009年，全国工业用电量26664亿千瓦时，同比增长4.27%，增速比上年提高0.36个百分点。分月来看，工业用电量增速自4月的-7.75%逐月持续回升， 6月实现单月增速转正，12月月度用电量创历史新高；累计用电量迟于全社会用电量2个月恢复正增长。全国轻、重工业用电量分别为4617亿千瓦时和22048亿千瓦时，同比分别增长1.01%和4.97%。相对轻工业，重工业受金融危机影响程度深、影响稍晚，但是受国家“四万亿投资计划”和“xx产业振兴规划”等政策的拉动作用，其用电量回升加快、12月创出历史新高，增幅快速提升。

　　4.重点行业用电全面复苏，对全社会用电增长贡献突出

　　2009年以来，钢铁、化工、建材、有色等重点行业生产逐步恢复，总体表现出向好的趋势，特别自7月份以来月度用电量持续增加并屡创新高，同期基数较低导致同比增速恢复更加明显。

　　黑色金属冶炼行业用电率先快速回升钢铁行业是用电最多的工业行业，国内投资和消费需求率先带动黑色行业用电快速回升，7月实现了当月用电量增速的正增长，全年用电增长6.97%，比上年增速提高5.0个百分点。

　　化工行业下半年用电持续好转上半年各月用电降幅波动较大，7月份首次实现当月用电量正增长，全年用电量2868亿千瓦时，同比增长3.20%，增速比上年高1.73个百分点

　　有色金属冶炼行业月度用电量连创新高，全年用电量2571亿千瓦时，同比增长0.42%，比上年增速回落6.01个百分点，是四大行业中最晚恢复正增长的行业，四季度以来各月用电量连续创新高；

　　建材行业受金融危机影响的时间最短、实现正增长最早建材行业受国家基础设施建设和灾后重建政策拉动最明显，3月份实现单月用电正增长，各月用电量连创新高。

　　纺织业、通用及专用设备制造业的月度用电增长在上半年持续处于震荡态势，进入8月份开始转正向好。交通运输设备制造业受铁路、交通投资大幅拉动作用，全年（除元月外）月度用电量基本处于正增长且逐月加速的态势。

　　5.各省用电逐步恢复

　　今年以来，各省区用电逐月恢复但情况略有差异，四季度各月全部恢复正增长。东、中部省份回升势头较好，西部省份在四季度回升幅度更大，东北地区回升相对缓慢，全国除山西外全部实现全年用电正增长。2009年，全国只有山西累计用电量仍然为负增长（-4.92%）。

　　6.电力弹性系数略有提高

　　由于2009年工业特别是重工业生产回升更加明显，对弹性系数的影响非常大，2009年全国电力消费弹性系数为0.69，比上年回升0.12。

　　（四）电力生产及输送环节利用效率继续提高

　　2009年，全国供电标准煤耗342克/千瓦时，比上年同期降低3克/千瓦时。线路损失率6.55%，比上年同期降低0.24个百分点。

　　全国6000千瓦以上电厂厂用电率5.69％，比上年下降0.12个百分点；其中水电0.58％，火电6.51％。

　　（五）煤价过快上涨，电力行业经营将面临很大困境

　　2009年以来，在煤价同比大幅回落、发电量增速逐步转正以及电价调整翘尾等利好因素作用下，电力行业利润明显回升，1-11月份，电力行业利润总额891亿元，但是全行业销售利润率3.16%，资产利润率1.41%，明显偏低。火电行业利润由上年同期的净亏损377亿元转为盈利465亿元，扭亏增盈842亿元，远高于全行业盈利增加额；电网企业因单边上调电价而造成经营状况恶化的趋势在9月以后得到一定遏制，1-11月份，实现利润63亿元。但是利润在地区间分布极不均衡，江苏、浙江、广东三省火电企业利润占全部火电利润的73.75%；北京和广东电力供应企业利润是全部供应企业利润的2.30倍，相当部分省份亏损严重。但是，电力行业效益没有机制保障，11月20日调整上网电价后，电网经营亏损情况好转，但四季度煤价过快上涨的现实情况对2010年电力行业经营将造成巨大影响。

　　二、2010年全国电力供需形势分析预测

　　2010年，是国际国内经济形势最为复杂的一年。电力行业将按照国家的要求部署，做好保供电、调结构、降能耗、重发展质量等各项工作；预计新增装机保持较大规模、供应能力进一步增强，需求继续回升，供需总体平衡，全国发电设备利用小时与上年基本持平；煤炭供应紧张、价格上涨矛盾比较突出，行业盈利能力将再次面临考验；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）电力供应能力分析及预测

　　1.投资保持较大规模，结构继续优化

　　预计2010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%。

　　2.基建新增维持高水平，全国装机规模将突破9亿千瓦

　　预计2010年全国全年基建新增装机8500万千瓦，其中，水电新增超过1500万千瓦，火电新增5500万千瓦，核电新增108万千瓦，风电新增1300万千瓦,太阳能光伏新增20万千瓦。预计2010年年中，全国发电装机容量将突破9亿千瓦。2010年年底，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。

　　3.电煤供需偏紧，价格上涨压力很大

　　由于现在水库蓄水偏少、需求高位增长，部分省份煤炭资源整合过程中将难以xx释放生产能力，煤炭生产量下降，对电力供应和地区平衡产生一定影响，可以判断，上半年火电发电量及火电耗煤量仍将保持在很高的水平上，电煤供需偏紧的局面短期内难以改变。预计2010年全国电厂发电、供热生产电煤消耗在16亿吨左右。煤炭需求总量增加和结构性、地区性矛盾将进一步推动煤价继续走高，增加电厂煤炭采购难度和采购成本。

　　4.气温、来水仍有可能影响供需

　　2010年，我国大部分地区出现气温偏高、偏低等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。

　　预计至2010年汛前，主要流域来水将继续维持目前严重偏枯的趋势，流域来水量仍将严重不足。预计2010年全国来水情况总体为平水年偏枯，今冬明春全国特别是华中地区干旱基本成定局。汛期也存在来水集中、来水量大等可能。

　　（二）电力需求及供需形势预测

　　2009年，电力消费增速回升向好的势头已经基本形成，目前，促进经济增长的积极因素多于不利因素。综合判断，预计2010年，全国电力消费增长势头将高于2009年，全年电力消费达到39700亿千瓦时左右，以2009年全国电力工业统计快报为计算基数，全年电力消费同比增长9%，达到39700亿千瓦时左右。考虑到2009年各月的基数效应，2010年全社会用电量将呈现“前高后低”的总趋势，上半年增速将超过10%，下半年逐步回落。预计全年发电设备利用小时将在4500小时左右，与2009年基本持平或略有下降。

　　2010年，全国电力供需总体平衡有余。受来水、电煤及天然气供应等不确定性因素影响，上海、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。

　　三、对当前电力供需问题的认识与建议

　　（一）转变电力发展方式，推进行业科学发展

　　当前，我国电力工业最突出的矛盾仍是电力结构性问题。火电机组和火电发电量比重仍然过高；电源电网发展不协调；我国资源与消费逆向分布的特征和全球气候变化的压力都要求我国电力工业必须加快转变发展方式，实现科学发展。

　　1、进一步加快电源结构调整力度，实现清洁发电。

　　要高度重视清洁煤发电。我国结构中以煤炭为主的格局在相当长时期内难以改变，必须充分重视洁净煤燃烧技术的发展与推广。要继续上大压小，积极合理发展热电联产，提高综合利用效率。

　　要继续加快水电、核电、风电、太阳能发电等清洁发展，努力提高非化石发电在总装机中的比例，加强与电网协调发展的统一规划力度；加强与清洁发展有关的政策研究，争取良好的发展环境；组织研究和制订清洁发展有关行业标准和技术规范，尽快健全和完善标准体系。

　　2、加大电网建设力度，实现电源电网协调发展。

　　要加快建设坚强的智能电网，继续增强“西电东送”、跨区跨省电网输电能力建设，大力推进特高压、大煤电、大水电、大核电、大型可再生基地的建设，优化电源结构和布局，促进资源在更大范围的优化配置和提高电网平衡能力；加快城农网建设改造力度，实现各级电网协调发展，促进电力发展方式的根本性转变。

　　（二）逐步理顺煤电关系，完善推进电价改革

　　1、理顺煤电关系。

　　2008年煤电关系十分紧张，火电企业严重亏损，煤电运衔接也存在许多矛盾。金融危机以来，电力需求下降导致煤电矛盾趋缓。随着2009年下半年经济形势好转，电力需求上升，电煤消费逐月增长加快。但由于地区电力结构不平衡、枯水期普遍来水少和极端天气影响，出现了缺煤停机或限电，煤价普遍上涨40元／吨左右，电煤问题又重新显现。要理顺煤电关系，特提出如下建议：

　　一是努力做好当前的煤炭供应工作。煤炭企业应在安全生产的前提下努力提高产量，运输行业应优化调整运力，保证重点地区、重点电厂的煤炭供应，发电企业应积极筹措资金，想方设法购买电煤，以保证当前乃至春节以及“两会”期间的电力安全。要加强对重点合同量、价的监管力度，提高履约率，保证电煤供应。对于部分省份的煤炭资源近期不得外运出省的地方保护政策，要坚决制止。

　　二是加强国家对煤炭资源的调配力度，建立国家煤炭应急储备制度。煤炭资源作为关系国计民生的基础性资源，国家应该具备相当的调配能力，从宏观制度层面构架煤炭储备体系，以应对电煤频繁告急。启动煤炭储备机制不仅可以缓解安全与经济发展提速间的冲突与矛盾，也可以平抑煤炭市场异常波动，防止过度投机行为，符合国际通用做法。同时，也应鼓励各发电集团建立自己的电煤储运机制。

　　三是加强煤炭产运需协调，整顿电煤流通环节，加大力度帮助电力企业协调重点地区、重点电厂（特别是新增的重点电厂）的电煤产运需保障平衡，确保资源总量基本平衡和稳定供应。尽快建立电煤信息统计体系，完善电煤价格指数测算与发布机制，做好电煤的预测预警工作。

　　四是适时启动煤电联动。煤电联动机制自2004年年底实施以来，一是不能及时启动，二是有关机制存在问题。现阶段，应进一步完善煤电价格联动机制，调整发电企业消化煤价上涨比例，设置煤电联动{zg}上限，适当控制电煤价格涨幅，保持煤炭、电力价格基本稳定。应根据2009年年底及2010年初以来电煤价格不断上涨的情况，及时启动煤电联动，以缓解发电企业的经营压力和煤电之间的矛盾。

　　2、推进电价改革。

　　近年来的经济运行中，“市场煤、计划电”的体制性矛盾依然突出，电力企业这几年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，行业盈亏基本由政府制定的价格决定。煤电价格矛盾已影响到部分时段、部分地区的电力供需平衡。应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工作力度，发挥价格对需求的引导调节作用。理顺各种终端之间的比价关系，引导用户合理消费各种。

　　三是加快资源型产品价格改革步伐，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，以促进清洁发展，调整结构。

　　（三）加强规划与协调，发挥行业协会作用

　　近两年电力发展和运行中，暴露出经济发展和电力发展、清洁发展与传统及电网发展、电力运行与上下游以及相关行业如何协调的问题，电力作为经济运行的晴雨表，又时刻影响这些重大关系的协调发展。建议政府有关部门要综合考虑煤电油运各种因素，做好“十二五”总体规划，坚持电力适度超前发展，统筹解决布局的结构性问题。建立健全综合运输调配体系，包括发展特高压长距离输电，提高相关部门跨区域调配能力，增强应对资源需求突发性、大规模变动的能力。电力行业发展与煤炭、石油、天然气、交通运输、机械制造、信息通讯、科研教育等行业密切相关。要采取措施推动电力行业和其他行业间合作，建立行业之间的工作沟通与协调机制，努力推动煤电油气运等问题的有效解决。

　　随着政府职能的进一步转变，行业协会作为政府与社会、企业间的桥梁和纽带，在行业自律、标准制定、合作交流等各项工作中承担着越来越重要的责任。建议国家给予相关行业协会更大的支持，帮助协会与政府、企业共同做好运行形势分析工作，使行业协会更充分地发挥作用。