20##年度全国电力供需形势分析预测报告

20##年，全国电力运行安全平稳，电力供需总体平衡。全社会用电量全年同比增长7.5%，同比提高1.9个百分点；第三产业和城乡居民用电延续高速增长，分别同比增长10.3%和9.2%；第二产业用电同比增长7.0%，制造业用电增速逐季攀升，四大高耗能行业用电增速先降后升、同比增长6.0%；西部地区用电增速继续明显领先，各地区增速均高于上年。年底全国发电装机容量首次跃居世界第一、达到12.5亿千瓦，全年非化石能源新增装机占全部新增的比重提高到62%，水电新增装机创历史新高，并网太阳能发电新增装机增长近十倍。风电发电量保持高速增长，设备利用小时同比再提高151小时、设备利用率明显提高。

　　展望20##年，我国经济将延续平稳增长态势，预计国内生产总值同比增长7.5%左右，相应全社会用电量同比增长7.0%左右，年底全国发电装机13.4亿千瓦左右。预计全国电力供需总体平衡，东北区域电力供应能力富余较多，西北区域电力供应能力有一定富余，华北区域电力供需平衡偏紧，华东、华中、南方区域电力供需总体平衡。

　　一、20##年全国电力供需情况分析

　　（一）全社会用电量增速同比提高，季度增速前升后降

　　根据我会统计，20##年全社会用电量5.32万亿千瓦时、同比增长7.5%，增速比上年提高1.9个百分点，人均用电量达到3911千瓦时。主要受宏观经济企稳回升、夏季持续高温天气、冬季气温偏暖等影响，前三季度用电增速逐季回升，第三季度最高达10.9%，第四季度增速回落，仍达到8.4%，高于全年及上年同期增速。

　　第三产业和城乡居民用电延续高速增长。第三产业用电量同比增长10.3%，反映出第三产业市场消费需求持续活跃，占全社会用电比重同比提高0.3个百分点。城乡居民用电量同比增长9.2%、占比提高0.19个百分点，其中三季度全国大部分地区遭遇持续高温天气，当季城乡居民生活用电量同比增长17.6%、为近几年来季度用电最高增速。

图1  20##、20##年电力消费结构图

　　制造业用电增速逐季攀升，四大高耗能行业用电增速先降后升。第二产业用电量同比增长7.0%、同比提高2.8个百分点，对全社会用电增长的贡献率上升为68.7%、同比提高13.6个百分点。制造业用电增长6.8%，分季增速依次为4.5%、5.0%、8.0%和9.3%，反映出下半年以来我国实体经济生产呈现稳中有升的良好态势。化工、建材、黑色金属、有色金属四大行业全年合计用电同比增长6.0%，分季增速依次为5.3%、3.3%、6.9%和8.6%，占全社会用电量比重同比降低0.43个百分点。

　　西部地区用电增速继续明显领先，各地区增速均高于上年。东部、中部、西部和东北地区全年用电增速分别为6.6%、6.9%、10.6%和4.2%，均高出上年增速。西部地区明显领先于其他地区，占全国用电比重同比提高0.7个百分点。

图2  20##、20##年全国分地区电力消费结构图

图3  20##年各地区分季度全社会用电量增速情况图

　　（二）全国发电装机容量首次跃居世界第一，新能源发电继续超高速增长

　　全年电网投资占电力工程投资比重为51.2%、同比提高1.6个百分点；电源投资中的非化石能源发电投资比重达到75.1%，同比提高1.7个百分点。全年非化石能源发电新增装机5829万千瓦、占总新增装机比重提高至62%。20##年底全国发电装机容量首次超越美国位居世界第一、达到12.5亿千瓦，其中非化石能源发电3.9亿千瓦，占总装机比重达到31.6%、同比提高2.4个百分点。全年发电量5.35万亿千瓦时、同比增长7.5%，发电设备利用小时4511小时、同比降低68小时。全国火电机组供电标煤耗321克/千瓦时，提前实现国家节能减排“十二五”规划目标（325克/千瓦时），煤电机组供电煤耗继续居世界先进水平。

　　水电新投产容量创历史新高。全年常规水电新增2873万千瓦，年底装机2.6亿千瓦、同比增长12.9%；发电量同比增长4.7%，设备利用小时3592小时。全年抽水蓄能新增120万千瓦，年底装机容量2151万千瓦。

　　并网太阳能发电新增装机同比增长近十倍。20##年，国务院及各部门密集出台了一系列扶持国内太阳能发电产业发展政策，极大地促进了我国太阳能发电发展。全年新增装机1130万千瓦、同比增长953.2%，年底装机1479万千瓦、同比增长335.1%；发电量87亿千瓦时、同比增长143.0%。

　　风电延续高速增长，风电设备利用率明显提高。全年并网风电新增1406万千瓦，年底装机7548万千瓦、同比增长24.5%；发电量1401亿千瓦时、同比增长36.3%，发电设备利用小时2080小时，为20##年以来的年度最高水平，同比再提高151小时，风电设备利用率连续两年提高。

　　核电投资同比减少，全年投产两台核电机组。全年完成核电投资同比减少22.4%；新增两台机组共221万千瓦，年底装机1461万千瓦、同比增长16.2%；发电量同比增长14.0%，设备利用小时7893小时、同比提高38小时。

　　煤电投资及其装机比重连续下降，气电装机增长较快。全年完成煤电投资同比下降12.3%，占电源投资比重降至19.6%。年底装机7.9亿千瓦，占比降至63.0%、同比降低2.6个百分点。发电量同比增长6.7%，占比为73.8%、同比降低0.6个百分点，全年设备利用小时5128小时。20##年底，全国气电装机同比增长15.9%，发电量同比增长4.7%。

　　跨区送电保持快速增长。全年完成跨区送电量2379亿千瓦时、同比增长17.9%，跨省输出电量7853亿千瓦时、同比增长9.1%，四川为消纳富余水电，通过向上直流和锦苏直流线路外送华东电量547亿千瓦时、同比大幅增长185.8%。南方电网区域西电东送电量1314亿千瓦时、同比增长5.8%。

　　电煤供应宽松，天然气供应紧张。国内煤炭市场供应宽松，电煤价格先降后升。天然气需求增长强劲，冬季用气紧张，部分燃机发电供气受限。20##年7月国家上调非居民用天然气价格以来，部分燃机发电企业因地方补贴不到位出现持续亏损。

　　（三）全国电力供需总体平衡，地区间电力富余与局部紧张并存

　　20##年，全国电力供需总体平衡。其中，东北和西北区域电力供应能力富余较多；华北、华中和南方区域电力供需总体平衡；华东区域电力供需偏紧，江苏、浙江等地在年初、夏季用电高峰时段出现错避峰。

　　二、20##年全国电力供需形势预测

　　（一）电力消费增速预计将比20##年小幅回落

　　总体判断，20##年我国经济将延续平稳增长态势，预计国内生产总值同比增长7.5%左右。综合考虑20##年经济增长形势、国家大气污染防治与节能减排、化解钢铁等高耗能行业产能严重过剩矛盾以及20##年迎峰度夏期间持续高温天气导致用电基数偏高等因素，预计20##年我国全社会用电量同比增长6.5%-7.5%，推荐增长7.0%左右。

　　（二）电力供应能力充足，非化石能源发电装机比重继续提高

　　预计全年新增发电装机9600万千瓦左右，其中非化石能源发电6000万千瓦左右、煤电新增3000万千瓦左右。预计年底全国发电装机达到13.4亿千瓦，其中煤电8.2亿千瓦左右，非化石能源发电4.5亿千瓦左右，非化石能源发电占比接近34%。非化石能源发电装机中，常规水电2.8亿千瓦、抽水蓄能发电2271万千瓦、核电2109万千瓦、并网风电9300万千瓦、并网太阳能发电2900万千瓦左右。

　　（三）20##年全国电力供需总体平衡

　　预计20##年全国电力供需总体平衡。其中，东北区域电力供应能力富余较多，西北区域有一定富余；华北区域电力供需平衡偏紧；华东、华中、南方区域电力供需总体平衡。预计全年发电设备利用小时4430-4480小时，其中煤电设备利用小时超过5100小时。

　　三、有关建议

　　（一）加快发展清洁能源发电

　　加快发展清洁能源发电已成为我国能源电力发展的重大战略选择，建议：一是深化总体战略研究，统筹规划清洁能源发电。增强水电、核电、天然气发电以及新能源发电等清洁能源发电的规划协调性，保障规划与国家财政补贴额度、环境保护要求、经济社会电价承受能力以及电力系统消纳能力等相关因素相协调。二是健全完善相关管理制度和技术标准。完善相关技术标准，加强清洁能源发电设备制造、建筑安装、生产运行、退役后处理等全过程环保标准完善与监督；加强清洁能源发电并网制度管理，严格执行并网技术规定；统筹规划、逐步开展核电标准建设工作，逐步建立并完善与国际接轨的国内核电技术标准体系。三是加快完善并落实促进分布式发电发展相关政策措施。创新分布式发电商业模式，构建以电力购买协议为载体，由投资者、开发商和中小用户参与的第三方融资/租赁合作平台，进一步破除分布式发电融资障碍; 进一步制定和落实分布式光伏发电的电费结算、补贴资金申请及拨付的工作流程，确保光伏发电补贴及时足额到位；完善天然气分布式发电电价及补贴政策。四是健全资金筹集机制和进一步完善财政税收扶持政策。拓宽清洁能源发电发展基金来源渠道，适度增加政府财政拨款额度，建立完善捐赠机制，推广绿色电力交易机制；加大财政资金对科技开发特别是基础研究的投入；对清洁能源产业制定明确的税收优惠政策；鼓励金融机构对清洁能源发电特别是分布式清洁发电项目融资贷款，并给予多方面优惠。五是推行绿色电力交易。实施居民和企业自愿认购绿色电力机制，作为电价补贴机制的重要补充。六是鼓励清洁能源发电科技创新，降低发电成本。为力争20##年前实现风电上网电价与火电平价，20##年实现光伏发电用户侧平价上网，积极开展风电、光伏发电等领域的基础研究、关键技术研发，进一步降低发电成本。

　　（二）加快制定实施电能替代战略规划

　　为贯彻落实国务院《大气污染防治行动计划》，尽快解决我国严重雾霾天气问题，需要加快实施电能替代工程。建议：一是国家尽快研究制定电能替代战略规划，出台电能替代产业政策。以电能替代战略规划统筹指导实施“以电代煤”和“以电代油”工程，提高全社会电气化水平，不断提升电能占终端能源消费比重。二是加快在工业、交通运输业、建筑业、农业、居民生活等主要领域实施电能替代工程。在工业和民用领域推广“以电代煤”，降低散烧煤应用范围，提高煤炭转化为电力的比重。在城市交通领域，大力推动城市电动汽车、电气化轨道交通的研发和应用，推广新建小区建设电动汽车充电桩。三是加快调整电源结构和优化电源布局。积极有序发展新能源发电，在确保安全的前提下加快核准开工一批核电项目，加快西南水电基地开发以及西部、北部大型煤电基地规模化和集约化开发，通过特高压等通道向东中部负荷中心输电、提高东中部接受外输电比例，实现更大范围的资源优化配置和环境质量的结构性改善。四是通过市场机制和经济手段促进节能减排，深化电力需求侧管理，推行合同能源管理，推进发电权交易和大气污染物排污权交易。五是提高电力企业环保设施运行维护管理水平，发挥好现有环保设施的污染物控制能力。

　　（三）加快解决“三北”基地不合理“弃风”问题

　　20##年以来全国并网风电设备利用率稳步提高，但“三北”基地“弃风”问题仍然存在。建议：一是坚持集中与分散开发相结合、近期以分散为主的风电开发方针。分散开发应该成为近中期风电开发的侧重点，集中开发要以确定的消纳市场和配套电网项目为前提，因地制宜稳妥开发海上风电。二是切实加强统筹规划，健全科学有序发展机制。科学制定全国中长期总量目标，立足电力行业总体规划来深化统筹风电专项开发规划，坚持中央与地方规划相统一，健全完善国家规划刚性实施机制。三是切实加强综合协调管理，提高政策规划执行力。科学制定项目核准流程规范，强化规划执行刚性；建立风电项目和配套电网、调峰调频项目同步审批的联席会议制度，建立项目审批与电价补贴资金直接挂钩制度；加快跨区通道建设，加快核准和超前建设包括特高压输电工程在内的跨区跨省通道工程，尽早消纳现有“三北”基地风电生产能力；尽早建立健全调峰调频辅助服务电价机制；科学制定各类技术标准和相关管理细则。

　　（四）加快解决东北区域发电装机富裕问题

　　东北地区电力供应能力长期富余，随着辽宁红沿河核电厂等项目陆续投产，电力供应富余进一步增加，发电企业经营困难加剧。建议：一是国家对东北电力富余问题开展专题研究，提出消纳东北电力富余电力的方案和措施；二是“十二五”期间应严格控制区域内包括煤电、风电在内的电源开工规模，以集中消化现有电力供应能力。

　　（五）加快理顺电价、热价形成机制，促进解决云南等水电大省煤电企业及北方热电联产企业长期普遍亏损问题

　　我国已经进入电价上涨周期，要立足于电力市场化改革顶层设计，加快推进电价机制改革，更多采用市场机制调节电价，减少行政干预：一是加快发电环节两部制电价改革。尽快研究云南等水电大省的煤电价格形成机制，解决这些地区煤电企业持续严重亏损、经营状况持续恶化而面临的企业生存问题；加快理顺天然气发电价格机制。二是加快形成独立的输配电价机制，稳妥推进电力用户与发电企业直接交易。国家有关部门应加大市场监管力度，对地方政府行政指定直接交易对象、电量、电价以及降价优惠幅度等行为及时纠正和追责。三是针对华北、东北及西北地区热电联产企业供热连年大面积亏损的实际困难，建议有关部门应出台分区域供热价格指导政策，对供热亏损较大的地区按照成本加成原则重新核定热价，并执行煤热价格联动机制；对热价倒挂严重、亏损严重的供热企业予以政策支持和财税补贴，以保障企业的正常经营生产，确保迎峰度冬期间安全稳定供热。

　　（六）加快完善大气污染物特别排放限值相关政策措施

　　根据国家20##年2月发布的《关于执行大气污染物特别排放限值的公告》，要求重点控制区域（19个省的47个城市）主城区的燃煤机组自20##年7月1日起执行特别排放限值，非主城区的在“十三五”期间执行特别排放限值。电力企业普遍反映，执行特别排放限值在技术、工期、经济等方面存在诸多难以克服的困难。建议：一是由国家有关部门共同研究提出能够满足特别限值要求的指导性技术路线和更为科学的监督考核要求。二是相关部门继续完善特别排放限值地区的现役燃煤机组综合环保电价，针对新建机组执行特别限值而增加的成本支出应相应调整电价。三是统筹安排停机改造时间，避免停机改造影响到电力平衡问题，对于确因客观原因、在限期前不能完成环保改造的机组，顺延实施。四是对重点地区环保技改工程提供环保专项资金和贷款贴息补助。

第二篇：中电联发布20xx年全国电力供需形势分析预测报告

中电联发布20xx年全国电力供需形势分析预测报告

2012-02-27 12:33:21 中电新闻网

2月26日，中国电力企业联合会发布了《20xx年全国电力供需形势分析预测报告》，报告显示，20xx年全国全社会用电量增速9.5%左右，且可能呈“前低后高”分布；年底全国发电装机容量11.4亿千瓦左右。受装机特别是火电装机增长慢、电煤供应不足、水电来水不确定性大等因素影响，预计全国电力供需仍然偏紧，区域性、时段性、季节性缺电较为突出，最大电力缺口3000-4000万千瓦。

据中电联20xx年年度统计快报，20xx年全社会用电量4.69万亿千瓦时，增长11.7%，但增速的时空分布并不平衡，从季节看，增速逐季平稳回落，西部地区用电增长明显快于其他地区。全国新增发电装机容量9041万千瓦，年底全国发电装机容量10.56亿千瓦，供应能力进一步增强，全口径发电量比上年增长11.7%；电力行业克服来水偏枯、电煤紧张、火电企业大面积亏损、体制机制不畅等困难，有效应对了全国电力供需形势总体偏紧、部分地区、部分时段供需矛盾突出的不利形势，电力运行总体平稳。

具体分析内容如下：

一、20xx年全国电力供需情况分析

20xx年，主要受水电出力下降、电煤供应紧张、电源电网结构失调、经济和电力需求增长较快等因素影响，全国电力供需总体偏紧，部分地区、部分时段缺电比较严重，全国共有24省级电网相继缺电，最大电力缺口超过3000万千瓦。

（一）电力消费需求旺盛，地区用电增长差异大

20xx年，全国全社会用电量4.69万亿千瓦时，比上年增长11.7%，消费需求依然旺盛。四个季度用电量分别增长12.7%、11.7%、11.5%和11.1%，增速逐季平稳回落；其中，第四季度用电量环比第三季度下降6.9%，与上年同期环比降幅基本持平，大于常年下降幅度。人均用电量3483千瓦时，比上年增加351千瓦时，超过世界平均水平。

1、第二产业、第三产业用电保持较快增长，所占比重有所上升 20xx年，第一产业用电量1015亿千瓦时，比上年增长3.9%。

第二产业用电量3.52万亿千瓦时，比上年增长11.9%，占全社会用电量的比重达到75.0%，仍是带动全社会用电量快速增长的最大动力，其贡献率达到75.8%，但比上年贡献率降低4.1个百分点。工业、制造业用电量分别增长11.8%和12.6%，反映出工业生产相对比较平稳。轻工业用电量增长

9.2%，低于重工业增速（12.4%）3.2个百分点，说明工业结构调整相对缓慢。

化工、建材、钢铁冶炼、有色金属冶炼四大重点行业用电量保持较快增长,但是随着国家宏观调控政策效果显现，其合计用电量在6月份达到高峰后，下半年逐月略有减少。

第三产业用电量5082亿千瓦时，比上年增长13.5%，高于全社会用电量增速1.8个百分点，四个季度分别增长15.5%、15.0%、11.9%和12.1%。其中，交运（交通运输、仓储和邮政业）、信息（信息传输、计算机服务和软件业）、商业（商业、住宿和餐饮业）和金融（金融、房地产、商务业）分别增长15.4%、17.6%、16.4%和14.3%，反映出第三产业具有较强的增长活力。 城乡居民生活用电量5646亿千瓦时，比上年增长10.8%，分季度分别增长14.1%、10.7%、7.5%和11.6%。第三季度增速偏低的主要原因是20xx年迎峰度夏期间持续高温而20xx年同期持续高温天气较少。城镇和乡村居民生活用电量分别比上年增长8.2%和13.2%，延续近年来乡村居民用电增长快于城镇居民用电的格局，城镇居民生活用电量占城乡居民生活用电量的比重为57.0%，比上年降低1.1个百分点。

从用电比重看，20xx年第二产业和第三产业占全社会用电量的比重分别比上年提高0.1和0.2个百分点，而第一产业和城乡居民生活用电比重分别比上年降低0.2和0.1个百分点。

2、区域用电增长差异大，西部地区增速明显高于其他地区

西部地区用电量快速增长。随着经济结构调整和产业转移，地区用电增长差异拉大，20xx年西部地区用电量比上年增长17.2%，增速远高于其他地

区；中部地区用电量比上年增长12.1%，略高于全国平均水平；东部和东北地区用电量增速低于全国平均水平，占全国的比重以及贡献率均比上年有所下降。

表1 20xx年各地区用电量情况

各省（区、市）用电量增速差异较大。20xx年，西部地区所有省份的全社会用电量增速均高于全国平均水平，其中在增速超过15%的9个省区中，除江西、海南、福建外，全部为西部地区省份，它们依次是宁夏、新疆、内蒙古、青海、云南和西藏。增速低于10%的省份有北京、上海、黑龙江、天

津、广东、辽宁、湖北、湖南、吉林，除湖北、湖南外，均是东部及东北地区省市。

3、统调最高用电负荷增速放缓，统调用电量增长快于统调最高用电负荷增长

根据国家电力调度通信中心统计，20xx年，全国电网统调最高用电负荷（即最高发受电电力，下同）比上年增长8.8%，增速比上年降低6.9个百分点；统调用电量（即统调发受电电量，下同）比上年增长11.5%，增速比上年降低5.6个百分点，但比统调最高用电负荷增速高2.7个百分点。分区域电网来看，西北电网统调最高用电负荷增速远低于统调最高发电负荷（即最高发电电力，下同）增速，净外送电力1739万千瓦，比上年增加1152万千瓦，对支撑其他电网电力供应作用突出；华北、华东电网统调最高用电负荷增速偏低，与夏季未出现持续高温天气关系密切；东北区域需求增长缓慢，用电负荷以及发电负荷增长缓慢；华中区域电力供需比较紧张，统调最高用电负荷增长快于统调最高发电负荷增长。

表2 20xx年分区域最高发受电电力统计表

单位：万千瓦，

亿千瓦时，%

（二）电力供应能力进一步增强，来水偏枯对电力生产供应影响显著

1、电力供应能力进一步增强，装机结构出现新特点

20xx年，全国新增发电装机容量9041万千瓦，连续6年超过9000万千瓦。其中，新增水电1225万千瓦、火电5886万千瓦（其中，单机容量30万千瓦及以上燃煤机组5202万千瓦，分别占新投产燃煤机组和火电机组容量的95.3%和88.4%）、核电175万千瓦、并网风电1585万千瓦、并网太阳能发电169万千瓦，并网太阳能发电进入大规模投产阶段。年底全国发电装机容量达到10.56亿千瓦，其中水电2.31亿千瓦（包括抽水蓄能1836万千瓦），

火电7.65亿千瓦，核电1257万千瓦，并网风电4505万千瓦，太阳能发电214万千瓦，全国电力供应能力进一步增强。

20xx年底，全国水电、核电、并网风电、并网太阳能发电等非化石能源发电装机容量达到2.9亿千瓦，占全部发电装机的比重达到27.5%，比上年提高0.9个百分点。全国发电装机容量增速比发电量增速低2.5个百分点，而火电设备容量增速比火电发电量增速低6.2个百分点，说明火电装机增长相对缓慢，火电等常规能源机组保障电力平衡的压力加大。发电装机向西部转移的趋势较为明显，年底西部、东北、中部、东部地区装机容量分别增长14.5%、7.8%、7.3%和6.4%，东部和中部装机增速分别低于相应用电量增速

3.2和4.8个百分点，在电网跨区资源配置能力不强的情况下，东部电力供需更加紧张。

2、水电发电量同比减少，火电发电量增加较多

20xx年，全国全口径发电量4.72万亿千瓦时，比上年增长11.7%，增速比上年回落3.2个百分点。

20xx年，全国平均降水量比常年偏少9%，为近60年来的最少年份，水电发电量完成6626亿千瓦时，比上年下降3.5%，近二十年来首次出现负增长。在水电装机容量较大的省份中，福建、浙江、江西、广东水电发电量下降幅度超过20%，湖南、广西、贵州下降幅度超过12%，湖北下降6.5%。全国火电发电量完成3.90万亿千瓦时，比上年增长14.1%，且绝大部分月份火电发电量均超过3000亿千瓦时。从占比来看，水电发电量占全部发电量的比

重为14.0%，比上年降低2.2个百分点，而火电发电量比重达到82.5%，比上年提高1.7个百分点。

3、水电设备利用小时数下降，火电设备利用小时数快速攀升

20xx年，全国发电设备平均利用小时达到4731小时，比上年提高81小时，为20xx年以来最高水平。

全国水电设备平均利用小时3028小时，比上年下降376小时，为19xx年以来的最低水平。绝大部分水电生产大省的水电设备利用小时均比上年有所减少。

全国火电设备平均利用小时5294小时，比上年提高264小时，为20xx年以来最高水平。火电设备利用小时增加较多，一方面是水电出力下降所致，经测算，20xx年水电减发带动全国火电设备利用小时回升100小时左右，且

各省影响程度不同；另一方面则是电力需求快速增长而有效供应能力不足所致。

与20xx年比较，华中、华东及南方区域大部分省份火电设备利用小时有不同程度的提高；东北各省以及华北、西北大部分省份低于20xx年，反映出不同区域火电设备利用状况的明显差异，也显示出电力供需地区性差异较大的特性。

4、电煤矛盾仍然突出，电煤价格高位运行

根据中能公司统计，20xx年，全国重点发电企业累计供、耗煤分别比上年增长15.78%和15.3%，日均供、耗煤分别为381万吨和374万吨，各月电厂耗煤持续保持较高水平。受限于煤炭供应量、运输瓶颈、煤质下降、煤炭价格持续高位以及水电偏枯导致火电出力增加等多种因素，导致电煤矛盾仍然突出，电煤库存的地域分布不均，电煤市场偏紧，部分省份在局部时段煤炭供应紧张，影响了电力供应。

20xx年，全国电煤市场价格总体经历了持续上涨、略微回调后又上涨、年末环比回落的走势。以具有代表性的秦皇岛港5500大卡山西优混煤炭为例，11月份平均价比1月份上涨76元/吨，虽然12月份环比回落，但全年持续上涨趋势仍然非常明显。据调研，华能集团等五家发电企业平均到厂标煤单价比上年提高90元/吨左右，导致火电业务亏损严重。

（三）电网配置资源能力有所增强，跨区跨省送电稳步增长

1、电网新增规模有所减少，送电能力仍显不足

20xx年，全国电网建设新增220千伏及以上交流变电容量2.09亿千伏安，比上年减少4907万千伏安；新增220千伏及以上线路长度3.51万千米，比上年减少9654千米。特高压交流实验示范工程扩建、宁东—山东直流、三峡地下电站送出等跨区跨省重点工程竣工投运，电网远距离、大规模输电能力大幅提升。青藏直流联网工程投入试运行，标志着我国大陆地区省级电网全面实现互联。中俄直流联网黑河背靠背换流站工程投入试运行。

20xx年底全国 220千伏及以上输电线路回路长度、公用变设备容量分别为48.03万千米、21.99亿千伏安，分别比上年增长7.88％和10.50％。但是，受跨区跨省输电能力限制，东北、蒙西以及西北地区仍有3000万千瓦左

右的电力无法输送到华东、华中等电力紧张地区，造成“缺电”与“窝电”并存。

2、跨区、跨省送电稳步增长，西北外送电量大幅增加

20xx年，全国完成跨区送电量1680亿千瓦时，比上年增长12.8％，其中西北送出电量426亿千瓦时、比上年增长167％，东北送华北100亿千瓦时、增长13.9％。跨省输出电量6323亿千瓦时，比上年增长9.7％，跨区跨省送电对有效利用能源和支援用电紧张地区发挥了突出作用。

水电发电量下降对跨区跨省输电及电力平衡影响较大，造成华中及南方电网区域电力供需平衡困难，成为20xx年电力供需矛盾最为突出的地区。20xx年，三峡电厂累计送出电量比上年下降7.3％；华中送出电量下降

15.1％，其中送华东、西北、华北、南方分别下降11.0％、16.3％、69.6％和12.1％；由于来水偏枯以及电煤问题，贵州输出电量下降11.5％，导致南方电网“西电东送”电量下降13.2％。由于南方电网区域电力供需紧张，南方电网增加了从香港购电（增长13.4％）和减少向越南送电（下降20.6％），全国进口电量增长24.6％，出口电量下降2.1％。

（四）电网和清洁能源投资所占比重继续提高，火电投资比重明显下降 20xx年，全国电力工程建设完成投资7393亿元，与上年基本持平。其中，电源、电网工程建设分别完成投资3712亿元和3682亿元，分别比上年下降6.5％和增长6.8％，电网投资占电力投资的比重比上年提高3.3个百分点。电源投资中，火电投资仅为20xx年的46.4％，已经连续6年同比减少，

20xx年火电投资占电源投资的比重下降至28.4％，清洁能源投资比重明显提高。

（五）全国电力供需总体偏紧，部分地区、部分时段缺电比较严重 主要受水电出力下降、电煤供应紧张、电源电网结构失调、经济和电力需求增长较快等因素影响，全国电力供需总体偏紧，部分地区、部分时段供需矛盾比较突出，全国共有24省级电网相继缺电，最大电力缺口超过3000万千瓦。通过组织跨区跨省电力支援、积极保障电煤供应、加强需求侧管理和实施有序用电等措施，有效缓解了电力供需矛盾，保障了经济社会平稳健康发展。

全年全国电力供需形势总体呈现前紧后缓、淡季电力缺口扩大、旺季缺口缩小的态势，区域性、时段性、季节性电力短缺、部分地区持续性缺电的特点十分明显。1月份，全国最大电力缺口超过3000万千瓦，江苏、河南、山西等省份缺口较大。4－6月份，缺电表现由点到面，缺电原因更为复杂，缺电地区向水电比重大的省份集中，缺电比例不断扩大，全国最大电力缺口2000万千瓦左右，其中江苏、浙江、湖南、江西、重庆、贵州等省份缺电严重。迎峰度夏期间，由于未出现长时间、大范围的高温闷热天气导致空调负荷没有完全释放，加上各项准备措施比较充分，电力缺口略低于3000万千瓦；但是，浙江、江苏、重庆、山西、湖南、江西、广东、贵州、广西等省份供需矛盾比较突出。四季度，随着电力消费需求明显放缓、各项准备措施比较充分、部分省份秋汛来水情况好转，全国电力供需形势明显改善，12月份全国电力缺口缩小到600万千瓦左右。据初步测算，全年全国累计限电量约352

亿千瓦时，占全社会用电量的0.8％。分区域来看，华北电网供需总体平衡，山西电网受煤炭供应影响电力供需持续偏紧，11月份以后情况好转。华东电网供需持续偏紧，浙江、江苏前三季度电力供需持续紧张、矛盾突出，第四季度供需总体平衡。华中电网电力供需紧张，前三季度因缺煤或来水偏枯，大部分省份供需偏紧，第四季度供需形势明显缓解。东北电网电力供需平衡有余，特别是吉林、黑龙江富余较多。西北电网电力供需总体平衡有余。南方电网受来水、电煤供应等因素影响，电力持续紧张，全网最大电力缺口1500万千瓦左右。

二、20xx年全国电力供需形势分析预测

预计20xx年全社会用电量增速在8.5%-10.5%之间，推荐方案为9.5%，全年用电量5.14亿千瓦时，可能呈现“前低后高”分布；年底全口径发电装机容量达到11.4亿千瓦左右。综合平衡分析，预计20xx年全国电力供需仍然总体偏紧，区域性、时段性、季节性缺电仍然较为突出，最大电力缺口3000-4000万千瓦。

（一）宏观经济及电力需求增速进一步放缓

20xx年，我国经济社会发展面临的环境比较复杂，不确定因素较多，但国家“稳中求进”的工作总基调和更有效的宏观调控能够确保我国经济继续

保持平稳较快发展，国家宏观调控预期效应将进一步显现。综合分析国内外机构的预测结果，20xx年全国国内生产总值增速在8.0%-9.0%之间，推荐方案为8.5%左右。

综合考虑20xx年宏观经济运行态势及投资、消费、出口情况，以及20xx年电力消费增速前三季度平稳增长、四季度有所回落的运行特征，20xx年我国电力消费需求将继续稳步增加，但增速将比20xx年有所回落，预计全国全社会用电量5.09-5.19万亿千瓦时，同比增长8.5%-10.5%，推荐方案为5.14万亿千瓦时、同比增长9.5%左右，可能呈现“前低后高”分布。

分行业来看，第一产业用电量低速稳定增长；第二产业用电量受节能减排政策、房地产调控、铁路建设放缓、电价上调对高耗能行业产生的抑制作用等因素综合影响，增速将略低于全社会用电量增速；第三产业和城乡居民生活用电量较快增长。分地区来看，东部和东北地区用电量增长将低于全国平均水平；西部地区用电量增速继续居各地区首位，但受节能减排以及高耗能产品出口下降影响，增速明显低于20xx年；中部地区增速略高于全国平均水平。

（二）电力供应能力进一步提高，火电增长放缓的影响将逐步显现 据了解，为加快促进电力工业调整结构，国家有关部门在20xx年拟安排开工水电2000万千瓦，组织实施“十二五”第二批规模为1500-1800万千瓦的风电项目建设计划和第一批规模为300万千瓦的太阳能发电开发计划，核电项目也有望开闸审批。根据测算，全国电力工程建设完成投资可望超过

7300亿元，其中，电源3500亿元左右、电网3800亿元左右；虽然投资规模总量较大，但火电完成投资将比上年有所减少。

预计20xx年全国基建新增发电装机容量8500万千瓦左右，其中水电 2000万千瓦，火电5000万千瓦左右，核电100万千瓦（另有福建宁德核电站1台机组具备投产条件），并网风电1400万千瓦，并网太阳能发电100万千瓦左右。年底全国发电装机容量达到11.4亿千瓦左右，其中水电2.5亿千瓦，火电8.15亿千瓦，核电1357万千瓦，并网风电5900万千瓦，并网太阳能发电300万千瓦。

受项目核准滞后影响，加上火电盈利能力差、企业投资能力严重受损，造成火电投资不足、建设速度放缓，预计20xx年火电新开工规模将继续小于投产规模，火电投资额和火电新增规模也将比上年下降。预计年底火电装机容量比上年增长6.5%左右，仍低于发、用电量增速，对电力供需平衡保障能力减弱，未来影响将进一步显现。

（三）电力供应的影响因素较多、风险较大

1、运输瓶颈制约较为严重，部分地区电煤供应仍将紧张，电煤价格高位运行

根据各类型机组发电量发展趋势等因素判断，预计20xx年全国电煤消耗量将超过21亿吨，比20xx年增加1.5亿吨左右，煤炭需求仍然强劲。按照目前电煤消耗量占煤炭消费量的比重在50%左右计算，需要新增原煤供应量3亿吨左右，与国家有关部门预计新增煤炭产量仅为2亿吨有明显差距，

将会对今年电煤供应和电煤价格造成更大压力。同时，20xx年全国铁路新增运力偏少，电煤运输瓶颈仍将是制约电煤有效供应的突出矛盾之一，部分省份受运力制约十分明显，在枯水期或来水偏枯年份更显突出。因此，预计20xx年电煤总量和运力仍然偏紧，地区性、季节性偏紧问题仍然比较突出，如遇水电偏枯或需求大增，供需矛盾在局部地区、部分时段仍将比较突出，将会给电力供需平衡产生明显影响。

20xx年底以来，国家出台了一系列政策措施，将在一定程度上减轻火电企业的经营压力，对保障电力供应非常有利。但是，考虑重点合同煤比重下降、捆绑销售、煤炭价格调节基金收费等因素，20xx年电煤市场价格仍不容乐观，全国电煤到厂（场）价格将继续面临较大的上行压力。

2、极端天气和来水总体偏枯对供需影响较大

随着城镇化水平及其居民电气化水平的提高，空调负荷占最高用电负荷比重大大增加，北京、长三角、珠三角等经济发达地区已经超过30%，其他地区空调负荷水平也在逐步提高，度夏期间气温对用电负荷的影响越来越显著。从近几年极端气候频繁出现的情况看，我国极端气候频发并有连续出现的倾向。考虑20xx年没有持续高温天气而尚未释放的负荷有可能在第二年得到释放，因此20xx年仍需重视迎峰度夏期间极端高温天气出现的可能性以及对电力保障能力和电力供需平衡的影响。

20xx年底，全国重点水电厂可调水量与蓄能值同比分别下降14.2%和 27.2%，水电形势不甚理想，蓄能值的大幅下降将给20xx年的水电生产及电

力供应带来不利影响。初步预计，20xx年全国来水总体情况比20xx年略好，但仍然总体偏枯，特别是迎峰度夏前来水形势仍然比较严峻。

（四）20xx年全国电力供需总体偏紧，区域性、时段性、季节性缺电仍然较为突出

在保证电煤供应及来水正常的情况下，20xx年全国电力供需总体偏紧，地区间富余与缺电情况并存，特别是考虑到受火电新增装机规模减少、新增装机区域分布不平衡、电源和电网建设不协调等结构性因素和气温、来水、电煤供应和煤质下降等随机性因素的影响，预计20xx年全国电力供需仍然总体偏紧，区域性、时段性、季节性缺电仍然较为突出，最大电力缺口3000-4000万千瓦。

分季节来看，一季度受春节及需求放缓等因素影响，全国电力供需形势缓和，缺口较小；迎峰度夏前，水电偏枯等因素影响比较显著，华中、南方等地区电力供需矛盾突出，缺口较大，全国最大电力缺口接近3000万千瓦；迎峰度夏期间，随着高温天气、空调负荷释放，华东、华北、南方地区供需矛盾突出，正常情况下全国最大电力缺口3000万千瓦左右，如遇持续高温、干旱少雨等情况，电力缺口很可能进一步扩大到4000万千瓦。预计全年发电设备利用小时将在4750小时左右，比20xx年略有提高；火电设备利用小时在5300-5400小时，比20xx年提高100小时以内。分区域来看：

华北电网电力供需总体偏紧。气温、电煤对电力供需平衡影响较大，夏季高峰期全网最大缺口在700万千瓦左右。京津唐、河北南网、山东电力供

需基本平衡，夏季高峰期有少量缺口；山西电力供应能力基本充足，但供需形势仍取决于电煤供应情况；内蒙西部电网供需平衡有余。

华东电网电力供需紧张。迎峰度夏期间尤为突出，全网最大电力缺口超过1200万千瓦。浙江、江苏电力供需紧张，其中浙江供应能力不足，夏季高峰期电力缺口较大；上海、安徽电力供需基本平衡，夏季高峰期存在一定缺口；福建电力供需平衡有少量富余。

华中电网电力供需偏紧。供需情况受来水及电煤供应情况影响显著，枯水期电力缺口1000万千瓦左右，夏季电力缺口有所缩小，缺口主要取决于汛期来水情况。河南在夏季高峰期电力供应偏紧，缺口大小取决于电煤供应情况；湖北夏季基本平衡，枯水期存在一定缺口；湖南、江西夏季高峰期间供需偏紧，枯水期供需紧张；四川大部分时段电力供应略有富余，枯水期存在一定缺口；重庆电力供应能力不足，全年电力供需紧张。

东北电网电力供应富余。辽宁电力供需平衡有一定富余；吉林、黑龙江电力富余较多；蒙东电网电力供需平衡有余。全网火电设备利用小时低于4000小时，供热期间风电消纳困难。

西北电网电力供需平衡略有盈余。陕西电力供需基本平衡，但供需形势受电煤供应影响较大；甘肃电力存在一定富余；宁夏外送任务重，供需基本平衡；青海电力供需总体偏紧，枯水期电力供需紧张；新疆电力供需总体平衡略有盈余；青藏联网后西藏电力供需平衡。

南方电网电力供需紧张。来水不足及电煤供应紧张是影响电力供需平衡的关键因素，全网在汛前最大缺口超过1000万千瓦，度夏期间缺口略有减小。其中，广东电力供需紧张，二季度更加突出；广西枯水期电力供应紧张；贵州外送减少，电力供需仍然紧张，供需形势受来水情况及电煤供应制约严重；云南电力供需偏紧，丰水期电力供需基本平衡；海南电力供需总体平衡。

三、几点建议

（一）增加煤炭产量，控制电煤价格，保障电煤运输

20xx年水电生产形势可能仍不乐观，保障电力供应最关键的是要确保火电生产的电煤供应，因此：一是尽快释放煤炭产能、增加国内煤炭产量，控制国内煤炭出口、增加煤炭进口规模，确保电煤充足供应；二是做好电煤价格监督检查工作，贯彻落实好中央经济工作会议精神和国家有关要求，整肃流通环节，严格控制电煤到场（厂）价格；三是及时启动煤电联动，尽快理顺电价形成机制，改善火电企业生产经营环境；四是建立健全电煤供销预警、调节、应急机制，支持火电企业多存煤，保持电厂合理存煤水平；五是统筹安排好现有铁路运力，组织好重点地区电煤运输，加快核准建设“北煤南运”铁路输煤通道。

（二）运用电价等经济调节手段，深化需求侧管理和有序用电措施，促进经济结构调整

全面总结我国在解决电力短缺矛盾方面的经验教训，加快推进电价等市场化手段调节电力供需平衡。一是深化电力需求侧管理，出台并实施如差别电价、惩罚性电价以及峰谷电价等措施，形成产业结构调整和节能的倒逼机制，促使用户通过广泛应用节电技术或产业技术升级来节能节电，促进产业结构调整和发展方式转变；二是做好有序用电工作，细化相应措施，充分发挥政府的主导作用，根据各地用电负荷特性，滚动调整有序用电方案，确保“有保有限”落到实处；三是要及时发布电力供需信息，引导社会正确面对缺电矛盾，共同应对和实施有序用电，营造良好供电、保电环境；四是适当限制高耗能产品出口。

（三）高度关注新能源大规模无序发展对电力供需平衡的影响

近年来，我国的风电、太阳能等新能源发电迅速发展，特别是风电装机连年翻番，截至20xx年底已达到4505万千瓦，全年风电新增装机占全部新增装机的比重接近20％。新能源发电大规模发展，在为电力结构调整、节能减排做出贡献的同时，也对电力供需平衡造成较大影响。风电、太阳能等新能源能量密度低、发电利用小时数少，难以与稳定的用电需求相匹配，同时风电有较强的随机性、间歇性和不可控性，太阳能发电也具有类似特征，为保证系统安全和电力稳定供应，风电、太阳能等新能源发电一般不纳入月度及年度电力平衡，不能替代常规电源。因此，在电力规划、电源项目安排等工作中，必须高度关注新能源发电对电源建设规模及电力供需平衡的影响，在积极发展新能源发电的同时，认真研究制定并积极实施满足电力可靠供应要求的电源电网规划方案和建设安排。

（四）坚持输煤输电并举，促进电力适度超前发展

长期以来，我国煤电运紧张局面反复出现，给经济发展和人民群众生活造成一定影响。电力是清洁、便利、高效的二次能源，也是重要的国民经济基础产业，保持电力的稳定供应，对提高能源使用效率、促进节能减排以及合理控制能源消费总量等都具有重要保障作用，必须坚持输煤输电并举，加大输电比重，促进电力适度超前发展。一是加快西部、北部大型煤电基地规模化、集约化开发，应用特高压、大容量直流等先进输电技术将电力输送到中东部负荷中心，缓解铁路、公路煤炭运力不足的矛盾，实现更大范围内能源资源优化配置，近期主要是加快核准锡盟、蒙西、新疆等一批煤电基地电源项目和外送输电工程；二是按照优先发展水电、安全高效发展核电的原则，加快水电流域和电站的环评审批，具备条件后尽快核准开工一批后续水电项目，同时加快核电安全规划的编制和审批，在保障安全的前提下，恢复和适度加快核电新建项目的审批。