上半年，电力工业持续向好态势进一步增强。新增装机容量和输变电规模较大，结构继续改善，全国发电装机容量接近9亿千瓦；用电需求保持快速增长，重点行业用电的拉动作用更加突出；西南省区特大干旱严重影响水电出力、导致局部地区电煤供应紧张出现一定电力缺口；发电市场总体旺盛，全国发电设备利用小时同比有较大提高，接近2008年同期水平；煤价仍在高位导致火电厂经营困难，经营压力加大。
下半年，电力行业将积极按照国家要求做好保发展、调结构等各项工作；加大结构调整力度，全年计划关停小火电1000万千瓦，全年预计新增装机超过9000万千瓦，年底全国装机容量将达到9.5亿千瓦，供应能力进一步增强；电力需求保持平稳，增速逐步回落，预计全年增长12%左右；供需总体平衡，个别地区在枯水期、迎峰度夏和迎峰度冬期间的结构性矛盾依然存在，全国发电设备利用小时比上年略有上升；电煤、来水和气温将是影响部分地区电力电量平衡的决定性因素。
一.2010年上半年全国电力供需与经济运行形势分析
（一）电力供应情况
上半年，全国电力投资增幅同比回落，电源投资继续保持平稳较快增长，清洁能源投资力度加大，电网投资规模小于上年同期；新增装机继续保持较大规模，发电装机容量接近9亿千瓦，全国电力供应能力总体充足。发电量继续保持高速增长，增速有所回落，水电发电量累计增速恢复正增长，火电发电量增速自高位回落；发电设备利用小时同比有较大提高，已经接近2008年同期水平。
1.电源投资和发电装机稳步增长，供应能力充足
上半年，全国电力工程建设完成投资2558亿元，同比增长1.28%。电源工程建设完成投资同比增长9.71%，占电力工程建设总投资的52.54%。其中，火电完成投资同比降低5.84%，占电源投资的37.20%；核电、风电投资占电源投资的比重均超过19%。水电、核电、风电合计投资额比重达到62.35%，比上年同期提高5.78个百分点，反映出清洁能源投资力度加大。
上半年，全国电源新增生产能力3383万千瓦，是近几年投产的较高水平。其中，火电新增容量占全部新增容量的71.55%，比重比上年同期提高0.69个百分点；新增并网风电占全部新增的9.75%，比重比上年同期提高3.34个百分点；新增太阳能光伏发电装机7.51万千瓦。上半年新投产百万千瓦火电机组5台，新投产单机容量60万千瓦及以上火电机组容量所占比重达到54.37%。
6月底，全国6000千瓦及以上电厂发电设备容量86917万千瓦，同比增长11.63％。其中，水电17248万千瓦，火电66533万千瓦，核电908万千瓦，并网风电2175万千瓦；火电比重比上年同期降低1.50个百分点。5月份，全国全口径水电装机容量已经突破2亿千瓦，截至6月底，全国全口径发电设备容量接近9亿千瓦，与电力需求相比较，供应能力总体充足。
2.发电量保持高速增长，水电发电量恢复正增长
上半年，全国发电量延续回升向好后的高速增长。全国规模以上电厂发电量19706亿千瓦时，同比增长19.3%。1-4月水电生产大幅下降，造成上半年水电发电量所占比重同比降低1.96个百分点；二季度大部分地区来水好转，6月份全国水电发电量累计增速实现正增长；上半年，火电发电量同比增长21.9%，所占比重比上年同期提高1.39个百分点，二季度火电发电量、增速和所占比重均有所回落。核能发电量保持稳定，风力发电量继续保持高速增长。
3.发电设备累计平均利用小时较大提高并接近2008年同期水平
上半年，全国发电设备累计平均利用小时同比回升。全国发电设备累计平均利用小时2295小时，比上年同期提高190小时，接近2008年同期水平。二季度水电生产有所好转，水电设备平均利用小时逐月提高。由于需求回升和水电出力下降，上半年火电设备累计平均利用小时同比大幅提高300小时；随着火电新增规模较大、水电生产有所恢复，分月火电设备平均利用小时已经连续4个月回落。
4.发电日均耗煤量快速增长，一季度供需平衡偏紧，价格同比高位波动
上半年，国内电煤消费快速增加。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，电煤供需比较紧张，价格持续上涨，库存持续下降。二季度，水电出力逐步增加，火电发电量略有减少，电煤库存持续提高，煤价仍高位运行。1-6月，全国重点发电企业日均耗煤318万吨，同比增长31.3%；截至6月30日，全国10万千瓦及以上燃煤电厂煤炭库存已经提高到6759万吨，平均可用18天。
（二）电网输送情况
上半年，电网投资完成额略有减少，所占比重有所下降。全国跨区送电保持增长，三峡电厂送出连续多月同比负增长对跨省跨区送电影响比较明显；跨省电力电量交易比较活跃，对华中送电输出增加较多；京津塘电网送山东高速增长，受西南地区干旱影响，南方电网区域“西电东送”电量下降较大。
上半年，电网投资完成额略有减少，所占比重有所下降。5、6月份，电网新增规模较大，对迎峰度夏的保障作用大大加强。6月份，±800kV云南-广东特高压直流工程双极投产；7月初，±800kV向家坝-上海特高压直流工程成功投运，至此，我国第一批特高压直流输电线路顺利投产，西南水电外送能力将明显提升。
上半年，全国跨区送电完成585亿千瓦时，同比增长20.59%，总量保持较快增长。增长较快的主要原因是，上半年通过山西晋东南-湖北荆门的“长南一线”特高压输电线路完成华北送华中51亿千瓦时，极大地缓解了枯水期华中地区紧张的供电形势；另外，华北阳城电厂送华东、东北通过高姜线送华北以及西北通过灵宝变送华中分别增长20.45%、26.39%和139.27%，也都保持了较快增长，体现了电量支援华中地区、补充华中减送华东电量的全国范围内水火调剂的特点。上半年，三峡电厂送出294亿千瓦时，同比下降8.44%，其中，6月份送出同比增长28.33%，在连续9个月同比负增长后首次恢复正增长。受西南地区干旱影响，南方电网区域内“西电东送”电量下降20.29%。京津唐送山东电量高速增长。全国跨省输出电量同比增长19.20%，保持平稳增长势头。
（三）电力消费情况
上半年，电力消费增速延续了2009年四季度以来高位运行的态势。在国家主动宏观调控以及基数作用下，各月用电量增速逐月稳步回落。第二产业对用电增长的拉动作用突出，第三产业稳定增长，城乡居民生活用电受气候影响明显。国家宏观调控作用显现，重点行业用电量继续增加的动力有所减弱。地区用电分布差异较大，中西部发展速度领先于东部。
1.全社会用电量增速持续高位运行
上半年，全社会用电量同比增长21.57%，仍然保持在高位运行。增速很高的原因，一是宏观经济好转导致用电量保持较大规模，二是上年基数较低。受同期基数逐步提高以及主动调控效果显现影响，用电增速逐月回落，分月用电增速由1-2月份的25.95%回落到6月份的14.14%。
2.第二产业用电确保全社会用电增速维持在高位
上半年，第一产业用电量同比增长5.61%，增速较低；第二产业用电量同比增长24.24%，对全社会用电量增长的贡献率为82.94%，反映出第二产业的恢复对全社会用电增长的拉动力很强；第三产业用电量同比增长16.19%，保持较大增速，但由于第二产业增长较快，第三产业用电量所占比重逐月有所下降；城乡居民生活用电量同比增长13.93%，乡村居民用电量增长仍略快于城镇居民生活用电量增长。6月下旬全国气温快速升高，导致日均用电量比上中旬快速增加，反映出气温对居民用电的显著影响。
3.工业用电量持续较大规模
上半年，全国工业用电量同比增长24.20%，对全社会用电量增长的贡献率为81.6%，贡献率仍然很高；工业用电占全社会用电量的74.3%，比2009年底提高1.2个百分点，已经恢复到国际金融危机对我国较大影响的前夕2008年1-4月的水平。其中，轻、重工业用电量分别增长13.71%和26.46%，对全社会用电增长的贡献率分别为8.2%和73.4%，特别是轻工业的贡献率已经连续三个月提高，6月当月高于1-6月份近4个百分点；重工业6月份贡献率低于1-6月2.7个百分点。轻、重工业用电增长对全社会用电增长的拉动力在逐步发生变化。
4. 重点行业单月用电保持很大规模
上半年，钢铁、化工、建材、有色四大行业合计用电量同比增长28.71%，保持快速增长，用电量增速比1-3月份降低5.16个百分点，四大行业用电量增长对全社会用电量增长的贡献率达42.1%。
分行业看，钢铁冶炼行业用电量同比增长29.29%，对全社会用电量增长的贡献率为15.0%，贡献率又创新高；化工行业用电量同比增长20.56%，二季度基本稳定在很高的规模上；建材行业用电量同比增长20.79%，西部各省建材行业用电量增速明显高于东部各省；有色金属冶炼行业用电量同比增长44.25%（其中，铝合金冶炼用电量同比增长64.53%）,有色用电大省增速均比较高。上半年，纺织业用电量同比增长11.84%，其用电量已连续3个月超110亿千瓦时；通用机械专用设备制造业和交通运输设备制造业用电量同比分别增长28.19%和32.37%，自2009年8月以来交通运输设备制造业月度增速一直保持高位。
5.中西部用电增速快于东部
上半年，全国各省用电量均为正增长，但是用电增长地区差异较大。增速较高的基本还是中西部重工业用电量比重较大的省区，这与各省经济发展阶段及其用电结构的发展态势相一致。东部发达省区（除天津、海南、河北外）和东北省区用电增速均低于全国平均水平。
对2010年1-6月与2008年同期累计用电量进行比较，全国全社会用电量两年的年均增长率为9.0%，且与1-4月、1-5月的年均累计增长率基本相同，反映出2010年上半年累计用电量增长相对2008年同期，各月增速相对平稳。。分省来看，青海、新疆、湖南、广西、江西、海南等省份增长最快；高于全国平均增速的基本全部为中西部省区，东部发达省区（除天津、海南、河北外）和东北省区全部低于全国平均增速。
（四）电力行业整体效益恢复性增长，火电亏损严重
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，但分行业、分地区差异较大、问题较多。根据国家统计局统计，1-5月份，电力行业利润总额由上年同期的155亿元，增加到504亿元。但电力行业分省利润分布极不均衡，其中，火电行业利润主要分布在东部三省（山东亏损严重），占全国火电行业总利润的73%。中部地区各省火电亏损情况十分严重，主要原因是河南、山西、安徽等坑口电厂历来上网电价偏低，而近年来电煤市场化以及外运煤炭增加导致本地电煤价格上涨幅度较大。火电行业亏损面继续加大，上升到43.36%，比上年同期提高3.10个百分点，中部地区各省亏损面均超50%。电力行业销售利润率整体偏低，仅为3.50%，比上年同期提高1.84个百分点，比全国工业销售利润率的平均水平低2.53个百分点。其中，电力供应业尤为明显，销售利润率仅为2.28%，火电行业销售利润率也仅为3.92%。
二、下半年及全年全国电力供需形势分析预测
下半年，在保证电煤供应及来水正常的情况下，全国电力供需总体平衡有余，局部地区富余。但局部地区受电煤供应、气候等不确定因素影响，仍然可能出现电力供需紧张形势。
（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。
预计2010年全国基建新增装机9000万千瓦，计划关停小火电机组1000万千瓦。考虑基建新增和“关小”因素后，2010年底，全国发电装机容量将超过9.5亿千瓦，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
上半年，全国电煤供需总体平衡。下半年特别是迎峰度夏期间，全国电力需求将保持在比较旺盛的水平上，煤炭市场仍然可能出现偏紧的情况。考虑煤炭供需偏紧以及重点合同价格控制可能造成的市场煤需求增加等影响，预计下半年电煤市场价格将稳定在高位，上涨的动力依然存在，火电企业的生产困境仍将持续。预计2010年全国电厂发电、供热生产电煤消耗超过17亿吨。
预计下半年全国气候仍将处于剧烈变动当中，大部分地区出现气温偏高、偏低或洪涝灾害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。
（三）电力需求及供需形势预测
综合分析经济及电力需求走势，考虑调结构、节能减排等各种因素，预计下半年我国经济和电力消费仍将维持在一定的水平上。由于上年基数作用，2010年电力消费增长已经呈现“前高后稳”的基本走势，下半年全社会用电量增速将缓慢下降到5%左右，全年电力消费同比增长12%左右，达到4.1万亿千瓦时左右。预计全年发电设备平均利用小时将在4650小时左右，回升到2008年水平；火电设备平均利用小时将超过5000小时，比上年提高200小时以上。
三、当前电力供需值得关注的几个问题
（一）加强设备维护和安全管理，确保电网安全稳定运行
随着特高压交直流线路陆续投产，我国电网规模不断扩大，电压等级进一步提高，电网控制难度增大；特高压直流双极投运后，系统特性日益复杂，如果出现双极闭锁将对受端电网产生比较大的影响；特别是迎峰度夏期间，各地最高发用电负荷不断攀升，跨区电量互剂规模加大，大范围、高强度的高温、台风以及大面积水涝等因素，发、输、供电设备均处于高负载运行状态，发生故障概率增大，电网安全运行将接受全年中最严峻的考验。
建议继续提高电网安全防范意思，及时跟踪来水、电煤供应等，密切监控电网运行状态，加强负荷预测分析，合理安排运行方式，做好电力统筹平衡、加强特高压交直流混合运行规律研究，确保电网安全稳定运行；高度重视应急工作，密切关注高温、强降雨、台风等极端异常天气，强化预报预警，细化应急预案，提高应急处置能力，组织力量及时抢修受灾的电力设备，确保大电网运行安全和电网的供电秩序。继续加强需求侧管理，做好节能节电工作，紧密依靠各级政府，完善有序用电方案，采取有效措施保障有序用电，确保城乡居民、农业生产、重点客户和重要活动的正常用电，确保世博、亚运等重大活动的保电任务顺利完成。
（二）尽快完善煤电联动机制，遏制火电行业特别是中西部地区亏损面不断加大的严重局面
长期以来，由于煤价快速上涨，煤电联动的实施在时间、幅度上严重不到位，以及能源资源价格改革严重滞后，导致累计电价缺口较大，造成火电企业长期亏损，并且亏损面还在不断扩大，尤其是中部地区资源省份（如河南、山西、安徽等）上网电价长期偏低、而煤价累计大幅上升，情况更加严峻。建议按照电煤价格、上网电价、销售电价同步联动的原则，特别要针对各地区特别是东部山东省、中西部大部分省份上网电价不合理的情况，因地制宜分地区提出煤电联动电价实施方案，增强煤电联动时效，地区针对性，并且缩短电价联动滞后期限，适度降低电力企业消化煤价上涨比例，同步上调上网电价与销售电价，以弥补煤电联动价差缺口。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；建议专题研究中西部地区坑口电厂比重大的省份的上网电价偏低问题。
（三）进一步加强对煤电运全过程的监测和监管，防止到厂电煤价格的变相涨价
近期，国家发改委采取了敦促煤炭企业严肃重点合同煤价格履约的措施，对社会机构和部分煤炭企业利用迎峰度夏时期哄抬煤价的行为在市场政策导向和法律上进行了规范，维护了迎峰度夏时期煤电运的正常秩序。但是煤电运环节涉及煤炭企业出矿、社会机构调剂供应数量和质量、运输企业安排和实施运力等一列环节。建议各级政府部门全面、协同分工落实好煤电运整个过程的监测和监管工作，防止利用减少重点合同煤供应量、降低煤质、控制运力、加价运输等手段，变相提高到厂电煤价格，坚决杜绝各种导致电煤涨价的途径和手段，确保迎峰度夏期间安全供电。
（四）密切关注宏观经济运行态势，把握电力需求走势
2009年以来，在国家一揽子计划拉动下，我国经济实现了回升向好后的稳步发展，各项宏观调控政策符合预期。但是，目前我国经济进一步发展面临的两难问题增多，欧洲存在二次探底风险，国际竞争矛盾增多，国内部分先行指标在5月份以后出现下滑的情况，如果处理不好，可能会继续向下游传导，因此，下半年我国经济运行存在较大的困难和不确定性。
建议密切关注国际经济形势变化，分析对进出口造成的影响，采取必要的措施；各部门、行业、企业加强宏观经济运行监测分析，开展联合调研，准确把握宏观经济形势变化；电力行业企业也要坚决执行国家节能减排、调结构等各项措施，加强电力需求市场调研，监测重点地区、重点行业运行状况，及时向政府有关部门提供监测结果，供政府部门决策参考，同时做好相应的发电生产和调度预案。
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