今年以來，經濟企穩回升勢頭逐步增強，總體形勢積極向好。全國電力工業運行平穩，各項指標繼續好轉；電力消費逐月回暖，在持續8 個月負增長后，6 月當月首次出現真正意義上正增長，8 月份實現累計電量正增長，9 月份增速超過10%；新增發變電能力保持增長，供應能力充足，供需總體平衡有余；設備利用狀況逐月好轉；行業實現總體盈利，但子行業間、企業間、地區間差異較大。
一、前三季度全國電力供需與經濟運行形勢分析
         前三季度，受宏觀經濟環境影響，全國電力電量需求增速較低；但發電裝機繼續保持較快增長，輸變電能力進一步提高，來水和電煤供應情況總體較好，電力供應能力整體較為充裕，電網備用充足，輸送效率提高，電力供需總體平衡有余。其中，華東、南方電網供需基本平衡，存在少量錯避峰，華北、華中電網電力供需平衡有余，西北、東北電網電力富裕較多。
（一）電力供應情況
        投資結構繼續優化。前三季度，電源、電網分別完成投資1997 億元和2193 億元，電網基本建設投資占電力基本建設投資的52.33%，電網投資比例繼續加大；電源投資結構也在加快優化，火電投資占電源投資的41.63%，投資比重進一步降低。
       基建新增裝機規模繼續保持較高水平，電源結構繼續優化。前三季度，新增生產能力（正式投產）4912 萬千瓦，比上年同期少投產736 萬千瓦。其中，水電1210 萬千瓦；火電3295萬千瓦，比上年同期少投產753 萬千瓦；風電407 萬千瓦。火電新增同比明顯減少，新增電源結構在繼續優化。新增火電裝機以30 萬及以上機組為主，新投產單機容量60 萬千瓦及以占新投產火電機組總容量的56.91%；新投產單機容量30 萬千瓦及以上火電機組占全部新投產火電機組容量的89.81%。前三季度，全國投產火電超超臨界百萬千萬機組五臺。

        全國裝機突破8 億千瓦，供應能力充足。2009 年9 月底，全國6000 千瓦及以上發電設備容量80018 萬千瓦，同比增長9.2％。其中，水電、火電分別為1.56 和6.22 億千瓦，同比分別增長14.1％和7.2％；核電裝機仍為908 萬千瓦；并網風電裝機1333 萬千瓦，同比增長88.8%。根據國家能源局統計認定，前三季度，全國共關停小火電機組2333 萬千瓦，“關小”成績超過歷年。考慮關停小火電機組等因素，9 月底，全國全口徑發電設備容量8.3億千瓦。
        發電量持續回升，火電生產快速恢復。今年以來，全國發用電市場持續回升，發電量增速已經從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%；特別是三季度各月發電量均創新高，9 月份是除迎峰度夏的6-8 月外首次超過3000 億千瓦時的一個月。1-9 月份，全國規模以上電廠發電量26511 億千瓦時，同比增長1.9%，累計增速比1-8 月份累計增速又回升1.1 個百分點。
      水火電替代作用非常明顯。下半年以來，水力發電持續放緩，6 月增長7%、7 月增長4.7%、8 月增長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年以來各月首次出現下降，水電生產形勢不容樂觀。而同期火電開始逐月恢復，6、7、8、9月分別增長3.7%、4.5%、10.5%和12.3%，火力發電量由3 月的2399 億千瓦時上升到8月的2671 億千瓦時、9 月的2540 億千瓦時。由于上半年水電出力比較理想，1-9 月份，全國規模以上電廠水電發電量4388 億千瓦時，同比增長9.4%；火力發電量21302 億千瓦時，與上年同期持平；核電保持穩定。
         發電設備利用小時逐步恢復到常年水平。金融危機爆發后，發電設備利用小時大幅下降。今年以來，發電量逐步回升導致全國發電設備利用小時降幅明顯收窄，4-6 月分別比上年同期低58、44、24 小時，7 月份與上年持平，8、9 月份則已經略高于上年同期水平。1-9 月份，全國6000 千瓦及以上電廠發電設備利用小時3352 小時，比去年同期降低283 小時。其中，水電2671 小時，降低180 小時；火電3515 小時，降低284 小時。

       煤供需總體平衡，市場煤價穩中略升。9 月底，直供電廠電煤庫存2957 萬噸，較去年同期下降約490 萬噸，平均可用天數16 天，略低于上年同期，但今年各月基本都高于上年同期，電煤供需總體基本平衡。電煤市場價格總體平穩，8 月以來價格出現小幅上升。
（二）電網輸送情況
        新增電網能力保持較大規模，特高壓工程順利投產運行。前三季度，新增220 千伏及以上變電容量15001 萬千伏安，比上年同期多投產1598 萬千伏安。新增220 千伏及以上線路長度21500 千米，比上年同期少投產156 千米；線路比上年略有減少的主要原因是500 千伏線路比上年大幅減少3274 千米。晉東南-荊門1000 千伏特高壓交流試驗示范工程在1 月中旬順利投產，實現華北、華中水火互濟；海南500 千伏輸變電聯網工程投運，標志著海南聯入全國電網，全國聯網工程向前邁出重要一步。
        跨區送電量平穩較快增長。1-9 月份，全國跨區送電量完成936 億千瓦時，同比增長16.50%，增速比上年同期高2.30 個百分點。各月增速保持平穩增長，只是在5、6 月份下降到10%以下，7 月份以后，增速又恢復到10%以上。
         前三季度，全國省間累計輸出電量3806 億千瓦時，同比增長15.72%，增速比上年同期回落3.67 個百分點。特別是主要能源輸出省份如安徽、貴州、山西、四川等輸出電量繼續保持較快增長。

        區域內“西電東送”高速增長。1-9 月，南方電網“西電東送” 914 億千瓦時，同比增長20.97%，增速比上年同期低2.08 個百分點。其中，西電送廣東和送廣西分別完成822億千瓦時和92 億千瓦時，分別增長23.97%和-0.57%。增速總體逐月下降。
       前三季度，京津唐電網受電量253 億千瓦時，同比增長62.32%，增速比上年同期提高49.05 個百分點。其中，從山西電網受入電量68 億千瓦時，而上年同期僅受入9.7 億千瓦時。
       進口電量大增、出口電量微增。前三季度，進口電量33 億千瓦時，同比增長20.06%，主要是3 月份開始從俄羅斯購入電量，前三季度已累計購入電量5.2 億千瓦時；出口電量135 億千瓦時，同比增長3.91%。二季度以后進出口電量雙雙高速增長，帶動進出口電量增速由一季度的-16.74%回升到上半年的0.46%和前三季度的6.74%。
（三）電力消費情況
         全社會用電量增速自高位快速回落后企穩回升。2008 年四季度以來出臺的一系列政策措施，有利地推動國民經濟能夠保持在一個平穩較快的水平上。今年以來，大部分地區、大部分行業企業逐步恢復生產，加上氣候等因素，發用電量出現趨穩回升的態勢。主要表現在負荷屢創新高和電量恢復正增長兩個方面。1-9 月份，全國全社會用電量26635 億千瓦時，同比增長1.40%，增速比上年同期低8.27 個百分點。統調最高用電負荷5.28 億瓦，增長11.43%。
       從分月走勢來看，全社會用電量在2008 年12 月份下降8.3%，達到低谷后開始逐步回升；6 月份全國全社會用電量3083 億千瓦時，同比增長4.30%，是自去年十月份以來首次出現真正意義上的正增長；7、8 月份用電量分別達到3420 億千瓦時和3462 億千瓦時，達到用電量的歷史最高值；9 月份企穩回升態勢延續，用電量是除迎峰度夏的6-8 月外首次超過3000 億千瓦時，增長10.2%，是金融危機以來首次超過10%，企穩回升態勢基本確定。

      第二產業用電逐步恢復，其他產業用電平穩快速增長。
        第二產業用電量占全社會用電量的比重在70%以上，因此第二產業用電量的劇烈變動對全社會用電量大幅波動影響最大。今年以來，第二產業用電開始逐步復蘇，帶動全社會用電增速逐步恢復。1-9 月份，第二產業用電量19549 億千瓦時，同比下降1.67%。第二產業用電增長對全社會用電增長的貢獻率已由6 月以前的負貢獻上升到9 月的62.78%，貢獻率已經恢復到往年水平，是帶動全社會用電恢復的最主要動力。
       今年以來，受氣溫偏高、家電下鄉政策等因素影響，第三產業和居民生活用電持續保持了較高增長。1-9 月份，第三產業用電量2935 億千瓦時，同比增長11.02%，增幅同比提高0.50 個百分點。城鄉居民生活用電量3426 億千瓦時，同比增長11.87%，增幅回落1.06 個百分點。但由于第二產業恢復更加迅速，所占比重和貢獻率略有下降。
        重工業恢復更加迅速。1-9 月份，全國工業用電量19273 億千瓦時，同比下降1.80%，比去年同期增速低11.08 個百分點。其中重工業由4 月的-8.18%到6 月轉正為2.03%，7、8、9 月份分別為3.28%、7.13%和9.49% ，8、9 月份重工業用電增長對全社會用電增長的貢獻率分別為51.52%和53.60%，充分說明近期電量恢復主要是由重工業拉動的，值得進一步密切關注。從趨勢看，輕工業用電下跌早但恢復緩慢、重工業用電下跌晚但幅度較大。
        重點行業用電全面復蘇，對全社會用電增長貢獻突出。今年以來，鋼鐵、化工、建材、有色四大行業生產逐步恢復，總體表現出向好的趨勢，特別自7 月份以來增速恢復更加明顯，9 月份這些行業的回升態勢得以延續，有色行業回升幅度更大。占全社會用電量比重合計超過30%的鋼鐵、化工、建材、有色四個行業夏季以來恢復明顯，化工行業用電在7、8、9月實現單月正增長；建材行業今年各月生產用電增長持續旺盛，1-9 月份，水泥生產用電增長4.47%；鋼鐵行業單月用電量增速由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 月行業用電量已經從8月的352 億千瓦時大幅下滑到317 億千瓦時；有色金屬行業生產也在逐步恢復，單月用電量增速也由3 月的-15.07%上升到8 月份的-0.28%，9 月份增長7.01%。9 月份，重點行業用電水平與8 月基本持平略低，但對全社會用電增長的貢獻特別突出，四大行業合計貢獻率高達34.12%，高于金融危機前的水平；鋼鐵行業貢獻率達到17.35%。

        地區用電全面恢復。今年以來，各省區用電逐步恢復，3-9 月各月分別有13 個、8 個、11 個、22 個、25 個、27 個和29 個省份用電量實現正增長（未包括西藏）。9 月份，全國僅有山西電力下降2.20%，但也在逐月恢復。9 月份，增速超過10%的省份有16 個，以華北、華中、南方、西北部分省份為主，華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較大、基數相對較低，其它大部分省份則是金融危機以來消費需求相對旺盛或耗能產業恢復比較明顯的省份，浙江是首個增速超過10%的東部沿海地區用電大省。東部地區用電量占全國用電量比重逐月增大，累計用電增速最高，已經率先開始恢復。
（四）電力生產及輸送環節能源利用效率又有較大幅度提高
        前三季度，全國供電標準煤耗341 克/千瓦時，比上年同期降低6 克/千瓦時。全國發電廠累計廠用電率5.88％，其中水電0.60％，火電6.68％。線路損失率6.21%，比上年同期上升0.24 個百分點。
（五）電力行業經營沒有明顯好轉、電網企業首次出現整體虧損
        今年以來，需求逐月回升，煤價較上年有較大幅度下降，調價翹尾影響，電力行業總體利潤較上年大幅提高。根據國家統計局數據，1-8 月份，電力行業利潤總額由去年同期的200 億元，增加到518 億元；但利潤主要集中在6 月以后，6-8 月實現利潤326 億元。分行業利潤差異很大，火電行業雖然利用小時下降很多，但是受去年電價兩次調整翹尾和東部沿海地區電煤價格同期下降較大的因素影響，由上年同期的虧損227 億元變為盈利272 億元，但該利潤總額也僅是2007 年同期的一半；水電、核電、其它能源發電繼續保持高增長；電網企業受2008 年單邊上調上網電價、售電量下降等因素影響，虧損44 億元，經營形式異常嚴峻。根據調研，火電企業雖然整體實現贏利，但企業和地區分布很不均衡，利潤主要集中在一小部分東部沿海地區的企業，大部分火電廠仍然沒有擺脫虧損局面。
二、四季度全國電力供需形勢分析預測
（一）宏觀經濟及市場環境分析
        中國采取的促進經濟增長一攬子計劃已經取得明顯成效，當前我國正處在企穩回升的關鍵時期，經濟運行中的積極因素和有利條件增多，我國經濟具備率先走出危機的條件。但我國經濟發展中的結構性、體制性矛盾更加突顯，經濟回升的基礎還不穩固，國際金融危機對我國的不利影響并未減弱，貿易保護主義已經危及中國出口，特別是部分行業產能過剩問題凸顯，居民增收難度較大，目前轉方式、調結構、穩外需的緊迫性和難度更加突出。從投資、消費、出口三方面綜合判斷，四季度我國經濟形勢將繼續好轉，全年國內生產總值增長8%的目標可以實現。
（二）電力供應能力分析
        裝機穩步增長，投資結構優化。預計四季度將是全年電源投產高峰，2009 年全年基建新增裝機在8000 萬千瓦左右，考慮上半年實際關停小火電機組容量，預計全年實際關停小火電機組將超過2500 萬千瓦；2009 年底，全國發電裝機容量在8.5 億千瓦左右，其中，水電1.85 億千瓦左右，火電近6.4 億千瓦，核電908 萬千瓦，并網風電1600 萬千瓦。總體來看，相對于電力需求，電力供應能力充足。
        投資結構繼續優化，電網企業在克服各種困難后，將逐步加大電網投資尤其是城農網投資的力度。預計全年完成電源投資超過3000 億元，考慮前期項目審批、征地各種困難后，全年電網投資規模有可能小于年初預期。電源投資中火電投資比重將繼續縮小到低于50%，水電、核電投資比重將繼續提高。電煤價格緩慢上漲壓力存在，局部緊張極有可能再現。隨著水電進入枯水期、火電相應增發，電煤需求開始增加，特別是冬季取暖期來臨更將增加電煤需求。目前鐵路運輸偏緊，加上部分省區進行煤炭整合和安全整改將改變原來的煤炭的地區間供需關系和平衡格局，導致部分地區、部分電廠庫存開始下降。
        現在的電煤價格形成機制還不完善，煤電之爭此起彼伏，成為煤炭和電力企業矛盾的焦點。直到現在，2009 年重點電煤合同仍未簽訂。目前，電煤價格已經開始緩慢上漲，需求總量增加和結構性、地區性矛盾將進一步推動煤價上漲，增加電廠煤炭采購難度和采購成本。
        綜合考慮電煤需求總量增加和價格上漲因素，局部地區電煤緊張的局面非常有可能再現。預計2009 年全國電廠發電、供熱生產電煤消耗與上年持平略增，在15 億噸左右。

        大部分流域來水偏枯的可能性加大。夏季以來，全國大部分流域來水偏少，水電出力下降。四季度，大部分流域來水偏枯的可能性加大，水電將進入枯水期，加上大型水庫開始進行水庫蓄水，也將進一步減少水電出力，增加水電比重較高地區的電力電量平衡難度。總體而言，全國水電發電量增速將開始低于總體發電量增速。
（三）電力需求及供需形勢預測
        預計四季度全國電力需求仍能延續良好勢頭，在經濟企穩向好的拉動下，全國電力需求將繼續回暖。由于2008 年四季度基數很低，今年四季度各月用電量增速可能會達到15%以上，2009 年全年電量增長預計在4%左右。全年發電設備利用小時繼續下降到4500 小時左右，其中火電在4700 小時左右。
         今冬明春，全國電力供需形勢總體平衡有余。其中，華東、南方電網電力供需平衡，華北、華中、西北、東北電網電力供需平衡有余。由于來水可能偏枯，部分水電機組較多的省份可能出現緊張狀況，電煤也存在一定的不確定性。
三、對當前電力供需一些問題的認識與建議
（一）堅持電力適度超前發展原則
        建國60 年來的持續電力供需偏緊充分說明，現階段的供大于求是暫時的，隨著經濟的逐步回暖，電力消費必然會保持一定的增長，近期部分省份發電機組開機率和負荷率已經大幅提高。據調研了解，部分省份現有的電力建設規模和投產規模不能滿足新增需求，一兩年內可能會出現新的電力偏緊情況。

         建議堅持電力發展“適度超前”原則，著眼未來2-3 年金融危機后的經濟發展對電力需求，保持適度的發展規模每年至少應有6000-7000 萬千瓦機組投產，爭取實現2020 年人均1 千瓦較為優質的裝機水平。加快重點電源項目、重點電網項目的核準和支持力度，提高大范圍資源優化配置能力，在更大范圍內實現電力供需平衡。
（二）開展電力規劃，調整電力結構
        建議盡快開展全國電力“十二五”規劃編制工作并及時對社會公布，引導電力科學有序發展。近期到“十二五”要重點解開加快水電、核電發展的扣子，否則電力結構調整優化難以實現。
       近幾年到“十二五”，還要重點解決風電發展中的問題，風電發展要加快，因為裝機占總裝機容量才1%左右，遠遠不夠，問題也是發展中的問題，要從規劃、技術標準、堅持兩條腿走路，完善發展機制，提高自主創新和設備質量、風電消納上重點研究；突破口先從幾個風電大省入手。
        從現在開始，太陽能發展要盡快提上重要日程，納入“十二五”及中長期發展規劃，盡早納入規劃、出臺政策加快發展。

       這些都涉及電網發展和電網結構調整優化，要加快電網發展和智能化的研究試點，以實現電網、電源協調發展。
（三）持續研究解決電煤問題
         近期供需緩和不代表深層矛盾的解決。針對電煤問題的復雜性，建議從更高層次上、更深入研究解決電煤多年來沖突的深層次矛盾。
        一是近期解決電煤還是要堅持兩條腿走路，即大和小、中央和地方、重點和市場，市場要放開，中央調控能力要加強。
        二是加強煤炭產運需協調，今冬明春電煤供應納入經濟運行的重要議程，還要提前著手安排2010 年電煤產運需協調方案；建議密切關注部分省份煤炭資源整合和部分南方省份煤炭企業關停給電煤產運需平衡帶來的新問題、新矛盾，確保資源總量平衡和穩定供應。
        三是在合理的電價機制形成的過程中，繼續堅持煤電聯動的原則和機制，同時解決熱電價格長期倒掛的問題；電煤市場的完全放開不是萬能的，一方面繼續發揮市場對電煤資源的基礎性作用，同時必須加強完善政府對電煤市場的宏觀調控，使“看不見的手”和“看的見的手”形成良好的互動關系。