2010年5月全国电力行业经济运行情况

　　2010年5 月份，全国用发电量高位趋稳。从电力需求看，受第三产业和居民用电回落影响，全社会用电量日均水平略有回落；從电力生产看，在华中、西南地区水电出力大幅度提升的拉动下，全国水力发电量继续快速增长、同比止跌转升，从而使火力发电量环比继续回落，同比增速有所回落，供热量继续呈季节性回落态势，但同比仍保持较快增长；当月水电设备利用小时继续快速回升、但同比仍下降，火电设备利用小时仍回落、但同比保持增势；电力行业供、发电标准煤耗继续平稳下降。综合作用下，1-5 月份发电、供热耗煤继续快速增长。 今后一段时间，水电出力还有较大增长空间，火电量主要取决于用电需求，进入迎峰度夏后有望抬头，电力行业耗煤量同比将继续保持较快增势。

　　一、5 月份电力行业经济运行情况
　　1、全社会用电量高位略有回落
　　5 月份，全国全社会用电量3480 亿千瓦时，同比增长20.8%，增幅比上月回落2.3 个百分点；环比增长2.8%，但日均水平环比回落0.8%。分产业看，第一、第二产业用电量日均环比分别增长1.2%和1.6%，而由于气候舒适、空调负荷还未上升，第三产业和居民用电出现回落，日均环比分别下降9%和9.5%。工业用电量日均环比增长1.6%，其中轻工业回落3%，但重工业增长2.6%，与上月轻工业回升、重工业回落的态势正好相反。

　　从同比看，第一、二、三产业和居民用电量分别增长了1.8%、23.4%、17.7%和12.7%，增幅均比上月有所回落，这主要是由于同期用电量开始逐步摆脱金融危机的影响，进入上升通道；工业及其中的轻、重工业分别增长了23.3%、15.3%和25%。从贡献率看，工业及其中的重工业分别为84%和74%，分别比上月提升3 个百分点和1 个百分点，仍是拉动全社会用电量增长的主力。

　　1-5 月份，全国全社会用电量16575 亿千瓦时，同比增长23.3%。第一、第二和第三产业用电量分别为358、12442 和1735 亿千瓦时，同比分别增长7.1%、26.3%和17.2%；城乡居民生活用电量2039 亿千瓦时，同比增长15%。全国工业用电量为12260 亿千瓦时，同比增长26.24%；轻、重工业用电量同比分别为增长13.95%和28.92%。主要耗电行业化工、建材、钢铁和有色金属行业用电量同比分别增长了14.2%、22.3%、29.4%和41.9%。

　　2、水电出力明显回升，火电日均水平环比继续回落
　　5 月份，全国来水状况继续好转、水电出力明显加大，导致火力日均发电量继续回落。全国规模以上电厂发电量3405 亿千瓦时，日均环比回落0.67%，同比增长18.9%。其中，水电559 亿千瓦时，日均环比增长30%，同比止跌、增长5.7%；火电2709 亿千瓦时，日均环比下降5.2%，同比增长21.6%。湖北、四川、云南和广西水力发电量日均环比分别增长65.2%、42.9%、39.2%和68.1%，是拉动全国水力发电量快速回升的主力。

　　1-5 月份，全国规模以上电厂发电量16276 亿千瓦时，同比增长21.4%。其中，水电1884 亿千瓦时，同比下降1.0%；火电13746 亿千瓦时，同比增长25.0%；核电283 亿千瓦时，同比增长3.6%。全国主要电网统调发电量15197 亿千瓦时，最高发电电力合计50403万千瓦，与去年同期相比分别增长25.26%(日均)和23.58%。

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　　3、水电本月有两个重点项目投产，全国发电设备容量继续较快增长
　　1-5 月份，全国电源新增生产能力(正式投产)2819 万千瓦，其中水电373 万千瓦，火电2134 万千瓦，风电307 万千瓦。5 月份，有两个重点水电项目建成投产，分别是9 日投产的云南澜沧江小湾水电站(70 万千瓦)，以及29 日投产的广东惠州抽水蓄能电站(30万千瓦)。

　　1-5 月份，全国6000 千瓦及以上电厂发电设备容量85956 万千瓦，同比增长9.7%。其中，水电16796 万千瓦，同比增长11.6%；火电66056 万千瓦，同比增长8.1%；核电908万千瓦，与去年持平；风电2162 万千瓦，同比增长90.5%。

　　4、水电设备利用小时继续增加，火电设备利用小时又有回落
　　1-5 月份，全国发电设备累计平均利用小时为1906 小时，同比增加187 小时。其中，水电为1043 小时，同比下降145 小时；火电为2133 小时，同比增加295 小时。按累计数推算，5 月份水电、火电设备利用小时分别为306 小时和417 小时，环比上月分别增加68 小时、下降14 小时。

　　电网供售电量仍快速增长。1-5 月份，全国电网供电量14640 亿千瓦时，售电量13830亿千瓦时，同比分别增长23.3%和22.9%。全国主要电网统调发受电量14268 亿千瓦时，最高发受电电力合计50846 万千瓦，同比分别增长25.1%(日均)和22.68%。

　　5、煤耗指标继续平稳下降，电力行业发电、供热耗用原煤均快速增长
　　1-5 月份，全国发、供电煤耗率分别为312 克/千瓦时和333 克/千瓦时，同比分别下降5 克/千瓦时和6 克/千瓦时。

　　1-5 月份，全国6000 千瓦以上电厂(除福建、江西、重庆、西藏、宁夏和新疆)合计发电耗用原煤6.05 亿吨，同比实现27.9%的增长；全国供热量为13.4 亿百万千焦，同比增长18.1%，供热耗用原煤量0.81 亿吨，同比增长19.7%。

　　二、电力行业的发展动向及运行影响因素分析
　　1、水电仍有较大增长空间，后期火电量主要取决于用电需求
　　5 月份，电力需求趋稳，而水电出力明显回升，抑制了火电需求。今后一段时间，水电仍有较大增长空间。5 月份，虽然全国水力发电量实现增长，但主力水电站包括三峡(2009年发电量占到全国水力发电量的14%)、葛洲坝电厂发电量仍下降，其中三峡发电量同比下降23.6%。进入6 月后，三峡入库流量明显上升，8 日达21000 立方米/秒，比5 月末增长了一倍，且26 台机组今年首次实现满发，比去年首次满发提早了22 天。6-8 月份是传统水电生产旺季，目前看今年丰水期来水状况会好于常年，水电出力有望继续加大。

　　在水电出力增加的情况下，6 月份火电生产主要取决于电力需求。从历年看，6 月份因气温升高，电力需求会比上月小幅增长。但今年从目前情况看，6 月上旬南方地区气温较往年偏低，空调负荷未有明显提高，中下旬的用电需求还要看气温变化趋势。同时，6 月1 日起全国开展高耗能行业优惠电价大检查，可能会一定程度上影响电力需求。不过，有我国工业经济延续回升向好势头的支撑，预计6 月份用电需求及火电量仍将在高位小幅波动，此后7、8 月份进入迎峰度夏高峰期，火电将会回升。

　　2、我国淘汰小火电机组取得了巨大成绩，行业节能减排仍有较大空间
　　5 月21 日，2010 年全国电力行业淘汰落后产能工作会议召开。国家能源局与26 个省、区、市政府签订了2010 年关停小火电机组责任书，要求前三季度就完成全年的关闭计划1000万千瓦。截至到目前，2010 年全国已累计淘汰小火电机组411 万千瓦。按照新的计划，“十一五”全国将累计关停小火电机组超过7000 万千瓦。按同等电量由大机组代发计算，每年可节约原煤8100 万吨(为2009 年电煤消费总量的5%左右)，减少二氧化硫、二氧化碳排放140 万吨和1.64 亿吨，分别比2005 年减少2.6%、5.5%和3.2%。

　　尽管淘汰小火电机组取得了巨大成绩，但是目前全国还有单机30 万千瓦以下的纯凝火电机组约7000 万千瓦，火电单机平均规模还只有10.31 万千瓦，机组平均效率与日、德等先进国家仍存在较大差距。目前，我国国产火电新机组供电煤耗最低可降到270 克/千瓦时、甚至更低，而1-5 月全国平均供电煤耗是333 克/千瓦时，我国电力行业节能减排仍有较大空间。

　　3、发改委强调压缩“两高”企业用电，全国开展电价大检查，均为促进节能减排目标的实现
　　6 月10 日，国家发改委会同有关部门召开了2010 年全国电力迎峰度夏电视电话会议。会议指出，今年电力迎峰度夏的形势十分复杂。经济回升向好过程中还存在许多矛盾和困难，将对电力需求产生较大影响；特别是当前严峻的节能减排形势，对电力供应和需求侧管理提出了新的要求；此外，电煤、水情、气象等外部环境也存在诸多不确定因素。预计全国迎峰度夏期间电力供需总体平衡、局部偏紧，西北、东北供需形势较为宽松，华中基本平衡，华北、华东、南方平衡偏紧，高峰时段存在限电可能。会议特别强调，按照“有保有限、节能节电”原则，坚决抑制“两高”行业用电的过快增长，促进节能减排目标的实现。

　　此前不久，国家发改革委等六部门联合下发通知，决定从6 月1 日开始在全国范围内开展节能减排电力价格大检查，重点检查地方政府及其有关部门不执行或推迟执行对电解铝、电石、铁合金等高耗能行业差别电价政策，擅自制定并实施对高耗能企业或产业园区优惠电价等行为。要求地方政府及其有关部门必须在6 月10 日前停止执行对高耗能企业和各种产业园区的越权电价优惠；各级电网企业必须按照国家规定，从6 月1 日起对有关高耗能行业执行新的差别电价政策。此次大检查也是为了配合前期出台的《关于清理高耗能行业优惠电价问题的通知》。上述事件均彰显出国家加大节能减排力度的决心。

　　4、浙江等三省市直购电试点输配电价获批，直购电试点范围继续扩大
　　6 月初，国家发展改革委一次性批复核定了浙江、江苏、重庆电力用户与发电企业直接交易试点输配电价。批复要求，电力用户与发电企业直接交易试点电网输配电价执行两部制电价，基本电价执行当地省级电网现行销售电价表中大工业用电的基本电价标准。国家发展改革委核定浙江、江苏和重庆电力用户与发电企业直接交易试点的电量电价(不含线损)分别为：浙江省每千瓦时0.119 元；江苏省每千瓦时0.129 元；重庆市每千瓦时0.113 元。

　　按照试点办法的相关规定，核定输配电价之后，参与试点的省市还需要向国家电监会、国家发展改革委和国家能源局报送电力用户与发电企业直接交易试点方案和参与直接交易的具体对象，经三部门批准后方可正式开展电力用户与发电企业直接交易。可見，我国直购点试点的范围将进一步扩大。