第一篇：中電聯發布2014年度全國電力供需形勢分析預測報告-

中電聯發布2014年度全國電力供需形勢分析預測報告

時間： 2014-02-25 10:13:47 信息來源: 中電聯規劃與統計信息部

2013年，全國電力運行安全平穩，電力供需總體平衡。全社會用電量全年同比增長7.5%，同比提高

1.9個百分點；第三產業和城鄉居民用電延續高速增長，分別同比增長10.3%和9.2%；第二產業用電同比增長7.0%，制造業用電增速逐季攀升，四大高耗能行業用電增速先降后升、同比增長6.0%；西部地區用電增速繼續明顯領先，各地區增速均高于上年。年底全國發電裝機容量首次躍居世界第一、達到12.5億千瓦，全年非化石能源新增裝機占全部新增的比重提高到62%，水電新增裝機創歷史新高，并網太陽能發電新增裝機增長近十倍。風電發電量保持高速增長，設備利用小時同比再提高151小時、設備利用率明顯提高。

展望2014年，我國經濟將延續平穩增長態勢，預計國內生產總值同比增長7.5%左右，相應全社會用電量同比增長7.0%左右，年底全國發電裝機13.4億千瓦左右。預計全國電力供需總體平衡，東北區域電力供應能力富余較多，西北區域電力供應能力有一定富余，華北區域電力供需平衡偏緊，華東、華中、南方區域電力供需總體平衡。

一、2013年全國電力供需情況分析

（一）全社會用電量增速同比提高，季度增速前升后降

根據我會統計，2013年全社會用電量5.32萬億千瓦時、同比增長7.5%，增速比上年提高1.9個百分點，人均用電量達到3911千瓦時。主要受宏觀經濟企穩回升、夏季持續高溫天氣、冬季氣溫偏暖等影響，前三季度用電增速逐季回升，第三季度最高達10.9%，第四季度增速回落，仍達到8.4%，高于全年及上年同期增速。

第三產業和城鄉居民用電延續高速增長。第三產業用電量同比增長10.3%，反映出第三產業市場消費需求持續活躍，占全社會用電比重同比提高0.3個百分點。城鄉居民用電量同比增長9.2%、占比提高0.19個百分點，其中三季度全國大部分地區遭遇持續高溫天氣，當季城鄉居民生活用電量同比增長17.6%、為近幾年來季度用電最高增速。

圖12012、2013年電力消費結構圖

制造業用電增速逐季攀升，四大高耗能行業用電增速先降后升。第二產業用電量同比增長7.0%、同比提高2.8個百分點，對全社會用電增長的貢獻率上升為68.7%、同比提高13.6個百分點。制造業用電增長

6.8%，分季增速依次為4.5%、5.0%、8.0%和9.3%，反映出下半年以來我國實體經濟生產呈現穩中有升的良好態勢?；?、建材、黑色金屬、有色金屬四大行業全年合計用電同比增長6.0%，分季增速依次為5.3%、3.3%、6.9%和8.6%，占全社會用電量比重同比降低0.43個百分點。

西部地區用電增速繼續明顯領先，各地區增速均高于上年。東部、中部、西部和東北地區全年用電增速分別為6.6%、6.9%、10.6%和4.2%，均高出上年增速。西部地區明顯領先于其他地區，占全國用電比重同比提高0.7個百分點。

圖22012、2013年全國分地區電力消費結構圖

圖32013年各地區分季度全社會用電量增速情況圖

（二）全國發電裝機容量首次躍居世界第一，新能源發電繼續超高速增長

全年電網投資占電力工程投資比重為51.2%、同比提高1.6個百分點；電源投資中的非化石能源發電投資比重達到75.1%，同比提高1.7個百分點。全年非化石能源發電新增裝機5829萬千瓦、占總新增裝機比重提高至62%。2013年底全國發電裝機容量首次超越美國位居世界第一、達到12.5億千瓦，其中非化石能源發電3.9億千瓦，占總裝機比重達到31.6%、同比提高2.4個百分點。全年發電量5.35萬億千瓦時、同比增長7.5%，發電設備利用小時4511小時、同比降低68小時。全國火電機組供電標煤耗321克/千瓦時，提前實現國家節能減排“十二五”規劃目標（325克/千瓦時），煤電機組供電煤耗繼續居世界先進水平。

水電新投產容量創歷史新高。全年常規水電新增2873萬千瓦，年底裝機2.6億千瓦、同比增長12.9%；發電量同比增長4.7%，設備利用小時3592小時。全年抽水蓄能新增120萬千瓦，年底裝機容量2151萬千瓦。

并網太陽能發電新增裝機同比增長近十倍。2013年，國務院及各部門密集出臺了一系列扶持國內太陽能發電產業發展政策，極大地促進了我國太陽能發電發展。全年新增裝機1130萬千瓦、同比增長953.2%，年底裝機1479萬千瓦、同比增長335.1%；發電量87億千瓦時、同比增長143.0%。

風電延續高速增長，風電設備利用率明顯提高。全年并網風電新增1406萬千瓦，年底裝機7548萬千瓦、同比增長24.5%；發電量1401億千瓦時、同比增長36.3%，發電設備利用小時2080小時，為2008年以來的年度最高水平，同比再提高151小時，風電設備利用率連續兩年提高。

核電投資同比減少，全年投產兩臺核電機組。全年完成核電投資同比減少22.4%；新增兩臺機組共221萬千瓦，年底裝機1461萬千瓦、同比增長16.2%；發電量同比增長14.0%，設備利用小時7893小時、同比提高38小時。

煤電投資及其裝機比重連續下降，氣電裝機增長較快。全年完成煤電投資同比下降12.3%，占電源投資比重降至19.6%。年底裝機7.9億千瓦，占比降至63.0%、同比降低2.6個百分點。發電量同比增長6.7%，占比為73.8%、同比降低0.6個百分點，全年設備利用小時5128小時。2013年底，全國氣電裝機同比增長15.9%，發電量同比增長4.7%。

跨區送電保持快速增長。全年完成跨區送電量2379億千瓦時、同比增長17.9%，跨省輸出電量7853億千瓦時、同比增長9.1%，四川為消納富余水電，通過向上直流和錦蘇直流線路外送華東電量547億千瓦時、同比大幅增長185.8%。南方電網區域西電東送電量1314億千瓦時、同比增長5.8%。

電煤供應寬松，天然氣供應緊張。國內煤炭市場供應寬松，電煤價格先降后升。天然氣需求增長強勁，冬季用氣緊張，部分燃機發電供氣受限。2013年7月國家上調非居民用天然氣價格以來，部分燃機發電企業因地方補貼不到位出現持續虧損。

（三）全國電力供需總體平衡，地區間電力富余與局部緊張并存

2013年，全國電力供需總體平衡。其中，東北和西北區域電力供應能力富余較多；華北、華中和南方區域電力供需總體平衡；華東區域電力供需偏緊，江蘇、浙江等地在年初、夏季用電高峰時段出現錯避峰。

二、2014年全國電力供需形勢預測

（一）電力消費增速預計將比2013年小幅回落

總體判斷，2014年我國經濟將延續平穩增長態勢，預計國內生產總值同比增長7.5%左右。綜合考慮2014年經濟增長形勢、國家大氣污染防治與節能減排、化解鋼鐵等高耗能行業產能嚴重過剩矛盾以及2013年迎峰度夏期間持續高溫天氣導致用電基數偏高等因素，預計2014年我國全社會用電量同比增長

6.5%-7.5%，推薦增長7.0%左右。

（二）電力供應能力充足，非化石能源發電裝機比重繼續提高

預計全年新增發電裝機9600萬千瓦左右，其中非化石能源發電6000萬千瓦左右、煤電新增3000萬千瓦左右。預計年底全國發電裝機達到13.4億千瓦，其中煤電8.2億千瓦左右，非化石能源發電4.5億千瓦左右，非化石能源發電占比接近34%。非化石能源發電裝機中，常規水電2.8億千瓦、抽水蓄能發電2271萬千瓦、核電2109萬千瓦、并網風電9300萬千瓦、并網太陽能發電2900萬千瓦左右。

（三）2014年全國電力供需總體平衡

預計2014年全國電力供需總體平衡。其中，東北區域電力供應能力富余較多，西北區域有一定富余；華北區域電力供需平衡偏緊；華東、華中、南方區域電力供需總體平衡。預計全年發電設備利用小時4430-4480小時，其中煤電設備利用小時超過5100小時。

三、有關建議

（一）加快發展清潔能源發電

加快發展清潔能源發電已成為我國能源電力發展的重大戰略選擇，建議：一是深化總體戰略研究，統籌規劃清潔能源發電。增強水電、核電、天然氣發電以及新能源發電等清潔能源發電的規劃協調性，保障規劃與國家財政補貼額度、環境保護要求、經濟社會電價承受能力以及電力系統消納能力等相關因素相協調。二是健全完善相關管理制度和技術標準。完善相關技術標準，加強清潔能源發電設備制造、建筑安裝、生產運行、退役后處理等全過程環保標準完善與監督；加強清潔能源發電并網制度管理，嚴格執行并網技術規定；統籌規劃、逐步開展核電標準建設工作，逐步建立并完善與國際接軌的國內核電技術標準體系。三是加快完善并落實促進分布式發電發展相關政策措施。創新分布式發電商業模式，構建以電力購買協議

為載體，由投資者、開發商和中小用戶參與的第三方融資/租賃合作平臺，進一步破除分布式發電融資障礙;進一步制定和落實分布式光伏發電的電費結算、補貼資金申請及撥付的工作流程，確保光伏發電補貼及時足額到位；完善天然氣分布式發電電價及補貼政策。四是健全資金籌集機制和進一步完善財政稅收扶持政策。拓寬清潔能源發電發展基金來源渠道，適度增加政府財政撥款額度，建立完善捐贈機制，推廣綠色電力交易機制；加大財政資金對科技開發特別是基礎研究的投入；對清潔能源產業制定明確的稅收優惠政策；鼓勵金融機構對清潔能源發電特別是分布式清潔發電項目融資貸款，并給予多方面優惠。五是推行綠色電力交易。實施居民和企業自愿認購綠色電力機制，作為電價補貼機制的重要補充。六是鼓勵清潔能源發電科技創新，降低發電成本。為力爭2020年前實現風電上網電價與火電平價，2020年實現光伏發電用戶側平價上網，積極開展風電、光伏發電等領域的基礎研究、關鍵技術研發，進一步降低發電成本。

（二）加快制定實施電能替代戰略規劃

為貫徹落實國務院《大氣污染防治行動計劃》，盡快解決我國嚴重霧霾天氣問題，需要加快實施電能替代工程。建議：一是國家盡快研究制定電能替代戰略規劃，出臺電能替代產業政策。以電能替代戰略規劃統籌指導實施“以電代煤”和“以電代油”工程，提高全社會電氣化水平，不斷提升電能占終端能源消費比重。二是加快在工業、交通運輸業、建筑業、農業、居民生活等主要領域實施電能替代工程。在工業和民用領域推廣“以電代煤”，降低散燒煤應用范圍，提高煤炭轉化為電力的比重。在城市交通領域，大力推動城市電動汽車、電氣化軌道交通的研發和應用，推廣新建小區建設電動汽車充電樁。三是加快調整電源結構和優化電源布局。積極有序發展新能源發電，在確保安全的前提下加快核準開工一批核電項目，加快西南水電基地開發以及西部、北部大型煤電基地規?；图s化開發，通過特高壓等通道向東中部負荷中心輸電、提高東中部接受外輸電比例，實現更大范圍的資源優化配置和環境質量的結構性改善。四是通過市場機制和經濟手段促進節能減排，深化電力需求側管理，推行合同能源管理，推進發電權交易和大氣污染物排污權交易。五是提高電力企業環保設施運行維護管理水平，發揮好現有環保設施的污染物控制能力。

（三）加快解決“三北”基地不合理“棄風”問題

2012年以來全國并網風電設備利用率穩步提高，但“三北”基地“棄風”問題仍然存在。建議：一是堅持集中與分散開發相結合、近期以分散為主的風電開發方針。分散開發應該成為近中期風電開發的側重點，集中開發要以確定的消納市場和配套電網項目為前提，因地制宜穩妥開發海上風電。二是切實加強統籌規劃，健全科學有序發展機制?？茖W制定全國中長期總量目標，立足電力行業總體規劃來深化統籌風電專項開發規劃，堅持中央與地方規劃相統一，健全完善國家規劃剛性實施機制。三是切實加強綜合協調管理，提高政策規劃執行力。科學制定項目核準流程規范，強化規劃執行剛性；建立風電項目和配套電網、調峰調頻項目同步審批的聯席會議制度，建立項目審批與電價補貼資金直接掛鉤制度；加快跨區通道建設，加快核準和超前建設包括特高壓輸電工程在內的跨區跨省通道工程，盡早消納現有“三北”基地風電生產能力；盡早建立健全調峰調頻輔助服務電價機制；科學制定各類技術標準和相關管理細則。

（四）加快解決東北區域發電裝機富裕問題

東北地區電力供應能力長期富余，隨著遼寧紅沿河核電廠等項目陸續投產，電力供應富余進一步增加，發電企業經營困難加劇。建議：一是國家對東北電力富余問題開展專題研究，提出消納東北電力富余電力的方案和措施；二是“十二五”期間應嚴格控制區域內包括煤電、風電在內的電源開工規模，以集中消化現有電力供應能力。

（五）加快理順電價、熱價形成機制，促進解決云南等水電大省煤電企業及北方熱電聯產企業長期普遍虧損問題

我國已經進入電價上漲周期，要立足于電力市場化改革頂層設計，加快推進電價機制改革，更多采用市場機制調節電價，減少行政干預：一是加快發電環節兩部制電價改革。盡快研究云南等水電大省的煤電價格形成機制，解決這些地區煤電企業持續嚴重虧損、經營狀況持續惡化而面臨的企業生存問題；加快理順天然氣發電價格機制。二是加快形成獨立的輸配電價機制，穩妥推進電力用戶與發電企業直接交易。國家有關部門應加大市場監管力度，對地方政府行政指定直接交易對象、電量、電價以及降價優惠幅度等行為及時糾正和追責。三是針對華北、東北及西北地區熱電聯產企業供熱連年大面積虧損的實際困難，建議有關部門應出臺分區域供熱價格指導政策，對供熱虧損較大的地區按照成本加成原則重新核定熱價，并執行煤熱價格聯動機制；對熱價倒掛嚴重、虧損嚴重的供熱企業予以政策支持和財稅補貼，以保障企業的正常經營生產，確保迎峰度冬期間安全穩定供熱。

（六）加快完善大氣污染物特別排放限值相關政策措施

根據國家2013年2月發布的《關于執行大氣污染物特別排放限值的公告》，要求重點控制區域（19個省的47個城市）主城區的燃煤機組自2014年7月1日起執行特別排放限值，非主城區的在“十三五”期間執行特別排放限值。電力企業普遍反映，執行特別排放限值在技術、工期、經濟等方面存在諸多難以克服的困難。建議：一是由國家有關部門共同研究提出能夠滿足特別限值要求的指導性技術路線和更為科學的監督考核要求。二是相關部門繼續完善特別排放限值地區的現役燃煤機組綜合環保電價，針對新建機組執行特別限值而增加的成本支出應相應調整電價。三是統籌安排停機改造時間，避免停機改造影響到電力平衡問題，對于確因客觀原因、在限期前不能完成環保改造的機組，順延實施。四是對重點地區環保技改工程提供環保專項資金和貸款貼息補助

第二篇：中電聯：關于近期電力供需形勢的幾點認識

中電聯：關于近期電力供需形勢的幾點認識

近期，社會各界針對當前缺電形勢有著各種分析和評論，作為行業協會，中國電力企業聯合會密切關注電力供需形勢，積極開展調查研究和形勢分析，對電力供需的新特征的認識不斷加深?，F就有關情況分析如下：

一、當前電力供需形勢

局部地區時段性缺電在近幾年是一直存在的，與近幾年比較，當前的缺電呈現時間提前、范圍擴大、缺口增加的特點，但是與2004年以前的大面積缺電明顯不同。當前的缺電，主要表現仍然是結構性缺電，具有局部性、季節性、時段性特點，在華東、華中部分?。ㄊ校┤彪姳容^嚴重，對局部地區的生產、生活造成一定影響。而2003-2004年的缺電是大面積、長期性的全國性缺電。因此既要高度重視當前的缺電形勢，積極、主動采取相應措施緩解供需矛盾已刻不容緩，同時也要充分認識當前缺電的性質和特點，不宜過于夸大缺電的狀況和影響，甚至將其定義為全國性“電荒”。

1-4月份，受電力需求較快增長、電煤供應及運力緊張、部分地區干旱導致水電出力下降、局部地區電力供應能力不足、電網跨區調劑能力受限等因素影響，全國電力供需形勢總體偏緊，部分地區、高峰時段電力供需矛盾確實比較突出。例如：在電力“迎峰度冬”的1-3月份期間，1月份，全國共有近20個省級電網出現電力供應缺口，合計最大電力缺口3000萬千瓦左右，這些省份基本是中西部水電、煤電大省以及取暖用電負荷比重較高的東、中部省份；2月份以后逐步緩解；4月份通過采取有序用電等措施，電力缺口下降到1000萬千瓦左右，湖南、江西、重慶、浙江、貴州等地或由于處于電煤運輸的末端、或由于水電持續偏枯、或由于新增裝機不足、或由于當地電煤供應不足以及電力消費需求的剛性增長等因素的共同影響作用，導致電力缺口占當地最大發電負荷的比重較高，供電形勢是嚴峻的，但是我們應該認識到這種缺電完全不同于2005年之前的全國性大面積、持久性“缺電”，總體上屬于結構性缺電，通過采取有序用電措施，加大跨區跨省電力電量支援、有效協調好煤電矛盾，就可以一定程度上緩解供需矛盾、減少缺口，但是如果不及時加以解決，缺口有可能會進一步擴大，時間會進一步拖長。

迎峰度夏（6-8月份）期間，預計全社會用電量1.25-1.3萬億千瓦時，同比增長約12%；最高用電負荷增長14%左右。從電力供需平衡關系分析，在供應方面，1-5月份，全國基建新增裝機約2500萬千瓦，到5月底全口徑裝機在9.85億千瓦左右；在新增裝機中，火電比重同比進一步下降，發電出力有效能力只有火電的40%、且主要分布在西部、北部地區的風電比重同比繼續提高，導致迎峰度夏期間有效的電力供應能力增幅低于最高負荷增速近3-4個百分點，全國電力供需形勢總體上比前兩年同期偏緊，供需缺口較大的地區依然是供應能力不足或電網輸送能力受限的東部、中部地區。如果電煤價格繼續高企、部分地區電煤緊張的狀況不能得到明顯改觀，迎峰度夏高峰期缺煤停機、煤質下降以及華中、華東干旱的持續，將進一步影響這些地區電力供應能力的發揮，電力供需的缺口將進一步擴大。預計迎峰度夏期間，華東電力缺口1500萬千瓦，華北、華中、南方缺口均在500萬千瓦左右；而東北、西北電力富余較多。如果氣候、來水、電煤供應等不確定因素的疊加作用，高峰缺口還可能進一步擴大，就全國平均而言，屆時最大電力缺口占最高用電負荷的比重在5%左右（2004年這一比重超過10%）。

同時，由于近幾年電源新增的機組類型結構、地區結構不均衡，使火電比重快速下降、新能源發電比重提高、西部地區電源裝機容量占全國總量的比重快速增加，而相應的電網建設沒有跟上，導致全國性的資源優化配臵能力嚴重受限，東部、中部地區的季節性電力缺口增加，反之西部、東北地區富余的電力無法輸送到東中部，這是典型的結構性缺電格局。

二、發電設備利用率

在電力行業，發電設備利用率通常用發電設備利用小時數這個指標進行對標衡量。一個機組的發電容量（單位為千瓦）就是該機組一個小時內滿負荷發出的電量（單位為千瓦時），機組全年8760小時滿負荷發電生產，就實現了100%的發電設備理想狀態利用率，對應的機組發電設備利用小時就是8760小時。根據電力行業統計指標解釋，一個地區發電設備（包含火電、水電、核電、風電、光伏發電、生物質能發電等所有類型）平均利用小時為5500小時的含義，是該地區并網生產的所有類型機組在統計期末按平均設備容量（不是所有機組銘牌容量的幾何疊加）在一年中滿負荷運行生產5500小時，其對應的設備利用率為62.79%。

不同類型機組由于其發電的物理特性不同，其發電設備平均利用小時水平也不盡相同，如核電的全年平均發電利用小時通常在7800小時，水電全年平均發電利用小時在3400小時左右，風電全年平均發電利用小時在2000小時左右，但是火電設備利用小時差距一般比較大，這主要取決于當地電源結構、電力供需平衡情況。由于我國歷史上長期處于缺電狀態，火電設備利用小時數在2007年以前持續較高，這是緊缺經濟的具體體現。從世界各國利用小時的統計來看，各國發電設備平均利用小時普遍處于4000-5000小時之間（對應的平均設備利用率為45.7%-57%），2007年世界平均水平是4330小時（對應的平均設備利用率為49.4%），美國等發達國家也基本在世界平均水平左右。全國發電設備利用小時從2006年的5198小時下滑到2010年的4650小時，一方面是由于裝機增長較快、供需形勢有所緩解，另一個方面是幾年來風電、水電比重快速提高的累計效應，導致發電設備小時逐步降低。

由于水電、核電、風電等清潔能源發電的優先調度，火電承擔了電力生產調峰的作用，因此其對電力需求波動的反應最為敏感。今年1-4月份，全國發電設備累計平均利用小時1530小時，比上年同期提高21小時，提高幅度不是很大，其中有水電、風電比重增加的因素。但是東部、中部地區以及西部缺電省份的火電設備利用小時不僅遠高于上年同期甚至已經高于2007年（供需趨緩、供應能力得以釋放的起點年份）同期200多小時，例如：江蘇比2007年增加241個小時，安徽增加242個小時，湖南增加188小時，重慶、四川也分別增加244、273小時，相當于火電設備平均利用率比2007年1-4月份分別提高7-9個百分點。預計這些省份2011年全年火電設備利用小時比2010年將增加300-400小時，有些省份甚至會增加500-700小時，全國火電設備平均利用小時數也因此可能提高到5300小時，比上年增加250小時，但是全國發電設備利用平均小時數僅比2010年增加100小時左右。

發電設備利用小時只是一個從全局和宏觀角度粗略判斷電力供需情況的參數，對于一個具體的地區和不同的電力結構而言要做具體分析。從歷史經驗來看并結合新時期的用電特性，火電設備平均利用小時數在5000小時（其中煤電在5100小時）以下，表明全國電力供需平衡有余；在5000-5400小時（其中煤電在5100到5500小時）范圍內，表明供需緊張；超過5400小時可認為處于缺電狀態。隨著電氣化水平的提高、系統峰谷差拉大以及新能源導致火電調峰任務加重，今后火電利用小時有走低的趨勢。2008、2009年，火電設備利用小時低于4900小時，全國電力供需呈現總體平衡有一定富余態勢。2011年全國發電設備平均利用小時比2010年的增幅仍然不會很大，但是火電增幅卻比較大，尤其在東、中部地區以及西部缺電省份更加明顯，充分顯示出2011年是結構性缺電的特征。

三、火電企業虧損問題

近幾年，由于“市場煤、計劃電”之間的矛盾突出，煤價上漲不能順暢傳到出去，導致電力行業經營狀況持續下滑，甚至陷入經營困難的局面。2003年以來，秦皇島5500大卡煤炭累計上漲超過150%，而銷售電價漲幅僅為32%，價格傳導途徑嚴重不暢，電力行業多年來承受了過度的成本上漲壓力，其累計效應已經導致電力企業經營陷入困局、可持續發展能力嚴重不足。

今年以來，市場煤價持續高位運行，特別是4月份以來持續上漲，目前秦皇島5500大卡煤炭價格已經高于2008年最高點，東南沿海以及華中地區煤炭到岸（廠）的標煤價普遍超過1000元/噸。綜合來看，五大發電集團公司平均到場標煤單價普遍上漲超過80元/噸，漲幅同比均超過10%，導致火電企業虧損嚴重。根據國家統計局統計，1-3月份，火電生產企業實現利潤總額25億元，主要集中在上網電價較高的外資、合資電廠以及部分重點合同煤能夠得到充分保障的電廠，全火電行業利潤額同比下降75.3%；銷售利潤率僅有0.8%，比上年同期下降3.1個百分點，說明作為電力供應保障基礎作用的火電企業，全面處于經營困局之中，并由此拖累全電力行業的利潤處于極低水平。根據中電聯的行業統計調查，1-4月份，華能、大唐、華電、國電、中電投五大發電集團火電虧損額合計105.7億元，比上年同期增虧72.9億元，煤價上漲是根本原因。4月份，國家上調部分省份上網電價，但是由于個別省份沒有實施，再加上同期煤價持續上漲，火電企業虧損情況沒有好轉。4月份，五大集團火電業務仍然虧損17.1億，如果煤電矛盾得不到根本解決，整體發電行業經營仍然將十分困難，部分發電廠已經資不抵債、甚至無錢買煤的程度和范圍可能繼續擴大，這些因素均給迎峰度夏電力供應保障帶來很大風險。

電力行業受困于煤電價格矛盾等主要因素，各項指標全面落后于全國規模以上工業企業，也全面落后于各主要工業行業。電力行業的資產總額在各行業中居首位，但與各主要上下游行業相比，電力行業資產負債率明顯偏高，利潤總額及銷售利潤率也處于中下水平，如利潤總額僅為煤炭、石油天然氣開采行業的1/3左右，銷售利潤率僅為煤炭行業的1/5左右、石油天然氣開采行業的1/12左右；電力行業虧損企業虧損額明顯高于其他各行業，是煤炭的5.7倍、石油天然氣開采行業的7.6倍。

四、機組檢修問題

4月份是傳統的用電淡季，在4月份出現電力缺口是受需求旺盛、水電減發、電煤緊張等因素綜合影響，這其中也有機組檢修導致供應能力下降的因素。根據電力行業運行特點，除設備臨時發生故障需要立即檢修外，電網、發電企業的設備檢修是預防性等級計劃檢修，且有明確的規程規定。發電機組等級計劃檢修的主要內容是，根據發電機組的特性和電網運行的特性，由發電企業按規程要求作出長期和下一年的等級檢修計劃報電網企業共同確定，根據確定的計劃嚴格執行。根據規定，檢修計劃在上一年的11月前完成批復。目前火電企業開展的停機檢修基本上屬于計劃內檢修。

電力系統需求特性決定了每年有兩個用電高峰期，即夏季和冬季，這也是電力行業內所稱的“迎峰度夏”、“迎峰度冬”。電力企業每年都要在這兩個用電高峰來臨之前進行發電、電網等設備的預防性檢修，這也是按照上年電網負荷預測以及發電機組特性由電網企業、發電企業共同協商后于上年底做出的系統性安排，目的是充分利用春秋季用電低谷檢修設備，從而積極應對并確保冬夏用電高峰期的電力供應。一般來說，檢修高峰期以4、5月和9、10月為主。如今年南方電網公司區域安排4、5月份檢修容量分別達到2067萬千瓦和1541萬千瓦，4月份機組檢修容量占全網總裝機容量的13%左右上，與年同期比較均處于正常的檢修容量范圍。再如湖南1-4月份火電設備利用小時比上年水電嚴重偏枯、導致火電大發情況下還增加了72小時；山西、河南、貴州等煤電資源省份確有因缺煤被迫停機的情況，導致1-4月份火電設備平均利用小時數下降，但尚不是導致缺電的根本原因。

五、缺電與窩電問題

“十五”以來，國家實施西部大開發和西電東送戰略，通過跨區跨省電網，逐步實現西部豐富的資源向東部負荷中心區輸送，在一定程度上解決了東部電力供應問題。截至2010年底，西電東送三大通道輸送能力已經超過7000萬千瓦（相當于2010年底廣東省發電裝機全部容量），比2005年增加一倍，國家資源優化配臵的格局在逐步形成。2010年全年跨區送電量完成1492千瓦時，同比增長21.7%，跨省輸出電量5877億千瓦時，同比增長12.0%，對確保全國電力供需平衡、調節不同區域季節性需求以及充分發揮不同類型發電設備生產特性（時空調劑）起到了十分重要的作用。但是目前來看，跨區送電規模仍然不能滿足當前大范圍資源優化配臵的需求。在今年華東、華中、華北和南方電網缺口較大的情況下，東北和西北地區還分別富余1300-1400萬千瓦左右的電力，由于受限于當前跨區跨省線路的輸送容量，已經無法將這些富余電力輸送到東部缺電地區，造成電力富余（窩電）和缺電的情況同時存在而無法進行調劑。

2012-2013年，按照目前的需求增長和裝機情況，預計電力供需形勢將比今年更加緊張，電力缺口將進一步擴大。要解決這一問題，除了就地增加電力供應能力方式外，還要加快跨區電網建設項目，將西部大煤電、水電、風電基地豐富的電力輸送到東部負荷中心，既解決了西部電力富余問題，也解決了東中部地區電力緊張問題，實現由“單純依靠煤炭運輸”向“輸煤輸電并舉”的轉變，以“就地平衡發展方式”向“大范圍資源優化配臵”發展方式的轉變。

第三篇：2010-2011全國電力供需與經濟運行形勢分析預測報告

2010-2011全國電力供需與經濟運行形勢分析預測報告2010年，電力行業企業繼續加大結構調整力度，在經受多重困難和嚴峻考驗的情況下，保障了電力經濟平穩運行，全社會用電量經歷了高位運行后的穩步回落，全年用電量突破4萬億千瓦時；基建新增裝機連續5年超過9000萬千瓦，年底發電裝機容量達到9.6億千瓦，供應能力總體充足；電網規模五年實現總體翻倍；電源結構繼續優化，水電裝機容量突破2億千瓦，非化石能源發電裝機容量所占比重持續提高；電力技術應用繼續實現突破，電力行業節能減排成效顯著；煤價持續高位并繼續攀升導致火電廠經營困難、經營壓力加大。

2011年，全國電力消費需求將保持總體旺盛，全年用電量預計在4.7萬億千瓦時左右，增速比2010年有所回落；電力供應能力進一步增強，全年預計新增裝機9000萬千瓦左右，年底全國裝機容量超過10.4億千瓦，電源結構繼續優化，清潔能源發展繼續加速。綜合各種因素分析，全國電力供需總體平衡，但個別地區在冬、夏季受電煤、來水和氣溫影響，供需結構性矛盾依然存在，導致局部地區電力供需不平衡；全國發電設備利用小時與上年基本持平，火電設備利用小時同比有所上升。

一、2010年全國電力供需與經濟運行形勢分析

（一）電力消費情況

1、全社會用電量繼續增長，但各月增速持續回落

2010年，電力消費需求總體保持旺盛，全年全國全社會用電量41923億千瓦時，“十一五”期間年均增長11.09%。國家宏觀調控作用顯現，全社會用電量呈現一季度高速增長、4-8月份回穩、9月份以后回落的態勢。

2、第二產業用電增速下滑帶動全社會用電量增速快速回落，第三產業和城鄉居民生活用電受天氣影響明顯

2010年，第一產業用電量984億千瓦時，“十一五”期間年均增長5.44%；第二產業受國家宏觀調控政策影響顯著，用電增速下降幅度較大，是全社會用電量下半年增速回落的最主要動力，全年用電量31318億千瓦時，“十一五”期間年均增長10.91%；第三產業及城鄉居民生活用電量總體保持穩定增長，但受天氣影響明顯，全年用電量分別為4497億千瓦時和5125億千瓦時，“十一五”期間年均分別增長12.25%和12.65%。與2005年比較，第二產業用電比重略有下降，第三產業與城鄉居民生活用電比重有所上升。

3、重工業用電量回落快于輕工業

2010年，全國工業用電量30887億千瓦時。其中，全國輕、重工業用電量分別為5187億千瓦時和25699億千瓦時，輕工業各月用電量增長相對平穩，重工業回落明顯?！笆晃濉逼陂g，輕、重工業用電量年均分別增長7.01%和11.77%，輕工業用電

增長明顯低于重工業用電增長，輕工業用電量占工業用電量的比重從2005年的20.05%持續下降到2010年的16.80%。

4、四大行業月度用電量增速持續下降，全年制造業用電量增長較快

2010年，化工、建材、鋼鐵冶煉、有色金屬冶煉四大行業用電量增速從年初的近30%持續下降至11、12月份的負增長；四大行業合計用電量占全社會用電量的比重呈波動下降趨勢，從2010年2月份的35.45%下降到12月份的29.20%。其中，黑色金屬冶煉行業用電量11、12月份增速為負，有色金屬冶煉行業用電增速在四季度回落最為明顯。

受投資、消費和出口貿易拉動，2010年我國制造業用電量增長較快，月度用電量自上年四季度起其規模屢創歷史最高水平，全年累計增速高于全社會用電量增速

2.5個百分點。

5、“十一五”期間西部地區用電量年均增速較高，東北地區年均增速相對偏低

“十一五”期間，西部地區全社會用電量年均增速達到12.99%，居各地區之首，反映出西部在“十一五”期間發展速度最快，帶動西部地區用電量占全國用電量比重持續上升；東北地區“十一五”期間用電量年均增速8.18%，相對偏低；中部及東部地區“十一五”期間用電量年均增速分別為11.28%和10.63%。

（二）電力供應情況

1、新增裝機連續5年超9000萬千瓦，非化石能源裝機比重持續上升

2010年，全國基建新增發電生產能力9127萬千瓦?！笆晃濉逼陂g我國累計新增裝機48610萬千瓦，超過2010年底全國發電裝機總容量的一半；水電、核電、風電等非火電發電裝機發展迅速，累計新增裝機12030萬千瓦，是2010年底同類型能源發電裝機容量的47.07%，火電新增裝機所占比重從2005年的81.00%下降到2010年的64.34%。

2010年底，全國發電設備容量96219萬千瓦?！笆晃濉逼陂g，全國電力裝機連續跨越6億、7億、8億、9億千瓦大關，年均增長13.22%，快速扭轉了“十五”期間全國電力大范圍缺電局面，滿足了經濟發展對電力的強勁需求。在此期間，電源結構調整效果明顯，火電裝機容量增速逐年下降，風電裝機容量年均增長96.68%，水電、核電、風電等非化石能源裝機比重從2005年的24.23%提高到2010年的26.53%。

2、全國發電市場總體旺盛，火電發電量比重明顯下降

2010年，全國全口徑發電量42280億千瓦時，但增速自二季度起高位回落。水電發電量全年總體保持較好形勢，但春季持續負增長；各月火電發電量增速自二季度起呈持續下降趨勢，全年所占比重比上年下降1.05個百分點；核能發電保持穩定；風力

發電持續保持高速增長?！笆晃濉逼陂g，風電發電量所占比重從2005年的0.07%上升到2010年的1.18%，水電、核電和風電等清潔能源發電量比重明顯提升。

3、月度發電設備利用小時總體呈現緩慢減少的趨勢，但全年發電設備利用小時同比有所提高

2010年，各月度發電設備利用小時總體呈現緩慢減少的趨勢，但全年6000千瓦及以上電廠發電設備累計平均利用小時達到4660小時，比上年增加114小時，是自2004年發電設備利用小時持續下降后的首次回升。水電、火電設備累計平均利用小時分別為3429小時、5031小時，分別比上年提高101小時和166小時。

4、全國火電廠燃料供應總體平衡，一、四季度供需平衡偏緊，電煤價格同比上升且高位波動

2010年，全國火電廠燃料供應總體平衡，全國電煤市場價格高位波動。一季度供需比較緊張，國內電煤消費快速增加；二季度消耗總量有所減少，庫存持續提高；迎峰度夏期間耗煤量增加較多，供耗基本平衡；四季度供需偏緊，電煤庫存高位回落。

（三）電網輸送情況

截至2010年底，全國電網220千伏及以上輸電線路回路長度、公用變設備容量分別為44.27萬千米、19.74億千伏安，分別比2005年底增加18.90萬千米、11.31億千伏安，實現了變配電能力的翻倍增長。“十一五”期間全國電網增加±800千伏特高壓直流以及1000千伏特高壓交流電壓等級，年底線路長度分別為3282千米、640千米。

2010年，全國電網建設重大成果繼續顯現，云南至廣東以及向家壩至上?！?00千伏特高壓直流輸電工程順利投產，將我國直流輸電技術提升到新臺階；±500千伏呼倫貝爾至遼寧直流輸電工程、±660千伏寧東至山東直流極Ⅰ系統以及新疆與西北750千伏聯網等一批跨區跨省重點工程建成投運，進一步提升了電網對能源資源大范圍優化配置的能力；青藏電網聯網工程開工建設。

2010年，各月跨區送電基本保持平穩較快增長，全年全國跨區送電量完成1492億千瓦時，比上年增長21.71%；三峽電廠在全年沒有新增產能的情況下，全年送出834億千瓦時，同比增長5.51 %；受西南水電出力不足等因素影響，南方電網區域“西電東送”負增長；京津唐電網輸入輸出電量及跨省輸出電量保持平穩增長；進口電量比上年明顯下降，出口電量比上年增加。

（四）電源電網投資均有所下降，非化石能源發電投資比重繼續提高

2010年，全國電力工程建設累計完成投資7051億元，其中電源、電網工程建設分別完成投資3641億元、3410億元，分別比上年降低4.26%和12.53%?！笆晃濉逼陂g全國電力工程建設累計完成投資3.2萬億元，電網工程建設年均投資2949億元，五年累計完成投資所占比重上升到46.05%。

“十一五”期間，電源工程建設投資向非化石能源發電領域傾斜，水電、核電、風電等能源發電投資占電源投資的比重從2005年的29%持續提高到2010年的64%，火電投資完成額由2005年的2271億元快速減少到2010年的1311億元。

（五）電力行業節能降耗工作繼續推進，成效繼續顯現

2010年，全國供電標準煤耗335克/千瓦時，比上年下降5克/千瓦時，“十一五”累計下降超過35克/千瓦時；全國電網輸電線路損失率6.49%，比上年下降0.23個百分點，“十一五”累計下降0.72個百分點。全國供電煤耗、輸電線損率已處于世界先進水平。

二、2011年全國電力供需形勢分析預測

2011年，我國經濟將繼續保持平穩較快增長，電力需求繼續增加，預計2011年全國全社會用電量達到4.7萬億千瓦時左右，同比增長12%左右，較2010年有所回落。產業發展、節能措施及電價政策等實施程度及效果將對用電增長及用電結構產生較大影響。

新能源發電、跨區電網建設及農村電網改造將進一步帶動電力投資，預計全年電力工程建設投資完成額7500億元左右，其中，電源、電網工程建設分別完成投資4000億元、3500億元左右。全國基建新增裝機9000萬千瓦左右，考慮基建新增和“關小”因素后，2011年底，全國全口徑發電裝機容量將超過10.4億千瓦。

2011年，局部地區、局部時段仍將出現電煤供需緊張情況，煤價總體仍將維持高位運行，進一步上漲的風險很大。全年在保證電煤供應及來水正常的情況下，全國電力供需總體平衡，局部地區富余；但受氣候、來水、電煤供應等不確定因素影響，部分地區存在時段性電力供需緊張局面。其中華北、華東、南方電力供需偏緊；華中電力供需總體平衡、時段性緊張；東北、西北電力供應能力總體富余，西北部分省份存在結構性偏緊情況。預計全年發電設備利用小時將在4650小時左右，與2010年基本持平；火電設備利用小時在5200小時左右，比上年提高150小時。

三、當前電力供需需要關注的幾個問題

（一）加大電煤等要素協調，做好電力供應保障工作

目前，全國已建立了煤電油氣運部級協調機制，隨時對重大問題進行協商，采取措施，保證運轉正常。從總體上來看，煤電油氣運保障比較平穩，但由于鐵路、公路運輸的壓力和緊張局面客觀存在，特別是在氣候異常時電煤供應尤為較緊。預計先后將有一部分省份因電煤瓶頸出現電力供應緊張情況，華中、西北更為明顯，這一狀況將可能會反復出現持續到3月底。因此，必須完善電煤供應應急預案，加大煤電運等要素協調，全力做好電力供應保障工作。

建議加快電網重點工程建設和投運，提高電網整體供電能力特別是跨省跨區支援能力；加強設備巡檢，確保設備正常運轉；針對寒潮、冰凍等天氣和突發事件，及時建立完善的預警機制，以提高應對突發事件的處置能力；建議政府有關部門牽頭協調做

好電煤儲備及其相應的運力調配等準備工作，保證電煤供應，緩解電力供需緊張局面。優化水電運行方式，充分運用大型水庫調節能力，提高水能利用效率。完善省間送電協議及違約約束機制，強化合同及協議制定的嚴肅性。

（二）加快電網建設，在全國范圍內實現資源優化配置

經過多年的發展，我國電源電網發展都已經取得很大的成就，電源、電網規模分別躍居世界第二和第一位，從總量上看已經基本可以滿足國民經濟發展的需要。但是我國能源資源分布與需求存在逆向分布以及能源結構性的矛盾，造成“三北”地區風電消納矛盾突出，西南水電比重較大的地區電力供應“豐松枯緊”，水電外送季節性壓力較大，由此增加了電煤鐵路運輸以及電網運輸的壓力，也造成各區域發電裝機能力有效利用率下降，發電裝機總量與最高用電負荷差距加大，迫切需要大范圍、錯時段進行煤電、水電、風電的調度配置。

因此，必須根據我國國情，采取多種措施從全國范圍內解決資源的平衡與優化配置問題。一是要充分利用好現有跨省跨區電網，擴大跨省跨區電量支援調配，最大限度的利用各區域電力結構特點，錯峰緩解各省電力緊張局面；二是進一步完善區域500千伏和750千伏主干網架，進一步擴大區域平衡能力；三是要充分肯定西電東送戰略對大范圍資源優化配置的重要貢獻，根據全國資源優化配置的新形勢，加快推進特高壓電網建設，根本解決全國資源優化配置和電力電量平衡的問題，實現電網資源配置能力更強、范圍更廣、經濟運行效率更高、安全水平更高、科技水平和智能化水平全面提升。

（三）盡快落實煤電聯動政策，進一步疏導電價

近年來，“市場煤、計劃電”的體制性矛盾依然突出，電力企業已難以承受煤價頻繁上漲和電價調整滯后造成的剛性成本增加，火電行業嚴重虧損。煤炭價格是火電企業成本的主要因素，已占到70%左右，自2003年以來，我國煤炭價格持續上漲，秦皇島5500大卡煤炭累計上漲超過150%，而銷售電價漲幅僅上漲32%。自2004年國家發改委頒布煤電價格聯動機制以來，國家共實行了四次煤電價格聯動，但還有較大缺口。由于持續虧損，發電企業償債能力削弱，融資難度不斷加大，資金鏈斷裂的風險顯著增加，保障電力、熱力供應的能力大為下降。

建議采取切實可行的措施抑制煤價、疏導電價。一是充分發揮政策監管與導向作用，抑制到廠電煤價格上升的各種跟風、炒作因素。二是在合理的電價機制形成過程中，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。三是加大需求側管理力度，發揮價格對需求的引導調節作用；理順各種終端能源之間的比價關系，引導用戶合理消費各種能源。四是加快資源性產品價格機制改革步伐，盡快研究符合市場規律、適應我國國情的科學合理的電價形成機制。

（四）科學制定“十二五”電力發展規劃

隨著“十二五”期間我國經濟社會快速發展，電力需求將持續增長，預計2015年全社會用電量將達到6.27萬億千瓦時左右，“十二五”年均增長8.5%左右，需要充分保障電力供應；同時，落實我國政府“2020年我國非化石能源在一次能源消費中比重

達到15%左右和單位GDP二氧化碳排放量比2005年下降40%～45%”的兩項承諾，需要電力工業加快開發綠色能源，改善能源結構。

為構建安全、經濟、綠色、和諧的現代電力工業體系，滿足經濟社會科學發展的有效電力需求，需要科學制定“十二五”電力發展規劃。建議一是強化電力工業統一規劃，建立科學的電力規劃管理機制。建立健全政府電力規劃管理體系，建立規劃依法上報、審批和公布制度，完善電力規劃研究協作體系和滾動調整機制。二是積極改善生態環境，促進綠色電源發展。盡快批準建設一批大中型水電項目，開放核電投資市場，加快核電建設，扶持推進風電、太陽能等可再生能源產業化，積極推進煤電一體化。三是加快推進智能電網建設。把智能電網正式納入國家發展戰略并給以政策和資金扶持，加快研究制定新能源、特高壓電網、智能電網等技術標準。四是采取切實有效措施，積極促進節能減排。適當提高電價水平，用經濟調節手段促進節能減排；制定嚴格的節能減排標準，培育節能減排商業模式，促進節能減排技術創新和推廣。

第四篇：2011年全國電力供需與經濟運行形勢分析預測報告

全國電力供需與經濟運行形勢分析預測報告

（2011年第一季度）

總體情況

一季度，我國宏觀經濟保持平穩運行，全社會用電量增速明顯回升，第二產業用電量增速逐月提高，仍然是帶動全社會用電量同比增長的主要動力，第三產業和城鄉居民生活用電穩定增長；化工、建材、有色冶煉行業月度用電量與上年最高水平基本相當，3月份鋼鐵冶煉行業用電量又創新高。發電量增速逐月回升，發電設備利用小時與上年同期基本持平?；痣娡顿Y略有增長，清潔能源投資快速增長，占電源投資的比重持續提高；新增裝機容量比上年同期略有減少，3月底裝機規模

9.7億千瓦左右；受電煤供應及運力緊張等因素影響，1月份全國供需矛盾比較突出，2、3月份部分地區有電力供應缺口。市場煤價高位運行導致火電廠經營異常困難，中部和東北地區火電廠虧損嚴重，影響電力供需平衡。

后三個季度，全國電力消費需求將保持總體旺盛，全年用電量預計在4.7萬億千瓦時左右，增速比2010年有所回落；全年清潔能源發電繼續加速，火電新增規模小于上年，預計新增發電裝機容量8500萬千瓦左右，小于年初預計，年底全國發電裝機容量超過10.4億千瓦，機組結構繼續優化。綜合各種因素分析，全國電力供需總體偏緊，部分地區持續偏緊，迎峰度夏期間電力供應缺口可能進一步擴大；全國發電設備利用小時與上年基本持平，火電設備利用小時同比有所上升。

一、一季度全國電力供需與經濟運行形勢分析

（一）電力消費情況

1、全社會用電量增速明顯回升

一季度，全國全社會用電量10911億千瓦時，同比增長12.7%，與上年四季度相比，出現比較明顯的回升。分析原因，一是部分地區重點行業用電量回升明顯，用電增長較快；二是部分干旱地區的農、林、牧、漁業用電同比增幅較高；三是華東、華中、南方等地區氣溫較常年偏低，取暖負荷增加。分月來看，2月份是春節所在月份用電量首次超過3000億千瓦時，3月份用電規模基本與迎峰度冬期間的1月份相同，接近2010年七、八月份水平。

2、第三產業和城鄉居民生活用電量增速高于第二產業

一季度，全國第一產業用電量195億千瓦時，同比增長3.16%，處于低速穩定增長狀態。第二產業用電量8025億千瓦時，同比增長12.31%，增速逐月提高，3月份用電量增速已經高于全社會用電量增速。第三產業和城鄉居民生活用電量分別為1236億千瓦時和1456億千瓦時，同比分別增長15.51%和14.08%，用電量占全社會用電量的比重也相應分別提高到11.3%、13.3%，這是冬季取暖負荷增加較快的因素拉動的；受季節性因素影響，3月份城鄉居民生活用電量增速有所放緩。3、3月份日均制造業用電量達到2010年夏季時水平

一季度，全國工業用電量7896億千瓦時，同比增長12.14%，略低于全社會用電量增速，占全社會用電量比重為72.4%，與上年同期基本持平；其中，輕、重工業用電量同比分別增長11.4%和12.3%，占全社會用電量的比重分別為11.7%、60.6%，分別比上年同期提高0.2個百分點和降低0.47個百分點。一季度，全國制造業用電量5850億千瓦時，同比增長12.6%，其中，1月份日均制造業用電量達到69億千瓦時/天，創歷史新高，3月份64.3億千瓦時/天，回落到2010年夏季時水平，但其用電量規模仍處歷史較高水平，占全社會用電量比重與上年同期基本持平。

4、四大行業月度用電量占全社會用電量的比重比上年同期略有下降

一季度，化工、建材、鋼鐵冶煉、有色金屬冶煉四大重點行業用電量合計3512億千瓦時，僅少

于歷史最高水平的2010年二季度，總體保持較大的規模，同比增長11.1%；對全社會用電量增長的貢獻率為28.5%，比上年同期降低13.9個百分點；用電量占全社會用電量的比重為32.2%，比上年同期降低0.4個百分點。分行業看，化工、建材、有色金屬冶煉行業的月度用電量基本與上年月度最高用電水平相當；與其生產形勢相一致，鋼鐵冶煉行業用電繼續旺盛，月度用電量連創新高，1、3月份用電量分別為444億千瓦時和447億千瓦時，同比分別增長11.5%和19.0%，用電量規模均遠高于上年各月。

5、各?。▍^、市）用電量保持較快增長

一季度，全國各?。▍^、市）用電量均實現正增長，其中全社會用電量同比增速高的有新疆（33.5%）、江西（24.0%）、福建（21.6%），這些省份都是內需經濟增長相對較快的省份；增速較低的有北京（0.6%）、黑龍江（5.6%）、河南（5.8%）、天津（8.1%）、廣東（8.1%）、上海（9.0%），其中，河南主要是由于該省用電量比重較高的有色金屬冶煉行業用電量上年同期基數很高，廣東主要是輕工業和第三產業用電增長較慢，部分輕工業行業用電甚至出現同比負增長。

（二）電力供應情況

1、基建新增裝機規模同比減少

一季度，全國基建新增發電生產能力1379萬千瓦，比上年同期少投產234萬千瓦，主要是3月份投產規模較小。其中，火電新增1001萬千瓦，比上年同期少投產268萬千瓦；新增并網風電250萬千瓦；新增太陽能光伏發電5萬千瓦。各區域中，華北區域新增裝機容量較多，占全國新增裝機容量的36.30%；華東區域新增供應能力較少，占全國的比重下降至4.27%，華東區域在需求旺盛情況下，加劇了該區域發電生產能力短缺的情況。

截至2011年3月底，全國6000千瓦及以上發電設備容量94283萬千瓦，比上年同期凈增9304萬千瓦；月底全口徑發電設備容量9.7億千瓦左右。其中，6000千瓦及以上水電設備容量1.84億千瓦，火電7.13億千瓦，核電1082萬千瓦，并網風電3394萬千瓦。

2、季度發電量增速環比提高

一季度，全國規模以上電廠發電量10651億千瓦時，同比增長13.4%，增速比2010年四季度提高7.6個百分點，其中3月份發電量為3830億千瓦時，是除2010年8月份外最多的一個月。分類型看，一季度，全國大部分流域來水基本正常，規模以上水電廠發電量1136億千瓦時，同比增長32.9%，增速較高的直接原因就是上年同期西南干旱導致基數較低；火電發電量9007億千瓦時，同比增長10.6%，占全部發電量的比重比上年同期降低1.63個百分點；新投機組翹尾因素導致核電發電量較快增長；風電規模擴大導致風電發電量增速高位有所放緩。

3、發電設備利用小時與上年同期基本持平

一季度，全國發電設備累計平均利用小時1135小時，比上年同期提高11小時，略低于2008年同期水平。其中，水電583小時，比上年同期提高89小時，處于往年的正常水平，水電大省中的廣西、青海、四川、云南、湖北、貴州水電設備平均利用小時超過600小時；火電設備利用小時1292小時，與上年同期基本持平，其中，青海、寧夏、四川、重慶等需求比較旺盛的省份火電設備利用小時超過1500小時，吉林的火電設備利用小時低于1100小時，主要是近兩年新增機組集中投產。

4、部分地區電煤供應緊張

一季度，全國電廠電煤庫存總體處于正常水平，但是受電煤價格、運力、產量等綜合因素影響，電煤庫存天數在下降，局部地區、局部時段電煤供需比較緊張；1月上、中旬矛盾比較突出，部分省份缺煤停機，制約了電力供應能力的發揮。截至3月底，全國重點企業電廠存煤5071萬噸，可用13天。4月份是傳統的電煤需求淡季，今年4月份出現電煤需求淡季不淡的情況，市場煤炭價格開始上升、日消耗量保持高位，截至4月中旬，全國重點電廠電煤庫存5311萬噸，可用14天，僅比3月末提高一天。

（三）跨區送電同比恢復快速增長，跨省輸出電量保持穩定增長

一季度，世界首個±660千伏電壓等級的直流輸電工程即寧東—山東直流輸電工程雙極建成投

運，額定輸送容量400萬千瓦，極大緩解了今年山東的用電緊張狀況，有效促進能源資源大范圍優化配置。

一季度，全國跨區送電完成309億千瓦時，同比增長17.1%，保持較高增長，其中，3月份完成跨區送電量121億千瓦時，同比增長21.3%，主要是由于上年投產的跨區送電項目（如四川向家壩—上海、西北—四川德陽直流、寧東—山東直流等）在3月份開始發揮跨區送電同比增加作用。三峽電廠累計送出電量132億千瓦時，同比增長26.0%。

一季度，南方電網“西電東送”完成送電量188億千瓦時，同比增長12.2%；其中，送廣東和廣西分別完成162億千瓦時和26億千瓦時，同比分別增長3.8%和129.6%，主要是受上年同期西南干旱基數較低影響。京津唐電網輸入電量93億千瓦時，同比增長3.9%；輸出電量58億千瓦時，同比增長66.3%；其中，京津唐電網送山東55億千瓦時，同比增長67.1%，對緩解山東電網電力緊張作用突出。

（四）清潔能源發電完成投資較快增長，電網投資延續下降趨勢

一季度，全國電力工程建設完成投資1021億元，同比增長11.7%。其中，電源和電網工程建設分別完成投資612億元和409億元，同比分別增長27.6%和下降5.9%，電網投資延續了上年的下降趨勢，其投資額占電力投資比重下降到40%。電源工程投資中，水電、核電、風電合計投資額比重上升到65.1%，比上年同期提高6.1個百分點，火電投資比重持續下降。

（五）火電企業利潤大幅下降，電力行業盈利能力明顯偏低

受市場電煤價格持續高位影響，火電企業利潤從上年同期的46億元大幅下降到4億元，銷售利潤率接近于零，中部六省、東北三省以及山東省火電繼續全部虧損，虧損面繼續明顯上升，企業經營壓力加大、供應保障能力降低。1-2月份，雖然電力行業整體實現利潤總額181億元，但是行業盈利能力明顯偏低，1-2月份行業銷售利潤率僅為2.8%，遠低于全國規模以上工業企業銷售利潤率6.0%的平均水平；與其他行業相比，電力行業利潤總額僅為煤炭、石油天然氣開采行業的1/3左右，銷售利潤率僅為煤炭行業的1/5左右、石油天然氣開采行業的1/8左右；電力行業虧損企業虧損額明顯高于其他各行業，是煤炭、石油天然氣開采行業的6倍。

二、2011年全國電力供需形勢預測

2011年，我國經濟將繼續保持平穩較快增長，電力需求繼續增加，預計2011年全國全社會用電量達到4.7萬億千瓦時左右，同比增長12%左右，較2010年有所回落。分季節看，受投資信貸增速下降、產業結構調整、節能減排、電力供應有效能力相對不足以及上年同期基數影響，除第四季度增速可能超過全年預計水平外，二、三季度用電增速將保持在略低于或與全年增速基本持平的水平上。加強需求側管理和及時疏導電價矛盾是平衡電力供需關系的有效途徑。

新能源發電、跨區電網建設及農村電網改造將進一步帶動電力投資，預計全年電力工程建設投資完成額7500億元左右，其中，電源、電網工程建設分別完成投資4000億元、3500億元左右；但是，電價政策、項目核準速度以及貨幣、信貸政策等都將在一定程度上影響全年電力投資的進程、規模和結構。

受前期投資結構不斷調整影響，火電投產規模將小于預期，全國基建新增裝機調低到8500萬千瓦左右，考慮基建新增和“關小”因素后，2011年底，全國全口徑發電裝機容量將超過10.4億千瓦。后三個季度，局部地區電煤供需持續偏緊，大部分地區、部分時段將出現電煤供需相對緊張的情況；煤價總體仍將維持高位運行，受國際煤價、海運費上漲以及對全年煤炭產量增長有限預期的影響，煤價進一步上漲的風險很大，將對電力生產供應和企業效益產生較大影響。

后三個季度，受新增裝機區域分布不平衡、電源電網建設不協調、火電新增規模下降以及電煤供應矛盾等結構性因素的影響，全國電力供需形勢總體偏緊。表現在部分地區持續偏緊，局部地區存在時段性電力緊張局面，特別是迎峰度夏期間電力供應缺口可能進一步擴大，預計缺口在3000萬

千瓦左右，考慮氣候、來水、電煤供應等不確定因素的疊加作用，缺口還可能進一步擴大；迎峰度冬期間全國電力供需形勢總體偏緊?？傮w來看，全國電力供需形勢將比“十一五”后期緊張，局部地區的電力供需緊張情況將比上年在時間上更早、涉及的范圍更廣、缺口有所加大。其中，華北、華東、南方區域電力供需總體偏緊；華中區域電力供需總體平衡、冬季時段性緊張；東北、西北區域電力供應能力總體富余。

預計全年發電設備利用小時將在4650小時左右，與2010年基本持平；火電設備利用小時在5200小時左右，比上年提高150小時。

三、需要關注的幾個問題

（一）加大電煤等電力生產要素的協調，做好迎峰度夏期間供應保障工作

根據目前電力工業總體供應能力平衡，夏季供需形勢將呈現缺口出現更早、范圍有所擴大、強度有所增強的新特點，各部門、各相關行業和企業要通力合作，積極采取有效措施積極應對。其中一項重要措施就是提前籌劃電廠迎峰度夏期間電煤等一次能源的持續穩定供應。為此，我們建議：一是切實落實國家發改委關于穩定電煤價格的通知精神，保持合同煤價穩定和兌現率，同時通過綜合措施防止市場煤炭價格的較快上揚，增加電煤有效供給量，各地政府和企業要積極采取有效措施幫助電廠提高儲煤的能力和積極性，提高電廠存煤天數；二是要加大電煤供應協調力度，高度關注電煤產運銷情況，進一步增加重點電煤供應量，保障重點地區、重點電廠在迎峰度夏期間的電煤供應；三是增加國內煤炭產量，發揮國務院批準的國家煤炭應急儲備點的作用，在國家和各省分級分層建立電煤應急儲備基地，應對用煤高峰期部分電廠可能出現的缺煤停機情況，同時也可以平抑電煤價格波動；四是加大天然氣儲存和調劑力度，組織好東部地區天然氣發電氣源，實現燃氣機組的頂峰發電，緩解電力供需矛盾；五是加快對東部地區未核準的存量發電機組核準進程，充分發揮其生產能力，提高生產效益和社會效益。

（二）積極應對“十二五”期間可能出現的電力供需偏緊勢頭

根據對一季度和“十二五”期間供需形勢的整體研究分析，電力裝機結構、地區布局與“十一五”時期比將發生較大變化。目前電源在建規模嚴重不足，加上火電建設積極性降低，將造成今后幾年火電投產規模不合理地快速下降，不能滿足電力需求增長，預計在“十二五”期間特別是“十二五”中期電力供需矛盾將更加突出。

為此，既要滿足經濟社會發展的有效電力需求，又要實現國家非化石能源占一次能源消費15%左右的能源結構目標，必須采取綜合措施：一是盡快核準開工較大規模的電源項目，以確保合理的在建和投產規模；特別是盡快開工建設一批大中型水電項目，在確保安全的前提下高效發展核電，積極推進新能源發電發展。二是要尊重電力安全穩定供應的裝機結構客觀規律，為滿足電力系統連續穩定供應的備用以及調節緩和新能源發電季節性、間歇性矛盾的要求，開工建設一定規模火電項目，主要是煤炭基地清潔高效燃煤電廠和天然氣電廠，加快遠距離交直流特高壓跨區線路建設，解決“十二五”中期可能出現的大范圍缺電難題。三是加快轉變經濟發展方式，促進經濟結構優化；適度上調電價，特別是進一步提升高耗能產業電價差價，采用市場手段加快促進經濟結構優化調整；加快制定全社會各行業能效標準，提高行業門檻，加強能效審計；通過政策扶持，促進節能減排以及循環利用技術的推廣應用；適度限制高耗能產品出口。四是以史為鑒，超前做好相關應對措施，防止在缺電時期大規模出現小柴油機發電現象，導致能耗上升、環保環境下降。

（三）加快電網建設，加快電價改革步伐

經過多年的發展，我國電源電網發展都已經取得很大的成就，電源、電網規模分別躍居世界第二和第一位，從總量上看已經基本可以滿足國民經濟發展的需要。但是我國能源資源分布與需求存在逆向分布以及結構性矛盾突出，目前電網規模和結構不能適應新增裝機逐步向中西部轉移的遠距離送電的需要。另外，目前的跨區送電也不能完全適應迎峰度夏期間的各省區電力互濟需要。

因此，必須加快電網建設，一是要充分利用好現有跨省跨區電網，擴大跨省跨區電量的相互支援與調配，最大限度地利用各區域電力結構和季節性差異化特點，錯峰緩解各省電力緊張局面；二是進一步完善各區域500千伏和750千伏主干網架，進一步擴大區域平衡能力；三是要充分肯定“西電東送”戰略對大范圍資源優化配置的重要貢獻，面臨全國資源優化配置的新格局，要加快推進特高壓電網建設，根本解決全國資源優化配置和電力電量平衡的問題，要依托信息、控制和儲能等先進技術，推進智能電網建設，適應分布式電源接入和用戶多樣化的需求，實現電網資源配置能力更強、范圍更廣、經濟運行效率更高、安全水平更高、科技水平和智能化水平全面提升。

要按照國家“十二五”規劃綱要明確的“要建立健全能夠反映市場供求關系、資源稀缺程度和環境損害成本的資源性產品價格形成機制”的精神，推進電價改革，盡快完善一次能源價格、上網電價、銷售電價之間的聯動機制，引導電力資源的合理配置和高效利用；特別是要提高電力企業持續發展能力，滿足“十二五”期間電力發展對資金的需求。

（四）加大運行監測和協調力度，做好平衡調劑工作

近兩年，電力經濟運行波動較為頻繁，給做好電力供需平衡工作造成很大的困難。目前，各種電力供應的外部環境仍然極為復雜，在經濟和電力運行仍有很多不確定性條件，要加大電力經濟運行監測和協調力度，做好電力供需平衡工作意義重大。

建議加大電力經濟運行形勢分析調查研究工作，密切跟蹤需求市場形勢變化，把握趨勢性、苗頭性問題，提前加以解決，保持平穩有序運行；要高度重視氣溫對電力供需平衡的影響，做好迎峰度夏期間電力供需平衡。要進一步加強需求側管理工作，利用價格杠桿合理抑制不合理需求和高峰負荷需求，共度用電高峰難關。建議更充分發揮大電網作用，加強政府、電力企業間的溝通協調，深入利用高峰時段差異，增加省間、區域間高峰電力保障能力。

第五篇：全國電力供需與經濟運行形勢分析預測報告(2011年前三季度)（推薦）

全國電力供需與經濟運行形勢分析預測報告

(2011年前三季度)

前三季度，全國電力需求總體旺盛，電力消費增速高位回穩;受基數影響，第二產業及工業用電量增速有所回升，第三產業和城鄉居民生活用電較快增長;制造業用電量高位穩定，重點行業用電量保持較大規模。二季度以來水電發電量增速持續下降，導致火電出力持續超過3000億千瓦時/月;市場電煤價格高位持續上漲，部分地區電煤供應緊張;基建新增裝機規模小于上年同期，裝機增速低于發用電量增速，導致部分地區電力供應緊張;發電設備利用小時同比回升，火電利用小時回升更加顯著。電力投資中火電、風電投資同比負增長;火電新投產、新開工及在建規模持續減小，將嚴重影響未來電力供需平衡。

四季度，預計全國電力消費繼續保持平穩增長態勢，季度全社會用電量增長13%左右，全年全社會用電量4.7萬億千瓦時、同比增長12%左右。綜合各種因素分析，今冬明春全國電力供需總體偏緊，部分地區持續偏緊。全年發電設備利用小時同比略有提高，火電設備利用小時繼續上升，部分地區上升幅度較大。

一、前三季度全國電力供需與經濟運行形勢分析

(一)電力消費情況

1、電力需求總體旺盛，用電量增速逐月高位回穩

前三季度，電力消費總體旺盛，全國全社會用電量35157億千瓦時，同比增長11.95%，各季度同比分別增長12.7%、11.7%和11.5%，增速逐季高位回穩。

分產業看，前三季度，第一產業用電量795億千瓦時，同比增長4.5%。第二產業用電量26235億千瓦時，同比增長12.1%，各季度分別增長12.3%、11.6%和12.5%。第三產業用電量3844億千瓦時，同比增長14.0%;城鄉居民生活用電量4282億千瓦時，同比增長10.6%;第三產業和城鄉居民生活用電量對全社會用電量增長的貢獻率分別為12.5%和10.9%，分別比上年同期提高3.4和1.6個百分點。

2、制造業用電量高位穩定

前三季度，全國工業用電量25813億千瓦時，同比增長12.0%;其中，輕、重工業用電量同比分別增長9.5%和12.5%，輕工業用電量增速持續低于重工業，且差距逐月拉大。前

三季度，全國制造業用電量同比增長12.4%，春節后制造業用電量逐月增加并連創新高，制造業日均用電量已連續6個月超過70億千瓦時。

3、四大重點行業月度用電量高位穩定

前三季度，化工、建材、黑色金屬冶煉、有色金屬冶煉四大重點行業用電量合計11485億千瓦時，同比增長12.4%。分行業看，前三季度，化工行業用電量2640億千瓦時，同比增長10.3%，各季度分別增長4.1%、10.8%和15.7%，增速逐季提高;建材行業用電量2174億千瓦時，同比增長18.5%;黑色金屬冶煉行業用電量4026億千瓦時，同比增長12.6%;有色金屬冶煉行業用電量2646億千瓦時，同比增長9.8%;建材、鋼鐵、有色行業用電量已分別連續6個月、7個月、5個月穩定在歷史高位。

4、西部地區用電量持續高速增長且第三季度加快提高

前三季度，各省份用電均實現正增長，其中，西部地區用電量增長17.2%，各季度增速分別為15.9%、15.8%、19.7%，明顯高于其他各地區。前三季度，中部、東部、東北地區用電量增速分別為11.7%、10.0%和9.3%，均低于全國全社會用電量增速。全社會用電量增速高于全國平均水平的14個省份中有11個是西部地區省份。

(二)電力供應情況

1、火電裝機容量增速偏低，建設步伐放緩

前三季度，全國基建新增發電生產能力4962萬千瓦，同比減少224萬千瓦。截至9月底，全國6000千瓦及以上發電設備容量97695萬千瓦，同比增長10.2%;其中，火電同比增長8.8%，繼續低于火電發電量及全社會用電量增速。前三季度，全國火電新開工規模1262萬千瓦，9月底火電在建規模6755萬千瓦，分別同比減少1338萬千瓦和1785萬千瓦，規?？s小將對未來電力供應保障造成較大影響。

2、水電出力下降對電力供給影響明顯

前三季度，全國規模以上電廠水電發電量4674億千瓦時，同比下降0.6%，是“十一五”以來水電發電量首次出現同期負增長的年份;

二、三季度同比分別增長1.5%和下降14.7%，水電裝機比重較高省份的水電生產形勢非常嚴峻，已經嚴重影響電力供需平衡。受需求旺盛以及水電減發影響，自2010年12月份以來，月度火電發電量持續高于3000億千瓦時。1-9月份，火電發電量28532億千瓦時，同比增長14.4%，占全部發電量的82.6%，比上年同期提高1.2個百分點。

3、水電設備利用小時下降，導致火電設備利用小時快速回升

需求旺盛并快于裝機增速，導致前三季度全國發電設備利用小時達到3603小時，比上年同期提高78小時。由于水電偏枯，水電設備利用小時比上年同期低301小時，這也使得火電支撐作用得以發揮，全國火電設備平均利用小時在持續2004-2009年的下降通道后，進入回升通道，并已回升到2007年同期水平，反映出目前已處于供需總體平衡偏緊的狀態。

4、市場電煤價格高位持續上漲，電煤供應持續緊張

受電力需求旺盛以及水電減發等因素綜合影響，火電生產持續旺盛，電廠耗煤量持續保持高水平，導致電煤市場價格自3月份明顯上行。7月份秦皇島港5500大卡山西優混煤炭平均價840元/噸，比3月份上漲78.8元/噸，經8月份略有調整后，9月份又重新恢復上漲，使得火電企業經營更加困難。前三季度，全國重點企業電廠存煤總體處于正常水平，各月重點企業電煤庫存可用天數在13天以上，但受電煤價格、運力、產量等綜合因素影響，局部地區、部分時段電煤供需仍出現緊張，缺煤停機容量較多。

(三)跨區跨省送電對緩解部分地區供需緊張貢獻突出

前三季度，全國跨區送電量完成1286億千瓦時，同比增長22.6%;全國跨省輸出電量4791億千瓦時，同比增長8.3%，跨區跨省送電對緩解部分地區電力供需緊張作用較大，如西北送華中增長11.7%，同時華中送出同比減少5.1%。前三季度，三峽電廠送出電量594億千瓦時，同比下降11.0%，已經連續5個月同比負增長。

(四)清潔能源投資所占比重繼續提升

前三季度，全國電力工程建設完成投資4628億元，同比增長8.0%。其中，電源和電網工程建設分別完成投資2428億元和2201億元，同比分別增長5.1%和11.3%;電網投資占全部電力工程投資的比重比上年同期提高1.4個百分點。在電源投資中，水電、核電、風電合計投資額所占比重比上年同期提高5.8個百分點，火電投資比重持續下降。

(五)火電生產行業利潤繼續大幅下降

今年以來，電力行業持續承受著煤價高位上漲、利率上升給生產經營和電力保供造成的巨大壓力。根據國家統計局統計，1-8月份，火電生產企業利息支出479億元，同比增長25.6%，是火電虧損的一個主因之一;火電生產企業雖然實現利潤總額122億元，但同比下降39.1%，并今年以來各月持續負增長;火電利潤主要體現在東部部分省份，中部、東北地區各省火電企業仍然大面積虧損。1-8月份，電力行業銷售利潤率為3.5%(其中火電業務銷售利潤率僅為1.5%)，是各主要上下游行業中最低的，盈利能力不強、回報率偏低已經影響到電力行業保障供應和持續發展能力。

二、2011年全國電力供需形勢預測

四季度，全國電力消費將繼續保持并延續平穩增長態勢，預計四季度全社會用電量同比增長13%左右，全年全社會用電量4.7萬億千瓦時，同比增長12%左右。全年電力投資略少于年初預計的7500億元;全國基建新增裝機8500萬千瓦左右，年底全國全口徑發電裝機容量10.5億千瓦左右。

今冬明春，受火電新增規模下降、新增裝機區域分布不平衡、煤質下降導致機組非計劃停運增加、電源和電網建設不協調等因素影響，全國電力供需形勢總體偏緊，部分地區持續偏緊;同時，氣候、來水、電煤供應等外部供應保障因素對電力供需平衡的影響不容樂觀，很可能造成局部地區電力缺口增大、供需矛盾更為緊張，今冬明春全國最大電力缺口3000-4000萬千瓦。預計全年發電設備利用小時在4700小時左右，比上年提高50小時左右;火電設備利用小時在5250小時左右，比上年提高200小時左右。

三、當前電力供需需要關注的幾個問題

今冬明春，電力行業企業經營壓力繼續加大，生產、建設、投資的外部經營環境很不樂觀，電力供需形勢比較嚴峻，維持要做好電力運行和可靠穩定供應，建議做好以下幾項工作：

(一)加大電價等市場經濟調節手段，促進調整經濟結構

針對部分地區供需緊張的情況，要切實落實《有序用電管理辦法》，通過加大電價等市場經濟調節手段，抑制不合理的電力消費，加快調整經濟結構。一是加大實施差別電價，保證鼓勵類用戶用電，抑制限制類用戶用電;二是限制高耗能產品出口;三是落實出臺居民用電階梯電價實施方案，引導民眾節能節電;四是加大對企業實施錯峰、避峰的電價獎懲力度，減少電網尖峰負荷需求。

(二)加大電煤協調力度，保障冬季電煤供應

要解決電力供需矛盾，從供應側來講，最直接最有效的方式是在電煤協調保障上下功夫。一是加大電煤協調力度，嚴控電煤合同價格，防止哄抬煤價;二是要重點解決煤炭緊張、供需缺口較大地區的電煤協調問題，保證電煤按市場需求合理流動;三是加快釋放煤炭產能，努力保障供給;四是降低流通環節費用，變相降低煤炭到場價格。

(三)繼續及時落實和深化完善煤電聯動機制

近年來，“市場煤、計劃電”的體制性矛盾非常突出，今年4、6月份國家發改委對部分省份上網和銷售電價進行了調整，但電價缺口仍然較大，火電企業大面積虧損已經嚴

重影響行業生產和發展。從解決電力供需深層次問題角度講，要逐步形成科學合理的電價形成機制，目前在電價體制改革尚未到位、競爭性電力市場尚未建立的條件下，煤電聯動機制仍是解決煤電矛盾的有效措施。因此，建議按期啟動煤電聯動機制，聯動到位，同時要繼續完善這個機制。

(四)加快核準開工建設一批電源電網項目，解決“窩電”與“缺電”并存的問題

現階段部分地區缺電反映電源電網結構性問題比較突出。因此，要解決電力保障問題，一是要加快核準開工建設一批電網工程，將“三北”地區的富裕電力輸送到東中部地區。二是加快核準并新開工發電項目，確保“十二五”時期每年投產6000萬千瓦左右的火電規模;盡快研究核準開工一些大型水電站;在確保安全的前提下，開工建設核電站。三是加快核準一部分違規機組，使一些符合產業政策和環保要求的發電機組辦理核準手續后能夠上網發電。