2009年一季度，国家宏观调控措施初步见效，国民经济运行出现了积极变化，整体表现好于预期。电力行业企业积极落实国家各项政策措施，全力保证电力供应，努力扩大投资和调整电力结构；全国电力运行平稳，用电需求下降趋势有所遏制，负增长态势明显减缓，用电市场出现了一些积极变化；供应能力继续增强，全国总体供大于求，发电设备利用小时继续下降，由于各种体制、机制性矛盾集中体现在电价矛盾积累较多，全行业经济效益状况没有明显改观。

 

　　一季度，电力供应能力继续较快增长，从供应能力看近期能够满足电力需求，由于需求总量继续萎缩，全国电力供需总体平衡有余，内蒙古、安徽、广西等省份富裕容量较多，电力电量消纳问题比较突出。由于网络受限和施工安排，广东和浙江个别地区、个别时段出现有序用电情况，全国未发生强制错峰，也没有因为容量不足出现的电力供需不平衡情况。

 

　　一、电力供应情况

 

　　电网投资继续领先电源投资。一季度，全国电力基本建设投资完成额达到921.4亿元，同比增长7.26%。其中，电源、电网分别完成投资449.06亿元和472.34亿元，同比分别下降11.38%和增长34.09%，电网基本建设投资占电力基本建设投资的51.26%，比2008年比重又提高1.21个百分点，继续领先电源投资。

 

　　基建新增装机规模继续保持较高水平，电源结构继续优化。一季度，新增生产能力1011.45万千瓦，比上年同期少投产234.59万千瓦。其中水电137.73万千瓦；火电821.40万千瓦；风电50.23万千瓦。又有一批水电机组和抽水蓄能机组相继投产；火电新投产机组单机容量60万千瓦及以上火电机组6台、366万千瓦，占新投产火电机组总容量的44.56%；新投产单机容量30万千瓦及以上火电机组容量占全部新投产火电机组容量的比重高达91.43%。

 

　　全国装机突破8亿千瓦，供应能力充足。2009年3月底，全国6000千瓦及以上发电设备容量7.66亿千瓦，比上年同期增长10.6%。其中，水电、火电分别为1.46和6.01亿千瓦，比上年同期分别增长19.3%和8.2%，核电装机仍为884.6万千瓦。一季度，根据国家能源局统计认定，全国共关停小火电机组253.3万千瓦。到3月底，全国全口径发电设备容量已经超过8亿千瓦。

 

　　发电量增速略有回升，水电生产继续保持高速增长。一季度，全国规模以上电厂发电量7797亿千瓦时，比上年同期下降2.0%，比上年同期回落16.0个百分点。其中，水电961.8亿千瓦时，比上年同期增长24%，提高12.6个百分点；火电6544.5亿千瓦时，比上年同期下降6.1%，回落19.5个百分点；核电139.5亿千瓦时，比上年同期增长3.6%，比上年同期回落36.5个百分点。水电发电量占全部发电量的比重比上年同期提高3.01个百分点，火电发电量比重则大幅回落3.91个百分点。从分月用电量增速来看，国家宏观调控效果初步显现，全国发电量月度增速在2008年11月跌到最低值-9.6%以后，已经连续4个月缓慢回升。

 

　　发电设备累计平均利用小时下降幅度较大。一季度，全国6000千瓦及以上电厂累计平均设备利用小时为1009小时，同比降低151小时。其中，水电601小时，增长44小时；火电1100小时，同比降低186小时。随着电力供需形势逐步趋缓，2006年以来各月发电设备利用小时基本都低于上年水平，2009年以来更加明显。1、2、3月发电设备利用小时分别比上年同期低47、55和52小时。

 

　　电煤供需总体平衡，库存呈下降趋势，电煤价格分歧较大。一季度，全国发电耗用原煤30801万吨，同比下降8.06%；供热耗用原煤4946万吨，同比下降3.28%；大部分火电厂燃料供应平稳，全国电煤供需总体平衡。但一季度电煤库存呈下降趋势。3月底，全国10万千瓦及以上燃煤电厂(约占全国火电总装机的75.6%)煤炭库存5599万吨，较年初下降29.4%，平均可用天数由.年初的20天下降到13天。今年以来，煤炭市场供需发生逆转，市场电煤价格已经大幅回落，但煤电双方价格分歧较大，五大发电集团至今未签订重点电煤供应合同，这也是电煤库存今年以来持续下降的原因之一。

 

　　二、电网输送情况

 

　　电网规模继续扩大，特高压工程顺利投产运行。一季度，全国新增220千伏及以上变电容量2602万千伏安，比上年同期多投产838万千伏安；线路长度 2832千米，比上年多投产1338千米。晋东南—荆门1000千伏特高压交流试验示范工程在1月中旬顺利投产，实现枯水期华北向华中的稳定送电。

 

　　跨区送电量保持快速增长。一季度，全国跨区送电量完成189.45亿千瓦时，同比增长32.11%。保持快速增长主要原因，一是1000千伏特高压投产运行，共新增完成跨区送电21.32亿千瓦时；，二是2008年初的冰灾导致同期基数较低，今年恢复正常送电后，增速较高，如1—2月份，华中送华东19.20亿千瓦时，增长42.84%，华中送南方25.26亿千瓦时，增长210.39%。三峡电厂共送出电量114.06亿千瓦时，同比增长31.56%，增速比上年同期提高27.61个百分点。

 

　　区域内“西电东送”高速增长。一季度，南方电网“西电东送”共完成233.85亿千瓦时，同比增长103.89%，增速比上年同期提高99.05个百分点。其中，西电送广东和广西分别完成198.89亿千瓦时和34.96亿千瓦时，分别增长112.24%和66.63%。京津唐电网受电电量92.74亿千瓦时，同比增长116.68%，增速比上年同期提高116.74个百分点。其中，从山西电网受人电量21.61亿千瓦时，而上年同期未受人；从内蒙古电网受人59.80亿千瓦时，同比增长63.69%。京津唐电网从上年6月份开始向山东电网送电，今年一季度完成送电11.33亿千瓦时。

 

　　进.出口电量双双下降。一季度，电力进出口总量为40.08亿千瓦时，同比下降16.74%。进口电量8.18亿千瓦时，同比下降43.14%。其中，黑龙江3月开始向俄罗斯购电6321万千瓦时；出口电量31.90亿千瓦时，同比下降5.50%。其中，广东送香港电量21.72亿千瓦时、同比增长3.15%，广东送澳门2.34亿千瓦时，同比下降53.19%。

 

　　三、电力消费情况

 

　　全社会用电量增速高位快速回落。一季度，全国全社会用电量7809.90亿千瓦时，同比下降4.02%，增速比上年同期回落17.06个百分点。3月份当月全社会用电量2834亿千瓦时，增长-2.0%，从近期分月走势来看，单月用电量已经连续四个月回升(1—2月由于春节因素，按1-2且累计增长考虑)，而且3月份当月用电量也是去年10月以来的最高值。一季度，日均用电量86.78亿千瓦时，与2008年四季度日均用电量86.93亿千瓦时基本持平。

 

　　产业用电差异很大，第二产业依然低迷。一季度，第一产业用电量174.60亿千瓦时，同比增长5.12%；第二产业用电量5590.83亿千瓦时(占71.59%)，同比下降8.21%，增幅回落20.04个百分点；第三产业用电量920.58亿千瓦时，同比增长7.41%；城乡居民生活用电量1123.89亿千瓦时，同比增长9.88%。各产业用电差异很大，第三产业和城乡居民生活用电保持了较快增长；但第二产业用电依然低迷，如果占全社会用电量70%左右的第二产业用电不能恢复，全社会用电实现增长就比较困难。

 

　　工业用电所占比重大幅下降。一季度，全国工业用电量5507.80亿千瓦时，同比下降8.38%。一季度，工业用电持续下降500亿千瓦时，高于全社会用电量下降量327.11亿千瓦时，因此，工业用电下降是导致全社会用电量下降的最主要因素，除工业以外的其他行业仍然实现一定的增长。3月份轻工业用电量增长1.60%，是2008年8月开始出现负增长以来的首次实现正增长，其中食品、纺织、木材等轻工行业都实现正增长；重工业下降5.91%，下降幅度比1-2月回升4.42个百分点，说明3月份重工业生产业在恢复。

 

　　重点行业用电增速大幅回落。一季度，钢铁、化工、建材、有色四大行业用电量表现出不同的增长趋势。国家扩大内需政策对水泥行业的拉动力度相对较大，加上上年同期基数较低原因，导致今年建材行业产量没有大幅下降，1-3月份，累计用电量413.38亿千瓦时，同比下降1.49%，而钢铁、化工、有色三大行业分别下降10.24%、13.14%和16.78%，其增速仍远低于全社会用电量增速。四大行业合计用电量2352.75亿千瓦时，占全社会用电量的30.13%，比上年同期降低2.51个百分点；合计用电量同比下降11.11%，比全社会用电增速低7.09个百分点，是多年以来最低增速。纺织业、通用及专用设备制造业和交通运输设备制造业用电3月份当月有较大幅度的回升，并实现了正增长。

 

　　地区用电分化特点比较显著。3月份，各省用电出现积极变化。全国共有北京、黑龙江、上海、安徽、江西、山东、湖北、湖南、海南、重庆、贵州、云南、新疆等13个省区全社会用电量实现正增长，是上年11月以来最好的一个月，与10月基本相当。3月份，全国共有25个省份用电量增速高于1-2月份增速，表现出一定的复苏迹象，华东大部分省区恢复幅度较大。

 

　　各地区用电分化的特点比较显著。以西北为代表的高耗能产业集中、产业结构比较单一的省区电力下降程度最大；东部的出口外向型省区下降幅度基本与全国平均水平基本相当；2008年受冰灾影响较大的江西、湖南、贵州、云南等省区1-2月份增速较高，进入3月份后其受灾的基数较低因素已开始减弱，由此也会影响用电量增长幅度；内部刚性发展需求较大、对外关联度低或承接产业转移比较多的中部地区省份表现相对较好，如黑龙江仅下降0.47%、新疆下降0.49%(公司口径)、安徽增长4.63%、江西增长3.02%、海南增长4.59%。

 

　　四、电力生产及输送环节能源利用效率又有较大幅度提高

 

　　一季度，全国6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗为338克／千瓦时，比上年同期降低7克／千瓦时，结构调整效果非常明显。

 

　　全国发电厂累计厂用电率5.85%，其中水电0.50%，火电6.52%。线路损失率4.94%，比上年同期下降0.53个百分点。

 

　　五、电力行业经营没有明显好转，电网企业首次出现整体亏损

 

　　由于需求下降导致发用电量同比下降，而电煤价格仍高于去年同期水平，再加上企业的利息和财务费用压力大等原因，电力企业经营没有明显好转，2009年1-2月份，电力行业利润总额由去年同期的85.1亿元，下降到32.5亿元，同比下降61.87%；火电企业利润水平同比大幅下降；电网企业因“单边上调两分钱上网电价”首次出现整体亏损，1-2月利润总额-24.6亿元，特别是，电力供应业应收账款净额比上年同期增加110.9亿元，潜在电费回收风险增大。