全国电力供需与经济运行形势分析预测报告（2010-2011年度）
2011/2/10 9:06:37 新闻来源：中国电力网
全国电力供需与经济运行形势分析预测报告（2010-2011年度）
2010年，电力行业企业继续加大结构调整力度，在经受多重困难和严峻考验的情况下，保障了电力经济平稳运行，全社会用电量经历了高位运行后的稳步回落，全年用电量突破4万亿千瓦时；基建新增装机连续5年超过9000万千瓦，年底发电装机容量达到9.6亿千瓦，供应能力总体充足；电网规模五年实现总体翻倍；电源结构继续优化，水电装机容量突破2亿千瓦，非化石能源发电装机容量所占比重持续提高；电力技术应用继续实现突破，电力行业节能减排成效显著；煤价持续高位并继续攀升导致火电厂经营困难、经营压力加大。
2011年，全国电力消费需求将保持总体旺盛，全年用电量预计在4.7万亿千瓦时左右，增速比2010年有所回落；电力供应能力进一步增强，全年预计新增装机9000万千瓦左右，年底全国装机容量超过10.4亿千瓦，电源结构继续优化，清洁能源发展继续加速。综合各种因素分析，全国电力供需总体平衡，但个别地区在冬、夏季受电煤、来水和气温影响，供需结构性矛盾依然存在，导致局部地区电力供需不平衡；全国发电设备利用小时与上年基本持平，火电设备利用小时同比有所上升。
一、2010年全国电力供需与经济运行形势分析
（一）电力消费情况
1、全社会用电量继续增长，但各月增速持续回落
2010年，电力消费需求总体保持旺盛，全年全国全社会用电量41923亿千瓦时，“十一五”期间年均增长11.09%。国家宏观调控作用显现，全社会用电量呈现一季度高速增长、4-8月份回稳、9月份以后回落的态势。
2、第二产业用电增速下滑带动全社会用电量增速快速回落，第三产业和城乡居民生活用电受天气影响明显
2010年，第一产业用电量984亿千瓦时， “十一五”期间年均增长5.44%；第二产业受国家宏观调控政策影响显著，用电增速下降幅度较大，是全社会用电量下半年增速回落的最主要动力，全年用电量31318亿千瓦时，“十一五”期间年均增长10.91%；第三产业及城乡居民生活用电量总体保持稳定增长，但受天气影响明显，全年用电量分别为4497亿千瓦时和5125亿千瓦时，“十一五”期间年均分别增长12.25%和12.65%。与2005年比较，第二产业用电比重略有下降，第三产业与城乡居民生活用电比重有所上升。
3、重工业用电量回落快于轻工业
2010年，全国工业用电量30887亿千瓦时。其中，全国轻、重工业用电量分别为5187亿千瓦时和25699亿千瓦时，轻工业各月用电量增长相对平稳，重工业回落明显。“十一五”期间，轻、重工业用电量年均分别增长7.01%和11.77%，轻工业用电增长明显低于重工业用电增长，轻工业用电量占工业用电量的比重从2005年的20.05%持续下降到2010年的16.80%。
4、四大行业月度用电量增速持续下降，全年制造业用电量增长较快
2010年，化工、建材、钢铁冶炼、有色金属冶炼四大行业用电量增速从年初的近30%持续下降至11、12月份的负增长；四大行业合计用电量占全社会用电量的比重呈波动下降趋势，从2010年2月份的35.45%下降到12月份的29.20%。其中，黑色金属冶炼行业用电量11、12月份增速为负，有色金属冶炼行业用电增速在四季度回落最为明显。
受投资、消费和出口贸易拉动，2010年我国制造业用电量增长较快，月度用电量自上年四季度起其规模屡创历史最高水平，全年累计增速高于全社会用电量增速2.5个百分点。
5、“十一五”期间西部地区用电量年均增速较高，东北地区年均增速相对偏低
“十一五”期间，西部地区全社会用电量年均增速达到12.99%，居各地区之首，反映出西部在“十一五”期间发展速度最快，带动西部地区用电量占全国用电量比重持续上升；东北地区“十一五”期间用电量年均增速8.18%，相对偏低；中部及东部地区“十一五”期间用电量年均增速分别为11.28%和10.63%。
（二）电力供应情况
1、新增装机连续5年超9000万千瓦，非化石能源装机比重持续上升
2010年，全国基建新增发电生产能力9127万千瓦。“十一五”期间我国累计新增装机48610万千瓦，超过2010年底全国发电装机总容量的一半；水电、核电、风电等非火电发电装机发展迅速，累计新增装机12030万千瓦，是2010年底同类型能源发电装机容量的47.07%，火电新增装机所占比重从2005年的81.00%下降到2010年的64.34%。
2010年底，全国发电设备容量96219万千瓦。“十一五”期间，全国电力装机连续跨越6亿、7亿、8亿、9亿千瓦大关，年均增长13.22%，快速扭转了“十五”期间全国电力大范围缺电局面，满足了经济发展对电力的强劲需求。在此期间，电源结构调整效果明显，火电装机容量增速逐年下降，风电装机容量年均增长96.68%，水电、核电、风电等非化石能源装机比重从2005年的24.23%提高到2010年的26.53%。
2、全国发电市场总体旺盛，火电发电量比重明显下降
2010年，全国全口径发电量42280亿千瓦时，但增速自二季度起高位回落。水电发电量全年总体保持较好形势，但春季持续负增长；各月火电发电量增速自二季度起呈持续下降趋势，全年所占比重比上年下降1.05个百分点；核能发电保持稳定；风力发电持续保持高速增长。“十一五”期间，风电发电量所占比重从2005年的0.07%上升到2010年的1.18%，水电、核电和风电等清洁能源发电量比重明显提升。
3、月度发电设备利用小时总体呈现缓慢减少的趋势，但全年发电设备利用小时同比有所提高
2010年，各月度发电设备利用小时总体呈现缓慢减少的趋势，但全年6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用小时达到4660小时，比上年增加114小时，是自2004年发电设备利用小时持续下降后的首次回升。水电、火电设备累计平均利用小时分别为3429小时、5031小时，分别比上年提高101小时和166小时。
4、全国火电厂燃料供应总体平衡，一、四季度供需平衡偏紧，电煤价格同比上升且高位波动
2010年，全国火电厂燃料供应总体平衡，全国电煤市场价格高位波动。一季度供需比较紧张，国内电煤消费快速增加；二季度消耗总量有所减少，库存持续提高；迎峰度夏期间耗煤量增加较多，供耗基本平衡；四季度供需偏紧，电煤库存高位回落。
（三）电网输送情况
截至2010年底，全国电网220千伏及以上输电线路回路长度、公用变设备容量分别为44.27万千米、19.74亿千伏安，分别比2005年底增加18.90万千米、11.31亿千伏安，实现了变配电能力的翻倍增长。“十一五”期间全国电网增加±800千伏特高压直流以及1000千伏特高压交流电压等级，年底线路长度分别为3282千米、640千米。
2010年，全国电网建设重大成果继续显现，云南至广东以及向家坝至上海±800千伏特高压直流输电工程顺利投产，将我国直流输电技术提升到新台阶；±500千伏呼伦贝尔至辽宁直流输电工程、±660千伏宁东至山东直流极Ⅰ系统以及新疆与西北750千伏联网等一批跨区跨省重点工程建成投运，进一步提升了电网对能源资源大范围优化配置的能力；青藏电网联网工程开工建设。
2010年，各月跨区送电基本保持平稳较快增长，全年全国跨区送电量完成1492亿千瓦时，比上年增长21.71%；三峡电厂在全年没有新增产能的情况下，全年送出834亿千瓦时，同比增长5.51 %；受西南水电出力不足等因素影响，南方电网区域“西电东送”负增长；京津唐电网输入输出电量及跨省输出电量保持平稳增长；进口电量比上年明显下降，出口电量比上年增加。
（四）电源电网投资均有所下降，非化石能源发电投资比重继续提高
2010年，全国电力工程建设累计完成投资7051亿元，其中电源、电网工程建设分别完成投资3641亿元、3410亿元，分别比上年降低4.26%和12.53%。“十一五”期间全国电力工程建设累计完成投资3.2万亿元，电网工程建设年均投资2949亿元，五年累计完成投资所占比重上升到46.05%。
“十一五”期间，电源工程建设投资向非化石能源发电领域倾斜，水电、核电、风电等能源发电投资占电源投资的比重从2005年的29%持续提高到2010年的64%，火电投资完成额由2005年的2271亿元快速减少到2010年的1311亿元。
（五）电力行业节能降耗工作继续推进，成效继续显现
2010年，全国供电标准煤耗335克/千瓦时，比上年下降5克/千瓦时，“十一五”累计下降超过35克/千瓦时；全国电网输电线路损失率6.49%，比上年下降0.23个百分点，“十一五”累计下降0.72个百分点。全国供电煤耗、输电线损率已处于世界先进水平。
二、2011年全国电力供需形势分析预测
2011年，我国经济将继续保持平稳较快增长，电力需求继续增加，预计2011年全国全社会用电量达到4.7万亿千瓦时左右，同比增长12%左右，较2010年有所回落。产业发展、节能措施及电价政策等实施程度及效果将对用电增长及用电结构产生较大影响。
新能源发电、跨区电网建设及农村电网改造将进一步带动电力投资，预计全年电力工程建设投资完成额7500亿元左右，其中，电源、电网工程建设分别完成投资4000亿元、3500亿元左右。全国基建新增装机9000万千瓦左右，考虑基建新增和“关小”因素后，2011年底，全国全口径发电装机容量将超过10.4亿千瓦。
2011年，局部地区、局部时段仍将出现电煤供需紧张情况，煤价总体仍将维持高位运行，进一步上涨的风险很大。全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，局部地区富余；但受气候、来水、电煤供应等不确定因素影响，部分地区存在时段性电力供需紧张局面。其中华北、华东、南方电力供需偏紧；华中电力供需总体平衡、时段性紧张；东北、西北电力供应能力总体富余，西北部分省份存在结构性偏紧情况。预计全年发电设备利用小时将在4650小时左右，与2010年基本持平；火电设备利用小时在5200小时左右，比上年提高150小时。
三、当前电力供需需要关注的几个问题
（一）加大电煤等要素协调，做好电力供应保障工作
目前，全国已建立了煤电油气运部级协调机制，随时对重大问题进行协商，采取措施，保证运转正常。从总体上来看，煤电油气运保障比较平稳，但由于铁路、公路运输的压力和紧张局面客观存在，特别是在气候异常时电煤供应尤为较紧。预计先后将有一部分省份因电煤瓶颈出现电力供应紧张情况，华中、西北更为明显，这一状况将可能会反复出现持续到3月底。因此，必须完善电煤供应应急预案，加大煤电运等要素协调，全力做好电力供应保障工作。
建议加快电网重点工程建设和投运，提高电网整体供电能力特别是跨省跨区支援能力；加强设备巡检，确保设备正常运转；针对寒潮、冰冻等天气和突发事件，及时建立完善的预警机制，以提高应对突发事件的处置能力；建议政府有关部门牵头协调做好电煤储备及其相应的运力调配等准备工作，保证电煤供应，缓解电力供需紧张局面。优化水电运行方式，充分运用大型水库调节能力，提高水能利用效率。完善省间送电协议及违约约束机制，强化合同及协议制定的严肃性。
（二）加快电网建设，在全国范围内实现资源优化配置
经过多年的发展，我国电源电网发展都已经取得很大的成就，电源、电网规模分别跃居世界第二和第一位，从总量上看已经基本可以满足国民经济发展的需要。但是我国能源资源分布与需求存在逆向分布以及能源结构性的矛盾，造成“三北”地区风电消纳矛盾突出，西南水电比重较大的地区电力供应“丰松枯紧”，水电外送季节性压力较大，由此增加了电煤铁路运输以及电网运输的压力，也造成各区域发电装机能力有效利用率下降，发电装机总量与最高用电负荷差距加大，迫切需要大范围、错时段进行煤电、水电、风电的调度配置。
因此，必须根据我国国情，采取多种措施从全国范围内解决资源的平衡与优化配置问题。一是要充分利用好现有跨省跨区电网，扩大跨省跨区电量支援调配，最大限度的利用各区域电力结构特点，错峰缓解各省电力紧张局面；二是进一步完善区域500千伏和750千伏主干网架，进一步扩大区域平衡能力；三是要充分肯定西电东送战略对大范围资源优化配置的重要贡献，根据全国资源优化配置的新形势，加快推进特高压电网建设，根本解决全国资源优化配置和电力电量平衡的问题，实现电网资源配置能力更强、范围更广、经济运行效率更高、安全水平更高、科技水平和智能化水平全面提升。
（三）尽快落实煤电联动政策，进一步疏导电价
近年来，“市场煤、计划电”的体制性矛盾依然突出，电力企业已难以承受煤价频繁上涨和电价调整滞后造成的刚性成本增加，火电行业严重亏损。煤炭价格是火电企业成本的主要因素，已占到70%左右，自2003年以来，我国煤炭价格持续上涨，秦皇岛5500大卡煤炭累计上涨超过150%，而销售电价涨幅仅上涨32%。自2004年国家发改委颁布煤电价格联动机制以来，国家共实行了四次煤电价格联动，但还有较大缺口。由于持续亏损，发电企业偿债能力削弱，融资难度不断加大，资金链断裂的风险显著增加，保障电力、热力供应的能力大为下降。
建议采取切实可行的措施抑制煤价、疏导电价。一是充分发挥政策监管与导向作用，抑制到厂电煤价格上升的各种跟风、炒作因素。二是在合理的电价机制形成过程中，继续坚持煤电联动的原则和机制，同时解决热电价格长期倒挂的问题。三是加大需求侧管理力度，发挥价格对需求的引导调节作用；理顺各种终端能源之间的比价关系，引导用户合理消费各种能源。四是加快资源性产品价格机制改革步伐，尽快研究符合市场规律、适应我国国情的科学合理的电价形成机制。
（四）科学制定“十二五”电力发展规划
随着“十二五”期间我国经济社会快速发展，电力需求将持续增长，预计2015年全社会用电量将达到6.27万亿千瓦时左右，“十二五”年均增长8.5%左右，需要充分保障电力供应；同时，落实我国政府“2020年我国非化石能源在一次能源消费中比重达到15%左右和单位GDP二氧化碳排放量比2005年下降40%～45%”的两项承诺，需要电力工业加快开发绿色能源，改善能源结构。
为构建安全、经济、绿色、和谐的现代电力工业体系，满足经济社会科学发展的有效电力需求，需要科学制定“十二五”电力发展规划。建议一是强化电力工业统一规划，建立科学的电力规划管理机制。建立健全政府电力规划管理体系，建立规划依法上报、审批和公布制度，完善电力规划研究协作体系和滚动调整机制。二是积极改善生态环境，促进绿色电源发展。尽快批准建设一批大中型水电项目，开放核电投资市场，加快核电建设，扶持推进风电、太阳能等可再生能源产业化，积极推进煤电一体化。三是加快推进智能电网建设。把智能电网正式纳入国家发展战略并给以政策和资金扶持，加快研究制定新能源、特高压电网、智能电网等技术标准。四是采取切实有效措施，积极促进节能减排。适当提高电价水平，用经济调节手段促进节能减排；制定严格的节能减排标准，培育节能减排商业模式，促进节能减排技术创新和推广。
2010年，电力行业企业继续加大结构调整力度，在经受多重困难和严峻考验的情况下，保障了电力经济平稳运行，全社会用电量经历了高位运行后的稳步回落，全年用电量突破4万亿千瓦时；基建新增装机连续5年超过9000万千瓦，年底发电装机容量达到9.6亿千瓦，供应能力总体充足；电网规模五年实现总体翻倍；电源结构继续优化，水电装机容量突破2亿千瓦，非化石能源发电装机容量所占比重持续提高；电力技术应用继续实现突破，电力行业节能减排成效显著；煤价持续高位并继续攀升导致火电厂经营困难、经营压力加大。
2011年，全国电力消费需求将保持总体旺盛，全年用电量预计在4.7万亿千瓦时左右，增速比2010年有所回落；电力供应能力进一步增强，全年预计新增装机9000万千瓦左右，年底全国装机容量超过10.4亿千瓦，电源结构继续优化，清洁能源发展继续加速。综合各种因素分析，全国电力供需总体平衡，但个别地区在冬、夏季受电煤、来水和气温影响，供需结构性矛盾依然存在，导致局部地区电力供需不平衡；全国发电设备利用小时与上年基本持平，火电设备利用小时同比有所上升。
一、2010年全国电力供需与经济运行形势分析
（一）电力消费情况
1、全社会用电量继续增长，但各月增速持续回落
2010年，电力消费需求总体保持旺盛，全年全国全社会用电量41923亿千瓦时，“十一五”期间年均增长11.09%。国家宏观调控作用显现，全社会用电量呈现一季度高速增长、4-8月份回稳、9月份以后回落的态势。
2、第二产业用电增速下滑带动全社会用电量增速快速回落，第三产业和城乡居民生活用电受天气影响明显
2010年，第一产业用电量984亿千瓦时， “十一五”期间年均增长5.44%；第二产业受国家宏观调控政策影响显著，用电增速下降幅度较大，是全社会用电量下半年增速回落的最主要动力，全年用电量31318亿千瓦时，“十一五”期间年均增长10.91%；第三产业及城乡居民生活用电量总体保持稳定增长，但受天气影响明显，全年用电量分别为4497亿千瓦时和5125亿千瓦时，“十一五”期间年均分别增长12.25%和12.65%。与2005年比较，第二产业用电比重略有下降，第三产业与城乡居民生活用电比重有所上升。
3、重工业用电量回落快于轻工业
2010年，全国工业用电量30887亿千瓦时。其中，全国轻、重工业用电量分别为5187亿千瓦时和25699亿千瓦时，轻工业各月用电量增长相对平稳，重工业回落明显。“十一五”期间，轻、重工业用电量年均分别增长7.01%和11.77%，轻工业用电增长明显低于重工业用电增长，轻工业用电量占工业用电量的比重从2005年的20.05%持续下降到2010年的16.80%。
4、四大行业月度用电量增速持续下降，全年制造业用电量增长较快
2010年，化工、建材、钢铁冶炼、有色金属冶炼四大行业用电量增速从年初的近30%持续下降至11、12月份的负增长；四大行业合计用电量占全社会用电量的比重呈波动下降趋势，从2010年2月份的35.45%下降到12月份的29.20%。其中，黑色金属冶炼行业用电量11、12月份增速为负，有色金属冶炼行业用电增速在四季度回落最为明显。
受投资、消费和出口贸易拉动，2010年我国制造业用电量增长较快，月度用电量自上年四季度起其规模屡创历史最高水平，全年累计增速高于全社会用电量增速2.5个百分点。
5、“十一五”期间西部地区用电量年均增速较高，东北地区年均增速相对偏低
“十一五”期间，西部地区全社会用电量年均增速达到12.99%，居各地区之首，反映出西部在“十一五”期间发展速度最快，带动西部地区用电量占全国用电量比重持续上升；东北地区“十一五”期间用电量年均增速8.18%，相对偏低；中部及东部地区“十一五”期间用电量年均增速分别为11.28%和10.63%。
（二）电力供应情况
1、新增装机连续5年超9000万千瓦，非化石能源装机比重持续上升
2010年，全国基建新增发电生产能力9127万千瓦。“十一五”期间我国累计新增装机48610万千瓦，超过2010年底全国发电装机总容量的一半；水电、核电、风电等非火电发电装机发展迅速，累计新增装机12030万千瓦，是2010年底同类型能源发电装机容量的47.07%，火电新增装机所占比重从2005年的81.00%下降到2010年的64.34%。
2010年底，全国发电设备容量96219万千瓦。“十一五”期间，全国电力装机连续跨越6亿、7亿、8亿、9亿千瓦大关，年均增长13.22%，快速扭转了“十五”期间全国电力大范围缺电局面，满足了经济发展对电力的强劲需求。在此期间，电源结构调整效果明显，火电装机容量增速逐年下降，风电装机容量年均增长96.68%，水电、核电、风电等非化石能源装机比重从2005年的24.23%提高到2010年的26.53%。
2、全国发电市场总体旺盛，火电发电量比重明显下降
2010年，全国全口径发电量42280亿千瓦时，但增速自二季度起高位回落。水电发电量全年总体保持较好形势，但春季持续负增长；各月火电发电量增速自二季度起呈持续下降趋势，全年所占比重比上年下降1.05个百分点；核能发电保持稳定；风力发电持续保持高速增长。“十一五”期间，风电发电量所占比重从2005年的0.07%上升到2010年的1.18%，水电、核电和风电等清洁能源发电量比重明显提升。
3、月度发电设备利用小时总体呈现缓慢减少的趋势，但全年发电设备利用小时同比有所提高
2010年，各月度发电设备利用小时总体呈现缓慢减少的趋势，但全年6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用小时达到4660小时，比上年增加114小时，是自2004年发电设备利用小时持续下降后的首次回升。水电、火电设备累计平均利用小时分别为3429小时、5031小时，分别比上年提高101小时和166小时。
4、全国火电厂燃料供应总体平衡，一、四季度供需平衡偏紧，电煤价格同比上升且高位波动
2010年，全国火电厂燃料供应总体平衡，全国电煤市场价格高位波动。一季度供需比较紧张，国内电煤消费快速增加；二季度消耗总量有所减少，库存持续提高；迎峰度夏期间耗煤量增加较多，供耗基本平衡；四季度供需偏紧，电煤库存高位回落。
（三）电网输送情况
截至2010年底，全国电网220千伏及以上输电线路回路长度、公用变设备容量分别为44.27万千米、19.74亿千伏安，分别比2005年底增加18.90万千米、11.31亿千伏安，实现了变配电能力的翻倍增长。“十一五”期间全国电网增加±800千伏特高压直流以及1000千伏特高压交流电压等级，年底线路长度分别为3282千米、640千米。
2010年，全国电网建设重大成果继续显现，云南至广东以及向家坝至上海±800千伏特高压直流输电工程顺利投产，将我国直流输电技术提升到新台阶；±500千伏呼伦贝尔至辽宁直流输电工程、±660千伏宁东至山东直流极Ⅰ系统以及新疆与西北750千伏联网等一批跨区跨省重点工程建成投运，进一步提升了电网对能源资源大范围优化配置的能力；青藏电网联网工程开工建设。
2010年，各月跨区送电基本保持平稳较快增长，全年全国跨区送电量完成1492亿千瓦时，比上年增长21.71%；三峡电厂在全年没有新增产能的情况下，全年送出834亿千瓦时，同比增长5.51 %；受西南水电出力不足等因素影响，南方电网区域“西电东送”负增长；京津唐电网输入输出电量及跨省输出电量保持平稳增长；进口电量比上年明显下降，出口电量比上年增加。
（四）电源电网投资均有所下降，非化石能源发电投资比重继续提高
2010年，全国电力工程建设累计完成投资7051亿元，其中电源、电网工程建设分别完成投资3641亿元、3410亿元，分别比上年降低4.26%和12.53%。“十一五”期间全国电力工程建设累计完成投资3.2万亿元，电网工程建设年均投资2949亿元，五年累计完成投资所占比重上升到46.05%。
“十一五”期间，电源工程建设投资向非化石能源发电领域倾斜，水电、核电、风电等能源发电投资占电源投资的比重从2005年的29%持续提高到2010年的64%，火电投资完成额由2005年的2271亿元快速减少到2010年的1311亿元。
（五）电力行业节能降耗工作继续推进，成效继续显现
2010年，全国供电标准煤耗335克/千瓦时，比上年下降5克/千瓦时，“十一五”累计下降超过35克/千瓦时；全国电网输电线路损失率6.49%，比上年下降0.23个百分点，“十一五”累计下降0.72个百分点。全国供电煤耗、输电线损率已处于世界先进水平。
二、2011年全国电力供需形势分析预测
2011年，我国经济将继续保持平稳较快增长，电力需求继续增加，预计2011年全国全社会用电量达到4.7万亿千瓦时左右，同比增长12%左右，较2010年有所回落。产业发展、节能措施及电价政策等实施程度及效果将对用电增长及用电结构产生较大影响。
新能源发电、跨区电网建设及农村电网改造将进一步带动电力投资，预计全年电力工程建设投资完成额7500亿元左右，其中，电源、电网工程建设分别完成投资4000亿元、3500亿元左右。全国基建新增装机9000万千瓦左右，考虑基建新增和“关小”因素后，2011年底，全国全口径发电装机容量将超过10.4亿千瓦。
2011年，局部地区、局部时段仍将出现电煤供需紧张情况，煤价总体仍将维持高位运行，进一步上涨的风险很大。全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，局部地区富余；但受气候、来水、电煤供应等不确定因素影响，部分地区存在时段性电力供需紧张局面。其中华北、华东、南方电力供需偏紧；华中电力供需总体平衡、时段性紧张；东北、西北电力供应能力总体富余，西北部分省份存在结构性偏紧情况。预计全年发电设备利用小时将在4650小时左右，与2010年基本持平；火电设备利用小时在5200小时左右，比上年提高150小时。
三、当前电力供需需要关注的几个问题
（一）加大电煤等要素协调，做好电力供应保障工作
目前，全国已建立了煤电油气运部级协调机制，随时对重大问题进行协商，采取措施，保证运转正常。从总体上来看，煤电油气运保障比较平稳，但由于铁路、公路运输的压力和紧张局面客观存在，特别是在气候异常时电煤供应尤为较紧。预计先后将有一部分省份因电煤瓶颈出现电力供应紧张情况，华中、西北更为明显，这一状况将可能会反复出现持续到3月底。因此，必须完善电煤供应应急预案，加大煤电运等要素协调，全力做好电力供应保障工作。
建议加快电网重点工程建设和投运，提高电网整体供电能力特别是跨省跨区支援能力；加强设备巡检，确保设备正常运转；针对寒潮、冰冻等天气和突发事件，及时建立完善的预警机制，以提高应对突发事件的处置能力；建议政府有关部门牵头协调做好电煤储备及其相应的运力调配等准备工作，保证电煤供应，缓解电力供需紧张局面。优化水电运行方式，充分运用大型水库调节能力，提高水能利用效率。完善省间送电协议及违约约束机制，强化合同及协议制定的严肃性。
（二）加快电网建设，在全国范围内实现资源优化配置
经过多年的发展，我国电源电网发展都已经取得很大的成就，电源、电网规模分别跃居世界第二和第一位，从总量上看已经基本可以满足国民经济发展的需要。但是我国能源资源分布与需求存在逆向分布以及能源结构性的矛盾，造成“三北”地区风电消纳矛盾突出，西南水电比重较大的地区电力供应“丰松枯紧”，水电外送季节性压力较大，由此增加了电煤铁路运输以及电网运输的压力，也造成各区域发电装机能力有效利用率下降，发电装机总量与最高用电负荷差距加大，迫切需要大范围、错时段进行煤电、水电、风电的调度配置。
因此，必须根据我国国情，采取多种措施从全国范围内解决资源的平衡与优化配置问题。一是要充分利用好现有跨省跨区电网，扩大跨省跨区电量支援调配，最大限度的利用各区域电力结构特点，错峰缓解各省电力紧张局面；二是进一步完善区域500千伏和750千伏主干网架，进一步扩大区域平衡能力；三是要充分肯定西电东送战略对大范围资源优化配置的重要贡献，根据全国资源优化配置的新形势，加快推进特高压电网建设，根本解决全国资源优化配置和电力电量平衡的问题，实现电网资源配置能力更强、范围更广、经济运行效率更高、安全水平更高、科技水平和智能化水平全面提升。
（三）尽快落实煤电联动政策，进一步疏导电价
近年来，“市场煤、计划电”的体制性矛盾依然突出，电力企业已难以承受煤价频繁上涨和电价调整滞后造成的刚性成本增加，火电行业严重亏损。煤炭价格是火电企业成本的主要因素，已占到70%左右，自2003年以来，我国煤炭价格持续上涨，秦皇岛5500大卡煤炭累计上涨超过150%，而销售电价涨幅仅上涨32%。自2004年国家发改委颁布煤电价格联动机制以来，国家共实行了四次煤电价格联动，但还有较大缺口。由于持续亏损，发电企业偿债能力削弱，融资难度不断加大，资金链断裂的风险显著增加，保障电力、热力供应的能力大为下降。
建议采取切实可行的措施抑制煤价、疏导电价。一是充分发挥政策监管与导向作用，抑制到厂电煤价格上升的各种跟风、炒作因素。二是在合理的电价机制形成过程中，继续坚持煤电联动的原则和机制，同时解决热电价格长期倒挂的问题。三是加大需求侧管理力度，发挥价格对需求的引导调节作用；理顺各种终端能源之间的比价关系，引导用户合理消费各种能源。四是加快资源性产品价格机制改革步伐，尽快研究符合市场规律、适应我国国情的科学合理的电价形成机制。
（四）科学制定“十二五”电力发展规划
随着“十二五”期间我国经济社会快速发展，电力需求将持续增长，预计2015年全社会用电量将达到6.27万亿千瓦时左右，“十二五”年均增长8.5%左右，需要充分保障电力供应；同时，落实我国政府“2020年我国非化石能源在一次能源消费中比重达到15%左右和单位GDP二氧化碳排放量比2005年下降40%～45%”的两项承诺，需要电力工业加快开发绿色能源，改善能源结构。
为构建安全、经济、绿色、和谐的现代电力工业体系，满足经济社会科学发展的有效电力需求，需要科学制定“十二五”电力发展规划。建议一是强化电力工业统一规划，建立科学的电力规划管理机制。建立健全政府电力规划管理体系，建立规划依法上报、审批和公布制度，完善电力规划研究协作体系和滚动调整机制。二是积极改善生态环境，促进绿色电源发展。尽快批准建设一批大中型水电项目，开放核电投资市场，加快核电建设，扶持推进风电、太阳能等可再生能源产业化，积极推进煤电一体化。三是加快推进智能电网建设。把智能电网正式纳入国家发展战略并给以政策和资金扶持，加快研究制定新能源、特高压电网、智能电网等技术标准。四是采取切实有效措施，积极促进节能减排。适当提高电价水平，用经济调节手段促进节能减排；制定严格的节能减排标准，培育节能减排商业模式，促进节能减排技术创新和推广。
