电力行业月报（2010年1月）

　　2009年，全国发、用电量从年初严重下滑、年中企稳回升到年末大幅攀升，全年增速大于上年，全社会用电量增长为5.96%。全国发电装机容量达到8.74亿千瓦，全口径发电量36639亿千瓦时。新增风电897万千瓦，继续翻倍增长；核电建设步伐进一步加快，年底在建施工规模达到2305万千瓦。全国百万千瓦超超临界火电机组已达21台，1000千伏特高压交流试验示范工程正式投运，世界首个±800千伏直流输电工程单极投产。全国电力建设投资规模继续保持较快增长，电源投资结构继续优化，火电投资比例大幅下降，核电、风电投资比例较大幅度增加；电网投资增长继续加快，投资规模占电力投资比例已达50.90%，比上年同期上升4.97个百分点。

一、2009年全年发电量稳步回升

1．2009年全年发电量同比增长6.66%

2009年，全国6000千瓦及以上电厂发电量35964亿千瓦时，同比增长6.66%。其中，水电5127亿千瓦时，同比增长4.32%；火电29867亿千瓦时，同比增长6.75%；核电700亿千瓦时，同比增长1.13%；风电269亿千瓦时，同比增长105.86%。分地区看，发电量同比增长排在前3位的依次为：四川（22.7%）、安徽（18.9%）、青海（18.3%）。

预计2010年1-2月份电量同比增速仍将达20％-25%。正常情况下，1月份日均电量较12月份环比下降约3-5%，2月份春节影响，日均电量较1月份环比下降超过10%。以此测算，1-2月份电量仍将同比提升20%-25%。

2．2009年火电增速高于水电

12月份全国发电量3498亿千瓦时，同比增长25.9%。我们认为，由于08年低基数造成近期发电量增速的高企和全社会用电恢复情况较好。12月份水电出力情况好转，增速为-3.6%，这也是火电发电量有所回落的原因之一。全年来看，火电受下半年以来的电力需求显著复苏以及来水偏枯影响，09年发电量增速提升至6.75%，而水电增速则由上半年的两位数增长回落至全年的4.3%

二、电力需求逐步回升 09年用电量增速达5.96%

1．2009年全社会用电量同比增长5.96%

中电联2009年电力行业统计快报显示，截止到2009年底，全国全社会用电量36430亿千瓦时，同比增长5.96%，增速比上年提升0.47个百分点，增速比1～11月份提升1.2 个百分点。其中，12月份用电量3439亿千瓦时，同比增长26%，比10月份下降2个百分点。

截止到2009年底，全国全社会用电量36430亿千瓦时，同比增长5.96%，增速比上年提高0.47个百分点。其中，第一产业947亿千瓦时，同比增长7.86%；第二产业26993亿千瓦时，同比增长4.15%；第三产业3921亿千瓦时，同比增长12.11%；城乡居民生活4571亿千瓦时，同比增长11.87%。

全国全年轻、重工业用电量分别为46117亿千瓦时和22048亿千瓦时，同比分别增长1.01%和4.97%，轻、重工业增幅比上年分别下降1.32和上升0.70个百分点。

从各产业的用电量增速来看，城乡居民用电、第一产业、第三产业用电量增速呈现平稳发展。第一产业用电量占全社会用电量占比较小，仅为5%左右。第三产业和城乡居民用电占比分别在10%左右，也保持相对稳定。即使08年遭受经济危机，第一产业、第三产业和城乡居民用电也未受到明显用电，需求相对缺乏弹性。

从各产业的用电量增速来看，第三产业、第一产业和城乡居民用电量增速相对缺乏弹性，受金融危机的冲击较小。而第二产业的用电量增速是拉动全社会用电量增速回升的主要因素。

三、2009年水电装机高速增长、风电翻倍增长、累计发电小时逐年下降

1．2009年装机水电高速 风电翻倍

截止到2009年底，全国发电设备容量87407万千瓦，同比增长10.23%。其中，水电19679万千瓦，占总容量22.51%，同比增长14.01%；火电65205万千瓦，占总容量74.60%，同比增长8.16%；水、火电占总容量的比例同比分别上升0.74个百分点和下降1.45个百分点；风电并网总容量1613万千瓦，同比增长92.26%。截止到2009年底，中国华能集团、中国大唐集团发电装机容量均已突破1亿千瓦。

2009年，全国基建新增生产能力继续保持较大规模，基建新增发电设备容量8970万千瓦，其中，水电1998万千瓦，火电6076万千瓦，风电 897万千瓦，在新增设备容量中，水电占22.17%，火电占67.73%，风电占10.00%，分别较上年降低1.16、3.39和上升4.58个百分点。新增220千伏及以上输电线路、变电设备容量分别为4.03万千米、2.72亿千伏安，其中500千伏及以上分别为1.65万千米、1.36亿千伏安，新增特高压（含1000千伏交流和±800千伏直流）线路长度和变电容量分别为2078千米和850万千伏安。

2009年，全国重点电源建设项目进展顺利，显示出了电源加大结构调整的成效力度。水电装机持续增加，水电单机容量加大。青海拉西瓦水电站3台单机70万千瓦机组（210万千瓦）、云南小湾水电站3台单机70万千瓦（210万千瓦）、四川大渡河瀑布沟水电站2台机组（110万千瓦）、贵州构皮滩水电站3台（180万千瓦）和贵州乌江思林水电站3台机组（78.75万千瓦）等一批大中型水电机组的相继投产及河北、山西、河南、湖南、广东省合计355万千瓦抽水蓄能电站的建成，使得全国水电新增装机容量达到较高规模。

火电建设继续向着大容量、高参数、环保型方向发展。全国在运百万千瓦超超临界机组达到21台，另有12台百万千瓦机组在建；全年新增火电机组单机容量超过60万千瓦的合计容量占全部新增火电容量的58.68%。

核电进一步加快了立项核准和建设速度，全年共核准浙江三门2台125万千瓦、山东海阳2台125万千瓦、广东台山2台175万千瓦核电机组，其总建设规模850万千瓦，并于年内先后开工建设，截至2009年底全国核电建设施工规模已达21台2305万千瓦。

风力发电继续翻倍增长，全年基建新增风电设备并网容量897万千瓦。内蒙古自治区风电装机并网容量突破500万千瓦，中国国电集团公司风电设备并网容量突破500万千瓦，我国第一座千万千瓦级风电示范基地―甘肃酒泉风电基地已开工建设。全年新投产秸秆发电22.6万千瓦，垃圾发电12.5万千瓦，余温余压等循环利用发电10.9万千瓦。

2009年装机容量增速结构出现一定变化，火电装机增速下降，水电装机保持高速增长，风电装机仍然维持翻倍增长。在总装机容量中，清洁能源和可再生能源的比重持续上升。

2．累计发电小时逐年下降

2009年上半年，受国际金融危机影响，用电需求减少，全国电力供需呈现供大于求的态势。下半年，受国内投资拉动及宏观政策等因素影响，全国经济开始企稳回暖，用电需求开始逐月增加，到年底呈现电力消费需求明显加快的趋势，电力供需基本持平。全年全口径发电设备利用小时回落幅度较上年同期大幅收窄，火电已经接近上年同期水平。2009年，全国6000千瓦及以上电厂累计平均设备利用小时数为4527小时，同比降低121小时。其中，水电3264小时，同比降低325小时；火电4839小时，同比降低46小时；核电7914小时，同比上升89小时，风电1861小时，同比降低185小时。

四、电力建设大幅增长 

　　2009年，全国电力建设投资完成额增加幅度较大，达到7558.4亿元，同比增长19.93%，同比上升8.92个百分点。电源完成投资3711.3亿元，同比增长8.91%。电源基本建设投资呈现了继续加快结构调整的态势，核电、风电基本建设投资完成额同比分别增长74.91%和43.90%，火电基本建设投资完成额同比下降11.11%。电网投资完成3847.1亿元，同比增长32.89%，同比上升14.77个百分点，其中送变电项目投资占电网投资比例为87.82%，500千伏及以上电压等级电网投资占送变电投资总额的33.43%，特高压（含1000千伏交流和±800千伏直流）投资占送变电投资总额的5.56%。

五、12月动力煤市场持续活跃 国际国内价格齐上涨

    双重因素推动动力煤市场持续活跃，其一冬季动力煤需求超预期，其二港口下水煤价格高位拉动坑口煤价上涨。随着中国经济进一步回升，下游电力行业需求超预期增加，国内电煤需求上升超过预期，库存持续下降，部分地区动力煤供给持续偏紧的态势，预期这种供给偏紧，价格高位运行的状态将持续到明年一季度。

1．秦皇岛库存大幅回落 煤价大幅上涨

时至年末，重点煤电合同签订也拉开了序幕。据了解，受市场供需关系影响合同煤价格和市场煤价格都有小幅增涨，秦皇岛地区煤炭价格在经历了上周平稳整理之后，本周煤炭价格继续高涨，并且创出本年度新高点。截止到12月28日，秦皇岛煤炭离岸平仓价格再次向上攀升，其中发热量为4500大卡动力煤价格为610-630元/吨，5000大卡发热量山西大混煤炭价格为660-680元/吨，5500大卡发热量的山西优混动力煤价格为770-790元/吨，5800大卡发热量的大同优混价格为810-840元/吨，较上周分别上涨9.8%、4.4%、3.0%、4.9-6.0%左右。

截止12月29日，秦皇岛港库存煤炭为518万吨，降至2个月以来新低。10月底到11月份，受寒潮影响，我国北方持续出现大风、大雾等恶劣天气，秦皇岛港航道连续10多天被封，受此影响，煤炭下水量大大减少，库存走高。进入12月份，秦皇岛港抓住天气趋好的有利时机，采取措施确保船货紧密衔接，加快煤炭周转，外运数量有所增加，库存也随之降低。而唐山港曹妃甸煤码头也抓住机遇，科学组织生产，连创运煤新高，库存降至85万吨。

截止12月30日，山西省朔州市4800大卡发热量动力煤价格435-440元/吨，5500大卡发热量动力煤价格为560元/吨，5800大卡发热量动力煤价格为590元/吨；分别上涨了4.5%、2.7%、1.7%；晋中市5000大卡发热量动力煤车板价格为510元/吨，5500大卡发热量煤炭价格为550-560元/吨，5800大卡发热量动力煤价格为590元/吨，其涨幅分别为3.92%、3.64%、2.54%。

2．国际煤价同步上涨

12月份，受全球经济回暖和能源需求拉动影响，上周国际三大港口动力煤价格上涨。根据Globalcoal公布的最新数据，12月份澳大利亚纽卡斯尔港动力煤离岸价格指数为81.85美元/吨，较上月上涨2.3美元/吨，上涨幅度为2.89%，涨幅收窄；12月份理查德港的煤炭价格指数72.34美元/吨，较上月上涨5.5美元/吨，上涨幅度为8.23%；12月份欧洲三港的煤炭价格指数为78.53美元/吨，较上月上涨0.57美元/吨，上涨幅度为0.07%。国际煤炭价格指数都达到了今年以来的最高值。截止12月31号，澳大利亚BJ动力煤炭价格指数已上涨至83.25美元/吨，较上月上涨2.25美元/吨。国际煤炭价格指数继续上涨。

澳大利亚BJ动力煤价格统计图

国际煤炭价格指数统计表