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电力行业月报（2010年3月）
一、2月份水电继续走弱，火电发力
1．2月份发电量同比增长7.9％
近日中电联公布1-2月份全国电力工业生产简况。1-2月份，全国规模以上电厂发电量6090.1亿千瓦时，比去年同期增长22.1%。其中，水电561.8亿千瓦时，同比下降-7.2%；火电5230.9亿千瓦时，同比增长26.8%；核电112.5亿千瓦时，同比增长0.2%。全国主要电网统调发电量5696.58亿千瓦时，最高发电电力合计50403万千瓦，与去年同期相比分别增长32.44%和24.26%。
2010年1-2月，全国累计发电量增速为25.95%。该增速水平，较去年同期上升了31个百分点左右。去年低基数效应是造成高增速的主要原因。预计2010年下半年单月发电增速将逐渐恢复至10%左右的正常水平，全年累计发电增速可能在15%左右。
2．2月份水电继续走弱，火电发力
2月份，水电累计发电量562亿千瓦时，同比下降7.2%，2月份水电单月发电量260亿千瓦时，同比下降13.6%，环比下降13.97%；火电累计发电量5231亿千瓦时，同比增长26.8%，2月份火电单月用电量2299亿千瓦时，同比增长11.4%，环比下降-26.51%。在发电结构上火力发电和水力发电出现了严重分化，主要水电基地流域持续干旱少雨造成水电继续走软弱，并接近08年以来的最低水平。火电生产任务艰巨。
二、2月份重工业拉动电力需求高速增长
1． 2月份全社会用电量增长10.54%
近日中电联公布1-2月份全国电力工业生产简况。1-2月份，全国全社会用电量6263.51亿千瓦时，同比增长25.95%，2月份，全国全社会用电量2720.94亿千瓦时，同比增长10.54%。1-2月份，第一产业用电量124.97亿千瓦时，同比增长13.36%；第二产业用电量4553.75亿千瓦时，同比增长30.18%；第三产业用电量741.71亿千瓦时，同比增长20.15%；城乡居民生活用电量843.07亿千瓦时，同比增长12.80%。1-2月份，全国工业用电量为4478.14亿千瓦时，同比增长30.07%；轻、重工业用电量同比分别为增长25.55%和31.07%。从各区域的用电量增长情况来看，用电量同比增长超过全国平均水平（25.95%）的省份依次为：宁夏（62.89%）、青海（56.68%）、内蒙（40.87%）、新疆（39.50%）、广西（35.52%）、河南（32.58%）、甘肃（29.97%）、山西（29.50%）、陕西（28.96%）、四川（27.66%）、湖北（27.55%）、浙江（27.34%）、湖南（27.15%）。
2． 重工业拉动电力需求高速增长
重工业再度成为电量增长的领头羊。2009年下半年起，重工业开始强劲恢复，表现为单月用电增速由负转正，并迅速拉升。2010年前2个月，重工业用电增速达到31%左右。第一产业和第三产业前2个月用电增速分别较去年同期上升8和12个百分点。我们推测第一产业增速提升可能与旱情有关，而第三产业的快速增长可能显示经济活力增强。居民用电增速基本保持平稳。
三、2月份电力装机高速增长 水电出力继续大幅下滑
1．2月份新机投产规模略超预期
1-2月份，全国6000千瓦及以上电厂发电设备容量84460万千瓦，同比增长11.5%。其中，水电16519万千瓦，同比增长14.4%；火电65243万千瓦，同比增长9.0%；核电908万千瓦，与去年持平；风电1980万千瓦，同比增长105.5%。
09年全国累计新投产装机容量为8970万千瓦，根据年底在建电源规模来看，在建容量依旧维持高位，我们预计2011年开始火电新投产装机才有明显降低的趋势，2010年火电新投产装机略微低于09年水平，预计2010年水电新投产装机略低于09水平，而风电将继续保持高速增长。因此，我们预计2010年新投产装机容量总体保持9000万千瓦。
2．旱情持续，水电出力继续大幅下滑
1-2月份，全国发电设备累计平均利用小时为728小时，比去年同期增长84小时。其中，水电设备平均利用小时为321小时，比去年同期下降79小时；火电设备平均利用小时为833小时，比去年同期增长135小时。火电设备平均利用小时高于全国平均水平的省份依次为青海、宁夏、广西、北京、甘肃、四川、贵州、云南、重庆、上海、山西、陕西、湖南、新疆、河南、辽宁、吉林、江苏。
1-2月份，全国供电煤耗率为
南方持续干旱导致水电出力大幅下降。2010年前2个月，全国水电平均利用小时同比下降15.5%。水电大省湖北、广西、云南、贵州、四川各省水电平均利用小时降幅分别为-14%、-51%、-36.6%、-65%和-7.3%。短期水电企业盈利可能面临下滑。
四、电力建设大幅增长
1-2月份，全国电源基本建设完成投资347.08亿元，其中水电97.49亿元，火电123.04亿元，核电77.88亿元，风电47.06亿元。全国电源新增生产能力（正式投产）954.65万千瓦，其中水电59.18万千瓦，火电800.73万千瓦，风电90.93万千瓦。电网基本建设完成投资230.74亿元，电网建设新增220千伏及以上变电容量1568万千伏安、线路长度2230千米。
五、3月份动力煤价格止跌回稳
1．动力煤：价格止跌回稳
3月份动力煤价格在经历了中上旬的继续回落之后，下旬开始，在秦皇岛煤价止跌回升的带动下，主产地山西动力煤坑口价逐步走稳。中上旬山西动力煤坑口价小幅下跌，其中大同6000大卡弱粘煤坑口不含税价下跌18元/吨至452元/吨，大同南郊5500 大卡弱粘煤坑口不含税价下跌15元/吨至440 元/吨。山西车板价小幅下跌，大同6000大卡弱粘煤车板含税价下跌20元/吨至625元/吨。近期晋煤市场价格相对稳定，但仍有小幅下滑的趋势。有市场人士称，近期市场煤炭需求有所回暖，虽然港口库存仍维持高位，但市场煤价格已显上升迹象，而且由于最近国际市场动力煤价格的高位维稳已逐步失去了其优势地位，随着山西省煤矿产量的恢复，其进口煤炭量也随之减少，因此，有相关业内人士预计随着国内经济的进一步复苏，即使目前市场煤价格有不确定性的波动，但长期看来有很大上涨空间。
3月份秦皇岛煤炭价格持续下降，3月底秦皇岛煤炭价格出现了10周来的首次上涨，加上西南干旱以及突发矿难的影响，煤炭价格如期企稳。矿难或成为煤价上涨催化剂。秦皇岛煤价上涨5元/吨，库存稳步下降，运价大幅上涨。据最新数据显示，本周秦皇岛5800大卡动力煤报价为725-735元/吨，秦皇岛5500大卡动力煤报价为675-685元/吨，秦皇岛5000大卡动力煤报价为575-585元/吨，秦皇岛4500大卡动力煤报价为515-525元/吨。目前秦皇岛煤炭价格下滑已经接近尾声，煤炭价格的下滑可能将在3月份结束，4月份煤炭市场基本上将平稳运行，煤炭价格将保持相对稳定。5、6月份由于夏季用电高峰将至，同时，受干旱影响，今年水电形势不容乐观，预计国内煤炭需求将进一步提升，煤炭供应或许会出现局部性的阶段性的偏紧局面，价格有望小幅度上扬。
2．秦皇岛：库存持续回升
3月份，秦皇岛港完成煤炭吞吐量1842万吨，比2月份多完成330万吨，环比增长21.83%。3月份，秦皇岛港日均煤炭场存为827.65万吨，其中，受大雾天气影响，
3月中上旬，受秦皇岛煤价继续回调影响，市场采购积极性明显不强，秦皇岛港煤炭库存继续攀升。数据显示，
3．电厂耗煤开始下降 库存持续稳步回落
2月份全国直供电厂耗煤5706万吨，环比于上月的7878万吨环比大幅下降27.6%；单日耗煤由上月的254万吨降至204万吨，环比下降19.8%。
受耗煤量持续增加影响，3月份直供电厂煤炭库存稳步回落。数据显示，截止到
4．3月份国际煤炭市场行情
由于气候转暖动力煤市场进入淡季等原因，从今年1-3月份以来国际三大港口动力煤均价指数可以看出来，澳大利亚纽卡斯尔港口和南非理查德港口动力煤均价基本平稳，1月份分别涨至月均最高点95美元/吨和86.02美元/吨，2、3月份价格有小幅回落。3月份环比分别下降1.41美元/吨和0.11美元/吨，幅度为1.51%和0.13%，但与去年年末相比上涨12.81美元/吨和10.65美元/吨，幅度为15.65%和14.72%。由于中印煤炭需求的增长，和日韩两国经济复苏对能源需求的进一步增加，将继续支撑煤炭价格的平稳回升，但也由于2010年全球铁矿石、煤炭、原油等资源类商品价格上涨将给包括日韩等本国产业界带来巨大经济负担，因而可能对经济复苏产生不利影响。欧洲ARA港口动力煤市场运行情况不太乐观，1月份涨至月均最高点85.99美元/吨后持续回落，3月份环比回下降2.12美元/吨，幅度为2.8%，与去年年末相比下降4.95美元/吨，下降幅度为6.3%。进入2010年国际整体经济形势虽有所好转，但由于欧美地区经济形势由于受多种负面因素影响难以短期恢复，因此煤炭价格没有上涨支撑，数据显示，由于欧洲地区煤炭需求疲软，导致欧洲三港煤炭库存始终处于高位，保持在700万吨以上，而库存总容量也就只有900万吨左右。
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