一、经济强劲复苏，电力消费弹性系数回升
1．经济复苏势头强劲

    4月15日，国家统计局公布一季度宏观经济运行数据。据初步测算，一季度国内生产总值（GDP）达到80577亿元，按可比价格计算，同比增长11.9%，比上年同期加快5.7个百分点。其中，第一产业增加值为5139亿元，增长3.8%；第二产业增加值为39072亿元，增长14.5%；第三产业增加值为36366亿元，增长10.2%。

    一季度，居民消费价格指数（CPI）同比上涨2.2%。其中，城市上涨2.1%，农村上涨2.4%。3月份CPI较去年同期上涨了2.4%，但较二月份环比下降了0.7%。一季度，工业品出厂价格指数（PPI）同比上涨5.2%，从环比看，3月份上涨0.5%。一季度，原材料、燃料、动力购进价格同比上涨9.9%。

    以上数据表明，在2009年宏观经济回升向好的基础上，今年一季度强劲复苏的势头得到了进一步的巩固。从经济增长的动力看，一季度最终消费对GDP的增长贡献率为52%，拉动GDP增长6.2个百分点；资本形成对GDP增长的贡献率为57.9%，拉动GDP增长6.9个百分点；净出口对GDP增长的贡献率为-9.9%，拉动GDP-1.2个百分点。可以看出，国家“扩内需”政策的效应正在逐步发挥，经济内生增长的动力显著增强。但值得注意的是，一季度居民消费价格指数（CPI）同比上涨2.2%，显示通胀风险已经出现。
 
2．一季度电力消费弹性系数大幅上扬

    中电联公布的1-3月份电力行业统计数据显示，1-3月份全国全社会累计用电量9695亿千瓦时，同比增长24.19%。其中，3月份全国全社会用电量3435亿千瓦时，同比增长21.04%，较二月份10.54%的增速显著回升。

    由于用电量增速显著快于GDP增速，因此，2009年下半年以来，我国电力消费弹性系数呈现快速回升态势。2010年一季度，电力消费弹性系数达到了1.75的历史高位。

二、一季度发电量达同比增长20.8% 水电生产增速持续下降

1．一季度发电量9695亿千瓦时 同比增长20.8%
    受宏观经济和工业持续复苏的影响，今年1-3月份，全国规模以上电厂发电量9489.2亿千瓦时，比去年同期增长20.8%。其中，水电906.4亿千瓦时，同比下降5.0%；火电8178.6亿千瓦时，同比增长24.3%；核电175.3亿千瓦时，同比增长7%。全国主要电网统调发电量8899.81亿千瓦时，最高发电电力合计50403万千瓦，与去年同期相比分别增长26.02%和23.58%。

    1-3月份，全国6000千瓦及以上电厂发电设备容量85035万千瓦，同比增长11.0%。其中，水电16519万千瓦，同比增长13.5%；火电65570万千瓦，同比增长9.1%；核电908万千瓦，与去年持平；风电2010万千瓦，同比增长102.5%。

    3月份单月发电量为3370亿千瓦时，同比增长17.6％，较08年3月份增长16.3%。与前2月累计增速22.1%比有所放缓。

    发电量同比增速持续上升，主要源自四大主要用电行业用电量维持高增长，以及电力行业本身电力消费的增加。一季度，四大主要用电行业同比增长33％：有色金属冶炼行业用电量同比增加52%，黑金属冶炼行业用电量同比增加31%，化工用电量同比增加30%，非金属行业用电量同比增加21%。

 
2．3月份水电生产增速持续下降

    一季度，全国规模以上电厂发电量实现回升向好后的高位运行，同比增长20.8%；水电由于大部分流域来水偏枯，同比下降5%，水电发电量占规模以上电厂发电量的比重下降到9.55%，单月水电发电量已经连续7个月同比负增长；火电发电量从2009年四季度以来持续高位运行，发挥了重要的电量支撑作用，一季度同比增长24.3%，占规模以上电厂发电量的86.17%，比上年同期提高2.23个百分点；核能发电量保持稳定，风力发电量继续翻倍增长。
 
三、3月份重工业复苏推动用电需求增长

1．3月份用电增速回升至21.04%

    近日中电联公布1-3月份全国电力工业生产简况。1-3月份，全国全社会用电量9695.13亿千瓦时，同比增长24.19%，3月份，全国全社会用电量3434.00亿千瓦时，同比增长21.04%。1-3月份，第一产业用电量190.48亿千瓦时，同比增长9.77%；第二产业用电量7146.70亿千瓦时，同比增长27.57%；第三产业用电量1079.53亿千瓦时，同比增长17.47%；城乡居民生活用电量1278.42亿千瓦时，同比增长14.96%。1-3月份，全国工业用电量为7041.88亿千瓦时，同比增长27.59%；轻、重工业用电量同比分别为增长13.99%和30.53%。

    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（24.19%）的省份依次为：宁夏（57.92%）、青海（55.45%）、内蒙（41.14%）、广西（36.68%）、河南（32.65%）、新疆（29.50%）、甘肃（29.06%）、山西（28.92%）、陕西（27.27%）、湖南（27.14%）、湖北（25.49%）、天津（25.32%）、四川（24.90%）、辽宁（24.28%）、重庆（24.25%）。
 
2．重工业用电需求快速恢复

    从1-3月份的分产业用电数据看，第一产业用电量190.48亿千瓦时，同比增长9.77%；第二产业用电量7146.70亿千瓦时，同比增长27.57%；第三产业用电量1079.53亿千瓦时，同比增长17.47%；城乡居民生活用电量1278.42亿千瓦时，同比增长14.96%。1-3月份，全国工业用电量为7041.88亿千瓦时，同比增长27.59%；轻、重工业用电量同比分别为增长13.99%和30.53%。

    3月份，第一产业用电量为66亿千瓦时，同比增长4.81%；第二产业用电量为2594亿千瓦时，同比增长22.54%；第三产业用电量为339亿千瓦时，同比增长13.58%；城乡居民生活用电量为437亿千瓦时，同比增长21.17%。

    占全社会用电量65%的重工业用电需求增长，是3月份用电量大幅度增长的主要原因。由于去年的低基数，预计二季度重工业用电将保持在25%左右，全国全社会用电增速也将保持在20%左右。但随着基数的提升，下半年重工业用电量的同比增速将逐渐下降，全国全社会用电增速也将回落至10%以下。

    至于重工业用电的大幅度回升，主要是因为重工业的行业景气度已经升至了高点。以有色、建材、钢铁等高能耗行业的景气度分析，目前电解铝和精铜产能利用率均超过90%，已经基本恢复金融危机前的水平，产量绝对值也位于历史最高水平；同时，粗钢产量同比增速依旧保持在20%以上的高位，产量绝对值也保持在较高水平；此外，水泥产量虽然低于2009年基建高峰期间的水平，但也与危机前水平相当。

 
四、一季度电力装机高速增长 水电回升

1．一季度新机投产达1613万千瓦

    一季度，全国电源新增生产能力1613万千瓦，比上年同期多投产601万千瓦。其中，水电131万千瓦；火电1270万千瓦，比上年同期多投产448万千瓦；新增并网风电209万千瓦，比上年同期多投产159万千瓦；新增并网太阳能发电装机2.61万千瓦。新投产百万千瓦火电机组2台，新投产单机容量60万千瓦及以上火电机组容量比重高达70.10%，火电机组容量等级结构继续改善。

    2010年3月底，全国6000千瓦及以上发电设备容量85035万千瓦，同比增长11.00％。其中，水电16519万千瓦；火电65570万千瓦；核电908万千瓦；并网风电2010万千瓦。水电、风电等非化石能源发电装机所占比重比上年同期提高1.49个百分点。

一季度6000千瓦及以上新增装机看，全部、火电装机分别正式投产1613和1270万千瓦，同比增长59％和55％，相对09年底规模增长1.85％和1.95％，较09年同期上升；而水电装机正式投产131万千瓦，同比下降4.9％，相对09年底规模增长0.67％，较09年同期下降。预计上半年火电新增装机规模要大于09年同期。

2．3月份火电利用小时数增速放缓 水电回升

    发电生产保持高位运行导致全国发电设备利用小时同比明显回升。一季度，全国发电设备平均利用小时比上年同期增长117小时，处于2008年同期水平；其中，水电同比下降93小时，除华东地区外其他水电生产大省普遍下降；火电同比增加182小时，水电生产大省和西北地区各省提高更多。

    水电近3个月单月利用小时数分别同比下降12.9％、26.9％和6.9％，下降幅度有所缩小，利用小时数由于季节性特征先降后升，但均低于去年同期水平，以2月份降幅最大；其中云南、广西水电公司受来水不佳影响最大，四川水电公司略有影响。截止目前，四川旱情缓解云贵桂旱情持续。火电近3个月单月利用小时数分别同比增长35.7％、2.5％和11.8％，3月增速较前2月累计增速19.3％比有所放缓。

    1-3月份，全国供电煤耗率为332克/千瓦时，比去年同期下降6克/千瓦时。全国发电厂累计厂用电率5.78%，其中水电0.65％，火电6.26%。线路损失率5.13%，比上年同期增长0.17个百分点。
 
五、一季度电力建设投资略有减少

    1-3月份，全国电源基本建设完成投资479.98亿元，其中水电110.85亿元，火电193.61亿元，核电107.50亿元，风电65.16亿元。全国电源新增生产能力（正式投产）1612.68万千瓦，其中水电131.21万千瓦，火电1269.53万千瓦，风电209.33万千瓦。电网基本建设完成投资434.47亿元，电网建设新增220千伏及以上变电容量3120万千伏安、线路长度3124千米。

    一季度，全国电力建设完成投资914亿元，比上年同期略有减少。其中，电源、电网基本建设完成投资分别同比增长6.89%和下降8.02%；分类型看，水电投资额同比下降8.19%，火电投资占电源投资比重与上年同期基本持平，核电投资所占比重上升到22.40%。

    预计2010年电力投资将继续保持较大规模，全年电源和电网投资预计都将在3300亿元左右，全年全国电力投资完成额6600亿元左右，少于2009年水平。投资结构继续优化，城市和农村配电网投资的力度将逐步加大，电源投资中火电投资比重将继续低于50%，水电、核电投资比重将继续提高；电网投资占电力投资的比重也会再度低于50%。

    预计全国全年基建新增装机8500万千瓦，在4月末或5月初全国水电装机将突破2亿千瓦，迎峰度夏初期全国装机将突破9亿千瓦，年底全国发电装机容量在9.5亿千瓦左右，其中，水电2.1亿千瓦，火电7亿千瓦，核电1016万千瓦，并网风电3000万千瓦。

六、动力煤：淡季不淡 价格小幅上涨

1．动力煤：价格小幅上扬

    由于需求形势不一，4月份各煤种坑口价走势有所不同。动力煤方面，受电煤采购增加，大秦铁路检修煤炭运输受限等因素影响，山西主产地动力煤坑口价普遍有所上扬。数据显示，4月26日，山西大同6000大卡动力煤坑口价（不含税）为465元/吨，与4月初相比，每吨上涨10元，涨幅为2.2%。由于4月份正处于电煤需求淡季，因此，在经历了3月底的小幅上扬之后，进入4月份，秦皇岛港煤炭价格经历了一段时间的平稳运行。但是受大秦铁路检修导致秦皇岛港煤炭库存持续回落、4月份全国范围内开展安全生产大检查、国际煤价持续震荡上行以及市场提前增加电煤采购等因素影响，4月下旬开始，秦皇岛港各煤种价格均有所上扬。秦皇岛港数据显示，4月26日，秦皇岛港6000大卡大同优混、5500大卡山西优混、5000大卡山西大混、4500大卡普通混煤以及4000大卡普通混煤最低平仓价分别为745元/吨、700元/吨、600元/吨、540元/吨以及435元/吨，与4月中上旬相比，每吨分别上涨20-25元，涨幅分别在2.8%-6.1%之间。

    4月份国内动力煤市场资源显得越来越紧张。动力煤市场在四月份向好发展，大秦线检修，秦港的库存慢慢小降价格也有小幅上调，再加之西南地区水力发电的不足，对火力发电和电煤的需求又有所增加，所以到月底动力煤市场呈现了较为明显的资源紧张局面。总体看来五个月国内的煤炭市场应该是稳中趋涨的状态。具体价格如下：

2．秦皇岛：煤价上涨 库存下降

    据统计，4月份，秦皇岛港完成吞吐量1985.8万吨，比3月份多完成143.8万吨，环比涨幅为7.8%。数据显示，进入4月份以来，秦皇岛煤炭库存一直保持下降态势，其中，4月1日场存达到当月最高点795.1万吨。随着市场需求的好转，场存逐渐下降，截至到4月29日，场存达472.1万吨，创本月新低点。4月份，大秦线进行了为期一个月的检修，检修期间秦皇岛港日均到车7145车，月调入量约，环比下降9.4%左右。秦皇岛港煤炭日均卸车7140车，较上月有小幅下降。4月秦皇岛港日均铁路调入量由上月的60万吨下降4万吨至56万吨，环比降幅为7%；日均调出量由上月的59万吨上升7万吨至66万吨，环比升幅11%。

    近期由于动力煤市场的回暖，4月份，港口锚地船舶逐渐增多，4月30日锚地船舶为151艘，达到当月最高点。4月份，秦皇岛港完成吞吐量1985.8万吨，比3月份多完成143.8万吨，环比涨幅为7.8%左右。

    据业内人士分析，在西南大旱、火力发电所占比重上升、煤炭供需紧张引起动力煤价持续上涨、高耗能产业大面积回升等众多因素的影响下煤炭供需仍然看紧，南方部分电厂虽然目前库存充足。迎峰度夏，电煤紧张趋势已略有显现。

3．电厂耗煤小幅下降 库存小幅增长

    进入4月份，气温继续回升，动力煤迎来消费淡季，电煤需求有所回落。数据显示，4月1日-28日，直供电厂日均耗煤量为319.4万吨，与3月份日均耗煤量相比，减少12.8万吨，下降3.9%。此外，随着西南部分地区旱情有所缓解，水电发电量有所回升，这也在一定程度上减少了电煤需求。3月全国火电发电量2883亿千瓦时，环比上月2298.6亿千瓦时大幅回升25.4%，同比增速19.7%。3月份全国水电发电量为339.2亿千瓦时，环比增加79.3亿千瓦时，增长30.5%，同比降幅由2月份的15.2%，缩小至2.6%。其中，旱情较为严重的西南五省区市，3月份合计完成水电发电量116.9亿千瓦时，环比增加21.5亿千瓦时，增长22.5%。

    与港口煤炭库存普遍回落相比，由于采购量增加，电厂煤炭库存逐步止跌回升。数据显示，截止到4月28日，直供电厂煤炭库存总量为4402万吨，与4月初相比，增加93万吨，小幅增长2.2%。
 
4．4月份国际动力煤市场行情

    进入4月份，国际动力煤市场开始预热。受中印进口需求大增以及日韩等传统进口国家需求恢复影响，亚太煤炭市场表现活跃。主要港口动力煤价涨多跌少。4月初，受热带风暴影响，澳大利亚主要焦煤出口中心海波因特一度关闭，运输瓶颈对澳煤外运的影响再度显现。截至4月30日，澳纽卡斯尔港动力煤月度均价为100.21美元/吨，较3月份的94.66美元/吨的均价大涨5.55美元/吨。南非理查德湾港动力煤4月份均价88.79美元/吨，较3月份明显上升。欧洲三港ARA动力煤价均价亦走强至79.72美元/吨，高于今年2月和3月份平均水平。

    4月份，澳洲纽卡斯尔港口动力煤周价指数节节攀升，均价达到100美元/吨（FOB）以上，环比上涨达6%，而1-3月均价基本保持在95美元/吨以下。澳大利亚是世界煤炭出口量最大的国家，中日韩印等国进口煤量的比重的变化也直接刺激煤炭价格在4月整体攀升。4月份南非动力煤出口价格指数高出欧洲三港近10美元/吨，这也是往年不可能出现的情况，欧美煤炭市场持续疲软让美国煤炭业始终无法摆脱金融危机所来的阴影，在欧洲三港动力煤近四个月价格指数变化情况可以看出2010年4月仍低于1月份创下85.99美元/吨的记录，下降幅度为-7.29%，价差为6.27美元/吨。随着欧美地区煤炭需求恢复性增加，将推动它与亚洲地区煤炭价差的进一步缩小，国际市场煤炭价格将迎接整体市场的回暖。

    受中日长协价格定价较去年上涨47%达到115.5美元/吨（FOB）离岸价影响，国际煤炭市场价格整体强劲上涨。中日双方签定于2010年4月1日至2011年3月31日的财年中，对应为基低位发热量为5800大卡的煤种，较去年78.50美元/吨上涨47%。4月初，日澳长协煤谈判亦已落幕，最终敲定在98美元/吨。两次长协价格的定价推动国际动力煤现货市场价格大幅上涨，也预示着2010年的国际动力煤市场将保持高位运行。亚太地区煤炭贸易量稳步上升，中、日、韩、印、澳及南非等国家之间的煤炭贸易格局也出现较大的变化。以中印为代表的煤炭进口需求的大幅升温吸引欧美地区的产煤国把煤炭贸易延伸至亚洲地区各国。包括哥伦比亚、南非、委内瑞拉、美国等国的煤炭贸易公司也想乘机打进中国进口煤市场，在海运距离较远和运费上涨的情况下欧美地区的煤炭进口到中国仍有较大的市场需求，高热值动力煤CIF价格在100-105美元/吨左右。由于亚太地区煤炭需求增长预期较强，预计短期内国际市场动力煤价格将会小幅上扬。

    英美资源集团南非部门的首席执行官表示，预计全球动力煤价格保持强劲，尽管铁路限制但是煤炭出口量将与去年一致。首席执行官告诉记者，他预计今年的动力煤价格将达到85美元/吨。3月份南非理查兹湾煤码头动力煤离岸价已从82美元/吨左右上涨至85美元/吨。

    南非理查兹湾煤港计划增加印度和中国增加供应，由于亚洲经济复苏导致新建发电厂增加煤炭需求大幅增长。南非理查兹湾煤港的发言人表示，今年第一季度印度从理查兹湾煤港进口煤炭较去年同期的359万公吨增长约27%达到455万公吨,时中国第一季度的进口量从2009年的138万公吨增长至约190万吨。经济危机之后欧洲煤炭消费量达到缩减。南非增加了到亚洲的煤炭出口量。印度和中国经济增长速度超过8%，今年第一季度其占南非煤炭出口约42%，而去年同期约为25%。3月份理查兹湾煤炭出口增长约17%达到566万公吨，第一季度的出口量达到1546.0万公吨。

    3月份印度从理查兹湾的煤炭进口量从去年的165万公吨增长45%达到2440万公吨。3月份中国从理查兹湾进口了40万公吨，去年同期没有进口，由于煤炭资源整合，中国国内产量受到影响，继而要去多元化的煤炭进口渠道，2月份中国从理查兹湾进口104万公吨煤炭。据中国海关数据，第一季度中国总进口煤炭量增长226%达到4440万公吨。澳大利亚最大银行麦格理集团3月份表示，2009年印度的动力煤进口激增达到6000万公吨，2008仅为3000万公吨。

    由于印度国内煤炭供给不足以及煤质较差，导致其国内煤炭产量无法满足需求，同时印度钢铁、水泥和电力行业的煤炭消费量的大幅增长更使得煤炭供求状况恶化。继中国的之后，印度也正在寻求在美国、哥伦比亚和俄罗斯煤炭，同时将增加从印尼、澳大利亚和南非煤炭供给量。预计今年年底美国和哥伦比亚煤炭将运至印度。今年中国已经从哥伦比亚进口了几百万吨煤炭，为印度煤炭进口铺平道路。同时2月份印度从南非进口140万吨，是1月份煤炭进口量72万吨的两倍。

    印度和中国这两个煤炭消费增长速度最大的国家，正在寻找高热量和低成本的煤炭。业内人士称，在过去的几个月，许多全球煤炭生产商和贸易商一直在评估印度煤炭市场前景。其中包括哥伦比亚的塞雷洪、淡水河谷、斯特拉塔、力拓、必和必拓、英美煤炭、俄罗斯车里雅宾斯克钢铁集团。此外，欧洲首次将从荷兰到运送煤炭到印度。欧洲出口枢纽港阿姆斯特丹港、鹿特丹港和安特卫普港的煤炭库存据说超过700万吨，其总容量约为900万吨。

    印度将寻找更多的煤炭来满足电力需求，因为印度第十一个五年计划（截至2012年3月）要求印度新建500亿瓦火电装机容量。煤炭占印度能源总消耗量一半以上。印度约70%的煤炭用于电力行业，同时印度四分之三电力是燃煤火电厂。印度是世界上第三大煤炭生产国，其煤炭资源储量达到564.98亿吨，约占世界总储量近7个百分点。