电力市场分析及预测市场研究 - 社会稳定性评价报告_商业计划书_产业发展规划_立项报告扶持资金申请_稳评

电力市场分析及预测

第一节 2007年我国电力供需分析及预测

一、电力需求情况分析

（一）总量分析

从电力需求情况看，受工业增长加快尤其是重工业增速加快的影响，全社会用电需求增长较快。2007年1～8月，全国规模以上工业完成增加值同比增长17.5%，比上年同期加快0.2个百分点，其中重工业完成增加值同比增长18.8%，比上年同期加快0.5个百分点。由于工业、特别是耗电量比较大的重工业增速回升，电力需求增速有所加快。2007年以来全社会用电量累计增幅一直维持在15%～16%左右，为近三年来最高。由于上年用电增长呈逐月加快之势，2007年1～8月累计增幅达到15.2%，较上年又高出1.5个百分点，表明电力需求非常旺盛。其中，全国工业用电量为15997.88亿千瓦时，同比增长16.7%，占全社会用电量的75.5%，工业用电仍然是全社会用电的主要部分；在工业用电中，重工业用电增幅为18.2%，高于轻工业7.8个百分点，用电结构重型化趋势明显。与此同时，受居民消费结构升级的推动，我国生活消费用电平稳增长，1～8月份城乡居民生活用电量2331.61亿千瓦时，同比增长10.3%。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的省份共有16个，其中内蒙古、山西、海南、云南、宁夏等省份用电量同比增长超过20%。

2007年全国全社会用电量增长14.42%。全国发电量增长14.40%。全部机组平均利用小时下降187小时，火电利用小时下降296小时。全年新增发电装机容量10009万千瓦，低于国家电网公司预测的1.15亿千瓦。全年全社会用电量增长14.42%。全社会用电量达到32458亿千瓦时，增速为14.4%，略低于我们以前15%的预期。全年用电量增速受第二产业影响，呈现前高后低的增长趋势。第一、三产业和居民用电增速基本保持平稳。

（二）电力需求结构以及2007年需求特点分析

2007年国家进一步加强和改善宏观调控，实现国民经济又好又快地发展。考虑：一是2007年国家宏观调控力度加大，一些能耗高、污染大的落后产能将被淘汰，相应行业的电力需求将会受到一定影响；二是由于电力供应能力的增长较快，也为高耗能行业和装备制造业的快速发展提供了条件；三是随着节能降耗工作的逐步展开，总体电力需求增长将受到一定程度的影响。2007年电力需求特点是：

（1）电力需求仍将保持较快增长，但增速较2006年有所回落。

从我国目前所处的发展阶段来看，2007年我国经济增长潜力依然很大，特别是“十一五”期间，GDP增长速度将保持在8-9%，将拉动用电增长保持较高水平。

（2）用电结构将有所改变，但变化幅度不会很大，工业用电占主导地位的格局不会发生根本改变，但比重上升的幅度将会减小，第三产业和居民生活用电比重将缓慢上升。

（3）随着人们生活水平的提高，降温负荷、采暖负荷的绝对值及比重均呈上升趋势。

在电力供应充足的情况下，负荷增速将依然快于用电量增速，但考虑电力需求侧管理长效机制的建立以及节能、节电意识的不断加强，最大负荷与用电量增速之差将不断缩小。

（三）2008-2010年电力需求预测

随着我国经济增长方式的逐步转变和对节能降耗的日益重视，GDP电耗上升幅度将进一步趋缓，甚至出现下降，弹性系数将持续下降，用电增速将继续回落。

将2007年的电量作为历史数据，进行预测。根据各个方法对历史数据的拟和程度分配权重，并结合重点行业法进行预测。预计2008年全国全社会用电量达到3.43～3.53万亿千瓦时，同比增长8.5%～11.5%。推荐方案为：2008年全国全社会用电量将达到3.47万亿千瓦时，增长10%左右。

其中，国家电网公司经营区域全社会用电量将达到2.76万亿千瓦时，同比增长9.9%。2008年，全国主要电网合计统调负荷将达到4.66～4.79亿千瓦，相应增长8.6～11.6%，各地负荷增长速度普遍高于用电量的增长速度。

电力需求增长与国民经济增长密切相关，电力弹性系数反映了用电增长速度与民经济增长速度的相对关系。1950～1980年期间，我国电力弹性系数大于1；1980～2000，随着改革开放，轻加工业及第三产业出现较大幅度增长，电力弹性系数下降到0.8。

2000年以来，随着我国人均GDP跨越1000美元台阶，城乡居民消费结构开始升级，住房、汽车等新兴产业及其他基础设施建设带动电解铝、钢铁、建材、化工等高耗能行业迅猛增长，重工业化进程加快，工业用电大幅增长，带动全社会用电高速增长，导致近几年电力消费弹性系数大于1。

二、电力供给情况分析

（一）总量分析

1、电力供给

2007年，全国电力呈现供需两旺的局面。从电力供应能力来看，发电量增速较前两年明显加快。2007年1～8月份，全国规模以上电厂发电量20860.94亿千瓦时，同比增长16.3%，较2005、2006年同期分别加快2.9和3.5个百分点。从电力供给结构来看，火电一直在我国电力供给中居主导地位，1～8月份，火电发电量17638.58亿千瓦时，同比增长17.5%；水电2771亿千瓦时，同比增长9.1%；核电发电量扭转了2006年以来的负增长状况，1～8月累计发电量390.52亿千瓦时，同比增长9.3%，增速较上年同期加快9.6个百分点。在发电增速屡创近年新高的情况下，由于装机集中投产，全国发电设备利用小时数出现回落态势。1～8月份，全国发电设备累计平均利用小时数为3358小时，比上年同期降低136小时。其中，火电设备平均利用小时数比上年同期降低173小时，水电设备平均利用小时数比上年同期降低47小时。

随着新增机组的不断投产和发电增速的加快，我国电力供应紧张的局面明显缓解，全国仅个别地区、个别时段出现拉闸限电的现象，未出现大规模电力供应不足现象。2004年，全国城市用户由于缺电原因造成的停电时间平均达到9小时25分钟，2005年下降为6小时55分钟，2006年继续降为18分钟，2007年前三季度全国城市用户拉闸限电平均仅为七分半钟，表明全国性供电紧张形势得到了有效和明显的缓解。

2004-2007全国城市由于缺电造成停电时间

1、发电量及其增长

全国累计发电量为28344亿千瓦时，同比增长13.5%。其中，由于来水偏枯，水电发电量4167亿千瓦时，同比仅增长5.1%；火电发电量23573亿千瓦时，同比增长15.3%。

由于全国主要河流遭遇枯水，2006年水电发电量仅增长5.1%，增速同比降低了15.7个百分点。长江流域发生有水文记录以来最为严重的枯水，三峡水电站发电量增速大幅度降低，全年发电量仅完成492亿千瓦时，同比仅增长0.3%。

1996～2006 年全国分电源发电量 单位：亿千瓦时

分月看，由于2006年入夏以后，长江流域持续少雨，长江上中游地区6～8月降水普遍较常年同期偏少3～5成，重庆、四川盆地东部偏少达5～8成。尤其8月份，长江流域平均降水量仅为89.6毫米，较常年同期偏少40%，为1951年以来历史同期最少值，这使得8、9、10、11连续4个月全国水电发电量少于往年，特别是10月份全国水电发电量331.06亿千瓦时，比2005年少10.3%。为保证全国夏秋季节电力供应，火电发电量明显增长，8、9、10、11月份全国火电发电量分别比2005同期增长了21.4%、19.5%、20.9%和18.8%。

2006 年全国发电量月度累计增长情况

2006 年各月全国发电量及其增长 单位：亿千瓦时，%

2、电力供应的区域结构

分地区看，全国发电量最多的省份依然是主要的电力消费大省，如江苏、广东、山东和浙江，这四个省2006年发电量累计达9041亿千瓦时，占全国发电总量的31.90%。发电增长最快的主要集中在2006年新增装机容量最多的地区，如内蒙古2006年新增装机984.13万千瓦，增长45.4%，当年内蒙发电量1406亿千瓦时，增长33.0%；云南省2006年新增装机438.81万千万，增长42.2%，当年全省发电量747亿千瓦时，增长23.4%。

3、网间、省间电力交换情况

2006年跨区电能交易活跃，电网优化配置资源的能力提高。全国跨区跨省输电能力已达到5526万千瓦，国家电力市场交易电量完成1685亿千瓦时，同比增长17.7%；省间电量交换完成1445亿千瓦时，同比增长6.3%。其中阳城送江苏111.5亿千瓦时，同比下降3.9%；华北东北互供39.11亿千瓦时，同比增长0.22%；华中送华东31.09亿千瓦时，同比增长46.5%；西北送华中29.83亿千瓦时，同比增长105%；川电送华东16.56亿千瓦时，同比增长0.08%；华中送华北4.97亿千瓦时，同比下降37.1%；锦界送河北10.31千瓦时；三峡送出491亿千瓦时，同比增长0.34%；国网送南网50.75亿千瓦时，同比增长49.44%。
2006年南方电网全年西电东送电量674亿千瓦时，同比增长26.7%。其中西电送广东601亿千瓦时，同比增长27.6%，西电送广西77亿千瓦时，同比增加3.7%。云南送出105亿千瓦时，同比增长88.3%，贵州送出243亿千瓦时，同比增长45.5%。

华北电网：

华北电网公司充分利用各省网高峰负荷的时间差、气候差，积极组织省间电力交易，实现余缺互济，省间电能交易为华北电网的安全、平稳度夏做出了重要贡献。2006年，华北电网跨省输电电量完成122.91亿千瓦时，同比增长14.29%。临时交易活跃：1～12月，华北电网内（含内蒙）共完成各类临时交易172笔，成交电量共计15.88亿千瓦时。夏季京津唐电网出现凉夏，供电能力相对富裕，华北电网公司积极组织京津唐向河北南网送电，保证了河北南网的供电。进入冬季以来，尤其是12月份，山西电网由于高峰时段电力短缺，最大购电电力130万千瓦，全月通过日前交易和实时交易向京津唐电网购电17笔，交易电量16850万千瓦时。

华东电网：

华东电网组织各省（市）利用交易平台，实现省市间余缺互济。7月底长三角地区受高温影响，负荷不断攀升，而福建省气候适宜，机组备用出力较多，在保证电网安全的前提下，华东公司积极组织福建向其它省市输送电力，8月1日福双线负荷首次达到130万千瓦。而在“碧利斯”台风期间，华东电网协调上海市向福建省回购低谷电量560万千瓦时，帮助福建省解决因大雨造成低谷难以平衡的电量共计740万千瓦时。迎峰度夏期间，浙江电力供应依然紧张，通过增加向江苏和福建的购电，基本实现了供需平衡。

华中电网：

华中电网省内交易活跃，通过省间互济实现了余缺互补。2006年华中省间电量交换306.5亿千瓦时，同比增长5.6%。其中河南外送电量增长幅度上升较大；四川遭受罕见的干旱，鄂渝联络线由于西送电量的增加，交换电量同比有所提高。2006年华中南部电网水电严重枯水，缺电较为严重，河南电网积极支援南部电网，送湖北电量大大高于往年，有效缓解了湖北缺电局面。夏季，南部地区水电大发，河南电网积极吸纳南部水电，8月南方持续高温，负荷增长较快，河南省积极组织电力外送。冬季，由于湖北电网电煤供应紧张以及水电特枯，河南电网积极组织向湖北送电，有力的支援了湖北省的电力供应。

西北电网：

通过省间调剂，实现了水电资源的优化配置，2006年完成省际间交易电量42.11亿千瓦时。2006年在全网各省电力供应普遍富余的形势下，按照公司“量价分置”的原则，克服了各省内超发电价低、购电承受能力有限、各省政府有阻力等困难，经过大量协调，向各省（区）电力公司下达了2006年黄河上游富余水电消纳计划，签订了消纳合同，解决了黄河富余水电消纳的电量分配问题。2006年水电消纳合同执行情况良好，陕、甘、宁三省消纳黄河水电37.02亿千瓦时，实现了水电资源的优化配置。

（二）电力供给结构以及2007年供给特点分析

1、电力供需基本平衡

1）电力电量平衡原则

（1）电力电量平衡中，采用统调口径进行平衡。

（2）进行分月电力平衡和全年电量平衡。

（3）燃气机组是否参与平衡及其受阻情况，考虑当地燃气供应情况；燃煤机组的受阻情况，考虑当地煤炭资源供应情况。

（4）备用率取8%（5%）左右。

（5）水电、核电、其他机组设备利用小时数采用多年平均值。

2）电力电量平衡预测

2007年，通过跨区跨省电能调剂，全国各区域电网均可实现平衡。其中华中、西北总体电力富余，东北、华北、华东、南方基本平衡。局部地区受来水、电煤供应等不确定因素影响，仍可能出现短时供需紧张。预计全国发电设备利用小时数将降至4900～5000小时，下降约220～320小时；其中火电设备利用小时数将降至5200～5300小时，下降约330～430小时。

各区域电网供需形势具体如下：

（1）华北区域电网

2007年华北电网全社会用电量将达到7796亿千瓦时，增长13.2%；统调口径最大负荷11006万千瓦，增长9.4%。2007年华北电网总体供需平衡，全年满足电量平衡时统调火电机组设备利用小时数约为5000小时。区域内山西电网仍存在一定缺口，京津唐、河北南网电力供需基本平衡，蒙西、山东逐步出现供大于求局面。

（2）东北区域电网

2007年东北电网全社会用电量将达到2583亿千瓦时，增长9.6%；统调口径最大负荷3652万千瓦，增长8.8%。2007年东北电网总体供需平衡，二、三季度略余。全年满足电量平衡时统调火电设备约为5600小时，其中辽宁上半年供需形势较为紧张，下半年将趋于平衡，吉林、黑龙江供大于求。

（3）华东区域电网

2007年华东电网全社会用电量将达到7889亿千瓦时，增长12.7%；统调口径最大负荷12028万千瓦，增长12.9%。2007年华东电网总体供需平衡，一、二、四季度略有富余，三季度供需基本平衡。全年满足电量平衡时统调火电设备利用小时数约为5300小时。其中上海、浙江供需基本平衡；江苏、安徽和福建电力供应能力富余。

（4）华中区域电网

2007年华中电网全社会用电量5546亿千瓦时，同比增长10.3%，统调最大负荷7095万千瓦，分别增长11.3%。统调装机增速明显高于用电负荷增速，全网电力供应出现较大的盈余。2007年华中电网总体供需平衡有余，各季度富余电力均超过1000万千瓦。统调火电设备利用小时约为4200小时。其中河南、江西电力富余；湖北、四川等地区受电煤供应和来水的影响，枯水期仍然有少量缺口；重庆电力供需基本平衡。

（5）西北区域电网

西北地区2007年全社会用电量2338亿千瓦时，同比增长11.7%；统调用电负荷为2980万千瓦、同比增长10.2%。2007年西北电网总体供需平衡有余，各月电力富余容量在500～700万千瓦，全年富余电量330亿千瓦时。统调火电设备利用小时约为5500小时。其中陕西、甘肃、宁夏电力供需基本平衡；青海富余容量较多；新疆有少量缺口。另外，西藏地区枯水期电力供需仍然紧张，丰水期电力供需基本平衡。

（6）南方区域电网

2007年，预计南方五省区全社会用电量可达5456亿千瓦时，同比增长12.2%，统调最高用电负荷可达6530万千瓦，同比增长12.3%。2007年南方电网电力装机不足的局面将得到扭转，电力供需总体基本平衡。二季度电力供需基本平衡，三季度开始略有盈余。统调火电设备利用小时约为5400小时。其中广东、广西一季度电力供应仍然紧张，二季度后可基本平衡；云南、海南电力供需基本平衡；贵州富余容量较多。

3、2007年电力供给特点分析

1）全年发电量增长14.40%

火电、水电、核电等不同类型发电机组的发电量增速差异明显。火电发电量增速前高后低，反映了节能降耗的影响；核电发电量增速前低后高，主要是今年有新核电机组投产；水电发电量增速呈U字型，年中增速较低，主要是受来水影响。从发电量和用电量的对比可以看出全国主要省份间的电力流向：广东虽然是第一用电大省，但是发电量却低于江苏，说明其依靠外来电力比重较大；内蒙古虽然用电量仅在全国排名第10，但是发电量却排名第6，说明其外送电量较多，其较多的坑口电站以点对网的方式直接输送到京津塘电网；广西用电量增长并不突出，但是发电量增长位居全国第1位，一方面自身发展较快，另一个原因就是送广东电量增加；随着电网建设的日趋完善，各省之间的送电规模会越来越大，煤炭资源丰富省份的发电量预计会增长更快。

2）全年利用小时下降187小时

全年全部机组的利用小时下降187小时，下降幅度为3.89%，比我们以前预期的4%下降幅度要小。水电利用小时增加139小时，火电利用小时下降296小时，核电利用小时下降69小时。利用小时增加的省份只有北京、陕西、新疆、吉林、福建。

3）全国新增发电装机容量10009万千瓦

华东地区总装机容量最多，华东和西北装机容量增速较慢。分省来看，广西、安徽、内蒙装机容量增长较快。内蒙古连续两年大量投产，06年投产较多的山东、江苏、浙江投产容量出现回落。07年投产较多的内蒙古、河南、广东等省08年利用小时不乐观。

（三）2008-2010年电力供给预测

1.新增装机预测

根据2007年国家电网公司电力市场分析预测年度会议初步统计，2007年全国新增装机9500万千瓦左右，年底装机容量将突破7亿千瓦，达到7.2亿千瓦，从2005年开始，全国发电装机容量三年逐年跨越5亿、6亿、7亿千瓦的台阶。其中国家电网公司经营区域（含蒙西西藏）内新增装机合计8000万千瓦左右，年底将达到5.9亿千瓦左右。

新增机组中，火电机组的比重占82.7%，使得年底的火电机组比重进一步由2006年底的77.6%上升到78.4%，上升0.8个百分点。分地区来看，华北地区新增最多，占全国的25.4%；受到三峡投产机组较多的影响，华中地区新增容量也比较多，占22.3%；南方、华东其次，分别占14～21%左右；东北、西北最少，分别占7～10%左右。

2.发电量预测

由于统计口径不一致，多年来发电量数据同用电量数据存在一定的差异。根据近几年发电量同用电量之间的差异关系，预计2007年发电量增长12%，达到31740亿千瓦时。考虑2006年受来水影响基数较低，今明两年新增机组较多等因素，尤其是三峡水电站有6台新机组将于2007年投产，将导致水电发电量增速回升，预计增长10.2%左右；考虑2006年底投产1台核电机组，核电发电量将增长较快，大致在16.9%左右；火电发电量将增长12.1%左右。

3.电网建设情况

近几年，随着电源建设的加快，国家电网公司也加快了电网建设进程。提高跨区域电网输送能力，重点解决一些地区的“卡脖子”问题，完善电源的电网配套建设。2007年，为了同电源协调发展，提高互送能力，国家电网公司和南方电网公司都将继续加大电网建设力度和技术改造力度。各个网省公司也安排了一些重点项目。

2007年，国家电网公司系统投产220千伏及以上交流输电线路3.16万公里；变电容量1.35亿千伏安。进一步提高电网输送能力，减少电网约束引起的供应不足问题。

初步统计表明，2008年新增发电装机8000万千瓦左右，其中水电2000万千瓦左右，火电5800万千瓦左右，风电及其它200万千瓦左右，年底装机将达到8亿千瓦左右。

“十五”期间电力需求增长速度明显高于经济增长速度，弹性系数为1.36。采用回归分析法、时间序列法、部门分析法、人均用电量法和分地区预测等多种方法进行综合预测。预计到2010年，我国全社会用电量将达到3.47～3.98万亿千瓦时，“十一五”期间年均增长速度为7%～10%。

三、电力供需平衡状况分析

（一）近年来的趋势

2006年前三季度新投产3241.46亿千瓦小时，发电装机快速增长，发电量较2005年同期增长12%，发电设备利用小时数下降，电煤库存不断上升。电网建设加快，跨区送电平稳增加7.82%，区域内西电东送最高达到57.47%，进出口电量有所减少。电力生产输送环节能源利用效率稳步提高，全国供电标准煤耗同比减少6克/千瓦小时，全国发电厂用电率6.15%，线路损失率6.19%，比2005年同期下降0.22个百分点。与此同时，全社会用电量继续保持快速增长，前三季度，全国全社会用电量13111.23亿千瓦小时，同比增长12.89%，其中，第一、二、三产业和城乡居民生活用电量分别增长9.31%、13.28%、10.39%、13.43%，工业用电量为9831.11亿千瓦小时，仍然是拉动电力增长的最主要动力。

2007年在国民经济保持平稳快速增长的情况下，电力需求稳定增长，同时随着电力行业供应能力的进一步加强，电网建设规模的进一步扩大，网络结构的更加合理，全国电力供需总体平衡。随着发电机组进入投产高峰，南方电网供应能力将进一步增强。但随着市场供需形势的迅速转变，以及部分不确定因素的影响，2007年电力供需矛盾仍然比较突出，2007年全国电力供需形势进一步缓和，总体呈现区域性、时段性、季节性缺电局面，迎峰度夏高峰时段仍然存在400万千瓦左右的电力缺口，第四季度枯水期存在250万千万的电力缺口，并存在一定的电量缺额。

近年来，随着电力供给能力快速增长、需求增速减缓，我国电力供需紧张形势总体上有所缓解，2006年全国电力供需将继续向平衡方向发展，2007年全国电力供需紧张全面缓解。从2002年下半年开始的一轮缺电，到2007年将基本上走完“局部地区季节性缺电—全国持续性严重缺电—局部地区季节性缺电—供需紧张全面缓解”的过程。

（二）未来的判断预测

科学发展观要求我国经济发展必须走新型工业化道路，实现全面、协调、可持续发展。建设节约型社会的目标将对我国的用电方式产生越来越明显的影响，单位GDP电耗将趋于下降。同时根据我国工业化进程，2010～2020年我国的工业化将进入深度加工化阶段，也将使我国的单位GDP电耗趋于下降。综合判断，2010～2020年我国电力消费弹性系数将小于1。2010～2020年期间，考虑我国电力需求强度下降幅度的不同，预测三种不同电力需求水平：

1、高方案。单位GDP电耗下降5%左右，由201O年的163O千瓦时/万元下降到2020年的1550千瓦时/万元，预计202O年全社会用电量将达到6.5O万亿千瓦时，十年期间年均增长速度6%，电力弹性系数为0.86，人均年用电量达到4550千瓦时。

2、中方案。单位GDP电耗下降18%，由201O年的163O千瓦时/万元下降到2020年的134O千瓦时/万元，预计202O年全社会用电量将达到5.64万亿千瓦时，十年期间年均增长速度4.5%，电力弹性系数为0.64，人均年用电量为3940千瓦时。

3、低方案。单位GDP电耗下降24%，由2010年的1630千瓦时/万元下降到2020年的1230千瓦时/万元，预计2020年全社会用电量将达到5.17万亿千瓦时，十年期间平均增长速度3.6%，电力弹性系数为0.51，人均年用电量为3620千瓦时。

推荐方案为中方案。预计2020年我国全社会用电量将达到5.64万亿千瓦时，2010～2020年期间年平均增长速度为4.5%左右，电力弹性系数为0.64左右。由于经济结构趋于稳定以及空调拥有量趋于饱和，最大负荷与需电量将趋于同步增长。预计2020年我国各大区域电网合计最大负荷将达到9.56亿千瓦，年均增长5.1%左右。

第二节 2006-2007年火电行业供需分析及预测

一、火电供给总量及速率分析

（一）火电装机容量增长趋势

未来我国电源建设的总体思路如下：“十一五”期间，我国要大力发展水电，努力提高水电开发率，使我国丰富的水电资源早日得到充分利用；当前，我国的能源资源结构以煤炭为主，因而决定了我国电力发展仍以煤电为主，但要优化开发，减少污染排放；在减排温室气体和减少污染方面，核电是当前世界上技术成熟、可大规模替代矿物燃料、有效减少二氧化碳排放的根本措施，发展核电是实施电力可持续发展的重要方面。当前我国核电比重过小，从“十一五”开始要加快发展。国内油、气资源相对短缺，且气价高，宜协调发展。新能源发电是我国电力工业发展的未来方向，必须因地制宜，努力扩大规模，实行本土化，降低成本，使发电比例有所提高。

据国家电网公司的统计，2006、2007年全国新增发电装机容量将分别达到8000万千瓦和7800万千瓦左右。两个投产高峰年份过后，2008-2010年，我国发电装机增长将有所减缓。由此对2006至2010年我国发电装机容量进行预测，其中2006至2007年的情况是根据目前建设计划作出，2008至2010年是由发展趋势预测得到。

2006～2010 年装机容量预测 单位：万千瓦

（二）火电装机规模增长趋势分析

二十一世纪前20年间，前十年关停现有的单机容量小、煤耗高、经济性差的小火电燃煤凝气机组，发展高参数、大容量机组是降低火电机组供电煤耗的有效手段；后十年，随着大容量超临界机组和超超临界机组的采用、IGCC发电机组的应用，燃气机组有效改善电网的调峰能力，使大容量燃煤机组运行负荷率进一步提高，加上对老电厂实施改造提高其运行经济性，通过火电技术升级的有效措施，可使整体煤耗进一步降低，到2010年末降到360g/kwh，到2020年末降到340g/kwh。

300MW、600MW亚临界燃煤机组、PFBC（P200）和300MW亚临界CFB煤耗都在330g/kwh以上，发电效率相对较低；超临界供电煤耗在325g/kwh左右，水平居中；超超临界供电煤耗在312g/kwh左右，IGCC供电煤耗为298g/kwh，GTCC折算供电煤耗为235g/kwh，发电效率高。“十一五”期间我国将鼓励发展技术已相对成熟的超临界火电机组，开发并应用超超临界火电机组。

二、火电供给结构变化和2007年供给特点分析

（一）2006年投产装机容量10117万千瓦左右，火电占89.4%左右

2006年全国电力基建新投产机组容量为10117万千瓦，同比增长了60%，其中火电新增装机容量占89.4%，达9048万千瓦。到2006年底，全国火电装机容量为48406万千瓦，同比增长了23.7%，占当年电力装机总容量62200万千瓦的77.8%。

2007年1-4月，全国电力建设新增生产能力（正式投产）2103.19万千瓦，其中火电新增装机容量占93.8%，高达1972.7万千瓦。从目前的电力装机投资情况来看，未来几年火电新增装机容量将继续快速增长。

（二）近两年新增火电发电能力中大容量、高性能、同步配备环保设施的项目明显增多

当与此同时，国家正加大力度淘汰单位能耗大的小火电机组。2007年1月20日，国务院批转了国家发改委、能源办《关于加快关停小火电机组的若干意见》，规划未来4年全国要关停小燃煤机组5000万千瓦，包括：单机容量5万千瓦以下的常规火电机组；运行满20年、单机10万千瓦级以下的常规火电机组；按照设计寿命服役期满、单机20万千瓦以下的各类机组；供电标准煤耗高出2005年本省（区、市）平均水平10%或全国平均水平15%的各类燃煤机组；未达到环保排放标准的各类机组等，不再新上小火电项目。

综合大型火电机组的新建与投产以及小火电机组的关闭等因素，我们认为未来几年火电装机容量仍将维持增长趋势，但增速将放缓，且其在全国电力装机总容量中所占比重将有所下降。

三、火电发电量增长情况分析

2006年全国供电煤耗（标准煤）为366克/千瓦时，比2005年降低4克/千瓦时，2007年1-4月，全国供电煤耗进一步下降到354克/千瓦时，比去年同期下降9克/千瓦时，已达到2007年4月份国家发改委发布的《能源发展“十一”规划》的要求，该规划中提出，计划到2010年实现火电供电煤耗由2005年的370克/千瓦时下降到355克/千瓦时。

2007年1-4月，全国发电耗用原煤3.878亿吨，同比增长了16.84%，其中电力直供电网煤炭消费19382万吨，同比增长13.4%。火电发电设备累计平均利用小时数1746，同比下降了103小时。

从统计数据可以看出，近年来火电利用小时数在2004年达到5991小时之后开始呈下降趋势，随着全国电力新增装机容量的投产，这种趋势还将保持一段时间，预计“十一五”期间新增装机容量主要集中在2007和2008年投产，我们估计，2007年全国火电利用小时数将下降到5400左右，2010年进一步下降到预计2007年全国火电发电量将在2006年的基础上增长15%左右，消耗原煤13.3亿吨，同比增加11%。到2010年火电发电量中以原煤为燃料的发电量约为3.15亿千瓦时，消耗原煤15.3亿吨。未来四年，火电原煤消耗量年均增速6.3%，动力煤市场需求的增长获得基本面支撑。

四、火电发电行业利用情况

（一）2006-2007年火电行业机组利用小时数变化

随着大批发电机组投产，上半年，全国发电设备累计平均利用小时为2544小时，继续延续2005年四季度开始的下降趋势，比去年同期降低128小时。其中，水电设备平均利用小时达1646小时，比去年同期增加3小时；火电设备平均利用小时为2748小时，比去年同期降低178小时，下降幅度较大。

从地区情况看

发电设备平均利用小时高于全国平均水平的省份依次为宁夏（3296h）、山西（3074h）、河北（2980h）、辽宁（2824h）、天津（2820h）、内蒙古（2811h）、山东（2671h）、河南（2621h）、甘肃（2602h）、广东（2588h）、重庆（2587h）、安徽（2575h）、浙江（2572h）、江苏（2566h），这些省份大都集中在华北、华东以及广东等供需形势相对比较紧张的地区。

发电设备利用小时数同比增加的省份主要有辽宁、黑龙江、江西、重庆、贵州、青海，在这些省份中，东北地区新增装机增加较少是辽宁、黑龙江利用小时数上升的主要影响因素，重点行业有所抬头也造成部分地区利用小时数有所上升。

发电设备利用小时数同比减少较多的省份主要集中在华北、华东和西北地区。华北地区的北京、天津、河北、内蒙的发电设备利用小时数下降均超过150小时，北京和内蒙古更是下降高达436小时和441小时，山西也下降了72小时。而华东地区上海、江苏和安徽的发电设备利用小时数下降均在400小时以上，浙江下降142小时。主要是由于这些区域内电力装机容量近期增加较多，电力消费能力暂没有大幅度提高，使电力供需形势得到了一定缓解。

总体上，除了辽宁、黑龙江、湖北、广西、重庆、云南、新疆7省区外，其它省区的火电设备平均利用小时均有不同程度的下降。火电设备利用小时数高于全国平均水平的省份主要有华北区域的天津、河北、山西、内蒙古，东北区域的辽宁、吉林，华东区域的浙江，华中区域的湖北、重庆，西北区域的甘肃、青海、宁夏，南方区域的广西、贵州、云南。这些地区火电设备利用小时数高的主要原因有供需形势相对紧张（如华北、南方区域及浙江）、部分地区新增装机投产较少（如东北区域）、部分地区水电出力降低（如重庆、云南等省市）。火电设备利用小时数下降较多的地区主要集中在华北的内蒙古、华东和西北区域，这是这些地区装机增长过快、水电出力增加共同作用的结果。

（二）火电行业发电供电煤耗水平变化

供电煤耗是反映火电行业能源利用效率的重要指标。近年来我国火电行业供电煤耗水平变化情况如下图所示。从中可以看出，近年来供电煤耗水平持续下降，说明火电行业能源利用效率水平在逐步提高。

我国电力工业供电煤耗水平变化