2011年是“十二五”的开局之年，电力行业在这一年的发展可谓是有忧亦有喜，火电亏损、水电来水偏枯影响，史上最长的“电荒”出现在今年，同时电价的上调又对发电企业形成利好等等。那下面就让我们一起来回顾下2011年电力行业运行情况，并在此基础上对2012年电力行业走势情况做个简单的预测。

2011年电力行业运行情况

2011年我国电力供需紧张，火电企业亏损严重，电荒蔓延。2011年由于用电需求超预期，且华中与西南地区水电出力不足，导致国内部分地区出现持续性电荒，同时煤价高企与来水不足拖累火电和水电业绩下滑，更加重了国内的电荒。电荒除反映电力供需形势严峻外，再次凸显了电力体制性痼疾的危害。

电力供应情况，水力发电厂出现负增长，火电增速放缓。1-11月份，全国规模以上电厂发电量41939亿千瓦时，同比增长12.0%。分类型来看，1-11月份，全国规模以上水电厂发电量5676亿千瓦时，同比下降1.4%;占全国规模以上电厂发电量的13.5%，比上年同期降低1.8个百分点。1-11月份，福建、浙江、湖南、湖北、贵州、广西、广东、青海等水电大省的水电发电量累计增速仍然为负。1-11月份，全国规模以上火电厂发电量34612亿千瓦时，同比增长13.9%。

1-11月份，全国发电设备累计平均利用小时4353小时，比上年同期提高80小时，高于2008、2009和2010年同期。其中，水电设备利用小时2871小时，比上年同期低373小时，是“十一五”以来同期最低水平;1-11月份，福建、广东、湖南、青海、吉林、浙江等水电装机容量较大的省份水电设备利用小时下降幅度超过600小时。1-11月份，全国火电设备平均利用小时4822小时，比上年同期提高246小时，已经回升到2007年同期水平，反映出目前全国供需形势与2007年相近，总体处于平衡偏紧的状态;其中，宁夏、重庆、青海、江苏、新疆、河北的火电设备平均利用小时超过5200小时，反映出电力供应偏紧。

截止11月底，全国并网风电装机容量3997万千瓦，比上年同期净增1382万千瓦，同比增长52.9%。全国拥有并网风电装机的省份已经达到28个。1-11月份，全国6000千瓦及以上并网风电发电量642.5亿千瓦时，同比增长48.6%。

电力消费情况，2011年用电量需求超预期，导致国内部分地区出现持续性电荒。1-11月份，全国全社会用电量42835亿千瓦时，同比增长11.85%。11月份，全社会用电量3836亿千瓦时，同比增长9.9%，比上月增速低1.5个百分点;环比增长1.0%，环比增长幅度比上年同期低1.3个百分点，这与工业增加值增速回落趋势相一致。

其中，1-11月份，第一产业用电量945千瓦时，同比增长3.8%；第二产业用电量32065亿千瓦时，同比增长12.1%；第三产业和城乡居民生活用电量同比分别增长13.7%和10.1%。1-11月份，全国工业用电量31546亿千瓦时，同比增长12.0%;其中，轻、重工业用电量同比分别增长9.2%和12.6%。1-11月份，全国制造业用电量23578亿千瓦时，同比增长12.3%。11月份，制造业用电量2139亿千瓦时，同比增长12.2%，受四大重点行业用电环比下降影响，制造业用电环比下降1%左右。

其中，1-11月份，化工、建材、黑色金属冶炼、有色金属冶炼四大重点行业用电量合计13997亿千瓦时，同比增长12.7%，环比下降3%，大于上年同期将近1个百分点。总体看，四大重点行业用电量在上半年各月处于较高水平，增速较高，下半年月度用电量环比基本持平略有下降。

电力建设情况，今年以来，电源工程建设完成投资增速逐步下降，电网工程建设完成投资增速稳步提升。1-11月份，全国电力工程建设完成投资6207亿元，同比增长9.5%。其中，电源、电网工程建设分别完成投资3093亿元和3114亿元，同比分别增长0.5%和20.1%;今年以来，电源工程建设完成投资增速逐步下降，电网工程建设完成投资增速稳步提升。在电源工程完成投资中，水电、核电、风电合计完成投资占全部电源投资的比重为67.3%，同比提高3.9个百分点，火电投资比重仅为29.59%，同比下降6.5个百分点。

2011年影响电力行业运行的因素

第一，日本地震导致核泄漏危机，引发全球核电恐慌，多个国家调整核电发展政策，我国亦暂停核电项目审批。3月11日发生的日本大地震导致核泄漏危机。3月16日，国务院总理温家宝主持召开国务院常务会议，决定暂停核电项目审批，并抓紧编制核安全规划，调整完善核电发展中长期规划。原定2020年前核电装机容量达到8600万千瓦的发展计划会否由此改变，在12月13日召开的国新办新闻发布会上，国家发改委副主任解振华给出了答案：中国发展核电的决心不会改变。核电要发展，决心很重要，安全更重要。

第二，国家能源局整肃酒泉风电，开启风电产业从速度向质量转型。5月9日，国家能源局发出《关于酒泉风电基地建设有关要求的通知》，这是继3月27日针对酒泉风电项目建设中一些违规行为发出的第二份通知。通知在强调“未经国家核准的项目不得开工建设”的同时，明确提出将“进一步规范风电建设秩序”“合理控制风电基地建设节奏”。我国风电发展全球瞩目，截至“十一五”末，风电装机跃居世界第一位。但在风电产业多年来的高速发展中，也积累了不少问题，突出表现为风机质量事故频发、设备招标违规操作、一些地方对风电项目“化整为零”绕道核准等等。“十二五”伊始，国家能源局从全国最大的风电基地酒泉入手，连发两道“令牌”整肃风电秩序，规范产业健康发展。7月19日国家出台海上风电开发建设管理暂行办法细则，中国风电产业由此拉开从速度向质量转型的序幕。

第三，受国内外宏观经济方面的影响，比如国内房地产调控政策、国内信贷方面的紧缩政策等，国外方面美国经济复苏不稳定，欧债危机恶化使得明年全球经济前景黯淡等，外需疲弱，投资增速下滑，我国经济增长速度出现放缓，结合经济增速和单位电耗的关系，我国电力需求会受到部分抑制。

第四，煤炭资源税改革加剧火电企业生产成本。受多种因素的波动，煤炭的成本继续保持较快的增长，进而影响火电企业的生产成本大幅度增长，火电企业已多现亏损。国务院关于修改〈中华人民共和国资源税暂行条例〉的决定》自2011年11月1日起施行。其中焦煤税率调整为8-20元/吨，其它煤炭0.3-5元/吨。对于此次煤炭资源税改革必然会增加火电企业的成本压力，火电企业将举步维艰，但从另一方面来看将利好新能源电力和水电的发展，同时倒逼电价上调，否则将加剧煤电矛盾，严重影响电企发电的动力，电荒恐越发严重。

第五，年内三次上调电价缓解火电企业经营压力。4月10日发改委上调山西等12省（市）火电上网电价；6月1日发改委上调湖南、江西和安徽三省火电上网电价和山西等15省（市）销售电价以及部分省市水电站上网电价，平均每千瓦时上调2分左右；11月30日，发改委出台了一套“限煤价涨电价”的“组合拳”，对电煤的临时价格干预政策：提出2012年重点合同煤价格最高涨幅为5%，同时主要港口热值5500大卡的市场电煤平仓价格最高不得超过每吨800元。12月1日发改委上调除新疆和西藏两个地区之外的全部省（市）火电上网电价与销售电价并上调部分地区水电上网电价，其中上网电价每千瓦时2.6分钱、非居民销售电价每千瓦时3分钱。2011年三次上调火电上网电价及对电煤的临时价格干预，一定程度上是为缓解今年以来火电企业生产经营压力以及改善电力持续短缺局面。

第六，今年内多次“电荒”的出现，被称为史上最长的电荒。电监会及电网公司人士称：今年电力缺口总量将超过历史上最严重的2004年。与时同时，东北、西北等多省区出现包括清洁风电在内的巨额电量送不出的“窝电”现象。电力怪象引人关注。今年以来，由于电力需求增长偏快，特别是高耗能行业用电增长过快。加之电煤价格持续上涨，激化了煤电矛盾，火电企业大面积亏损发电积极性降低，加上旱情使水电减发，致使诸多地区持续出现“电荒”。3月份以来，我国多地出现淡季“电荒”现象。浙江、湖南、江西、重庆、贵州等地均不同程度的呈现用电紧张态势，各地相继采取限电和让电措施。6月中旬至9月底，华中及南方主要水电大省来水较往年偏枯，导致相应地区水电出力不足加重电荒程度。尽管国家发改委年内已三次上调了部分地区的上网电价，但是火电企业亏损情况仍在。

每当“电荒”出现，专家和媒体便归因煤炭，“市场煤，计划电”再成社会焦点，可今年大面积“电荒”与大规模“窝电”同时显现，在电网公司全力推动远距离特高压输电的大背景下，为何还会出现如此怪象，归根究底主因还是电力市场化交易平台的缺失和电力体制改革的滞后，煤电矛盾进一步加剧。

第七，火电企业节能减排压力加大。9月28日国务院召开全国节能减排工作会议，《火电厂大气污染物排放标准》于9月正式出台，将从2012年1月1日起为火电业插上绿色的翅膀。同时，今年发改委发布的《产业结构调整指导目录(2011年本)》规定,要于2011年底前，淘汰单机容量10万千瓦以下的常规燃煤火电机组、单机容量30万千瓦及以下的常规燃煤火电机组。火电一方面不断亏损，据数据显示，截至2011年11月底，中电投火电亏损78.49亿元。另一方面又要顶着减排的各种压力，日子的确不好过。火电的一些业内人士认为，国家这种“强制环保”在火电企业普遍亏损的情况下很可能导致成本增加、亏损恶化或者造假。

以上这些因素一定程度上对今年的电力行业的运行产生一些利好或者利空影响。

2012年电力行业走势预测

对于明年电力行业的走势运行情况，相关人士表示，受全球经济持续低迷、国内经济增速放缓、节能减排力度加大和产业结构调整等因素影响，明年煤炭、电力等能源需求同比增速可能趋缓，低于今年水平。发展改革委能源研究所副研究员耿志成认为，今后我国电力需求增长将回落至10%左右，高耗能产业发展进入相对平稳期。同时根据中电联的预测，明年一季度全社会用电量增速可能放缓至6-8%左右。

预计明年电力供给基本可以满足需求，但部分月份可能会出现失衡。总体上看电力供给仍能保障需求，只是由于各地用电需求差异较大，因此仍会存在地区性的、季节性的不平衡。特别是在水电较多的南方地区，水电不确定性较大，而煤炭供给特别是运力相对不足。

但是也有人认为，由于近年来火电项目投资额持续下降，电力等效装机容量增速仍将维持低位，预计2012年电力装机总量增幅或将回落，火电装机比重将维持下滑趋势。目前核安全规划已出台，为推进能源结构调整，预计核电开发将逐步恢复正常，但考虑到安全性问题，核电投资或保持稳健增长。风电和光伏或将受益未来电网建设提速。火电占比的下降或者可再生能源占比的增加，从客观上催生了电力供应稳定性下降的风险，如今年水电来水不足就触发了东南沿海电力紧张状况。预计明年我国电力市场供应偏紧的形势将进一步加剧。

由于电煤价格将受到政府干预，明年继续明显上涨的可能性不大，煤电供应紧张的局面一定程度上可能会得到缓解。但是如果明年煤炭价格未能得到很好控制，火电行业亏损进一步加剧，预计电价可能会再度上涨。

电力机制改革明年有望重启，届时“市场煤、计划电”的困境将有望被打破。现行的电价体制是导致2011年电荒持续蔓延的深层原因，由此形成的电力有效供应不足已经造成了对经济体系的冲击，而电荒环境下对电力的计划分配也产生了一些经济效率的损失。从节能减排及产业结构调整的角度分析，电价体制改革的紧迫性在持续增强。