火电行业经营状况分析

【声明】所有资源均来自网络，属于个人总结排版火电行业经营状况分析一、2011年全国电力行业经营状况2011年，我国全社会用电量平稳较快增长；发电装机容量继续增加，结构调整加快，装备技术水平进一步提高，节能减排取得新进展。

全年全社会用电量46928亿千瓦时，新增装机容量9041万千瓦，年底发电装机容量达到10.56亿千瓦，其中水电、核电、风电等非火电类型发电装机容量比重达到27.50%，比上年提高0.93个百分点；供电标准煤耗330克/千瓦时，比上年下降3克/千瓦时；线路损失率6.31%，比上年下降0.22个百分点。

2011年，一批国家重点电源、电网建设项目按期投产，对电力工业的合理布局、优化配臵和转型发展起到了重要作用。

全社会用电量：2011年，全国全社会用电量46928亿千瓦时，比上年增长11.74%。

其中，第一产业用电量1015亿千瓦时，比上年增长3.92%；第二产业35185亿千瓦时，比上年增长11.88%；第三产业5082亿千瓦时，比上年增长13.49%；城乡居民生活5646亿千瓦时，比上年增长10.84%。

工业用电量34633亿千瓦时，比上年增长11.84%，其中，轻、重工业用电量分别为5830亿千瓦时和28803亿千瓦时，分别比上年增长9.25%和12.38%。

电力生产：2011年，全国全口径发电量47217亿千瓦时，比上年增长11.68%。

分类型看，水电发电量6626亿千瓦时，比上年降低3.52%，占全部发电量的14.03%，比上年降低2.21个百分点；火电发电量38975亿千瓦时，比上年增长14.07%，占全国发电量的82.54%，比上年提高1.73个百分点；核电、并网风电发电量分别为874亿千瓦时和732亿千瓦时，分别比上年增长16.95%和48.16%，占全国发电量的比重分别比上年提高0.08和0.38个百分点。

2011年，全年6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时数为4731小时，比上年增加81小时。

其中，水电设备平均利用小时3028小时，比上年降低376小时，是近二十年来的最低水平；火电设备平均利用小时5294小时，是2008年以来的最高水平，比上年提高264小时；核电7772小时，比上年降低69小时；风电1903小时，比上年降低144小时。

基建新增能力：2011年，全国基建新增发电设备容量超过9000万千瓦，已连续6年超过9000万千瓦。

其中，水电1225万千瓦，火电5886万千瓦，核电、并网风电和太阳能发电新增合计1928万千瓦。

截至2011年底，全国发电设备容量105576万千瓦，比上年增长9.25%；其中，水电23051万千瓦（含抽水蓄能1836万千瓦），占全部装机容量的21.83%；火电76546万千瓦（含煤电70667万千瓦、常规气电3265万千瓦），占全部装机容量的72.5%；并网太阳能发电规模发展较快，达到214万千瓦。

2011年，全国基建新增220千伏及以上输电线路长度和变电设备容量分别为35071千米和2.09亿千伏安，分别比上年减少9654千米和0.49亿千伏安。

截至2011年底，全国电网220千伏及以上输电线路回路长度、公用变设备容量分别为48.03万千米、21.99亿千伏安，分别比上年增长7.88%和10.50%。

电力投资：2011年，全国电力工程建设完成投资7393亿元，与上年基本持平。

其中，电源工程建设完成投资3712亿元，比上年下降6.49%；电网工程建设完成投资3682亿元，比上年增长6.77%。

在电源工程建设完成投资中，水电完成投资940亿元（其中抽水蓄能电站完成投资60.5亿元），火电1054亿元（其中煤电903亿元），核电740亿元，风电829亿元。

电力技术：2011年我国自主设计制造的国家风光储输示范工程建成投产，是目前世界上规模最大，集风电、光伏发电、储能、智能输电于一体的新能源综合利用平台，可有效破解新能源并网的技术难题；亚洲首个柔性直流输电示范工程——上海南汇风电场柔性直流输电工程投入正式运行，是我国第一条拥有完全自主知识产权、具有世界一流水平的柔性直流输电线路，标志着我国在智能电网高端装备方面取得重大突破；国电江苏如东150MW海上（潮间带）示范风电场一期工程并网发电，成为我国已建成的规模最大海上风电场，为国家海上风电规模化开发建设积累经验。

重点建设项目：2011年，电源重点建设项目投运进一步体现了结构调整的成效；全国共有三峡地下电站4台70万千瓦机组、云南汉能金安桥水电站2台60万千瓦机组、四川泸定水电站2台23万千瓦机组、云南功果桥水电站2台22.5万千瓦机组、四川大渡河深溪沟水电站2台16.5万千瓦机组等大中型水电厂机组相继投产；另有云南糯扎渡水电站、云南阿海水电站、四川黄金坪水电站、四川木里河卡基娃水电站等一批重点项目获准建设；火电又有宁夏灵武电厂二期工程、嘉兴发电厂三期工程等共计8台百万千瓦超超临界火电机组建成投产，年底全国在运百万千瓦超超临界火电机组达39台；全年新增风电并网容量1585万千瓦，其中内蒙古、甘肃新增风电装机超过300万千瓦；太阳能发电步伐加快，全年新增并网太阳能发电装机容量169万千瓦，中电投格尔木200兆瓦并网光伏电站顺利投产，成为世界上一次性投产并网规模最大的光伏电站。

电网建设成果显著，青藏直流联网工程投入试运行，结束了西藏电网长期孤网运行的历史，标志着我国内地电网全面互联；世界首个±660千伏电压等级的直流输电工程——宁东直流输电工程双极建成投运；特高压1000千伏交流试验示范工程扩容改造顺利完成，输送容量达到500万千瓦；中俄直流背靠背联网工程建成投产，有利于中俄两国之间的电力交流与优势互补；世界电压等级最高的智能变电站——国家电网750千伏陕西洛川变电站顺利建成投运。

节能减排：2011年，全国6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗330克/千瓦时，比上年降低3克/千瓦时；全国电网输电线路损失率6.31%，比上年降低0.22个百分点。

二、2012年中国电力供需形势分析预测预计2012年全社会用电量增速在8.5%-10.5%之间，推荐方案为9.5%，全年用电量5.14亿千瓦时，可能呈现“前低后高”分布；年底全口径发电装机容量达到11.4亿千瓦左右。

综合平衡分析，预计2012年全国电力供需仍然总体偏紧，区域性、时段性、季节性缺电仍然较为突出，最大电力缺口3000-4000万千瓦。

（一）宏观经济及电力需求增速进一步放缓2012年，我国经济社会发展面临的环境比较复杂，不确定因素较多，但国家“稳中求进”的工作总基调和更有效的宏观调控能够确保我国经济继续保持平稳较快发展，国家宏观调控预期效应将进一步显现。

综合分析国内外机构的预测结果，2012年全国国内生产总值增速在8.0%-9.0%之间，推荐方案为8.5%左右。

综合考虑2012年宏观经济运行态势及投资、消费、出口情况，以及2011年电力消费增速前三季度平稳增长、四季度有所回落的运行特征，2012年我国电力消费需求将继续稳步增加，但增速将比2011年有所回落，预计全国全社会用电量5.09-5.19万亿千瓦时，同比增长8.5%-10.5%，推荐方案为5.14万亿千瓦时、同比增长9.5%左右，可能呈现“前低后高”分布。

分行业来看，第一产业用电量低速稳定增长；第二产业用电量受节能减排政策、房地产调控、铁路建设放缓、电价上调对高耗能行业产生的抑制作用等因素综合影响，增速将略低于全社会用电量增速；第三产业和城乡居民生活用电量较快增长。

分地区来看，东部和东北地区用电量增长将低于全国平均水平；西部地区用电量增速继续居各地区首位，但受节能减排以及高耗能产品出口下降影响，增速明显低于2011年；中部地区增速略高于全国平均水平。

（二）电力供应能力进一步提高，火电增长放缓的影响将逐步显现据了解，为加快促进电力工业调整结构，国家有关部门在2012年拟安排开工水电2000万千瓦，组织实施“十二五”第二批规模为1500-1800万千瓦的风电项目建设计划和第一批规模为300万千瓦的太阳能发电开发计划，核电项目也有望开闸审批。

根据测算，全国电力工程建设完成投资可望超过7300亿元，其中，电源3500亿元左右、电网3800亿元左右；虽然投资规模总量较大，但火电完成投资将比上年有所减少。

预计2012年全国基建新增发电装机容量8500万千瓦左右，其中水电 2000万千瓦，火电5000万千瓦左右，核电100万千瓦（另有福建宁德核电站1台机组具备投产条件），并网风电1400万千瓦，并网太阳能发电100万千瓦左右。

年底全国发电装机容量达到11.4亿千瓦左右，其中水电2.5亿千瓦，火电8.15亿千瓦，核电1357万千瓦，并网风电5900万千瓦，并网太阳能发电300万千瓦。

受项目核准滞后影响，加上火电盈利能力差、企业投资能力严重受损，造成火电投资不足、建设速度放缓，预计2012年火电新开工规模将继续小于投产规模，火电投资额和火电新增规模也将比上年下降。

预计年底火电装机容量比上年增长 6.5%左右，仍低于发、用电量增速，对电力供需平衡保障能力减弱，未来影响将进一步显现。

（三）电力供应的影响因素较多、风险较大1、运输瓶颈制约较为严重，部分地区电煤供应仍将紧张，电煤价格高位运行根据各类型机组发电量发展趋势等因素判断，预计2012年全国电煤消耗量将超过21亿吨，比2011年增加1.5亿吨左右，煤炭需求仍然强劲。

按照目前电煤消耗量占煤炭消费量的比重在50%左右计算，需要新增原煤供应量3亿吨左右，与国家有关部门预计新增煤炭产量仅为2亿吨有明显差距，将会对今年电煤供应和电煤价格造成更大压力。

同时，2012年全国铁路新增运力偏少，电煤运输瓶颈仍将是制约电煤有效供应的突出矛盾之一，部分省份受运力制约十分明显，在枯水期或来水偏枯年份更显突出。

因此，预计2012年电煤总量和运力仍然偏紧，地区性、季节性偏紧问题仍然比较突出，如遇水电偏枯或需求大增，供需矛盾在局部地区、部分时段仍将比较突出，将会给电力供需平衡产生明显影响。

2011年底以来，国家出台了一系列政策措施，将在一定程度上减轻火电企业的经营压力，对保障电力供应非常有利。

但是，考虑重点合同煤比重下降、捆绑销售、煤炭价格调节基金收费等因素，2012年电煤市场价格仍不容乐观，全国电煤到厂（场）价格将继续面临较大的上行压力。

2、极端天气和来水总体偏枯对供需影响较大随着城镇化水平及其居民电气化水平的提高，空调负荷占最高用电负荷比重大大增加，北京、长三角、珠三角等经济发达地区已经超过30%，其他地区空调负荷水平也在逐步提高，度夏期间气温对用电负荷的影响越来越显著。

从近几年极端气候频繁出现的情况看，我国极端气候频发并有连续出现的倾向。