2009年是新世纪以来我国经济发展最为困难的一年。一年来，电力行业坚决落实党中央、国务院各项决策部署，千方百计保生产、保供电、保安全稳定运行，较好地保障了国民经济和人民生活对电力的需求，全国范围内电力生产和消费增速回升；电力投资增幅加大、结构有所优化，新增装机继续保持较大规模，非化石能源发电加快发展，电力技术取得重要突破；全国供应能力充足，发电设备利用小时降幅收窄。总体来看，全国电力供需总体平衡、个别省区略有富余；火电企业效益有所好转、电网公司盈利下降，但行业效益没有稳定的市场保障机制。

一、2009年全国电力供需与经济运行形势分析

2009年，全国电力需求逐步回升，增速超过上年同期；发电装机继续保持较快增长，输变电能力进一步提高，来水和电煤供应情况前三季度总体较好、四季度变化较大，电力供应能力整体较为充裕，电网备用充足，输送效率提高，电力供需总体平衡有余。从各省网来看，江苏、上海、浙江电力供需平衡偏紧；湖北、湖南、重庆等省份由于11月份以来水电出力大幅下降，造成电力供应能力偏紧，湖北在12月份出现拉限电情况。

（一）电力供应情况

1.电力投资和新增能力的结构继续优化，供应能力充足

2009年，全国电力建设完成投资 7558亿元，同比增长19.93%。其中，电源投资3711亿元，占全部电力投资的49.10%，同比增长8.92 %，增速比上年提高3.31个百分点；电网投资3847亿元，比上年增长32.89%，占全部电力投资的50.90%。电源基本建设投资呈现了继续加快结构调整的态势，水电、核电、风电基本建设投资完成额同比分别增长2.33%、74.91%和43.90%，火电基本建设投资完成额同比下降11.11 %。

2009年，全国电源新增生产能力8970万千瓦，其中，水电1989万千瓦，火电6083万千瓦，风电897万千瓦，太阳能1.87万千瓦。新增结构继续优化，可再生能源投产规模逐步扩大，风电新增翻倍增长；新投产百万千瓦火电机组10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55.03%，30万千瓦以下机组（占新增或电机组的7.8%）基本都是热电联产机组、资源综合利用机组；核电新开工规模850万千瓦，在建规模2180万千瓦，位居世界首位。 “上大压小”继续推进，全年关停小火电机组容量2617万千瓦。

截止2009年底，全国全口径发电设备容量87407万千瓦，比上年底净增加8130万千瓦，同比增长10.23％。其中，水电19679万千瓦，同比增长14.01%；火电65205万千瓦，同比增长8.16%；核电908万千瓦；并网风电1613万千瓦，同比增长92.26%。发电机组结构逐步优化，非化石能源所占比重有所上升。火电设备容量占总容量的比重比上年下降1.45个百分点；水电、风电比重分别提高0.74、0.78个百分点；核电没有新投产机组，所占比重略有下降。

2. 发电量增速加速回升，火电生产快速恢复

2009年，全国全口径发电量36639亿千瓦时，同比增长6.2%。分类型来看，水电5747亿千瓦时，同比增长1.6%；火电29922亿千瓦时，同比增长6.7%；核电700亿千瓦时，同比增长1.1%；并网风电发电量269亿千瓦时，同比增长105.9%。分月来看，增速逐月加速回升，6月份实现单月增速正增长，8月份实现累计发电量正增长；水电发电量增速逐月放缓，9月以后四个月持续负增长，水电生产大省更加明显；受需求增加和水电出力大幅减小影响，下半年火电生产快速增长，12月火力发电量首次超过3000亿千瓦时，创造了单月火电发电量的新记录，也是部分地区电煤比较紧张的因素之一。

3.月度发电设备利用小时逐步恢复到常年水平

全国发电设备利用小时小幅下降，降幅明显收窄，2009年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时4527小时，比上年降低121小时，与上年相比下降幅度减小251小时；分月来看，6月以后月度发电设备利用小时数逐步回升，四季度已经恢复到常年水平。分类型来看，水电设备利用小时3264小时，比上年降低325小时，水电生产大省普遍下降。火电设备利用小时4839小时，比上年降低46小时，与上年相比下降幅度减小413小时，下半年回升十分明显，四季度各月已接近或超过2007年水平；核电设备利用小时7914小时，比上年增加89小时；风电设备利用状况好于上年。

4.电煤供需总体平衡，四季度变化较大

上半年，国内煤炭需求放缓，电厂存煤保持较高水平，电煤价格较上年高位有一定回落。下半年，进口煤炭总量急剧放大，但由于需求逐步增强，煤炭资源整合过程影响了生产能力的完全释放，煤炭供需趋于偏紧；电厂库存持续下降，2009年底，全国电煤库存平均可用天数已降至11天左右；四季度电煤价格快速上涨，煤炭供需平衡压力加大，部分地区更显突出。四季度电煤成为影响部分地区电力供需平衡的最主要因素。2009年，全国6000千瓦及以上电厂发电消耗原煤13.99亿吨，同比增长6.08%，增速略低于火电发电量增速。

（二）电网输送情况

1．各级电网建设取得重大进展

1000千伏晋东南—荆门特高压交流试验示范工程顺利投产，已稳定运行一周年，发挥了显著的综合效益；11月，世界第一个±800千伏特高压直流输电工程—云南至广东特高压直流输电工程单极成功送电，向家坝—上海特高压直流示范工程成功实现800千伏全线带电，标志着我国输电电压等级、交直流输电技术、装备制造以及电网建设管理上升到一个新水平、新台阶，进入世界领先行列。500千伏海南联网工程正式投运，全国联网继续推进。一批500千伏输变电工程建成投产，网架结构得到加强。大力实施农网完善工程，继续推进新农村电气化县建设和“户户通电”工程。电网智能化研究和试点示范工程扎实推进。

2.全国联网继续推进，电网规模持续扩大

2009年底，全国电网35千伏及以上输电线路回路长度125.40万千米，同比增长7.23%；35千伏及以上公用变设备容量28.2亿千伏安，同比增长16.03%。

3. 跨区送电总量较快增长，三峡电厂送出略有减少

2009年，全国跨区送电量完成1213亿千瓦时，同比增长13.52%，特高压交流线路送电和2008年一季度基数较低是主要原因。各月跨区送电基本保持平稳，11月份出现负增长，主要原因是三峡送出电量下降。2009年，三峡电厂共送出电量791亿千瓦时，同比下降1.07%，由于上年新增机组电量增加的翘尾作用以及当年来水偏枯，送出电量增速比上年降低31.78个百分点；9月份以来连续四个月同比下降。

4.区域内“西电东送”高速增长

2009年，南方电网“西电东送” 1155亿千瓦时，同比增长9.26%；分月来看，受上年冰灾导致基数较低影响，增速较高，以后逐月下降，9月份以来连续四个月同比下降。京津唐电网受电电量341亿千瓦时，同比增长52.92%；其中，分别从山西电网和内蒙古电网受入电量91亿千瓦时和250亿千瓦时。

5.省间电力电量交换保持较快增长

2009年，全国省间累计输出电量5247亿千瓦时，同比增长17.93%，增速比上年提高1.81个百分点，全年各月均保持较快增长。主要能源输出省份输出电量保持较快增长。

6. 进出口电量均有增加

与周边国家和地区电力交换有所增长，电力进出口总量为241亿千瓦时，同比增长18.01%，其中，进口电量61亿千瓦时，同比增长72.06%；出口电量180亿千瓦时，同比增长6.62%。