4月，在我国日均制造业用电量创新高、重工业用电量贡献率升高的拉动下，全社会用电量仍维持在较高水平。全国发电量继续较快增长，其中由于华东、华中部分流域水电生产出现下降，水电发电量增速明显放缓，火电仍保持了两位数的同比增长。从发电设备容量看，全国基建新增装机规模小于上年同期，西部省份装机增速相对较高；从发电设备利用小时看，浙江、广东、福建、江西、湖南等省份水电设备利用小时偏低，东部和中部地区一些省份火电设备利用小时已经超过2007年同期水平；从单耗指标看，电力供、发电标准煤耗继续平稳下降。综合作用下，1～4月电力行业耗用原煤量增长势头略有加快。中国电力企业联合会预计2011年全年电力供需将总体偏紧，多部门下发通知要求抑制不合理用电需求。今后一段时间，随着气温的升高，电力需求将呈现季节性回升态势，电力行业煤炭消费量有望随之回升。

　　一、4月电力行业经济运行情况

　　（一）全社会用电量仍较快增长，重工业用电拉动力度增强

　　重工业用电贡献率提升，拉动全社会用电量继续较快增长。4月，全国全社会用电量3768亿千瓦时，日均环比增长0.1%，同比增长11.2%，增速比上月回落2.2个百分点。其中，第一、二、三产业和居民用电量同比分别增长2.8%、11.3　%、12.9%和11.1%，工业及其中的轻、重工业用电量同比分别增长11%、11.4%、10.95%。当月我国电力需求呈现出两个突出特点：一是第二产业用电量增速略高于全社会用电量增速，第三产业和城乡居民生活用电放缓，第二产业用电量同比增幅略高于同月全社会用电量增速，第三产业用电增速比3月回落1.2个百分点，城乡居民生活用电量比3月减少49亿千瓦时；二是当月日均制造业用电量创新高，重工业用电量贡献率升高。4月日均制造业用电量达到73亿千瓦时/天，月度首次突破70亿千瓦时/天的历史记录，反映制造业行业生产形势比较旺盛；重工业用电量对全社会用电增长的贡献率为60.4%，环比3月提升1.2个百分点，其中化工、建材行业月度用电量规模创历史新高，黑色、有色金属冶炼行业月度用电量规模也保持历史上较高水平，四大重点行业合计用电量占全社会用电量的比重为34.4%，较3月提高了3.1个百分点，对全社会用电量增长的贡献率为35.6%，比3月提高了3.1个百分点。

　　1～4月，全国全社会用电量14675亿千瓦时，同比增长12.4%，其中第一、二、三产业和居民用电量同比分别增长3.2%、12.1　%、15%和13.2%，工业及其中的轻、重工业用电量同比分别增长11.95%、11.4%、12.1%。总体上看，前四个月全社会用电量维持较高水平，各月度用电规模基本稳定，4月当月日均用电量125.6亿千万时，与1月的125.5亿千瓦时和3月的125.4亿千瓦时基本相当。

　　（二）水电增速明显放缓，火电仍保持较快增长

　　全部发电量小幅回落，水电发电量增速明显放缓。4月，受取暖负荷减少等季节性因素影响，全国规模以上电厂发电量3664亿千瓦时，日均环比回落1.2%，同比增长11.7%，增速比上月回落3.1个百分点。由于华东、华中部分流域水电生产出现下降，当月水力发电量421亿千瓦时，日均环比增长5.7%，同比增长8.3%，增速比上月大幅回落20.5个百分点；火力发电量3070亿千万时，日均环比回落1.8%，同比增长10.9%，增速比上月回落1.8个百分点。2007～2010年四年平均，4月日均水力发电量环比3月的增长率为26.7%，2008年甚至达到37.8%，而今年4月只有5.7%；单月水电占全部发电量的比重为11.5%，也小于之前四年13%的平均水平，可见相比常年今年4月水电出力不足。

　　1～4月，全国规模以上电厂发电量14305亿千瓦时，同比增长12.6%。其中，水电1558亿千瓦时，同比增长25.0%；火电12100亿千瓦时，同比增长10.4%；核电280亿千瓦时，同比增长21.8%。全部发电量、水电和火电同比增速分别比一季度回落0.8、7.9和0.2个百分点。1～4月，全国主要电网统调发电量13592亿千瓦时，最高发电电力合计57743万千瓦，与去年同期相比分别增长13.18%（日均）和13.82%。

　　（三）全国基建新增装机规模小于上年同期，西部省份装机增速相对较高

　　1～4月，全国基建新增发电装机容量1885万千瓦，比上年同期少投产340万千瓦，主要是火电新增装机比上年同期减少388万千瓦。1～4月，水电、并网风电分别新增212万千瓦和324万千瓦，均比上年同期略有增加，并网太阳能发电新增6.18万千瓦。

　　截至2011年4月底，全国6000千瓦及以上发电设备容量94844万千瓦，比上年同期净增9380万千瓦；月底全口径发电设备容量9.8亿千瓦左右。其中，6000千瓦及以上水电设备容量1.85亿千瓦，火电设备容量7.17亿千瓦，核电1082万千瓦，并网风电3499万千瓦。火电装机占全部装机容量的75.6%，比上年同期降低1.4个百分点，同期风电装机比重提高1.2个百分点。分区域看，西部地区如宁夏、新疆、甘肃、青海、贵州、内蒙古、云南发电装机同比增速均超过17%，但是陕西、重庆、广西增长较低；东部地区装机增长缓慢，例如浙江只有1.7%。

　　（四）部分地区水电设备利用小时偏低，东部和中部地区一些省份火电设备利用小时已经超过2007年同期水平

　　1～4月，全国发电设备累计平均利用小时1530小时，比上年同期提高21小时，略低于2008年同期水平，高于2009、2010年同期水平。其中，水电806小时，比上年同期提高82小时，受水电偏枯的影响，浙江、广东、福建、江西、湖南均处于较低水平，分别为443、466、713、506和744小时，对这些省份水电生产及电力平衡造成极大影响。火电设备利用小时1734小时，比上年同期提高20小时。受需求旺盛、水电出力不足的影响，东部和中部地区一些省份火电设备利用小时已经超过2007年同期水平。例如：江苏较2007年增加了241个小时，安徽增加了242个小时，湖南增加了188小时，重庆、四川也分别增加了244、273小时。

　　全国电网供售电量随着电力需求的回升而较快增长。1～4月，全国电网售电量12535亿千瓦时，比去年同期增长14.1%。全国主要电网统调发受电量12741亿千瓦时，最高发受电电力合计56508万千瓦，与去年同期相比分别增长13.1%（日均）和11.1%。

　　（五）煤耗指标平稳下降，电力行业耗用原煤量增势略有上升

　　1～4月，全国供电煤耗率为326克/千瓦时，同比下降6克/千瓦时；全国发电煤耗率为306克/千瓦时，同比下降6克/千瓦时。全国发电厂累计厂用电率5.43%，其中水电0.48%，火电6.06%。

　　1～4月，全国6000千瓦以上电厂（除福建、江西、重庆、西藏、宁夏和新疆）合计发电耗用原煤52121万吨，同比增长8.4%，增幅比1～3月上升0.7个百分点；全国供热量为119363万百万千焦，同比增长2.6%，供热耗用原煤量7531万吨，同比增长5.5%。

　　二、电力行业运行影响因素分析及发展动向

　　（一）2011年我国电力供需形势总体偏紧

　　进入2011年，年初我国有20个省（区、市）实施了有序用电，近日来又有从东部到中西部的浙江、江西、湖南、重庆、陕西等多省地接连出现百万千瓦的用电缺口，一些省份不得不拉闸限电，而据中国电力企业联合会的报告预测，后三个季度，全国电力供需形势总体偏紧，表现在部分地区持续偏紧，局部地区存在时段性电力紧张局面，特别是迎峰度夏期间电力供应缺口可能进一步扩大，预计缺口在3000万千瓦左右（占2010年底全国装机总容量的3.1%），总体来看，全国电力供需形势将比"十一五"后期紧张，局部地区的电力供需紧张情况将比上年在时间上更早、涉及的范围更广、缺口有所加大。

　　造成上述情况的主要原因，一方面是我国电力需求持续维持在较高水平，一季度我国GDP同比增长9.7%，IMF日前将我国2011年GDP增幅预期从3个月前预计的9.7%上调至9.9%，中电联预计全年电力需求将增长12%，增幅虽比去年回落但速度仍不低；另一方面是电力供应有效能力相对不足，主要表现新增装机区域分布不平衡、电源电网建设不协调、火电新增规模下降以及电煤供应矛盾等方面，如一季度华东区域新增供应能力较少，占全国的比重下降至4.27%，在需求旺盛情况下加剧了该区域发电生产能力短缺情况；全国基建新增发电生产能力比上年同期少投产234万千瓦，其中火电比上年同期少投产268万千瓦。从全年看，受前期投资结构不断调整影响，火电投产规模将小于预期，全年全国基建新增装机调低到8500万千瓦左右，考虑基建新增和"关小"因素后，2011年底，全国全口径发电装机容量将超过10.4亿千瓦。此外，水电出力不足、天然气气源不足和国际油价上涨制约现有发电机组全力发电也是造成一些地区供电紧张的重要原因。

　　（二）多部委下发通知要求加强电力需求侧管理

　　继国家发展改革委于4月下旬发布《关于印发《有序用电管理办法》的通知》（发改运行[2011]832号），明确六类用户优先保障用电，包括高耗能企业等五类用户重点限制用电；工业和信息化部又于5月10日印发《关于做好当前工业领域电力需求侧管理工作的紧急通知》，要求坚决抑制高电耗产业过快增长，限制产能过剩行业的用电需求，充分发挥差别电价政策在淘汰落后产能中的作用，优先保障居民用电、公共事业用电，引导企业错峰用电；此后，国家电监会又发出《关于加强电力监管切实维护电力安全和有序用电的通知》（电监办〔2011〕172号），要求加强电力供需预测预警、电力安全管理和电力应急管理、电力调度等工作，充分发挥电力交易和电力需求侧管理等机制作用，保证电力系统迎峰度夏和安全稳定运行，维护电力市场秩序，最大限度满足社会用电需求。

　　（三）火电企业经营困难，局部地区上网电价或再上调

　　今年以来，火电企业利润同比继续大幅下降，经营情况仍不容乐观。据国家统计局数据，1～3月，虽然电力行业实现利润总额301亿元，同比增长10.1%，但火电企业实现利润总额25亿元，同比下降75.3%。其中3月，火电企业实现利润总额21亿元，比上年同期下降62%；截至3月底，火电企业资产负债率为71.7%，仍处于高位水平。据中电联的行业统计调查，1～4月，五大发电集团电力业务合计亏损59.8亿元，比上年同期增亏38.4亿元；其中，火电生产亏损105.7亿元，比上年同期增亏72.9亿元，4月当月亏损17.1亿元。而与此同时，据国家电监会发布的《2010年电力监管报告》，国家电网、南方电网于2010年实现利润总额分别为450.9亿元和100.84亿元，同比大幅度增长348.3%和145.53%，虽然4月局部地区上调了上网电价，但幅度并不大，预计今年以来电网利润仍保持在较高水平。为此，近日有消息称，继4月上调山西、河南等部分地区的上网电价后，国家发改委日前召集湖南、贵州、江西等省份的电价管理负责人，就该地区的火电上网价格进行了讨论，有望在近期再上调部分火电亏损严重省份的火电上网价格，价格调整幅度仍主要视当地火电亏损程度来测算。这将有利于缓解火电企业经营困难，进一步理顺电价关系。

　　（四）“十二五”我国火电脱硝装机或达到100%

　　中国电力企业联合会秘书长王志轩近日表示，到“十二五”末，除部分机组将要关停外，我国基本上所有燃煤电厂全部要配套脱硫装置，脱硫装机比例接近100%，“十二五”末脱硝装机比例也将达到100%。国家环保部今年初公布的《火电厂大气污染物排放标准》（二次征求意见稿）中制订了严格的减排标准。大气污染治理主要有除尘、脱硫、脱硝，目前我国脱硫和除尘装置安装已达到较高的普及程度，脱硫装置安装率已达到了70%以上，脱尘装置安装率达到了80%以上，因此下一步重点是脱硝。火电厂烟气脱硝成本较高，应继续按照脱硫成本纳入电价体系的原则，将火电厂脱硝成本纳入电价体系。环保部3月也已明确表示，将尽快会同有关部门出台脱硝优惠电价。