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连接青海和西藏的能源大动脉——青藏电网联网工程７月２９日在青海格尔木和西藏拉萨同时开工建设。这条电力“天路”将于２０１２年底建成，届时西藏将与青海实现电网联网，彻底解决西藏缺电问题。
工程东起青海西宁，西至西藏拉萨，线路全长１７７４公里。工程包括两段：西宁至格尔木７５０千伏交流输变电工程，和格尔木至拉萨正负４００千伏直流输电工程。工程总投资１３９．１８亿元人民币，由国家电网公司负责建设和运营。
工程建成后，西藏将与青海实现电网联网，结束西藏孤网运行的历史。这将是继青藏铁路后，连接青藏的一条能源大动脉，将为西藏经济实现跨越式发展提供重要的能源保障。
青藏高原低温缺氧，自然条件恶劣；生态系统脆弱，工程环保要求高；高原冻土，建设施工难度大。青藏联网线路最高海拔５３００米，平均海拔在４６５０米左右，是世界上海拔最高，穿越冻土最长的直流输电工程。
从西藏自治区有关部门了解到，当前和今后一个时期，自治区能源发展将坚持开发本地能源资源和输入优质能源并举，以水电为主，油气和新能源互补，形成稳定、清洁、安全、经济、可持续发展的综合能源体系。
根据我国关于节能减排的国际承诺，到2020年，全国非化石能源比重将达到15%。根据目前的情况，发展以水电为主的可再生能源是调整能源结构的关键。前不久，国家能源局局长张国宝提出，到2020年，我国水电装机要达到3.8亿千瓦，2015年前大中型水电站开工规模要达到1.3亿千瓦。
自治区有着丰富的水能资源，理论蕴藏量约为2亿千瓦，占全国的29%；技术可开发量1.4亿千瓦，占全国的20%以上，是我国乃至世界少有的水能资源富集区。合理开发利用自治区的水能资源，不仅事关自治区的可持续发展，也对改善全国的能源结构、保障国家未来能源安全至关重要
根据有关部门的规划，自治区将大力发展水电，积极利用新能源，着力构建适应自治区区情的清洁能源体系。
近期（2010—2012年），自治区将投产老虎嘴电站，加快果多电站建设，开工建设多布电站，力争开工建设雅鲁藏布江中游加查、大古、街需等水电站项目，努力缓解电力短缺矛盾。
中期（2013—2015年），预计自治区满足区内用电的装机容量将达287万千瓦，年发电量达到100亿千瓦时。预计总装机中水电装机174万千瓦、太阳能光伏等发电15万千瓦、小水电装机24万千瓦，同时，风能、地热能发电得到进一步推广。预计实现用电人口全覆盖，区内用电问题将从根本上得到解决。
远期（2016—2020年），自治区水电将进入快速发展时期。预计到2020年，满足区内需求的电力装机容量将达600万千瓦，藏中地区基本形成以雅江中游段和易贡河忠玉以下河段两个水电群为主的水电格局和火电、光电、风电以及输入内地优质能源相互补充的电源结构。“藏电外送”逐步成为战略性支撑产业，风能和地热能的开发取得新进展，广大农牧区传统能源基本被替代，向电气化迈进。
“2020年前，大陆将在江苏南通、盐城、上海、山东鲁北、浙江杭州等海湾，重点建设几个百万千瓦级大型海上风电基地，并初步形成江苏、山东沿海千万千瓦级风电基地。”27日下午，在两岸可再生能源产业合作及交流会议上，中国水电水利规划设计总院副总工程师易跃春说。
记者了解到，大陆海上风能资源丰富，具备大规模发展海上风电的资源条件。根据大陆气象部门风能资源详查结果，大陆5至25米水深线以及近海区域、海平面以上50米高度风电可装机容量约2亿千瓦。
哥本哈根气候大会后，风电已成为大陆实现节能减排目标的主力军。风电场正逐步由陆地跨入广阔海洋。2009年，大陆风电新增装机容量位居全球第一，成为全球第二大风电地区、仅次于美国。
易跃春表示，大陆风电设备制造起步较晚，2002年前后仅能小批量生产600千瓦的陆上风电机组。从2003年以来，中国目前已经掌握了大型风电机组的制造技术，能够生产单机容量2兆瓦以上、适合海上风能资源的风电机组。至去年底，具备上述生产能力的制造企业有6家，世界风电机组制造业企业前十强中，大陆企业占据两席。
发展风电，不再是世界上少数国家、地区的游戏，风电成本的不断下降，使其具备了初步竞争力。“目前，风电发电价格是0.5元(人民币)，比燃煤电价高0.2元，太阳能发电价格在1元钱以上，比燃煤电价高0.8元”，国家能源局副局长刘琦说。
易跃春告诉记者，根据大陆各省规划初步成果，至2015年，上海、江苏、浙江、山东等地将具备海上风电装机潜力1500万千瓦，至2020年将达3500万千瓦。
工期长达17年、移民上百万，三峡工程的巨额资金钱用到哪里去？
在三峡建成之前世界最大的巴西伊泰普水电站，就曾因过度负债陷入经营困境，耗资巨大的三峡工程又如何走入资金的良性循环？
在当初制定三峡工程预算时，考虑到跨越多个宏观经济周期，预测动态工程投资为2039亿元。2009年，历时17年的三峡工程终于按时竣工。
“三峡工程酝酿多年，除去技术原因之外，巨大的资金供应如何保证，未来又如何运营及收回成本，也是中央反复考量的一个非常重要的因素，因为当时有一种说法是，三峡工程可能成为资金‘无底洞。”中国长江三峡集团公司总会计师杨亚回忆说。
截至2009年6月底，三峡工程累计完成投资1849亿元，其中枢纽工程798亿元，输变电工程358亿元，库区移民工程693亿元。这一金额比原估算的动态总投资节省200多亿元。
其实，三峡集团在筹资上几乎采用了我国资本市场上的所有手段，包括建立专项基金、发行企业债券、政策银行贷款、商业贷款、出口信贷乃至上市融资，最后实现整体上市，从某种意义上说，三峡工程的建设史又是我国重大工程与资本市场共舞的一个缩影。
“以目前电价计算，当累计发电量达到10000亿度时，三峡工程的巨额投资就可以收回。”杨亚说，根据推测，收回成本应该在2015年到2017年之间。
国家资本金推动（1993年-1997年）
“三峡从1994年12月开始动工建设，但在工程初期，这个宏大工程未来的赢利前景并未被大多数人认识，金融机构也难以对项目风险进行准确的评估，因此这一阶段资金主要来源是国家注入资本金和政策性银行贷款。”杨亚说。
在全国人大通过兴建三峡工程决议之后，国务院也于当年作出决定，全国除西藏以及国家贫困地区和农业以外的各类用电，每度电加价三厘钱作为三峡工程专项建设基金。
1994年，三峡基金征收标准提高到每度电四厘钱。1996年，三峡工程直接受益地区及经济发达地区征收标准再次提高到每度电七厘钱。
与此同时，国家还把葛洲坝电厂划归中国三峡总公司（三峡集团前身）管理，葛洲坝电厂上缴中央财政的利润和所得税也全部放入三峡建设基金。
此外，从1994年至2003年，国家开发银行还每年为三峡工程提供贷款30亿元，总额300亿元，贷款期限15年。
一位在三峡集团资产财务部工作多年的人士对本报记者说，“三峡工程筹备初期我们就把巴西伊泰普水电站作为研究样本，将其兴建过程中资金运作上的利弊全面进行分析。”
1975年开始动工的伊泰普水电站位于巴西与巴拉圭之间的界河--巴拉那河，是三峡全面建成之前世界最大的水电综合工程。该工程共花费211亿美元，其中一半是工程和设备费用，另一半是则是高额的利息。
“伊泰普水电站债务融资的比例达到90%以上，债务每年增加11亿美元，即每天增加300万美元，这导致这个巨型水电项目投产后在经营上曾出现很大的财务困难。
有了这个前车之鉴，国家在三峡动工之前就确立了要将债务比例控制在合理范围的大原则。
“上述财务人士说，“我们估计三峡建设基金在整个建设期间可以征收1100亿，作为国家投入的资本金，这意味着三峡工程一半的资金来源不需要还本付息。”
三峡建设基金的设立，保证了三峡工程整体资产负债率控制在50%以内的水平，再加上国家开发银行的政策性贷款300亿，达到了总投资的70％，成为三峡工程建设初期稳定的资金来源。
债券融资模式（1997年-2003年）
1997年11月8日，宏伟的三峡大坝成功实现大江截流，标志着三峡建设进入到二期工程。
“1997年至2003年是三峡的建设高峰期，此时三峡工程已经打下基础，项目风险和未来收益也开始被外界认知，于是总公司开始更多的运用市场化手段来融资，其中最值得一提的就是九次发行三峡债。”三峡集团资产财务部人士告诉记者。
“在中国谈企业债，不能不提三峡。因此它从1996年起已经发行了九期12个品种债券，募资达345亿。三峡不仅发债次数最多，而且有很多产品创新。多年来，三峡债已经成为其他企业债券的定价基准，被称为’龙头债‘。”国信证券电力行业分析师徐颖真说。
据上述三峡集团资产财务部人士测算，“与银行长期贷款利率相比，利用债券融资，每年可降低工程投资约3亿多元。”
更重要的是，企业债融资改变了三峡总公司单纯依赖政策性资金和信贷资金的状况，使三峡工程募资逐渐从国家支持走向市场化。
此外还值得一提的是，三峡还在设备招标过程中创造性地引进了国外优惠资金。
以三峡工程左岸电站进口机电设备的招标为例，三峡总公司利用竞争性招标的有利条件，不仅引进了设备和技术，还同时获得了国外优惠商业贷款。这些信贷资金不仅期限长、利率低、而且协议条款优越。
整体上市（2003年-2009年）
2003年7月10日1时31分，又是一个三峡建设史上重要的日子，三峡工程第一台发电机组--装机容量70万千瓦的2号机组实现并网发电。这意味着三峡进入到第三期工程。
对于整个三峡工程的财务而言，这无疑具有转折性意义，三峡总公司开始通过发电收益有了正现金流。三峡工程从投入期进入到现金收获期，而三峡工程的融资手段也再次发生方向性转变。
“在2001年年底，三峡总公司就开始讨论改制上市的议程，在2002年改制重组方案获得国务院批准后，我们立即进行商业化改组，以葛洲坝电站资产为基础，组建长江电力股份公司。”杨亚告诉记者，“通过设立长江电力，开通股权融资通道，为三峡总公司建立了一个新的资本平台”。
2003年11月18日，长江电力在上海证券交易所挂牌上市，募集资本金100亿元人民币，加上债务融资共187亿元收购了总公司首批投产的4台机组。
此后，长江电力又通过数次资本运作相继收购母公司三峡总公司机组。
2009年5月，长江电力在长达一年的停牌后终于宣布，将以承接债务、向三峡总公司非公开发行股份和支付现金的方式，出资1075亿元收购三峡总公司持有的剩余所有18台机组。
千亿规模的大手笔，在证券业再次引起波澜。而至此，三峡总公司承建的全部26台机组全部装入上市公司中，三峡由此实现整体上市。
“长江电力上市之后，三峡工程的融资模式发生了大的变化，上市公司募集的资本被用来收购三峡投产的发电机组。而三峡总公司通过转让机组获得现金，来支持三期工程和金沙江水电资源的建设，通过‘投资建设水电项目--转让已投产资产--投资新项目
‘这一循环资本链，带动资本进入水电行业，从而由一个项目型企业变成一个以发电资产为产品的企业。“三峡财务公司总经理金才玖如此形容三峡在资本市场时代的运作模式。
2015年-2017年：收回成本？
7月20日，当三峡水库建库以来的最大洪峰通过大坝时，坝址峰值流量达70000立方米／秒。随着三峡水库水位升高，并于21日晚达到156米，三峡电站26台70万千瓦机组开始满额发电。
这也是三峡机组今年首次达到设计额定出力1820万千瓦，日发电量4亿多千瓦时。
“三峡工程是具有防洪、发电、航运等综合利用效益的水利枢纽工程，但要收回巨额成本，水电站最主要收益是来自于‘卖电’。”杨亚说。
三峡电站装机设计年平均发电量847亿千瓦时，加上已经投产发电的葛洲坝电站，总装机容量2000万千瓦，年发电量约为1000亿千瓦时。
2010年7月6日，长江电力公布的上半年发电量完成情况显示，三峡电站和葛州坝电站上半年合计发电367万千瓦时，其中三峡电站发电297亿千瓦时。
“由于水电具的季节性的特征，可以肯定的是长江电力下半年业绩要大大好于上半年，根据目前的来水情况，我们预计三峡电站全年可发电815亿千瓦时，加上葛州坝157亿千瓦时，预计长江电力全年可发电972亿千瓦时。“国信证券分析师徐颖真说。
“以目前电价计算，当累计发电量达到10000亿度时，三峡工程的巨额投资就可以收回。” 杨亚表示，根据推测，收回成本应该在2015年到2017年之间。
而对于三峡集团来说，三峡工程基本完成并不意味着成长的终结。
到2026年，三峡工程和金沙江下游四个梯级电站项目将全部竣工，三峡总公司水电装机容量将超过6360万千瓦，年发电量将超过3000亿度，仅水力发电业务年收入将超过600亿元。
7月24日19时46分，宁东至山东±660千伏直流输电示范工程鲁1标段放线施工全部完成，至此，宁东直流工程山东段全线架通。
按照国家电网公司跨区电网“总部统筹组织协调，属地化与专业化相结合”的建设管理模式，山东电力集团公司负责山东段建设管理工作。山东电力集团公司认真落实国家电网公司与山东省政府战略会谈精神，坚定不移地推进“外电入鲁”战略。认真履行工程属地化管理职责，主要领导亲自过问调度，专门成立了山东段工程建设指挥部，全力协调影响工程建设的重大问题，多处改线方案得以顺利实施。认真执行基建标准化建设要求，大力加强业主项目部建设，注重安全质量管理，努力把宁东直流工程打造成一流跨区电网样板工程。
为确保山东段各项管理目标的实现，山东电力集团公司组建了坚强的业主项目部，项目经理由山东电力集团公司基建部副主任担任，沿线7市供电公司基建部主任为协调专责。明确工作目标和标准，编写《建设管理纲要》等规章制度，五大专责各负其责、相互配合。在确保项目管理体系正常运转的同时，根据施工进展及时进行安全质量监督检查，适时组织各参建单位开展劳动竞赛，营造了“比、学、赶、帮、超”的良好氛围。沿线各市县公司在山东电力集团公司的统一部署下，积极作为，主动工作，换位思考，赢得了各级党委、政府的大力支持，也赢得了沿线群众的理解，有力地保证了工程建设的顺利推进。
宁东直流工程起于宁夏银川东换流站，止于山东青岛换流站，途经宁夏、陕西、山西、河北、山东5个省区43个县(市)，路径长度1335公里。其中山东段线路长415公里、铁塔923基，在5个省区中长度最长、所占比例最大，途经德州、济南、滨州、淄博、东营、潍坊、青岛等7市17县（市），分为4个标段，分别由四川、山东、湖南、新疆4个省区电力公司的送变电公司施工，由国核电力规划设计研究院、中南电力设计院负责设计，山东诚信监理公司、江苏宏源监理公司负责监理。山东段的全线架通，为确保年底单极投运奠定了坚实的基础。
上半年，电力工业持续向好态势进一步增强。新增装机容量和输变电规模较大，结构继续改善，全国发电装机容量接近9亿千瓦；用电需求保持快速增长，重点行业用电的拉动作用更加突出；西南省区特大干旱严重影响水电出力、导致局部地区电煤供应紧张出现一定电力缺口；发电市场总体旺盛，全国发电设备利用小时同比有较大提高，接近2008年同期水平；煤价仍在高位导致火电厂经营困难，经营压力加大。
下半年，电力行业将积极按照国家要求做好保发展、调结构等各项工作；加大结构调整力度，全年计划关停小火电1000万千瓦，全年预计新增装机超过9000万千瓦，年底全国装机容量将达到9.5亿千瓦，供应能力进一步增强；电力需求保持平稳，增速逐步回落，预计全年增长12%左右；供需总体平衡，个别地区在枯水期、迎峰度夏和迎峰度冬期间的结构性矛盾依然存在，全国发电设备利用小时比上年略有上升；电煤、来水和气温将是影响部分地区电力电量平衡的决定性因素。
一.2010年上半年全国电力供需与经济运行形势分析
（一）电力供应情况
上半年，全国电力投资增幅同比回落，电源投资继续保持平稳较快增长，清洁能源投资力度加大，电网投资规模小于上年同期；新增装机继续保持较大规模，发电装机容量接近9亿千瓦，全国电力供应能力总体充足。发电量继续保持高速增长，增速有所回落，水电发电量累计增速恢复正增长，火电发电量增速自高位回落；发电设备利用小时同比有较大提高，已经接近2008年同期水平。
1.电源投资和发电装机稳步增长，供应能力充足
上半年，全国电力工程建设完成投资2558亿元，同比增长1.28%。电源工程建设完成投资同比增长9.71%，占电力工程建设总投资的52.54%。其中，火电完成投资同比降低5.84%，占电源投资的37.20%；核电、风电投资占电源投资的比重均超过19%。水电、核电、风电合计投资额比重达到62.35%，比上年同期提高5.78个百分点，反映出清洁能源投资力度加大。
上半年，全国电源新增生产能力3383万千瓦，是近几年投产的较高水平。其中，火电新增容量占全部新增容量的71.55%，比重比上年同期提高0.69个百分点；新增并网风电占全部新增的9.75%，比重比上年同期提高3.34个百分点；新增太阳能光伏发电装机7.51万千瓦。上半年新投产百万千瓦火电机组5台，新投产单机容量60万千瓦及以上火电机组容量所占比重达到54.37%。
6月底，全国6000千瓦及以上电厂发电设备容量86917万千瓦，同比增长11.63％。其中，水电17248万千瓦，火电66533万千瓦，核电908万千瓦，并网风电2175万千瓦；火电比重比上年同期降低1.50个百分点。5月份，全国全口径水电装机容量已经突破2亿千瓦，截至6月底，全国全口径发电设备容量接近9亿千瓦，与电力需求相比较，供应能力总体充足。
2.发电量保持高速增长，水电发电量恢复正增长
上半年，全国发电量延续回升向好后的高速增长。全国规模以上电厂发电量19706亿千瓦时，同比增长19.3%。1-4月水电生产大幅下降，造成上半年水电发电量所占比重同比降低1.96个百分点；二季度大部分地区来水好转，6月份全国水电发电量累计增速实现正增长；上半年，火电发电量同比增长21.9%，所占比重比上年同期提高1.39个百分点，二季度火电发电量、增速和所占比重均有所回落。核能发电量保持稳定，风力发电量继续保持高速增长。
3.发电设备累计平均利用小时较大提高并接近2008年同期水平
上半年，全国发电设备累计平均利用小时同比回升。全国发电设备累计平均利用小时2295小时，比上年同期提高190小时，接近2008年同期水平。二季度水电生产有所好转，水电设备平均利用小时逐月提高。由于需求回升和水电出力下降，上半年火电设备累计平均利用小时同比大幅提高300小时；随着火电新增规模较大、水电生产有所恢复，分月火电设备平均利用小时已经连续4个月回落。
4.发电日均耗煤量快速增长，一季度供需平衡偏紧，价格同比高位波动
上半年，国内电煤消费快速增加。一季度，由于水电减发与迎峰度冬高峰用电负荷重合，火电发电量增长较快，电煤供需比较紧张，价格持续上涨，库存持续下降。二季度，水电出力逐步增加，火电发电量略有减少，电煤库存持续提高，煤价仍高位运行。1-6月，全国重点发电企业日均耗煤318万吨，同比增长31.3%；截至6月30日，全国10万千瓦及以上燃煤电厂煤炭库存已经提高到6759万吨，平均可用18天。
（二）电网输送情况
上半年，电网投资完成额略有减少，所占比重有所下降。全国跨区送电保持增长，三峡电厂送出连续多月同比负增长对跨省跨区送电影响比较明显；跨省电力电量交易比较活跃，对华中送电输出增加较多；京津塘电网送山东高速增长，受西南地区干旱影响，南方电网区域“西电东送”电量下降较大。
上半年，电网投资完成额略有减少，所占比重有所下降。5、6月份，电网新增规模较大，对迎峰度夏的保障作用大大加强。6月份，±800kV云南-广东特高压直流工程双极投产；7月初，±800kV向家坝-上海特高压直流工程成功投运，至此，我国第一批特高压直流输电线路顺利投产，西南水电外送能力将明显提升。
上半年，全国跨区送电完成585亿千瓦时，同比增长20.59%，总量保持较快增长。增长较快的主要原因是，上半年通过山西晋东南-湖北荆门的“长南一线”特高压输电线路完成华北送华中51亿千瓦时，极大地缓解了枯水期华中地区紧张的供电形势；另外，华北阳城电厂送华东、东北通过高姜线送华北以及西北通过灵宝变送华中分别增长20.45%、26.39%和139.27%，也都保持了较快增长，体现了电量支援华中地区、补充华中减送华东电量的全国范围内水火调剂的特点。上半年，三峡电厂送出294亿千瓦时，同比下降8.44%，其中，6月份送出同比增长28.33%，在连续9个月同比负增长后首次恢复正增长。受西南地区干旱影响，南方电网区域内“西电东送”电量下降20.29%。京津唐送山东电量高速增长。全国跨省输出电量同比增长19.20%，保持平稳增长势头。
（三）电力消费情况
上半年，电力消费增速延续了2009年四季度以来高位运行的态势。在国家主动宏观调控以及基数作用下，各月用电量增速逐月稳步回落。第二产业对用电增长的拉动作用突出，第三产业稳定增长，城乡居民生活用电受气候影响明显。国家宏观调控作用显现，重点行业用电量继续增加的动力有所减弱。地区用电分布差异较大，中西部发展速度领先于东部。
1.全社会用电量增速持续高位运行
上半年，全社会用电量同比增长21.57%，仍然保持在高位运行。增速很高的原因，一是宏观经济好转导致用电量保持较大规模，二是上年基数较低。受同期基数逐步提高以及主动调控效果显现影响，用电增速逐月回落，分月用电增速由1-2月份的25.95%回落到6月份的14.14%。
2.第二产业用电确保全社会用电增速维持在高位
上半年，第一产业用电量同比增长5.61%，增速较低；第二产业用电量同比增长24.24%，对全社会用电量增长的贡献率为82.94%，反映出第二产业的恢复对全社会用电增长的拉动力很强；第三产业用电量同比增长16.19%，保持较大增速，但由于第二产业增长较快，第三产业用电量所占比重逐月有所下降；城乡居民生活用电量同比增长13.93%，乡村居民用电量增长仍略快于城镇居民生活用电量增长。6月下旬全国气温快速升高，导致日均用电量比上中旬快速增加，反映出气温对居民用电的显著影响。
3.工业用电量持续较大规模
上半年，全国工业用电量同比增长24.20%，对全社会用电量增长的贡献率为81.6%，贡献率仍然很高；工业用电占全社会用电量的74.3%，比2009年底提高1.2个百分点，已经恢复到国际金融危机对我国较大影响的前夕2008年1-4月的水平。其中，轻、重工业用电量分别增长13.71%和26.46%，对全社会用电增长的贡献率分别为8.2%和73.4%，特别是轻工业的贡献率已经连续三个月提高，6月当月高于1-6月份近4个百分点；重工业6月份贡献率低于1-6月2.7个百分点。轻、重工业用电增长对全社会用电增长的拉动力在逐步发生变化。
4. 重点行业单月用电保持很大规模
上半年，钢铁、化工、建材、有色四大行业合计用电量同比增长28.71%，保持快速增长，用电量增速比1-3月份降低5.16个百分点，四大行业用电量增长对全社会用电量增长的贡献率达42.1%。
分行业看，钢铁冶炼行业用电量同比增长29.29%，对全社会用电量增长的贡献率为15.0%，贡献率又创新高；化工行业用电量同比增长20.56%，二季度基本稳定在很高的规模上；建材行业用电量同比增长20.79%，西部各省建材行业用电量增速明显高于东部各省；有色金属冶炼行业用电量同比增长44.25%（其中，铝合金冶炼用电量同比增长64.53%）,有色用电大省增速均比较高。上半年，纺织业用电量同比增长11.84%，其用电量已连续3个月超110亿千瓦时；通用机械专用设备制造业和交通运输设备制造业用电量同比分别增长28.19%和32.37%，自2009年8月以来交通运输设备制造业月度增速一直保持高位。
5.中西部用电增速快于东部
上半年，全国各省用电量均为正增长，但是用电增长地区差异较大。增速较高的基本还是中西部重工业用电量比重较大的省区，这与各省经济发展阶段及其用电结构的发展态势相一致。东部发达省区（除天津、海南、河北外）和东北省区用电增速均低于全国平均水平。
对2010年1-6月与2008年同期累计用电量进行比较，全国全社会用电量两年的年均增长率为9.0%，且与1-4月、1-5月的年均累计增长率基本相同，反映出2010年上半年累计用电量增长相对2008年同期，各月增速相对平稳。。分省来看，青海、新疆、湖南、广西、江西、海南等省份增长最快；高于全国平均增速的基本全部为中西部省区，东部发达省区（除天津、海南、河北外）和东北省区全部低于全国平均增速。
（四）电力行业整体效益恢复性增长，火电亏损严重
全国发用电量实现了回升向好后的高位平稳运行，加上2009年11月份电价调整的翘尾影响，以及低利率水平下的财务费用增长放缓，使得电力行业总体利润实现恢复性增长，但分行业、分地区差异较大、问题较多。根据国家统计局统计，1-5月份，电力行业利润总额由上年同期的155亿元，增加到504亿元。但电力行业分省利润分布极不均衡，其中，火电行业利润主要分布在东部三省（山东亏损严重），占全国火电行业总利润的73%。中部地区各省火电亏损情况十分严重，主要原因是河南、山西、安徽等坑口电厂历来上网电价偏低，而近年来电煤市场化以及外运煤炭增加导致本地电煤价格上涨幅度较大。火电行业亏损面继续加大，上升到43.36%，比上年同期提高3.10个百分点，中部地区各省亏损面均超50%。电力行业销售利润率整体偏低，仅为3.50%，比上年同期提高1.84个百分点，比全国工业销售利润率的平均水平低2.53个百分点。其中，电力供应业尤为明显，销售利润率仅为2.28%，火电行业销售利润率也仅为3.92%。
二、下半年及全年全国电力供需形势分析预测
下半年，在保证电煤供应及来水正常的情况下，全国电力供需总体平衡有余，局部地区富余。但局部地区受电煤供应、气候等不确定因素影响，仍然可能出现电力供需紧张形势。
（一）电力供应能力分析及预测
预计2010年电力投资将继续保持较大规模，全年电源和电网投资预计都将在3300亿元左右，全年全国电力投资完成额6600亿元左右，少于2009年水平。投资结构继续优化，城市和农村配电网投资的力度将逐步加大，电源投资中火电投资比重将继续低于50%，水电、核电投资比重将继续提高。
预计2010年全国基建新增装机9000万千瓦，计划关停小火电机组1000万千瓦。考虑基建新增和“关小”因素后，2010年底，全国发电装机容量将超过9.5亿千瓦，其中，水电2.1亿千瓦，火电7亿千瓦，核电1016万千瓦，并网风电3000万千瓦。
（二）电力保障能力及风险因素的分析与预测
上半年，全国电煤供需总体平衡。下半年特别是迎峰度夏期间，全国电力需求将保持在比较旺盛的水平上，煤炭市场仍然可能出现偏紧的情况。考虑煤炭供需偏紧以及重点合同价格控制可能造成的市场煤需求增加等影响，预计下半年电煤市场价格将稳定在高位，上涨的动力依然存在，火电企业的生产困境仍将持续。预计2010年全国电厂发电、供热生产电煤消耗超过17亿吨。
预计下半年全国气候仍将处于剧烈变动当中，大部分地区出现气温偏高、偏低或洪涝灾害等天气的概率仍然很大，部分时段电力保障能力将承受巨大考验。
（三）电力需求及供需形势预测
综合分析经济及电力需求走势，考虑调结构、节能减排等各种因素，预计下半年我国经济和电力消费仍将维持在一定的水平上。由于上年基数作用，2010年电力消费增长已经呈现“前高后稳”的基本走势，下半年全社会用电量增速将缓慢下降到5%左右，全年电力消费同比增长12%左右，达到4.1万亿千瓦时左右。预计全年发电设备平均利用小时将在4650小时左右，回升到2008年水平；火电设备平均利用小时将超过5000小时，比上年提高200小时以上。
三、当前电力供需值得关注的几个问题
（一）加强设备维护和安全管理，确保电网安全稳定运行
随着特高压交直流线路陆续投产，我国电网规模不断扩大，电压等级进一步提高，电网控制难度增大；特高压直流双极投运后，系统特性日益复杂，如果出现双极闭锁将对受端电网产生比较大的影响；特别是迎峰度夏期间，各地最高发用电负荷不断攀升，跨区电量互剂规模加大，大范围、高强度的高温、台风以及大面积水涝等因素，发、输、供电设备均处于高负载运行状态，发生故障概率增大，电网安全运行将接受全年中最严峻的考验。
建议继续提高电网安全防范意思，及时跟踪来水、电煤供应等，密切监控电网运行状态，加强负荷预测分析，合理安排运行方式，做好电力统筹平衡、加强特高压交直流混合运行规律研究，确保电网安全稳定运行；高度重视应急工作，密切关注高温、强降雨、台风等极端异常天气，强化预报预警，细化应急预案，提高应急处置能力，组织力量及时抢修受灾的电力设备，确保大电网运行安全和电网的供电秩序。继续加强需求侧管理，做好节能节电工作，紧密依靠各级政府，完善有序用电方案，采取有效措施保障有序用电，确保城乡居民、农业生产、重点客户和重要活动的正常用电，确保世博、亚运等重大活动的保电任务顺利完成。
（二）尽快完善煤电联动机制，遏制火电行业特别是中西部地区亏损面不断加大的严重局面
长期以来，由于煤价快速上涨，煤电联动的实施在时间、幅度上严重不到位，以及能源资源价格改革严重滞后，导致累计电价缺口较大，造成火电企业长期亏损，并且亏损面还在不断扩大，尤其是中部地区资源省份（如河南、山西、安徽等）上网电价长期偏低、而煤价累计大幅上升，情况更加严峻。建议按照电煤价格、上网电价、销售电价同步联动的原则，特别要针对各地区特别是东部山东省、中西部大部分省份上网电价不合理的情况，因地制宜分地区提出煤电联动电价实施方案，增强煤电联动时效，地区针对性，并且缩短电价联动滞后期限，适度降低电力企业消化煤价上涨比例，同步上调上网电价与销售电价，以弥补煤电联动价差缺口。建议政府有关部门尽快研究完善电价传导机制，根据原料燃料的价格变化及时调整电力价格，建立电力价格随原料燃料波动、能上能下的科学的价格机制；建议专题研究中西部地区坑口电厂比重大的省份的上网电价偏低问题。
（三）进一步加强对煤电运全过程的监测和监管，防止到厂电煤价格的变相涨价
近期，国家发改委采取了敦促煤炭企业严肃重点合同煤价格履约的措施，对社会机构和部分煤炭企业利用迎峰度夏时期哄抬煤价的行为在市场政策导向和法律上进行了规范，维护了迎峰度夏时期煤电运的正常秩序。但是煤电运环节涉及煤炭企业出矿、社会机构调剂供应数量和质量、运输企业安排和实施运力等一列环节。建议各级政府部门全面、协同分工落实好煤电运整个过程的监测和监管工作，防止利用减少重点合同煤供应量、降低煤质、控制运力、加价运输等手段，变相提高到厂电煤价格，坚决杜绝各种导致电煤涨价的途径和手段，确保迎峰度夏期间安全供电。
（四）密切关注宏观经济运行态势，把握电力需求走势
2009年以来，在国家一揽子计划拉动下，我国经济实现了回升向好后的稳步发展，各项宏观调控政策符合预期。但是，目前我国经济进一步发展面临的两难问题增多，欧洲存在二次探底风险，国际竞争矛盾增多，国内部分先行指标在5月份以后出现下滑的情况，如果处理不好，可能会继续向下游传导，因此，下半年我国经济运行存在较大的困难和不确定性。
建议密切关注国际经济形势变化，分析对进出口造成的影响，采取必要的措施；各部门、行业、企业加强宏观经济运行监测分析，开展联合调研，准确把握宏观经济形势变化；电力行业企业也要坚决执行国家节能减排、调结构等各项措施，加强电力需求市场调研，监测重点地区、重点行业运行状况，及时向政府有关部门提供监测结果，供政府部门决策参考，同时做好相应的发电生产和调度预案。
国家能源局总工程师吴贵辉日前在上海举办的上海世博会国家电网馆特别活动日主题论坛上表示，中国政府高度重视发展智能电网，中国未来能源可持续发展也非常需要智能电网支撑，目前正在编制的能源行业“十二五”规划，已将发展智能电网作为重要内容纳入其中。
吴贵辉说，目前中国的水能、风能、太阳能等清洁能源和新能源大多具有规模化开发的条件，但远离负荷中心，需要进行大规模、远距离输电，实施大范围能源资源优化配置。因此，构建坚强的电网结构，是中国智能电网发展的题中之义。长远来看，发展智能电网不仅增强能源保障水平，而且能够引导并改变用户的能源消费习惯，提高能源综合利用效率。
他介绍，近年来中国电力工业发展迅猛，发电装机和全社会用电量年均增长９．２％和９．１％，为经济社会发展提供了有力的支撑，但目前国内保障能源和电力供应的任务依然艰巨。立足国内、多元发展是中国解决能源问题的基本方针，必须在积极发展核电、水电等常规能源的同时，大力发展风能、太阳能等清洁发电，而依靠智能电网智能化配置资源成为提升我国能源可持续发展的关键因素。
吴贵辉介绍，国家能源局对发展智能电网高度重视，在各级政府和国家电网公司等企业的大力支持下，启动了风光储输示范工程建设。先后批准成立了大型风电并网、太阳能发电、海上风电技术装备等研发中心。国家智能电网技术研发中心建设方案已经通过专家评审。同时，为确保智能电网健康有序发展，国家能源局还联合有关部委组建工作组，大力推进智能电网标准化工作。
刘振亚：中国坚强智能电网将于2020年基本建成
国家电网公司总经理刘振亚２６日在上海举办的上海世博会国家电网馆特别活动日主题论坛上表示，根据规划，到２０２０年，全国范围内坚强智能电网将基本建成。届时，我国清洁能源装机将达到６亿千瓦，占全国总装机的３５％左右，发电量将占总发电量的２７％左右。
刘振亚介绍，至２００９年底，中国已拥有发电装机８．７４亿千瓦，３５千伏及以上输电线路１３７万公里、变电容量３２亿千伏安的世界上规模最大的电网。随着各国大力开发利用新能源发电，智能电网已成为国际电力发展的重要趋势。而我国已在去年５月结合中国实际提出了建设坚强智能电网的战略目标。
刘振亚认为，坚强智能电网作为关系中国能源发展战略转型和电力发展方式转变的基础工程，发展前景广阔，任务艰巨。近年来，国家电网在特高压核心技术攻关、关键设备研制、智能电网标准、重点工程示范、试验体系建设等方面取得了重大突破和重要进展。
其中包括特高压１０００千伏交流试验示范工程和±８００千伏直流示范工程分别于２００９年１月和２０１０年７月建成投产；上海世博园智能电网综合示范工程已建成投运；在北京、上海建成了第一批智能小区试点工程；到今年年底国家电网公司将完成７５个电动汽车充电站、６２０９个充电桩的建设。
尤其是向家坝至上海的±８００千伏特高压直流示范工程的建成投运，将使上海一半以上的电量来自中西部地区的清洁能源，成为全球使用绿色电力最多的城市。
刘振亚说，坚强智能电网建设在促进我国清洁能源发展、保障能源安全、应对气候变化、推动能源和经济社会可持续发展等方面发挥重要的作用，同时对现代城市发展和大众生活方式产生重大而深远的影响。预计从目前到２０２０年，坚强智能电网将推动实现二氧化碳减排累计超过１００亿吨。
7月23日下午消息，中核集团宣布实验快堆首次成功临界后，又有进一步消息称，中俄签订示范快堆备忘录，有意向在中国建设BN-800型示范快堆核电站2台机组。按照中核集团规划，预计2020年完成快堆示范项目，2030年建成快堆商业化项目。
中俄签订核电示范快堆备忘录
7月21日，中核集团宣布：由中核集团中国原子能科学研究院自主研发的中国第一座快中子反应堆——中国实验快堆(CEFR)达到首次临界，意味着我国第四代先进核能系统技术实现突破。我国成为世界上第8个掌握快堆技术的国家。
按照中核集团的规划，中国快堆发展拟采取三步走的发展战略：实验快堆—示范快堆—大型商用快堆，目前已经完成第一步。
今年3月，中国国家副主席习近平在访问俄罗斯期间，与俄罗斯副总理茹科夫共同出席了《中国核工业集团公司与俄罗斯国家原子能集团公司关于在中国合作建造BN-800型示范快堆核电站2台机组的谅解备忘录》的签字仪式，备忘录制定了最近两年的工作计划，有意向在中国建设BN-800型示范快堆核电站2台机组。
与中国快堆进行技术合作的俄罗斯，已开始两座80万千瓦的快堆电站的建造，一座在斯维尔德洛夫斯克，一座在南乌拉尔。
快堆技术使核燃料“越烧越多”
截至目前，世界上共建成了各种类型的快堆21座。快中子反应堆因高利用率和环保价值，成为世界上第四代先进核能系统的首选堆型，代表了第四代核能系统的发展方向。
目前，在核电站中广泛应用的压水堆(如我国的秦山、大亚湾核电站堆型)，对天然铀资源的利用率只有约1%，而快堆则可将这一利用率提高到60%～70%。
由于利用率的提高，相对较贫的铀矿有了开采的价值。就世界范围讲，可采铀资源将因此增加上千倍。以目前探明的天然铀储量推测，快堆的使用可以使铀资源可持续利用3000年以上。
快堆技术不仅实现核燃料“越烧越多”，还具有环保意义。热堆反应后的剩余物的放射性仍然很强，如果直接进行地质处置，耗资惊人。而这些核废料在快堆反应中经过回收再利用以后，放射性物质的衰变期只有二三百年，可以大大减少核废物处置量，降低乏燃料长期毒性风险。
但由于技术难度大，世界各国的快堆仍然停留在实验堆的基础上，尚未发展到商用阶段。
实现商用还需要20年
据中核集团专家介绍，中国下一步建设的示范快堆，与目前的实验快堆相比，在功率、体量上有很大的变化，在技术上也需要有突破。
例如，实验快堆是以高浓二氧化铀为燃料，而为了实现核燃料增殖，还需要在示范快堆中进一步研制铀和钚的混合燃料。在技术开发上，还需要加大对实验设施的投入。另外，还要通过示范项目将现在掌握的技术进行集成，通过示范堆的建设，对所有的工程问题、经济性问题进行验证，才能过渡到商用快堆，最终实现大规模地投入运行。
“预计每10年完成一个阶段，即2020年完成示范项目，2030年完成商业化项目。”中核集团相关人士表示。
记者从中国长江三峡集团公司获悉，世界最大水电站三峡电站近日持续满额发电，２６台巨型机组运行安全稳定，日发电量突破４．３亿千瓦时。
三峡工程共计划安装３２台７０万千瓦水轮发电机组。其中大坝左右岸的２６台机组已在２００３年至２００８年间全部投产，新增的地下电站６台机组尚处于安装阶段。
近日，三峡工程迎来７万立方米／秒的特大洪峰。洪峰虽已过境，但三峡入库流量仍大于２．４万立方米／秒；同时，三峡工程发挥防洪效益，拦蓄洪水使水库水位抬高至１５６米以上，机组水头超过８５米。由此，已投产２６台机组满额发电的两个必要条件首次得到同时满足。
截至２４日２时，三峡入库流量已跌至３．１５万立方米／秒，水库水位已从本轮洪水调度的最高点１５８．８６米略微回落至１５８．７米。预计三峡电站满额发电还会持续一段时间。
记者另从拥有三峡－葛洲坝梯级电站所有发电资产的中国长江电力股份有限公司了解到，三峡工程自２００３年７月首台机组投产以来，三峡电站累计发电量已突破４０００亿千瓦时，为国民经济发展提供了大量清洁能源。
今年上半年，在长江来水较多年均值偏枯的情况下，三峡电站运行管理单位采取多种措施提高设备安全运行管理水平，完成发电２９７．５７亿千瓦时。
从2010年起,
南方电网公司电力基建投资计划实行动态管理，分批次动态下达计划。上半年下达县级电网建设投资218亿元，其中广东84.1亿元、广西23.7亿元、云南40.8亿元、贵州59.9亿元、海南9.4亿元。截至6月底，已完成投资61.7亿元，完成计划的28.3%。
我国将启动新一轮农村电网改造升级建设，用3年时间基本建成安全可靠、节能环保、技术先进、管理规范的新型农村电网。根据国家发改委对新一轮农网改造升级工程建设的思路和要求，下半年南方电网公司以抓好2010年中央投资项目和云南解决无电人口的用电问题为重点，同步做好农网升级改造总体规划和农网改造升级3年（2010-－2012年）实施规划，全面提升农网供电可靠性和供电能力。
上半年，全国发电量19706亿千瓦时，同比增长19.3%，去年同期为下降1.7%。其中，火电增长21.9%，去年同期为下降4.8%；水电增长3.6%，增速同比减缓12.1个百分点。
据行业统计，全社会用电量同比增长21.6%，去年同期为下降3.8%。其中，第一产业用电量增长5.6%，增幅同比提高1.8个百分点；第二产业用电量增长24.2%，去年同期为下降5.7%；第三产业和居民生活用电量分别增长16.2%和13.9%，同比提高6.8和4个百分点。
工业用电量同比增长24.2%，去年同期为下降5.9%。其中，钢铁、有色金属冶炼及加工、化工行业用电量分别增长29.3%、44.3%和20.6%，去年同期为下降8.1%、13.7%和11.9%；建材行业用电量增长20.8%，增速同比提高19.9个百分点；四个行业用电量合计占工业用电量的45.1%，比重同比提高1.8个百分点。
全国发电设备平均利用小时数2295小时，同比增加190小时；其中，火电设备为2534小时，增加300小时。
前5个月，电力行业实现利润505亿元，同比增长2.3倍，增幅同比提高213.5个百分点。其中，发电行业利润293亿元，增长21.7%，增幅同比回落305.5个百分点；供电行业由去年同期净亏损85.6亿元转为净盈利212亿元。
国家电网公司高度重视和支持风电等新能源发展，在风电“规划、建设、运行、技术”等方面开展了大量工作，努力保障风电并网和输送。投资近400亿元建设风电接入和配套送出工程，全力解决风电并网问题，保障了风电及时接入；组织完成甘肃酒泉、新疆哈密等7个千万千瓦级风电基地输电规划，为我国2020年风电建设规模达到1.5亿千瓦的战略目标奠定基础；加强并网技术管理，建设风电并网标准体系，颁布《风电场接入电网技术规定》、《风电调度运行管理规范》等企业标准，促进风电规范接入；加强风电调度运行管理，建立风电实时监测系统和功率预测系统，实现了对经营区域内全部286座统调风电场运行的实时监测，不断提高风电功率预测准确性，科学安排电网运行方式，最大限度提高风电利用率。今年上半年，国家电网累计消纳风电217亿千瓦时，同比增加113%，有力支持了新能源发展。
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