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2010年能源经济形势及2011年展望国家能源局二〇一一年一月二十八日年，在党中央、国务院的坚强领导下，我国经济进一步巩固和扩大了应对国际金融危机冲击的成果，实现回升向好后的平稳较快发展。能源行业加快转变发展方式，加大结构调整力度，供应保障能力进一步增强，较好地支撑了经济社会发展对能源的需求。2011年是“十二五”开局之年，能源经济将保持平稳发展态势，能源生产持续增长，在资源环境、节能减排目标约束下，能源需求增速稳中有降，市场供需总体平衡。一、2010年能源供需形势及特点2010年全国GDP实现了10.3%的增长，增幅比上年加快1.1个百分点，接近1978-2009年平均9.9%的长期增长趋势线，延续了平稳较快增长的发展态势。受宏观经济拉动，能源经济回升向好态势不断巩固，供应保障能力进一步增强，能源消费持续回升，全年能源运行总体保持平稳。（一）煤炭产销快速增长，价格波动中调整2010年全国煤炭产销两旺。铁路运煤干线加快扩能改造，煤炭调运能力显著增强，全年煤炭运量累计完成20亿吨，比上年增长14.2%；主要中转港口煤炭发运量5.6亿吨，增长21.5%。年末全国重点发电企业煤炭库存5607万吨，可用天数15天，基本处于正常水平。2010年国际煤炭市场需求相对疲软、价格走低，东南沿海电厂加大海外采购力度，带动全国煤炭进口大幅增长，全年累计净进口煤炭1.46亿吨，增长40.9%。1、煤炭价格阶段性波动特征明显。2010年全国煤炭价格呈“W型”走势。年初极端低温天气带动取暖负荷大幅上升、火电量快速增长，加之枯水期水电减发，煤炭需求旺盛，价格处于较高水平，秦皇岛港5500大卡煤炭价格805元/吨左右。春节过后气温回升，煤炭需求和价格逐渐回落，3月下旬降至年内最低675元/吨左右。二季度，工矿企业生产持续复苏、高载能行业用能快速增加，西南地区干旱、火电满负荷运行，加之发电企业提前储煤迎峰度夏，拉动煤炭需求“淡季不淡”，5月份秦皇岛港5500大卡煤价升至760元/吨。迎峰度夏期间，水电满发，重点发电企业库存充裕，煤炭消费“旺季不旺”，价格回落至720元/吨左右。10月下旬以来，受国际能源价格上涨和我国冬储煤在即等因素影响，国内煤炭价格快速上涨，11月底达到807元/吨，恢复至年初水平。2、行业管理部门加强宏观调控，稳定市场煤价。入冬以后，冬储煤需求增加，全国大范围强低温天气推升取暖用煤需求，12月下旬，全国日均火电发电量达到107亿千瓦时，创年内新高，旺盛的市场需求促使煤炭价格在高位运行，电力企业存煤积极性下降。为保持国民经济平稳运行，国家能源局召开座谈会要求煤炭企业在保证安全的前提下，确保迎峰度冬期间的煤炭供应；各地煤炭行业管理部门要会同价格管理部门联手打击囤煤惜售、恶意炒作行为，不得干预煤炭外运，保持良好的市场流通秩序；督促电力、煤炭企业做好2011年度电煤衔接，订立长期供货协议。在有关各方积极配合下，煤价趋于稳定，电煤价格适当下降。12月底，秦皇岛港5500大卡煤炭价格为775元/吨，比11月底下降30元/吨。（二）电力供应能力不断增强，需求增速逐步回落1、电力供应持续增长。2010年全国新增发电装机9127万千瓦，其中，水电1661万千瓦，火电5872万千瓦，核电174万千瓦，风电1399万千瓦。截至2010年底，全国发电装机累计达到9.6亿千瓦，其中，水电2.1亿千瓦，火电7亿千瓦，核电1080万千瓦，风电3107万千瓦。全年累计发电量4.14万亿千瓦时，比上年增长13.3%。全国发电设备累计平均利用小时达到4660小时，比上年增加114小时，是2005年以来发电设备利用小时持续下降后的首次回升。其中，水电3429小时，比上年提高101小时；火电5031小时，提高166小时；核电7924小时，提高208小时；风电2097小时，提高20小时。2、电力需求增速前高后低。2010年全社会用电量累计达4.19万亿千瓦时，比上年增长14.6%。受上年基数和节能减排力度加大影响，增速前高后低，逐季回落。一季度受宏观经济回升向好拉动，用电量延续了2009年四季度以来快速增长势头，工业特别是重工业仍然是全社会用电量快速增长的主要拉动力量。二季度国家加大宏观调控力度，用电量增速开始回稳。三季度，随着宏观调控措施效果的进一步显现，钢铁、化工、建材、有色四大行业用电量开始回落，拉动第二产业用电量占全社会用电量比重下降。迎峰度夏期间，全国降温负荷迅速攀升，第三产业和居民生活用电增长较快，成为全社会用电量增长的主要拉动力量。进入四季度，各地节能减排力度加大，重工业用电增速快速回落。11月份四大主要用电行业累计用电量1086亿千瓦时，同比下降1.8%，一年来增速首次转负，比全社会用电增速低5.7个百分点，处于多年较低水平。3、迎峰度冬期间，华中、西南部分省市电力供应偏紧。进入12月份，各地“十一五”节能减排任务基本完成，前期受到抑制的煤炭和电力需求一定程度上得到释放；强低温天气覆盖全国大部分地区，取暖负荷大幅上升，电煤库存持续下降；与此同时，煤炭价格相对高企，中、西部地区的火电企业亏损加剧，电厂存煤积极性下降。12月31日，重点发电企业煤炭库存可用天数降至15天，远低于10月底21天的水平。由于电厂存煤下降较快，河南、湖北、湖南、江西、重庆和陕西等省先后采取有序用电或拉闸限电措施。（三）成品油消费增长较快，四季度柴油出现时段性短缺2010年原油产量稳步增长，首次突破2亿吨，比上年增长6.9%，为近年来最高增速。原油进口2.39亿吨，增长17.5%。原油加工量达4.23亿吨，增长13.4%，创十年来最高增速。全年汽油产量7675万吨，增长5.1%；煤油1715万吨，增长15.3%；柴油1.59亿吨，增长12%。全年石油表观消费量4.49亿吨，增长12.3%。2010年国际油价震荡上扬，前三个季度基本在70-85美元/桶间波动，11月以来，在发达国家“二次政策刺激”，特别是美国第二轮量化宽松政策影响下，国际油价强势上扬，年末达到92美元/桶，创26个月以来新高。国内成品油价格三次调升、一次调降，成品油消费持续回暖，从三季度开始，已恢复至金融危机前水平。受宏观经济拉动，柴油消费大幅增长。全年汽车销量突破1800万辆，比上年增长32.4%，是汽油消费平稳增长的主要拉动力量。世博会、亚运会带动旅游消费持续升温，加之商务出行活跃，航空煤油消费保持旺盛需求。进入四季度，三秋农忙用油增多，部分地方为完成“十一五”节能减排任务，用电量一定程度受到抑制，一些地方启用柴油发电，放大了社会正常用油需求，10—11月，江苏、湖北、湖南等地柴油供应偏紧。在国家发改委和国家能源局积极协调下，石油企业采取了增加进口、调整加工量、加强运输调度等措施，有效增加了国内市场供应。进入12月份，柴油市场供求秩序恢复平稳，库存逐渐回升。（四）天然气消费快速增长，冬季用气高峰平稳度过2010年全国天然气产量达到944.8亿立方米，比上年增长12.1%。进口LNG934万吨，增长75%；首次进口管道气44亿立方米。非常规天然气开发取得积极进展，煤层气利用量36亿立方米，增长42.3%。天然气市场规模快速扩张，主要消费地向中东部经济发达地区集中。全年天然气表观消费量预计将达1100亿立方米，比上年增长20.4%。为防止2009年冬季的“气荒”重演，国家发改委、能源局提前制定应对预案。从三季度开始主动协调油气企业，一方面加大天然气增储上产，鼓励开展天然气储备；另一方面加大LNG现货采购，补充国内缺口；同时，调整检修计划，加快天然气主干管网的投运进度，市场资源供应量得到有效保障。在有关各方的共同努力下，2010年冬季全国没有出现“气荒”现象。二、2010年能源行业的新进展2010年，在努力构建安全稳定经济清洁现代能源产业体系目标的指引下，能源行业加快转变发展方式，着力优化能源结构，注重保障民生，不断增强保障能力。（一）能源发展方式加快转变，结构调整力度加大一是稳步推进大型煤炭基地建设。鼓励开发、建设大型现代化煤矿，严格限制新建小煤矿。国家规划的14个大型煤炭基地有12个产量超过亿吨，总产量28亿吨。二是煤矿企业兼并重组取得成效。2010年国务院印发了《关于加快推进煤矿企业兼并重组的若干意见》（国办发〔2010〕46号），明确要求打破地域、行业和所有制限制，鼓励各类所有制煤矿企业以产权为纽带、以股份制为主要形式进行兼并重组。山西省矿井个数由2598处减少到1053处，内蒙古和宁夏联手打造宁东—上海庙国家级能源化工基地，河南、贵州、山东等省推进煤矿企业强强联合。形成了神华、中煤、同煤、山西焦煤和陕西煤化5家亿吨级特大型煤炭生产企业，淮南矿业等9家年产量在5000万吨以上的企业，千万吨以上煤炭企业集团超过50家，产量达到17.3亿吨。三是加大力度关闭小煤矿。国家发改委、国家能源局等4部门联合发布《关于进一步淘汰煤矿落后产能推进煤矿整顿关闭工作的通知》，2010年，全国关闭小煤矿1693处，淘汰落后产能1.55亿吨。目前全国年产30万吨以下小煤矿已减少到1万处以内。四是推进电力工业“上大压小”。2010年关停小火电1100万千瓦，“十一五”期间累计关停小火电7210万千瓦。全国在役火电机组中，30万千瓦及以上机组比重提高到70%以上，其中60万千瓦及以上清洁机组占33%，年底全国在运百万千瓦超超临界火电机组达到33台，在建11台。2010年全国平均供电煤耗335克/千瓦时，比上年下降5克/千瓦时。（二）清洁能源加快发展，能源结构不断优化2010年全国电源工程建设完成投资3641亿元，其中，水电791亿元，火电1311亿元，核电629亿元，风电891亿元。非化石能源建设投资占电源建设总投资的比重达到63.5%，比上年提高4.8个百分点。云南小湾、四川瀑布沟、青海拉西瓦、贵州构皮滩等一批水电项目陆续投产。截至2010年底，全国水电总装机超过2.1亿千瓦，占电力总装机的22%，水电在能源结构调整中的作用更加突出。2010年秦山二期三号机组和岭澳核电站三号机组投产，结束了核电3年没有新增装机的局面，总装机达到1080万千瓦，核电在建机组28台3097万千瓦，在建规模世界第一。2010年风电新增并网装机1399万千瓦，累计并网装机3107万千瓦，装机规模仅次于美国，居全球第二，全年发电量501亿千瓦时，比上年增长81.4%。2010年太阳能发电新增装机40万千瓦，累计装机达到70万千瓦。至2010年底，非化石能源装机比重合计占26.5%，比上年提高1.1个百分点，累计发电量7862亿千瓦时，按发电煤耗折算约合2.63亿吨标准煤。（三）扎实开展保障民生工程，城乡用能结构加快升级一是改善城镇居民用能条件。至2010年底，全国除西藏外，其余30个省区市全部用上了天然气。初步实现长三角、京津唐等重点用气地区多气源灵活调度，弥补了华北和华东地区大中型城市用气缺口。在北方高寒地区大中城市因地制宜建设热电联产机组，解决城市人口供暖问题。二是加快农村能源建设。2010年启动了新一轮农村电网改造工程，共安排中央投资计划651亿元，其中中央预算内资金120亿元；安排无电地区电力建设工程中央投资计划29亿元，其中中央预算内资金12亿元。计划用3年时间对未改造农网进行全面改造，对已改造过的进行升级改造，基本解决农业生产用电突出问题；逐步理顺农村电力管理体制，实现城乡各类用电同价目标。三是积极支持边疆地区能源建设。加快项目核准，扩大中央资金政策惠及范围，解决新疆偏远农牧区基本用电问题。实现了新疆电网与西北750千伏主网互联，打通了新疆电力外送通道。北疆三条天然气管线陆续建成，启动了南疆天然气利民工程，南疆三地州25个市县人口集中地区居民生活用气问题两三年内将得到解决。组织建设西藏拉萨和阿里应急燃油机组，缓解西藏电力供应紧张；开工建设青藏联网工程，西藏电网不再孤网运行；西藏农村“户户通电”工程全面竣工，解决了西藏主电网覆盖的全部32个