2010年，是国际国内经济形势最为复杂的一年。电力行业将按照国家的要求部署，做好保供电、调结构、降能耗、重发展质量等各项工作；预计新增装机保持较大规模、供应能力进一步增强，需求继续回升，供需总体平衡，全国发电设备利用小时与上年基本持平；煤炭供应紧张、价格上涨矛盾比较突出，行业盈利能力将再次面临考验；电煤、来水和气温将是影响部分地区电力电量平衡的最主要因素。
　　
　　2010年电力供需预测
　　
　　 （一）电力供应能力分析及预测
　　 1.投资保持较大规模，结构继续优化
　　 预计2010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；电网投资占电力投资的比重也会再度低于50%。
　　 2.基建新增维持高水平，全国装机规模将突破9亿千瓦
　　 预计2010年全国全年基建新增装机8500万千瓦，其中，水电新增超过1500万千瓦，火电新增5500万千瓦，核电新增108万千瓦，风电新增1300万千瓦,太阳能光伏新增20万千瓦。预计2010年年中，全国发电装机容量将突破9亿千瓦。2010年年底，全国发电装机容量在9.5亿千瓦左右，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。
　　 3.电煤供需偏紧，价格上涨压力很大
　　 由于现在水库蓄水偏少、需求高位增长，部分省份煤炭资源整合过程中将难以完全释放生产能力，煤炭生产量下降，对电力供应和地区平衡产生一定影响，可以判断，上半年火电发电量及火电耗煤量仍将保持在很高的水平上，电煤供需偏紧的局面短期内难以改变。预计2010年全国电厂发电、供热生产电煤消耗在16亿吨左右。煤炭需求总量增加和结构性、地区性矛盾将进一步推动煤价继续走高，增加电厂煤炭采购难度和采购成本。
　　 4.气温、来水仍有可能影响供需
　　 2010年，我国大部分地区出现气温偏高、偏低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。
　　 预计至2010年汛前，主要流域来水将继续维持目前严重偏枯的趋势，流域来水量仍将严重不足。预计2010年全国来水情况总体为平水年偏枯，今冬明春全国特别是华中地区干旱基本成定局。汛期也存在来水集中、来水量大等可能。
　　 （二）电力需求及供需形势预测
　　 2009年，电力消费增速回升向好的势头已经基本形成，目前，促进经济增长的积极因素多于不利因素。综合判断，预计2010年，全国电力消费增长势头将高于2009年，以2009年全国电力工业统计快报为计算基数，全年电力消费同比增长9%，达到39700亿千瓦时左右。考虑到2009年各月的基数效应，2010年全社会用电量将呈现“前高后低”的总趋势，上半年增速将超过10%，下半年逐步回落。预计全年发电设备利用小时将在4500小时左右，与2009年基本持平或略有下降。
　　 2010年，全国电力供需总体平衡有余。受来水、电煤及天然气供应等不确定性因素影响，上海、江苏、浙江、湖北、湖南、江西、四川、重庆等地区部分时段电力供需偏紧，可能存在一定的电力电量缺口。
　　
　　 对当前电力供需问题的认识与建议
　　
　　 （一）转变电力发展方式，推进行业科学发展
　　 当前，我国电力工业最突出的矛盾仍是电力结构性问题。火电机组和火电发电量比重仍然过高；电源电网发展不协调；我国能源资源与能源消费逆向分布的特征和全球气候变化的压力都要求我国电力工业必须加快转变发展方式，实现科学发展。
　　 1.进一步加快电源结构调整力度，实现清洁发电。
　　 要高度重视清洁煤发电。我国能源结构中以煤炭为主的格局在相当长时期内难以改变，必须充分重视洁净煤燃烧技术的发展与推广。要继续上大压小，积极合理发展热电联产，提高综合能源利用效率。
　　 要继续加快水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源发展，努力提高非化石能源发电在总装机中的比例，加强与电网协调发展的统一规划力度；加强与清洁能源发展有关的政策研究，争取良好的发展环境；组织研究和制订清洁能源发展有关行业标准和技术规范，尽快健全和完善标准体系。
　　 2.加大电网建设力度，实现电源电网协调发展。
　　 要加快建设坚强的智能电网，继续增强“西电东送”、跨区跨省电网输电能力建设，大力推进特高压、大煤电、大水电、大核电、大型可再生能源基地的建设，优化电源结构和布局，促进能源资源在更大范围的优化配置和提高电网平衡能力；加快城农网建设改造力度，实现各级电网协调发展，促进电力发展方式的根本性转变。
　　 （二）逐步理顺煤电关系，完善推进电价改革
　　 1.理顺煤电关系。
　　 2008年煤电关系十分紧张，火电企业严重亏损，煤电运衔接也存在许多矛盾。金融危机以来，电力需求下降导致煤电矛盾趋缓。随着2009年下半年经济形势好转，电力需求上升，电煤消费逐月增长加快。但由于地区电力结构不平衡、枯水期普遍来水少和极端天气影响，出现了缺煤停机或限电，煤价普遍上涨40元／吨左右，电煤问题又重新显现。要理顺煤电关系，特提出如下建议：
　　 一是努力做好当前的煤炭供应工作。煤炭企业应在安全生产的前提下努力提高产量，运输行业应优化调整运力，保证重点地区、重点电厂的煤炭供应，发电企业应积极筹措资金，想方设法购买电煤，以保证当前乃至春节以及“两会”期间的电力安全。要加强对重点合同量、价的监管力度，提高履约率，保证电煤供应。对于部分省份的煤炭资源近期不得外运出省的地方保护政策，要坚决制止。
　　 二是加强国家对煤炭资源的调配力度，建立国家煤炭应急储备制度。煤炭资源作为关系国计民生的基础性资源，国家应该具备相当的调配能力，从宏观制度层面构架煤炭储备体系，以应对电煤频繁告急。启动煤炭储备机制不仅可以缓解能源安全与经济发展提速间的冲突与矛盾，也可以平抑煤炭市场
　　异常波动，防止过度投机行为，符合国际通用做法。同时，也应鼓励各发电集团建立自己的电煤储运机制。
　　 三是加强煤炭产运需协调，整顿电煤流通环节，加大力度帮助电力企业协调重点地区、重点电厂（特别是新增的重点电厂）的电煤产运需保障平衡，确保资源总量基本平衡和稳定供应。尽快建立电煤信息统计体系，完善电煤价格指数测算与发布机制，做好电煤的预测预警工作。
　　 四是适时启动煤电联动。煤电联动机制自2004年年底实施以来，一是不能及时启动，二是有关机制存在问题。现阶段，应进一步完善煤电价格联动机制，调整发电企业消化煤价上涨比例，设置煤电联动最高上限，适当控制电煤价格涨幅，保持煤炭、电力价格基本稳定。应根据2009年年底及2010年初以来电煤价格不断上涨的情况，及时启动煤电联动，以缓解发电企业的经营压力和煤电之间的矛盾。
　　 2.推进电价改革。
　　 近年来的经济运行中，“市场煤、计划电”的体制性矛盾依然突出，电力企业这几年难以承受煤价频繁上涨和电价调整滞后造成的刚性成本增加，行业盈亏基本由政府制定的价格决定。煤电价格矛盾已影响到部分时段、部分地区的电力供需平衡。应采取切实可行的措施，进一步推进电价改革。
　　 一是在合理的电价机制形成过程中，继续坚持煤电联动的原则和机制，同时解决热电价格长期倒挂的问题。
　　 二是加大需求侧管理工作力度，发挥价格对需求的引导调节作用。理顺各种终端能源之间的比价关系，引导用户合理消费各种能源。
　　 三是加快资源型产品价格改革步伐，尽快研究符合市场规律、适应我国国情的科学合理的电价形成机制，以促进清洁能源发展，调整能源结构。
　　 （三）加强能源规划与协调，发挥行业协会作用
　　 近两年电力发展和运行中，暴露出经济发展和电力发展、清洁能源发展与传统能源及电网发展、电力运行与上下游以及相关行业如何协调的问题，电力作为经济运行的晴雨表，又时刻影响这些重大关系的协调发展。建议政府有关部门要综合考虑煤电油运各种因素，做好“十二五”能源总体规划，坚持电力适度超前发展，统筹解决能源布局的结构性问题。建立健全能源综合运输调配体系，包括发展特高压长距离输电，提高相关部门能源跨区域调配能力，增强应对能源资源需求突发性、大规模变动的能力。电力行业发展与煤炭、石油、天然气、交通运输、机械制造、信息通讯、科研教育等行业密切相关。要采取措施推动电力行业和其他行业间合作，建立行业之间的工作沟通与协调机制，努力推动煤电油气运等问题的有效解决。
　　 随着政府职能的进一步转变，行业协会作为政府与社会、企业间的桥梁和纽带，在行业自律、标准制定、合作交流等各项工作中承担着越来越重要的责任。建议国家给予相关行业协会更大的支持，帮助协会与政府、企业共同做好运行形势分析工作，使行业协会更充分地发挥作用。