●2011：发电量47217亿千瓦时，超过美国最高水平(2008年43438亿千瓦时)，跃居世界第一。发电装机容量超过10亿千瓦，上了一个新台阶。
随着青海—西藏联网工程投产，实现了除台湾以外的全国主要电网联网。
  ●2012：今年将是水电投产丰收年，全国新增水电容量有可能超过2000万千瓦。火电将投产5000万千瓦左右，较前几年每年新投产容量减少，将加剧大部分地区缺电局面。全国电力供需形势总体平衡，部分地区偏紧。全国缺电约3000万-4000万千瓦。
  ●2015：2015年发电量将达62800亿千瓦时，“十二五”年均增长8.2%，相应发电装机容量将达14.5亿千瓦左右。风电2015年装机争取超过1亿千瓦;太阳能发电争取2015年达到1500万千瓦以上;安全高效发展核电，2015年投产3500万-4000万千瓦左右。
2011年电力工业发展开局良好
  2011年我国社会经济及电力工业继续快速发展。国内生产总值476514亿元，增长9.2%;社会消费品零售总额183919亿元，增长11.6%;固定资产投资311022亿元，增长15.9%;外贸总额36421亿美元，增长22.5%。人民收入提高，城市人均收入21810元，增长8.4%，农村6977元，增长11.4%。工业化带动城镇化水平不断提高，城镇人口69079万人占51.3%，超过人口一半。
  电力工业发展成果喜人，发电量47217亿千瓦时，增长11.68%。
  全社会用电量46928亿千瓦时，增长11.74%。发电设备利用小时数4731小时，其中火电5294小时，较上年提高264小时。供电煤耗330克/千瓦时，降低3克/千瓦时，网损6.31%。
  电力投资7379亿元，与上年持平，其中发电工程3712亿元，电网工程3682亿元。
  新增发电装机9041万千瓦，总发电装机容量105576万千瓦。
  火电是我国发电装机容量和发电量构成主体。
  电网建设新增220千伏以上线路35071千米，变电容量20906万千伏安。全国220千伏以上线路总长度480330千米，变电容量219923万千伏安。均居世界首位。我国六大区域电网结构坚强，各大电网间交直流联网方式合理。智能电网建设进展良好，特高压交直流输电取得新的成就，电网技术走在世界前列，科技、管理水平不断提高。
  2011年全国电力供需大体平衡，基本满足了社会经济发展用电增长需要。由于部分地区新增发电容量赶不上用电增长需要以及水电来水偏枯，少数电厂短时缺煤少发，发电亏损等原因，造成部分地区电网出现不同程度的缺电。华东、华中、南方、华北四大电网共计缺电约3000多万千瓦。西北、东北电网电力略有富余。
  全国燃煤火电装机70667万千瓦，发电量36913亿千瓦时发电供热用煤(折5000大卡/千克)约18亿吨;气电装机3265万千瓦，发电量1048亿千瓦时，用天然气约210亿立方米。
  全国年末结转发电项目规模约1.67亿千瓦，其中水电约7000万千瓦，火电约6800万千瓦，核电2924万千瓦。在建规模偏小，特别是解决近期用电的火电不足，不能适应用电增长需要，将加剧电网缺电。日本发生福岛核电重大事故后，全国暂停核准核电新开工项目及前期工作项目。
  国家核准光伏发电上网电价为1元/千瓦时以后，光伏发电取得突破性进展，并网发电容量由24万千瓦增加到214.3万千瓦。
企业经济效益下降，火电亏损严重。
  因煤价放开、电价限死，没有及时实行煤电价格联动调整，致使火电企业成本上升，亏损严重。1~9月五大发电集团电力业务合计亏损130亿元，其中火电业务亏损263.8亿元，9月一个月亏损38.2亿元。
  四季度国家核准调高火电上网电价2.6分/千瓦时，全年火电亏损319亿元(含热力)，情况有所好转，但仍未根本解决。
  2011年在电力工业发展史上发生三件具有里程碑意义的大事
  1.发电量47217亿千瓦时，超过美国最高水平(2008年43438亿千瓦时)，跃居世界第一。但人均发电量仍只有3504千瓦时/年，为美国四分之一，发达国家38%左右。
  2.发电装机容量超过10亿千瓦，上了一个新台阶。
  3.随着青海—西藏联网工程投产，实现了除台湾以外的全国主要电网联网。
  发电量是反映各国经济发展水平的主要指标之一，不受价格汇率等因素影响，数据翔实可靠。总发电量反映综合实力，人均发(用)电量反映经济发展程度。说明我国正大步走在工业化城镇化现代化快速发展的大道上，向全面建成小康、现代发达国家目标奋勇前进。前程似锦，任重道远。
2012年电力工业发展预测
  我国正处于工业化城镇化现代化快速发展中期阶段。人均国内生产总值、城乡居民人均收入、人均一次能源消费量和发电量水平均不高，发展的空间必要性很大，发展需求和良好的发展条件未变。但因经济基数增大、市场、资源、环境等制约作用加大，以及受国际金融危机使外贸增速大幅下降等影响，经济增速将放缓。国家审时度势对宏观经济政策及时进行微调，提出了稳中求进的发展方针。2012年我国社会经济及电力工业将继续平稳较快发展，增速略有降低，国内生产总值规划目标增长7.5%，预测实际可能达到8.5%左右。因钢铁、有色、化工、建材等重工业产品人均水平，一部分已达世界较高水平，增速将下降，预测发展速度在5%~8%左右，低于GDP增速，因此电力弹性系数将降到0.9~1左右，预测发电量增速约为8%左右，达到51000亿千瓦时左右。
  新增发电装机容量，中电联预测8500万千瓦左右，其中水电2000万千瓦，火电5000万千瓦，核电100万千瓦，风电太阳能及其他1400万千瓦。全国发电装机容量达到10.4亿千瓦。
  1.今年将是水电投产丰收年，金沙江下中游、向家坝(640万千瓦)、梨园(228万千瓦)、雅砻江锦屏二级(480万千瓦)、官地(240万千瓦)、澜沧江糯扎渡(585万千瓦)等一批大型梯级水电站将开始投产，随着最后2台70万千瓦投产，举世瞩目世界最大的三峡水电站将全部建成，装机容量达到2250万千瓦。蒲石河等抽水蓄能电站也将投产，加上其他大中小型水电投产容量，全国新增水电容量有可能超过2000万千瓦。
  2.风电和太阳能发电将继续快速发展。
  国家能源局提出了继续实施“十二五”第二批规模为1500万~1800万千瓦的风电项目建设计划和“十二五”第一批规模为300万千瓦太阳能开发计划，已全面顺利展开。
  风电布局已全面展开，发展态势良好，东、中部地区和川云贵都有大批风电在建设。将着力加强东、中部地区陆上风电和沿海地区海上风电发展，市场容量大、电网消纳能力强，但造价和发电成本高些，海上风电可能高一倍以上，需政策支持。资源条件优越的三北风电基地将继续较快发展，需抓紧研究解决蒙东、蒙西、酒泉、哈密四大(千万千瓦级)风电基地跨区远距离输电问题。加快风电发展必需认真解决好电网规划建设、提高智能化水平、增强消纳能力的问题。
  太阳能光伏发电在确定上网电量按1元/千瓦时全额收购，和建筑结合的光伏发电每瓦补贴7元投资后，发展开始加快。太阳能发电目标基本明确，发展布局、发展方式、优惠政策等尚需进一步研究明确。结合我国实际情况近期应以发展和建筑结合的阳光屋顶为主，在西部荒漠地区的大型光伏基地为辅。太阳能发电也是随机性强的不稳定电源，较难单独利用，必须与电网调节性好的电源配合运行才能使用，电网消纳能力不大，且利用小时低，只有1500小时左右，输电经济性差，技术难度大，在西部地区规划建设大型光伏基地必须慎重。
  在综合做好光伏发电、调节电源及送电规划经国家核准后安排建设。当地电网能消纳的太阳能发电应大力提倡鼓励发展。
  3.火电将投产5000万千瓦左右，较前几年每年新投产7000万~8000万千瓦容量减少很多，在建规模也较少，不能满足用电增长需要，将加剧大部分地区缺电局面。我国经济发达用电较多的东、中部分地区80%以上靠火电解决，新增用电因水电已基本开发完，核电数量不多，风电、太阳能发电近期新增电量不多，且电力不稳定，西电东送因西部地区用电跨越式增长可外送电量增量也不大。东、中部地区新增用电主要还靠新建火电解决。妥善安排好火电建设是解决东、中部地区供电的关键。建议在缺电地区新开工1亿千瓦左右火电，使在建火电规模保持在1亿千瓦左右，每年投产6000万千瓦左右，确保电网供电。根据天然气供应可能新开工800万~1000万千瓦天然气发电项目，优先用于分布式电源，提高天然气发电比重。
  4.核电在建项目26台机能2924万千瓦，安全检查全部合格，发现问题及时整改，正在按新标率进行建设。新项目待国家核安全规划及核电中长期发展规划批准后再审批建设。核电建设将稳步推进。
  5.电网建设继续较快发展，西电东送能力增强。结合大型水电站投产及大容量跨省输电的需要，建设及投产一批特高压超高压交直流输电工程。直流有锦屏至苏南±800千伏容量720万千瓦特高压直流、溪洛渡至广东双回±500千伏容量630万千瓦直流，糯扎渡至广东±800千伏容量500万千瓦直流等;特高压交流有淮南至皖南至浙北至上海1000千伏双回输变电工程等，晋东南至南阳至荆门特高压交流输电工程送电能力提高至400多万千瓦。青藏直流输电工程按用电增长需要逐步增大送电容量，较好地保证了拉萨电网用电。
  六大区域电网容量扩大结构加强。全国联网在水、火电互补调剂余缺等方面作用增大。各级电压电网建设继续加强，智能化水平提高。着力解决60万无电人口用电困难。
  6.全国电力供需形势总体平衡，部分地区偏紧。全国缺电约3000万~4000万千瓦。因发电新增装机赶不上用电增长需要及水电枯水期少发等原因，在用电高峰时段及枯水期，华东电网缺电约1000万千瓦，华中电网约1000万千瓦，南方电网1000万~1400万千瓦，华北电网约700万千瓦，缺电较多的省网为浙江、江苏、广东、重庆、湖南等。西北、东北电力供需平衡并略有富余。
  7.全国发电供热用煤(折5000千卡/千克)约19.4亿吨左右，较上年增加1.4亿吨，2012年煤炭规划增产2亿吨以上，可以满足发电用煤增长需要。关键在妥善解决铁路运煤问题。
近期发展展望及几个问题探讨
  1.2015年发电量和装机容量发展水平。“十二五”后三年发电量和装机容量继续快速增长，规划“十二五”GDP增速7%，实际可达8%左右，按电力弹性系数0.9测算，2015年发电量将达62800亿千瓦时，“十二五”年均增长8.2%，相应发电装机容量将达14.5亿千瓦左右。
  2010年我国人均发电量3150千瓦时/年，刚达到世界人均发电量(约3000千瓦时/年)水平。
  由此可见，“十二五”发电量增速在相同人均发电量水平时，较主要发达国家高一些，低于韩国。我国节能节电工作成效好，电力弹性系数较发达国家同期水平低得多。2015年发电量62800亿千瓦时，大体是合适的。相应发电用一次能源需19亿吨标煤，较2010年增加约6亿吨标煤。
  2.转变发展方式，加快清洁电源建设，节能减排，低碳发展。发展规划、目标、方针政策已基本明确，主要是抓好落实，实现 “十二五”单位GDP能耗强度降低16%，减排温室气体17%和非化石能源占一次能源消费11.4%的目标。
  (1)水电在做好移民安置环境保护基础上，重点开发金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江梯级水电，着手开发怒江梯级水电站，发展中、小水电，建设一批抽水蓄能电站。2015年常规水电装机约26000万千瓦，抽水蓄能电站4000万千瓦。
  (2)风电2015年装机争取超过1亿千瓦，优先加快发展用电较多地区的风电和海上风电建设，落实蒙东、蒙西、酒泉、哈密四大千万千瓦级风电远距离外送规划，建设以输送利用小时在3600小时以上风电经济可用容量为主、火电为辅的特高压交直流输电工程，技术上可行，经济上合理。
  (3)光伏发电重点在做好各省规划及落实工作，争取2015年太阳能发电达到1500万千瓦以上。采取优惠政策加快阳光屋顶光伏发电建设，就近利用，力争占比达到50%左右。开发光伏发电条件好的青海、甘肃、宁夏等地区要做好大型光伏电厂发电、送电规划，同步协调安排建设。研究蓄能调节、就地利用、提高输电经济性等问题。
  (4)安全高效发展核电，管好已运行15台1257万千瓦核电，确保安全，按新标率建设好在建26台2924万千瓦核电容量。在核安全规划及核电中长期发展规划批准后，新开工一批第三代技术核电及高温气冷堆项目，加强第三代核电技术、第四代核电、块堆、核燃料加工及后处理技术等的研制工作，扩大核电装备制造能力。2015年投产3500万~4000万千瓦左右。

近日，福建厦门电业局团委、厦门市实验小学组织部分小学生来到厦门纯电动汽车充换电站，“零距离”接触纯电动汽车并开展试乘体验活动，学生们对这种无噪音、无污染的新玩意表现出极大兴趣。
  (5)火电采用大容量高效机组及发展热电联产，增加天然气发电比重，2015年火电装机约10.3亿千瓦左右，发电煤耗降到300克/千瓦时左右。
  3.新开工一批火电，缓解近期缺电，提高天然气发电比重。
  我国去年缺电3000万千瓦，今年缺电约3000万~4000万千瓦，今后每年新增电量约4000亿千瓦时左右，非化石能源发电只能满足35%左右，其余65%左右主要靠建设火电解决，每年约需新增6000万千瓦左右。2011年结转火电建设规模约6800万千瓦，今年投产5000万千瓦，都太少了，不能满足用电发展需要。建设抓紧新开工一批火电，重点布局在用电较多地区，因运煤到用电中心地区发电比在矿区建厂送电，能耗要降低10%左右，且投资省、建设快、供电可靠性高、成本低。争取今年新开工1亿千瓦左右。火电建设规模达1亿千瓦左右，每年投产6000万千瓦左右。 “十二五”天然气供应量增加很快，将由1100亿立方米增至2500亿立方米。每年250亿~300亿立方米，且发展前景良好。天然气发电较燃煤火电能耗低、调节性能好、二氧化碳排放量不到煤电一半，但发电成本高。建议适当增加发电用气在新增气源中的比重，争取达到30%左右，每年新增天然气发电装机容量800万~1000万千瓦左右，提高在火电中占比。
  发展煤电要妥善解决环保、煤炭供应、运输和上网电价等问题。煤电建设要符合国家环境保护标准，不影响生态环境。“十二五”煤炭开发重点在内蒙古、陕西、山西、新疆等地，煤炭可增产10亿吨以上，可以满足发电用煤需要，关键在解决好铁路运输能力问题，要汲取以往规划中对铁路运煤量估计不足，运煤干线建设滞后造成运煤紧张的教训，加快内蒙古至曹妃甸，内蒙古经陕西、河南、湖北、湖南至江西吉安，新疆哈密至西安等年运煤量在2.5亿吨以上的三大通道建设。这是保障我国能源供应安全的重大战略 项目。建议重点安排建设。
  加快电价改革步伐，目前要按煤电联动的规定及时调整火电上网电价，解决火电亏损，提高办火电积极性。各省新增天然气发电增加的费用宜由本省自行提价消化。
  4.关于电网发展及西电东送问题。
  (1)六大区域电网及各省电网容量增加，结构加强。2015年华北、华东、华中、南方四大电网容量将达3亿千瓦左右，西北、东北电网达1亿千瓦左右。广东、内蒙古、江苏、装机容量将达1亿千瓦左右。各级电压电网进一步发展完善，供电能力增强，智能化水平提高。争取较快解决500万无电人口的供电问题。全国联网能力稳步增强。
  (2)关于西电东送问题。我国东部、中部地区经济发达用电多能源资源少，西北部地区能源资源丰富，可开发发电容量大，人少用电少，呈逆向分布。煤炭资源集中在山西、内蒙古、陕西、新疆，水能资源西南占70.6%，风能开发条件好的70%以上在西部及北方，太阳能开发条件好的也在西部荒漠地区，可 以建设大型光伏发电基地。加快可再生能源和煤炭开发利用，把资源优势转变成经济优势，促进各地区经济和谐发展，加大西电东送步伐是正确合理的选择。
  目前我国已形成北、中、南三大西电东送通道。北通道主要送煤电，把内蒙古、山西、宁夏煤电送到京津冀鲁地区，2015年送电容量将由目前的2000多万千瓦增加到4000万千瓦左右。输电方式华北电网内部为交流，宁夏—山东为直流。
  中通道主要送水电，把三峡、金沙江、雅砻江梯级水电送到华东、华中东四省、及广东电网，“十二五”还要研究把西北风电、光伏发电及少量煤电送到中部、东部地区可行性，输电容量将由目前2000多万千瓦增加到2015年5000万千瓦左右。输电方式以直流为主，少量交流。
  南通道把云南贵州水电及部分贵州火电送到广东、广西。2015年送电容量将由目前2000多万千瓦增加到4000万千瓦左右，输电采用多回路交直流混合方式。西电东送水电需要处理好当地用电和外送的关系，应优先满足当地用电需要，多余再外送。我国水电特性丰枯水期电力相差很大，一般在枯水期保证电力不到装机容量30%，枯水期水电全留在当地可能还不够，原则上丰水期多送季节性水电，枯水期少送或不送电量多送调节容量，发挥水火电互相补偿调节作用。随着近区电网用电增多，要及时调整当地用电和外送用电比例关系。一般在大水电投产初期向外区送电较多，以后逐年减少。这是中外大型水电发展的一条共同规则。
  建议研究解决蒙东、蒙西、酒泉、哈密四大千万千瓦级风电外送问题。抓紧进行酒泉至湖北(或湖南)以送风电为主、火电为辅的特高压直流输电工程的可行性研究，争取及早开工建设。在水资源贫乏生态环境十分脆弱的哈密地区不宜建设大量火电向外送电，近期拟规划建设的哈密至郑州特高压直流输电工程，建议研究按风七、火三的比例输送电力，既保护了哈密生态环境又可促地区 经济发展，增强和谐稳定。当送电容量800万千瓦时，电量354亿千瓦时，其中风电560万千瓦，电量210亿千瓦时，火电240万千瓦，电量144亿千瓦时;输电利用小时4400小时，与目前大多数输电工程差不多。既解决了河南缺电，又增加了可再生能源比重。
  但增加了电网运行困难，因风电电量只占河南用电量6%左右，又有华中电网支撑，电网是可以消纳的。
  5.加强电力规划工作。搞好负荷预测，优化配置各种电源，统筹协调安排好电源电网建设，以免造成在厂网分开管理后电厂、电网建设脱节，电力系统发展不协调。做好电厂、电网重大建设项目的科学论证前期工作，提高工程效益。抓紧抓好一批新开工火电的布局解决近期缺电问题，采取有效措施加快可再生能源发电及核电发展，提高清洁能源发电比重，促进低碳发展。根据新情况新问题及时研究修改电力规划，为电力工业又好又快发展创造条件。